袁鵬 劉俊德 雷衛(wèi)明 賈鵬暉 李乾

（1.新疆油田公司工程技術(shù)研究院；2.新疆油田公司基本建設(shè)工程處；3.新疆油田公司準(zhǔn)東采油廠）

1 背景介紹

新疆油田某區(qū)塊原油集輸能耗占集輸系統(tǒng)總能耗的90%以上，原油集輸指的是把油井生產(chǎn)的油氣收集、輸送和處理成合格原油的過程[1]。某區(qū)塊集輸工藝采用“井口→計量站→處理站”二級布站流程，原油處理站采用“多功能處理器+凈化油罐二次沉降”工藝，其來液量3 562 t/d，綜合含水率85%，氣油比74 m3/t，進(jìn)站溫度35～38℃，一段加熱溫度55～58℃，年耗氣量達(dá)262.7×104m3；油區(qū)有開井?dāng)?shù)263口，加熱井?dāng)?shù)214口，計量站為39座，加熱計量站為18座，均為燃?xì)饧訜岱绞?，年耗氣量達(dá)515.6×104m3。

綜上所述，新疆油田某區(qū)塊原油集輸系統(tǒng)中消耗天然氣量為778.3×104m3，能耗為10 351.4 tce，由于水的比熱容約為原油的2倍，隨著采出液含水的上升，加熱能耗與成本會逐步升高，新疆油田開展了單井常溫集輸、計量站常溫集輸、處理站低溫脫水工藝研究，從而優(yōu)化了單井加熱模式和溫度，提高了集輸處理系統(tǒng)整體效率[2-6]。因此，需結(jié)合新疆油田某區(qū)塊原油物性特性，在實(shí)現(xiàn)低溫破乳和滿足油區(qū)安全集輸?shù)臈l件下，開展原油集輸系統(tǒng)優(yōu)化分析及對策研究。

2 室內(nèi)實(shí)驗分析

2.1 原油物性分析

對新疆油田某區(qū)塊外交油原油密度、凝點(diǎn)、30℃和50℃脫氣原油黏度、析蠟點(diǎn)、析蠟高峰區(qū)、蠟含量進(jìn)行分析，原油物性實(shí)驗結(jié)果見表1。由表1可知，新疆油田某區(qū)塊原油為中質(zhì)油，黏度、凝固點(diǎn)、析蠟點(diǎn)、含蠟量較高，析蠟高峰區(qū)在38～24℃[7-9]。

2.2 含水原油黏溫特性分析

根據(jù)目前新疆油田不同性質(zhì)油品轉(zhuǎn)相點(diǎn)統(tǒng)計分析，輕質(zhì)油室內(nèi)實(shí)驗轉(zhuǎn)相點(diǎn)含水率在40%～55%，安全輸送含水率50%～55%，井口輸送溫度約為16℃，而重質(zhì)油室內(nèi)實(shí)驗轉(zhuǎn)相點(diǎn)含水率在40%～55%，安全輸送含水率50%～70%，井口輸送溫度在55～70℃；通過對中質(zhì)油進(jìn)行含水原油黏溫特性室內(nèi)實(shí)驗分析，相同溫度下，隨著中質(zhì)油含水率的上升，黏度變化是先增大后達(dá)最大值后再變?。幌嗤氏?，隨著溫度上升，黏度隨著降低，含水原油黏溫特征分析結(jié)果見表2。

表1 原油物性實(shí)驗結(jié)果Tab.1 Test results of crude oil physical properties

表2 含水原油黏溫特征分析結(jié)果Tab.2 Viscosity-temperature characteristics of water-bearing crude oil

經(jīng)室內(nèi)實(shí)驗分析可知，轉(zhuǎn)相點(diǎn)含水率在50%～60%，在相同溫度下，當(dāng)含水大于50%后，隨著含水的上升，確定黏度逐漸降低，有利于中質(zhì)油常溫集輸?shù)膶?shí)現(xiàn)。

2.3 黏壁溫度分析

目前大慶、華北、大港油田均已開展常溫集輸工藝研究。黏壁溫度決定了常溫集輸輸送的溫度，低于黏壁溫度，管道會發(fā)生明顯的黏壁現(xiàn)象，黏壁溫度一般低于凝固點(diǎn)1～3℃[10-11]。

通過對黏壁溫度室內(nèi)實(shí)驗分析，新疆油田某區(qū)塊中質(zhì)油的黏壁溫度為14℃。不同含水率下油樣黏壁溫度結(jié)果見表3。

表3 不同含水率下油樣黏壁溫度結(jié)果Tab.3 Results of wall adhesion temperature of oil samples at different water content

2.4 原油脫水實(shí)驗分析

處理站油樣一段熱化學(xué)沉降脫水實(shí)驗見表4，處理站油樣二段電脫水實(shí)驗見表5。依據(jù)室內(nèi)原油脫水實(shí)驗分析，處理站多功能處理器進(jìn)口油樣含水85%，脫水溫度為30℃，藥劑加藥濃度為50 mg/L，沉降60 min，原油含水28.6%，可滿足一段脫水要求（含水＜30%）；二段電脫進(jìn)口油樣原始含水為27.3%，當(dāng)脫水溫度為50℃、加藥濃度為50 mg/L，二段電脫水40 min以上原油含水可小于0.5%。滿足二段脫水的指標(biāo)要求。從KLD-1、KLD-2、KLD-3三種低溫破乳藥劑與現(xiàn)場藥劑對比實(shí)驗中，優(yōu)選出了KLD-3破乳劑，在脫水溫度為30℃，添加現(xiàn)場藥劑加藥濃度為50 mg/L，沉降60 min，原油含水21.1%。

表4 處理站油樣一段熱化學(xué)沉降脫水實(shí)驗Tab.4 Thermochemical sedimentation and dehydration test of the first section of oil sample in treatment station

表5 處理站油樣二段電脫水實(shí)驗Tab.5 Test of the second stage electric dehydration of oil sample in treatment station

3 優(yōu)化分析及對策研究

從整體原油集輸系統(tǒng)考慮，通過原油低溫脫水實(shí)驗優(yōu)化處理站原油脫水工藝及進(jìn)站溫度，油區(qū)井口和計量站在安全輸送含水率的條件下，從而優(yōu)化計量站及井口節(jié)點(diǎn)的加熱模式，實(shí)現(xiàn)降溫或常溫輸送，并進(jìn)一步分析影響單井常溫輸送的主控因素，目前集輸系統(tǒng)各節(jié)點(diǎn)參數(shù)框架見圖1。

圖1 集輸系統(tǒng)各節(jié)點(diǎn)參數(shù)框架Fig.1 Node parameters of gathering and transportation system

3.1 優(yōu)化處理工藝及進(jìn)站溫度

通過室內(nèi)實(shí)驗原油處理可采用“三相分離器+電脫”密閉工藝。依據(jù)原油脫水實(shí)驗分析結(jié)果處理站來液進(jìn)站溫度可由原來的35℃優(yōu)化為30℃，二段加熱溫度可由55℃降至50℃。

3.2 優(yōu)化計量站運(yùn)行參數(shù)

進(jìn)行集輸管網(wǎng)計算模擬，根據(jù)現(xiàn)狀運(yùn)行數(shù)據(jù)校核集輸管網(wǎng)計算模型，當(dāng)進(jìn)站溫度為35.6℃時，不加熱計量站（21座）溫度在28～35℃，加熱計量站（20座）溫度均在45℃左右，當(dāng)處理站進(jìn)站溫度30℃時，各計量站集輸參數(shù)可進(jìn)行優(yōu)化，優(yōu)化前后管網(wǎng)模擬計算圖見圖2、圖3。

圖2 優(yōu)化前管網(wǎng)模擬計算圖Fig.2 Simulation calculation of pipe network before optimization

圖3 優(yōu)化后管網(wǎng)模擬計算圖Fig.3 Simulation calculation of pipe network after optimization

通過模擬計算，當(dāng)?shù)竭M(jìn)站溫度為30℃，需對部分計量站進(jìn)行加熱，計算回壓均≤0.8 MPa，3#、8#、15#、21#、22#、23#、24#、25#、27#、30#、31#、39#、43#計量站需加熱，加熱溫度在41～45℃，其余計量站可實(shí)現(xiàn)常溫輸送，溫度為20℃。計量站在常溫輸送下均能滿足集輸回壓要求，但需通過加熱部分計量站控制回壓及滿足進(jìn)站溫度的要求，這是由于隨著計量站集輸溫度的降低，油水兩相流分層越明顯，當(dāng)集油進(jìn)站溫度低至原油黏壁溫度時，會出現(xiàn)原油黏壁現(xiàn)象，油水兩相的管輸流動狀態(tài)會迅速惡化，常溫集輸無法進(jìn)行。與現(xiàn)狀相比，模擬優(yōu)化后可減少7座加熱計量站[12-15]。

3.3 優(yōu)化井口運(yùn)行參數(shù)

根據(jù)目前常溫輸送井現(xiàn)狀數(shù)據(jù)分析，新疆油田某區(qū)塊集輸半徑大于486 m的單井均為加熱集輸，常溫集輸井集輸半徑小于或等于486 m。而集輸半徑小于200 m的常溫集輸井占68%；液量在5～10 t/d的常溫集輸井占39%，10～15 t/d的常溫集輸井占44%；含水在60%～90%（高含水）的常溫集輸井占33%，含水大于或等于90%（特高含水）的常溫集輸井占20%。

經(jīng)常溫集輸井現(xiàn)狀數(shù)據(jù)分析，火燒山井口溫度在18～23℃下，當(dāng)4 t≤液量＜30 t，含水≥60%，隨著液量和含水的升高，有利于常溫集輸?shù)膶?shí)現(xiàn)，其中集輸半徑為主控因素，液量為次控因素，常溫集輸半徑小于500 m。

4 試驗效果分析

4.1 試驗原則

根據(jù)室內(nèi)實(shí)驗、模擬計算結(jié)果確定了新疆油田某區(qū)塊常溫集輸試驗原則：

1）為確保原油處理站一段處理溫度大于或等于30℃，試驗按照先計量站后單井的順序進(jìn)行實(shí)施，計量站按照由近到遠(yuǎn)的順序?qū)嵤瑔尉畠?yōu)先選擇高液量井進(jìn)行試驗。

2）需根據(jù)井口回壓情況對管線進(jìn)行定期熱洗掃線。

3）在冬季最冷環(huán)境下進(jìn)行試驗，試驗期間需要加強(qiáng)巡檢觀察記錄，發(fā)現(xiàn)異常停止試驗。

4.2 試驗結(jié)果

新疆油田某區(qū)塊通過在冬季最冷環(huán)境下開展了常溫集輸試驗，其效果如下：

1）處理站破乳劑優(yōu)化。采用的低溫破乳劑KLD-3替代了現(xiàn)場破乳劑，保證了一段在30℃、沉降60 min，使一段設(shè)備出口含水由原來的29%降為20%，脫水效果明顯，使后續(xù)相變加熱爐加熱溫度由55℃降至50℃，質(zhì)量流量由33.3 t/h降至29.5 t/h，燃燒天然氣量由54.67 m3/h降至45.16 m3/h，耗氣量由原來的43.3×104m3減少至35.8×104m3，從而節(jié)約了天然氣量7.5×104m3、能耗99.75 tce。

2）單井常溫集輸試驗。加熱單井由253口減少到152口，耗氣量由原來的364.3×104m3減至218.9×104m3，從而節(jié)約了天然氣量145.4×104m3、能耗1 933.82 tce，其余單井在常溫輸送下均能滿足集輸回壓要求。

3）計量站常溫集輸試驗。加熱計量站由20座減少到15座，耗氣量由原來的230.4×104m3降至172.8×104m3，從而節(jié)約了天然氣量57.6×104m3、能耗766.08 tce，其余計量站在常溫輸送下均能滿足集輸回壓要求。

4.3 試驗規(guī)律

通過對單井和計量站進(jìn)行常溫集輸試驗，根據(jù)試驗結(jié)果發(fā)現(xiàn)：

1）油井回壓與井口溫度、管線長度、液量、含水、熱洗制度有關(guān)，試驗前回壓大于1 MPa的單井在常溫集輸過程中回壓易升高，需立即熱洗清管。

2）確定了單井回壓≤1 MPa，4 t≤液量＜30 t，含水≥60%，集輸半徑＜500 m的單井可作為常溫輸送的邊界條件，根據(jù)該條件仍有101口單井可實(shí)現(xiàn)常溫輸送，除此之外，計量站加熱溫度可適當(dāng)降低或季節(jié)性間歇運(yùn)行，滿足一段脫水要求即可。

3）回壓升高主要原因為未滿足常溫集輸邊界條件，隨管長增大溫降快且回壓大于1 MPa后，管道內(nèi)壁容易快速結(jié)蠟和原油黏壁（黏壁溫度小于14℃），導(dǎo)致管道縮徑。

5 結(jié)論

1）根據(jù)新疆油田某區(qū)塊原油集輸系統(tǒng)整體分析，通過室內(nèi)低溫脫水實(shí)驗、軟件數(shù)值模擬分析及現(xiàn)場試驗分析，確定了處理站、計量站及井口各節(jié)點(diǎn)常溫集輸?shù)倪吔鐥l件。

2）現(xiàn)場試驗的應(yīng)用驗證了常溫集輸?shù)倪吔鐥l件的正確性，通過對處理站、計量站及井口集輸參數(shù)的優(yōu)化，可實(shí)現(xiàn)部分井及計量站的常溫輸送，實(shí)現(xiàn)了節(jié)能降耗和降低運(yùn)行費(fèi)用的目的。