王磊 （大慶油田有限責(zé)任公司第七采油廠）

集輸系統(tǒng)能耗反映了系統(tǒng)運行管理水平的高低，直接關(guān)系著油田的整體效益，是油田節(jié)能降耗工作的重點[1-2]。受布局方式、原油物性和環(huán)境因素的影響，長期以來對于集輸系統(tǒng)在一定條件下的能耗水平應(yīng)維持在一個什么范圍還缺乏有效的判定標(biāo)準(zhǔn)，因此有必要開展集輸系統(tǒng)能耗挖潛方面的研究。

目前，現(xiàn)有陸上油田普遍將三管伴熱工藝優(yōu)化為雙管摻水工藝，即采出水在聯(lián)合站升溫、升壓后通過匯管輸送至計量站或閥組，根據(jù)油井采出液溫度的高低、采出液量的大小、集輸距離的遠(yuǎn)近設(shè)置配水量，完成井口摻水，井口采出液經(jīng)摻水升溫后返回計量站或閥組，完成計量后，輸送至聯(lián)合站進(jìn)行油氣水三相處理[3-4]。該工藝流程通過調(diào)節(jié)各個單井的摻水量和摻水比來滿足集輸工藝要求，而摻水量、摻水比同諸多因素相關(guān)。由于現(xiàn)場操作人員缺乏對影響因素的定量了解，故導(dǎo)致回液溫度高出原油凝點8～15 ℃，造成大量熱能浪費。鑒于此，利用Pipesim 軟件完成雙管摻水工藝的建模，以單一油井為目標(biāo)，分析摻水溫度、摻水比對不同因素的影響，通過螢火蟲算法實現(xiàn)雙管摻水工藝能耗體系的建模和優(yōu)化。

1 基本情況

某油田區(qū)塊共有15 口油井，均采用二級布站、雙管摻水工藝，大部分油井采出液的含水率超過80%，井口溫度普遍在25℃左右，集油管道規(guī)格D149 mm×5 mm，摻水管道規(guī)格D159 mm×10 mm，由于集油和摻水管道同溝敷設(shè)，兩者的管長一致。20 ℃的原油黏度為0.895 7 g/cm3，凝點30 ℃，井口出液溫度為20～30 ℃，地溫15 ℃，管道總傳熱系數(shù)根據(jù)GB 50350—2015《油田油氣集輸設(shè)計規(guī)范》中的附錄選取，在此取固定值0.5 W/(m2·K)。

2 模型建立與參數(shù)驗證

以單一油井為例，在Pipesim 軟件中采用計量站或閥組到單井的雙管摻水工藝模型（圖1）。與現(xiàn)場保持一致，設(shè)置井口溫度25 ℃，摻水溫度50 ℃，摻水管道和集油管道均為2 km，不考慮高程起伏對熱力損失和壓力損失的影響，集油節(jié)點的壓力值為0.3 MPa。Pipesim 軟件是通過熱平衡方程實現(xiàn)溫度正算，通過Beggs-Brill 兩相流壓降修正模型實現(xiàn)壓力反算，在此將軟件計算結(jié)果同現(xiàn)場實測數(shù)據(jù)對比，結(jié)果見表1。其中，軟件模擬值均小于實測值，一方面與軟件建模采用了諸多理想化的假設(shè)有關(guān)，另一方面也與現(xiàn)場儀表監(jiān)測數(shù)據(jù)的不確定性有關(guān)，但總體相對誤差在7%以內(nèi)，且熱力計算誤差大于水力計算誤差，體現(xiàn)了熱力計算的復(fù)雜性和多維性。綜上，模擬值和實測值的差距較小，可以使用Pipesim 軟件完成后續(xù)的工藝因素分析。

表1 實測數(shù)據(jù)對比Tab.1 Comparison of measured data

圖1 雙管摻水工藝模型Fig.1 Model of double-pipe water blending

3 影響因素分析

3.1 摻水參數(shù)與工藝熱能損失的關(guān)系

在回液壓力0.3 MPa、回液溫度33～35 ℃的約束條件下，模擬不同摻水比（熱水量與采出液量的比值）、摻水溫度對工藝熱能損失的影響（圖2）。隨著摻水溫度的升高，工藝熱能損失逐漸增加，兩者呈線性關(guān)系。隨著摻水比的增加，工藝熱能損失也逐漸增加，且在高溫條件下，增速更為明顯。這是由于無論是摻水溫度升高還是摻水比增加，均加大了加熱爐的輸出負(fù)荷，導(dǎo)致熱能損失和耗氣量增加。

圖2 不同摻水比、摻水溫度對工藝熱能損失的影響Fig.2 Influence of different water blending ratio and water blending temperature on process heat loss

3.2 摻水參數(shù)與井口回壓的關(guān)系

模擬不同摻水比、摻水溫度對井口回壓的影響（圖3）。隨著摻水溫度的升高，井口回壓逐漸減小。隨著摻水比的增加，井口回壓呈先減小后增大趨勢。這是由于實際工況下的采出液含水率較高，此時原油黏度大幅降低，采出液流動狀態(tài)有所改善，摩阻損失降低，井口回壓減?。浑S著摻水比的進(jìn)一步增加，流體流速大幅升高，根據(jù)達(dá)西公式，沿程摩阻損失與流速的平方呈正比，因此井口回壓大幅上升[5-6]。在摻水比小于1.0 時，黏度為影響井口回壓的主控因素，在摻水比大于1.0 時，流速為影響井口回壓的主控因素。

圖3 不同摻水比、摻水溫度對井口回壓的影響Fig.3 Influence of different water blending ratio and water blending temperature on wellhead back pressure

3.3 摻水參數(shù)與回液溫度的關(guān)系

模擬不同摻水比、摻水溫度對回液溫度的影響（圖4）。隨著摻水溫度的升高，帶給井口采出液的熱量也增多，回液溫度升高。隨著摻水比的增加，回液溫度升高，但升高幅度隨摻水比的增加有所減緩，說明只增加摻水量不利于回液溫度的提升。因此，對于原油物性較差的劣質(zhì)區(qū)塊，當(dāng)原油凝點較高、集輸半徑較大、采出液量較少時，應(yīng)優(yōu)先調(diào)節(jié)摻水溫度，再調(diào)節(jié)摻水比。

圖4 不同摻水比、摻水溫度對回液溫度的影響Fig.4 Influence of different water blending ratio and water blending temperature on return liquid temperature

3.4 摻水參數(shù)與工藝壓能損失的關(guān)系

模擬不同摻水比、摻水溫度對工藝壓能損失的影響（圖5）。隨著摻水溫度的升高，混合后的井口采出液溫度升高，流體黏度降低，工藝壓能損失也減小。隨著摻水比的升高，工藝壓能損失逐漸增加。這是由于在摻水溫度一定的前提下，摻水比越大，形成水包油型乳狀液的概率越大，泵的軸功率與流量、揚(yáng)程呈正比，此時流速增加引發(fā)的沿程摩阻增大已超過因含水率升高引發(fā)的沿程摩阻減小，導(dǎo)致工藝壓能損失增加。

圖5 不同摻水比、摻水溫度對工藝壓能損失的影響Fig.5 Influence of different water blending ratio and water blending temperature on process pressure energy loss

3.5 摻水參數(shù)對能耗損失占比的影響

模擬不同摻水比、摻水溫度對熱能損失占比的影響（圖6）。任一工況下的熱能損失占比均大于84%，熱能是雙管摻水工藝的主要能耗方向。隨著摻水溫度的增加，熱能損失占比不斷提高，呈對數(shù)趨勢。隨著摻水比的增加，熱能損失占比在摻水溫度75 ℃前后呈現(xiàn)不同的表現(xiàn)形式，在摻水溫度小于75 ℃時，摻水比越大，含水率越高，加熱爐所需加熱的水液量越大，由于水的比熱容是油的2倍，因此水的蓄熱能力更強(qiáng)，熱能損失更大[7-9]；在摻水溫度大于75 ℃時，摻水比越大，在管容固定的條件下，流速越大，壓能損失的占比越大，相應(yīng)的熱能損失的占比減小。綜合考慮熱能和壓能損失對工藝總能耗的影響，建議摻水溫度不應(yīng)超過75 ℃。

圖6 不同摻水比、摻水溫度對熱能損失占比的影響Fig.6 Influence of different water blending ratio and water blending temperature on the proportion of heat loss

3.6 摻水參數(shù)對運行費用的影響

按照燃料氣3 元/m3，工業(yè)電價1.5 元/kWh 核算電費和燃料費，并將兩者疊加計算運行費用，摻水溫度對運行費用影響見圖7。隨著摻水溫度的增加，燃料費上升，電費下降。在摻水溫度小于70 ℃時，電費下降是導(dǎo)致運行費用下降的主要原因，在摻水溫度大于70 ℃時，燃料費上升是導(dǎo)致運行費用上升的主要因素，在摻水溫度為70 ℃時，運行費用達(dá)到平衡點。

圖7 摻水溫度對運行費用影響Fig.7 Influence of water blending temperature on operating cost

摻水比對各項費用的影響見圖8。隨著摻水比的增加，燃料費下降，電費上升。在摻水比小于0.7 時，燃料費下降是導(dǎo)致運行費用下降的主要原因，在摻水比大于0.7 時，電費上升是導(dǎo)致運行費用上升的主要因素，在摻水比為0.7 時，運行費用達(dá)到平衡點。

圖8 摻水比對運行費用的影響Fig.8 Influence of water blending ratio on operating cost

4 最優(yōu)節(jié)能參數(shù)求解

4.1 目標(biāo)函數(shù)設(shè)定

從上述分析可知，單一油井的摻水量和摻水溫度均存在運行費用最優(yōu)的工況。對于區(qū)塊大面積部署雙管摻水工藝而言，單一油井摻水溫度不可調(diào)節(jié)，只能通過匯管摻水溫度反映。建立以總運行費用最少為目標(biāo)函數(shù)：

式中：S為總運行費用，萬元/a；Sh為年燃料費，萬元；Se為年電費，萬元。

4.2 約束條件設(shè)定

約束條件需考慮溫度約束、壓力約束和流量約束，溫度約束應(yīng)保證回液在途中不發(fā)生析蠟和凍堵現(xiàn)象，溫度高于原油凝點3 ℃，加熱爐出口溫度不高于現(xiàn)有加熱爐所能承受的最高熱負(fù)荷[10]；壓力約束應(yīng)滿足井口回壓不超過1.5 MPa，進(jìn)站壓力不超過三相分離器或電脫水器的最大承壓，建議不超過0.2 MPa；流量約束應(yīng)保證管道流量同時滿足熱力要求和水力要求，保證流速在3～5 m/s 的經(jīng)濟(jì)流速內(nèi)運行。

4.3 螢火蟲算法求解

螢火蟲算法通過模擬螢火蟲之間依靠自身亮度而相互吸引的行為，進(jìn)行目標(biāo)函數(shù)的尋優(yōu)和求解，涉及吸引力和個體間移動兩個概念。該算法的位置更新公式：

式中：xiρ+1為第ρ+1 次迭代時第i只螢火蟲的位置；xiρ為第ρ次迭代時第i只螢火蟲的位置；βij為第i只螢火蟲和第j只螢火蟲的相對吸引度；α為步長擾動因子，為0 到1 的隨機(jī)數(shù)；rand 為-0.5到0.5 的均勻分布隨機(jī)數(shù)。

求解步驟如下：初始化種群各項參數(shù)，包括個體數(shù)量、最大吸引度、步長擾動因子、光強(qiáng)吸收系數(shù)和最大迭代次數(shù)等；確定優(yōu)化參數(shù)的x、y1、y2…yn的取值范圍，將每組參數(shù)定義為一個螢火蟲個體的位置，以螢火蟲亮度為對應(yīng)位置的適應(yīng)度值；更新個體位置后，對比種群中的歷史最優(yōu)適應(yīng)度值，對最優(yōu)位置信息進(jìn)行更新；重復(fù)上述步驟，直到達(dá)到預(yù)設(shè)最大迭代次數(shù)或收斂精度，停止運算，輸出最優(yōu)位置對應(yīng)的摻水溫度和摻水比。

以該區(qū)塊的10 口油井為例，優(yōu)化前后摻水量對比見表2。優(yōu)化后，各井的摻水量均有不同程度下降，6#油井的摻水量優(yōu)化最為明顯，摻水量降低了0.28 m3/h，這與該油井距離摻水閥組較近，井口出油溫度較高（37 ℃） 等因素相關(guān)。匯管摻水溫度由45.0 ℃下降到40.5 ℃。預(yù)計該區(qū)塊每天可節(jié)約摻水量26.4 m3，節(jié)約燃料200 m3/h，每天的工藝熱能損失可降低3%～5%，每天的運行費用可降低0.5 萬元～1 萬元，可實現(xiàn)節(jié)能降耗的目標(biāo)。

表2 優(yōu)化前后摻水量對比Tab.2 Comparison of water blending content before and after optimizationm3/h

5 結(jié)論

針對雙管摻水工藝帶來的高能耗問題，為降低油田生產(chǎn)運行成本，利用Pipesim 軟件實現(xiàn)工藝建模，建立總運行費用最小的目標(biāo)函數(shù)，并根據(jù)約束函數(shù)限制，通過螢火蟲算法實現(xiàn)了最優(yōu)摻水比和摻水溫度的求解，得到如下結(jié)論：

1）摻水比小于1.0 時，井口回壓受原油黏度影響，摻水比大于1.0 時，井口回壓受采出液流速影響；摻水溫度建議不超過75 ℃，摻水比不宜過高，現(xiàn)場調(diào)控應(yīng)采取先調(diào)節(jié)摻水溫度再調(diào)節(jié)摻水比的操作方式。

2）隨著摻水比和摻水溫度的增加，單井運行費用存在最低值；經(jīng)算法優(yōu)化后，不同單井的摻水比和摻水溫度均有不同程度下降，預(yù)計每天可節(jié)約運行費用0.5 萬元～1 萬元。