高含水油田集輸及處理系統(tǒng)節(jié)能簡(jiǎn)化研究

曲 虎， 劉 靜， 申文鵬， 周秀云， 李憲昭

(1.中國(guó)石油集團(tuán)工程設(shè)計(jì)有限責(zé)任公司 華北分公司, 河北 任丘 062552； 2.華北油田公司 第三采油廠，河北 河間 062450)

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高含水油田集輸及處理系統(tǒng)節(jié)能簡(jiǎn)化研究

曲 虎1， 劉 靜1， 申文鵬1， 周秀云2， 李憲昭1

(1.中國(guó)石油集團(tuán)工程設(shè)計(jì)有限責(zé)任公司 華北分公司, 河北 任丘 062552； 2.華北油田公司 第三采油廠，河北 河間 062450)

華北油田老區(qū)塊站外系統(tǒng)多采用三管伴熱集輸流程，工藝?yán)匣?，能耗高；站?nèi)工藝流程復(fù)雜，隱患點(diǎn)多，隨著油田逐漸進(jìn)入開(kāi)發(fā)后期，產(chǎn)油量下降、含水率上升，站外集輸工藝及站內(nèi)處理工藝已經(jīng)不能滿足國(guó)家對(duì)企業(yè)節(jié)能、節(jié)水及環(huán)保的要求。在保證油井產(chǎn)出液能夠正常進(jìn)站的前提下，利用簡(jiǎn)短串接、高溫井串低溫井、井口電加熱器等方法將三管伴熱集油工藝改為單管集油工藝，有效的節(jié)約了能耗；對(duì)站內(nèi)處理工藝進(jìn)行簡(jiǎn)化優(yōu)化，降低了處理后的原油含水率，不但減少了站內(nèi)的安全隱患點(diǎn)，還降低了運(yùn)行費(fèi)用。

節(jié)能; 簡(jiǎn)化； 能耗； 單管集油

隨著油田的不斷開(kāi)發(fā)，進(jìn)入中后期的老油田含水率不斷上升，產(chǎn)液量和產(chǎn)油量不斷下降，站外集輸模式及站內(nèi)處理工藝與油田的開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀不相匹配[1-4]。隨著國(guó)家對(duì)企業(yè)節(jié)能、節(jié)水、環(huán)保等問(wèn)題的重視，老油田的節(jié)能減排勢(shì)在必行[5-7]。

華北油田某小斷塊油田共計(jì)有23口油井，接轉(zhuǎn)站一座。此油田已經(jīng)進(jìn)入開(kāi)發(fā)后期，綜合含水率達(dá)到80%以上，站內(nèi)采用三相分離器初步分離，汽車?yán)\(yùn)含水油的流程，站外采用三管伴熱集油流程，三管伴熱集油流程工藝?yán)匣?，能耗高，為了降低油田集輸處理系統(tǒng)能耗，需對(duì)站內(nèi)、站外流程進(jìn)行簡(jiǎn)化優(yōu)化。

1 計(jì)算參數(shù)

實(shí)驗(yàn)斷塊含水原油的黏溫曲線見(jiàn)圖1。

圖1 45 ℃含水原油黏溫曲線

Fig.1 Viscosity-temperature curve of water cut oil 45 ℃

實(shí)驗(yàn)斷塊含水原油的沉降數(shù)據(jù)見(jiàn)表1、2。

表1 含水率90%的原油不同溫度時(shí)脫后油含水率

表2 含水率20%的原油不同溫度時(shí)脫后油含水率

注：原油凝點(diǎn)為37 ℃。

2 改造方案

2.1 站外系統(tǒng)

由于油田已經(jīng)處于開(kāi)發(fā)中后期，原油含水率高達(dá)80%以上，三管伴熱集油工藝用熱水量大，能耗高[8-9]。在高含水率的情況下，產(chǎn)出液的溫度低于凝點(diǎn)3～5 ℃情況下也能正常輸送。本次改造將站外三管伴熱集油工藝改為單管集油工藝。根據(jù)單井產(chǎn)液量及井口溫度確定3種改造方案：

(1) 對(duì)于產(chǎn)液量較大、井口溫度較高、距離站場(chǎng)較近的油井直接停用熱回水管線，改為單管冷輸。

(2) 對(duì)于產(chǎn)液量較少、井口溫度較低、距離站場(chǎng)較遠(yuǎn)的油井,將高溫井串接低溫井的方式改為單管冷輸，串接順序?yàn)椋阂愿邷鼐疄榇悠瘘c(diǎn)，由站場(chǎng)遠(yuǎn)端井至近端井依次串接。

(3) 對(duì)于距離站場(chǎng)及高溫井較遠(yuǎn)的油井，可在遠(yuǎn)端井口增加電加熱器升溫后，再與其它油井串接進(jìn)入站場(chǎng)，串接順序?yàn)椋簭恼緢?chǎng)遠(yuǎn)端井至近端井依次串接。

根據(jù)單井產(chǎn)液量和井口溫度，通過(guò)PIPESIM軟件建模計(jì)算，在保證每個(gè)串接(及單井)支線均能正常進(jìn)站的基礎(chǔ)上確定最優(yōu)的串接方案。

表3 站外系統(tǒng)方案

支線1采用高溫井帶低溫井進(jìn)站，支線2—4采用簡(jiǎn)短串的方式進(jìn)站，并在3個(gè)支線最遠(yuǎn)端井各增加一臺(tái)井口電加熱器，保證原油正常進(jìn)站；其余4口單井直接改為單管冷輸。改造后進(jìn)站綜合溫度為35 ℃，井口回壓≤1.5 MPa。

2.2 站內(nèi)系統(tǒng)

站內(nèi)現(xiàn)采用兩具D2 000 mm×6 900 mm的三相分離器并聯(lián)流程，站外來(lái)液處理成含水率≤20%的低含水油后通過(guò)罐車進(jìn)行拉運(yùn)。改造前后站內(nèi)主要生產(chǎn)流程分別見(jiàn)圖2、3，站內(nèi)主要運(yùn)行參數(shù)分別見(jiàn)表4、5。

圖2 站內(nèi)工藝流程現(xiàn)狀示意圖

Fig.2 Current process diagram of the station

圖3 站內(nèi)工藝流程改造后示意圖

Fig.3 Remodified process diagram of the station

表4 改造前站內(nèi)主要運(yùn)行參數(shù)

注：并聯(lián)時(shí)每具三相分離器處理液量為進(jìn)站液量的一半。

改造后，站內(nèi)工藝進(jìn)行簡(jiǎn)化調(diào)整，流程去掉分離緩沖罐，由原來(lái)的三相分離器并聯(lián)流程改為兩級(jí)三相分離器串聯(lián)流程，處理成含水率≤0.5%合格油裝車外運(yùn)，簡(jiǎn)化了流程，減少了站內(nèi)安全隱患點(diǎn)，降低了拉運(yùn)費(fèi)用。

表5 改造后站內(nèi)主要運(yùn)行參數(shù)

注：串聯(lián)時(shí)一級(jí)三相分離器處理液量為并聯(lián)時(shí)每具三相分離器處理液量的2倍。

3 效益分析

站內(nèi)、站外系統(tǒng)改造后熱水用量減少，加熱爐和

熱水泵的負(fù)荷降低，含水原油處理合格后外運(yùn)量減少，降低了拉運(yùn)費(fèi)用；但站外增加電加熱器負(fù)荷，注水泵的負(fù)荷增加。

加熱介質(zhì)的熱負(fù)荷用式(1)計(jì)算：

式中,Q為加熱介質(zhì)的總熱負(fù)荷，W；G為被加熱介質(zhì)的質(zhì)量流量，kg/s；C為介質(zhì)的比熱容，J/kg·℃；t進(jìn)、t出為加熱介質(zhì)進(jìn)、出加熱爐的溫度，℃。

泵軸功率用式(2)計(jì)算：

其中,Ne為泵的軸功率，kW；Q為流體流量，m3/s；H為泵的揚(yáng)程，m；ρ為流體平均密度，kg/m3；η為泵的效率。

改選前后集輸處理系統(tǒng)負(fù)荷如表6所示。由表6結(jié)果可知，改造后節(jié)能效果明顯，運(yùn)行費(fèi)用大幅度下降。

4 結(jié)論

老油田進(jìn)入開(kāi)發(fā)中后期后，原油含水率逐漸上升，三管伴熱的大部分能耗都用來(lái)給水加熱，造成能源的大量浪費(fèi)，在保證產(chǎn)出液能夠正常進(jìn)站的前提下，利用簡(jiǎn)短串接、高溫井串低溫井、井口電加熱器等方法將三管伴熱集油工藝改為單管集油工藝是站外系統(tǒng)節(jié)能的有效措施；雖然個(gè)別單井增加了電加熱器負(fù)荷，但減少了熱水用量、加熱爐和熱水泵的負(fù)荷，大大降低了運(yùn)行費(fèi)用。

對(duì)站內(nèi)處理工藝進(jìn)行簡(jiǎn)化優(yōu)化，將三相分離器并聯(lián)流程改為兩級(jí)三相分離器串聯(lián)流程，將采出液處理成合格原油，不但減少了站內(nèi)的安全隱患點(diǎn)，還降低了拉運(yùn)費(fèi)用。

表6 改造前后集輸處理系統(tǒng)負(fù)荷表

注：將能耗折算成原油價(jià)格計(jì)算。

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(編輯 王亞新)

The Research on Energy Saving and Simplification of Gathering and Processing System in High Watercut Oilfield

Qu Hu1, Liu Jing1, Shen Wenpeng1, Zhou Xiuyun2, Li Xianzhao1

(1.ChinaPetroleumEngineeringCo.,Ltd.NorthChinaCompany,RenqiuHebei062552,China;2.TheThirdExploitFactoryofHuabeiOilfieldCompany,HejianHebei062450,China)

The gathering and transportation of Huabei OilField old block is three-pipeline-tracing gathering and transportation process, which is old process and has high energy consumption, and the station process is complicated with many potential hazards. As the oilfield growing into later develop phrase, oil production is reducing, water cut increasing. The gathering and transportation system and station process no longer meet the national requirement of enterprise energy, water conservation and environment protection. Single-pipeline gathering and transportation process is introduced instead of three-pipeline-tracing process, through short connection, high temperature well connect low temperature one, well head electric heater, which reduces energy consumption efficiently; station process is optimized and simplified, which reduces water cut of disposed oil, potential hazard point and operation cost.

Energy saving； Simplification； Energy consumption； Single-pipeline gathering

1006-396X(2016)05-0090-04

2016-03-09

2016-07-05

華北油田科研基金資助(HBYT-2015-JS-303)。

曲虎(1986-)，男，碩士，工程師，從事油氣田地面工程方面的設(shè)計(jì)與研究；E-mail：qh915gf1@163.com。

TE832

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.015

投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn