站外集油工藝簡化優(yōu)化技術(shù)研究

劉斌

（中國石油華北油田公司二連分公司）

0 引言

華北部分油田所產(chǎn)原油多為“三高”原油（高凝固點、高黏度、高含蠟），為了更好地保持原油流動性，降低結(jié)蠟?zāi)茱L(fēng)險，站外集油多采用三管伴熱、雙管摻水或單管摻水的加熱降黏輸送工藝［1-2］。到了油田開發(fā)的中后期，陸上油田總體進(jìn)入了高含水期，有些油田已進(jìn)入特高含水期，平均含水率達(dá)90%以上［3］。由于水的比熱容是原油的 2倍，導(dǎo)致加熱輸送工藝的能耗居高不下。統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明，噸液綜合能耗分別為三管伴熱7.5 kgce/t、雙管摻水5.0 kgce/t、單管集油3.5 kgce/t，其中單管集油工藝能耗最低。因此在保證安全生產(chǎn)的前提下，應(yīng)簡化站外集油工藝，優(yōu)化單管集油流程，取消現(xiàn)有的三管伴熱流程，有計劃、有依據(jù)地減少雙管摻水流程，實現(xiàn)油氣集輸系統(tǒng)平穩(wěn)運行、整體瘦身、節(jié)能降耗。

對站外集油工藝的優(yōu)化簡化可分為非措施性和措施性兩類。非措施性是在不增加工程投資的前提下，通過現(xiàn)場試驗和軟件模擬，優(yōu)化集油工藝。優(yōu)化工藝主要集中在不加熱集油邊界條件研究和環(huán)狀摻水影響因素研究兩個方面。措施性是在少量增加工程投資的前提下，利用油井串接、井口電加熱、隔熱保溫油管、混輸降壓等輔助技術(shù)，通過提高井口溫度、增加集輸液量、增大集油半徑、降低井口回壓等措施，實現(xiàn)原油常溫輸送。

1 不加熱集油邊界條件

不加熱集輸技術(shù)應(yīng)用于油田整體改造工程中，可優(yōu)化站外整體布局，達(dá)到節(jié)能降耗的目的。通過實驗手段，掌握原油的流變性、析蠟機理、析蠟點和蠟熔點，并模擬管路中三相介質(zhì)的流動狀態(tài)，在此基礎(chǔ)上進(jìn)行現(xiàn)場試驗，確定各種因素的相互影響，確定不加熱集輸?shù)倪吔鐥l件［4］，實現(xiàn)不加熱集輸。為確定不加熱集油邊界條件，選取高陽油田4口典型高含水油井（油井5-418，8-112，7-7，14-115）進(jìn)行試驗。試驗油井的油品性質(zhì)為油溫 50 ℃，密度0.908 7 g/cm3（20 ℃）、黏度 20.1 mPa·s、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量45.2%、凝固點26 ℃。在集油或計量閥組內(nèi)安裝一套環(huán)道管路試驗裝置，整個試驗裝置由質(zhì)量流量計、溫度傳感器、壓力傳感器、閥門、透明觀察玻璃管組成。試驗管路最高承壓2.0 MPa，內(nèi)徑50 mm，透明觀察玻璃管長度80 cm。試驗裝置流程見圖1。

圖1 試驗裝置流程圖

試驗過程為：緩慢打開入口球閥和出口閘閥（保持一定開度），采出液進(jìn)入試驗管路后，查看管路各點連接處是否存在泄漏，如無泄漏則關(guān)閉主管路閥門，將入口球閥和出口閘閥全部打開，同時停掉伴熱水或摻水管道，待流量和含水率趨于穩(wěn)定后（變化波動不超過1%），開始進(jìn)行降溫試驗。用GoPro高速運動攝像機拍攝透明觀察玻璃管中油水兩相流的流型變化和流動狀態(tài)，同時，記錄同一時段井口遠(yuǎn)傳和試驗裝置的溫度、壓力數(shù)據(jù)，得到溫度、壓降與流型之間的關(guān)系。

試驗過程的壓降-溫度變化以7-7井為例，整個壓降變化分為四個階段：

第一階段（28.0～23.9 ℃），隨著溫度的下降，壓降數(shù)值緩慢上升（0.142 9～0.152 1 MPa）。由于溫度下降導(dǎo)致原油黏度增大和底部游離水具有一定的剪切作用，兩者共同影響壓降數(shù)值，此時觀察到的流型主要為分層波浪流型。

第二階段（23.9～23.1 ℃），壓降數(shù)值迅速增大（0.152 1～0.199 8 MPa）。下部水層中出現(xiàn)大塊原油，且隨著溫度的降低上部油層不斷加厚，水層的剪切作用無法克服油層與管壁之間的黏滯力，出現(xiàn)上層原油粘壁現(xiàn)象，最后油層越來越厚，逐漸出現(xiàn)滿管現(xiàn)象，此時流型主要為上層水包油、下層游離水的混合流型。

第三階段（23.1～22.3 ℃），壓降數(shù)值迅速降低（0.199 8～0.134 7 MPa），滿管后，后端流速較快的游離水沖擊下層積聚的原油使管道阻力下降。

第四階段（22.3～21.9 ℃），壓降數(shù)值又迅速上升（0.134 7～0.204 6 MPa），溫度降低，黏度增大，后端游離水的剪切作用無法沖開粘壁原油，油層再次變厚，出現(xiàn)滿管現(xiàn)象，管內(nèi)阻力加大，具體的壓降-溫度變化曲線見圖2。

圖2 7-7井壓降-溫度變化圖

根據(jù)試驗，將第一階段與第二階段在曲線上的切線交點定義為原油粘壁溫度，作為不加熱集油的邊界條件，只要保證進(jìn)站溫度高于粘壁溫度即可實現(xiàn)不加熱集油。大量試驗數(shù)據(jù)和研究表明，粘壁溫度主要與含水率和油品物性（黏度、密度、凝固點）有關(guān)，油品物性可以從宏觀上以剪切速率體現(xiàn)。因此通過對大量現(xiàn)場的環(huán)道試驗和密集數(shù)據(jù)采集，并對粘壁溫度公式進(jìn)行線性回歸，計算出不同含水率、不同剪切速率下的不加熱集油粘壁溫度。經(jīng)過現(xiàn)場驗證，含水率和剪切速率與粘壁溫度的關(guān)系為單井含水率越高，蓄能越足，粘壁溫度越低；油水兩相流與管壁之間的剪切應(yīng)力越大，粘壁溫度越低，越容易實現(xiàn)常溫輸送。試驗油井粘壁溫度特征見表1。由表中可知粘壁溫度低于凝固點1～3 ℃左右。

表1 試驗油井粘壁溫度特征表

目前西柳、高陽、雁翎油田336口油井改三管伴熱為單管不加熱集油工藝，同口油田63口油井改為摻水串聯(lián)集油工藝，節(jié)能效益959×104元；大王莊、肅寧、留西、留北油田401口油井改三管伴熱為單管不加熱集油工藝，河間油田86口油井改為摻水串聯(lián)集油工藝，節(jié)能效益 1 164×104元；淖爾、雅斯油田將164口油井由三管伴熱改為端點摻水串聯(lián)集油工藝，減少了熱能消耗，節(jié)能效益185.5×104元，直接經(jīng)濟效益顯著。

2 環(huán)狀摻水影響因素

通過室內(nèi)仿真實驗，分析總環(huán)產(chǎn)液量、地溫、井口溫度、摻水溫度、摻水量、環(huán)綜合含水率等參數(shù)之間的相互影響程度，對現(xiàn)有的單管環(huán)狀摻水工藝進(jìn)行優(yōu)化［5-6］，建立摻水環(huán)閉環(huán)優(yōu)化控制系統(tǒng)，實現(xiàn)摻水系統(tǒng)的自動調(diào)節(jié)。

以阿爾油田90閥組環(huán)狀摻水工程為例，考察單一因素變化對回站溫度的影響。該閥組共有生產(chǎn)油井8口，集油干線管徑60 mm，壁厚3.5 mm，總長度2.513 km，摻水干線管徑60 mm，壁厚3.5 mm，集油環(huán)長度2.073 km。油品性質(zhì)為密度0.875 g/cm3（20 ℃）、油溫 50 ℃、黏度 30.1 mPa?s、凝固點 30 ℃。在井口回壓不超過1.5 MPa，回站溫度高于凝固點以上3～5 ℃的邊界條件下，設(shè)定總環(huán)產(chǎn)液量19 t/d、地溫20 ℃、井口溫度30 ℃、摻水溫度56 ℃、摻水量 67 t/d、環(huán)綜合含水率 80%，進(jìn)行單因素影響軟件仿真模擬試驗，各單因素與回站溫度見圖3。

圖3 單一因素變化對回站溫度的影響

由圖3可知，單一影響因素對回站溫度基本成線性關(guān)系，其中總環(huán)產(chǎn)液量每上升10 t/d，回站溫度下降0.3～2.0 ℃；地溫每上升5 ℃，回站溫度上升0.6～1.3 ℃；井口溫度每上升 5 ℃，回站溫度上升0.9～1.7 ℃；摻水量每上升 10 t/d，回站溫度上升1.0～2.0 ℃；摻水溫度每上升 5 ℃，回站溫度上升1.8～2.8 ℃；越過轉(zhuǎn)向點后，原油黏度較轉(zhuǎn)向點之前大幅降低，但在 70%～90%的高含水率之間黏度變化趨于平緩，對回站溫度以及摻水量影響不大。

由上述影響因素可知，高含水對季節(jié)性常溫輸送影響不大，如想實現(xiàn)環(huán)狀摻水季節(jié)性常溫輸送，需考察不同井口溫度、地溫（冬季2 ℃，夏季22 ℃，春秋季12 ℃）和總環(huán)產(chǎn)液量之間的關(guān)系。當(dāng)部分影響因素發(fā)生變化，如地溫降低、油井熱洗后井口溫度升高、摻水環(huán)中有部分油井停產(chǎn)時，應(yīng)及時調(diào)節(jié)摻水量和摻水溫度，保證回站溫度的正常。針對阿爾油田90閥組環(huán)狀摻水工程的單管環(huán)狀摻水工藝，季節(jié)性常溫輸送條件見表2。

表2 單管環(huán)狀摻水工藝季節(jié)性常溫輸送條件

目前，阿爾油田共有6個環(huán)狀摻水工藝，留楚油田共有11個環(huán)狀摻工藝。通過優(yōu)化控制回站溫度和開展季節(jié)性常溫輸送，阿爾油田、留楚油田每個摻水環(huán)每年節(jié)省的熱力費用 21×104元、動力費用15×104元，同時摻水量的減少可降低站內(nèi)油氣處理系統(tǒng)中的分離器、電脫水器、沉降罐、污水罐等設(shè)備負(fù)荷，降低站內(nèi)運行費用。

3 油井串接、井口電加熱單管集油

以八里莊油田站外三管伴熱工程為例，針對一個區(qū)塊中不同油井產(chǎn)液量、含水率和井口溫度等不同工況，運用 Pipesim軟件進(jìn)行模擬仿真和現(xiàn)場試驗，優(yōu)化單管集油的最優(yōu)方式［7-8］。八里莊油田油品性質(zhì)為密度0.897 3 g/cm3（20 ℃）、油溫50 ℃、黏度 55.23 mPa·s、凝固點 30 ℃，進(jìn)站壓力 0.3 MPa。

對于集輸距離較遠(yuǎn)的部分高溫油井，直接進(jìn)行不加熱集油沿程溫降過大，無法滿足回站溫度要求，需要通過串接附近的高溫油井，提高油井蓄能，延長集輸半徑。對于不能實現(xiàn)不加熱集油的低溫油井，可通過串接附近的高溫油井提高采出液溫度，并按照井口回壓不超過1.5 MPa的原則，實現(xiàn)常溫輸送。

高、低溫油井采出液的流型與常溫油井的流型不一致，該區(qū)塊油井應(yīng)定期進(jìn)行通洗掃線、添加降凝劑?？偨Y(jié)和摸索現(xiàn)場應(yīng)用的情況，發(fā)現(xiàn)串接后含水率高于轉(zhuǎn)向點（70%）的集油，低于凝固點3～5 ℃也可安全進(jìn)站，與前述粘壁溫度低于凝固點1～3 ℃略有差別；若串接后含水率低于轉(zhuǎn)向點，回站溫度需高于凝固點3～5 ℃，以保證安全生產(chǎn)。高溫油井串接及高低溫油井串接計算結(jié)果見表3、表4。

表3 高溫油井串接計算結(jié)果

表4 高溫、低溫油井串接計算結(jié)果

對于多口距離集輸系統(tǒng)較遠(yuǎn)的低產(chǎn)低溫井，單獨對單井電加熱，無法實現(xiàn)單管輸送?？梢酝ㄟ^多井電加熱并進(jìn)行串接（為了保護管道防腐保溫層，一般電加熱最高到70 ℃），提高產(chǎn)液量和出液溫度，增大蓄能，提高集輸半徑。集油原則與高低溫油井串接的集油原則相同，均按串接后含水率判定，計算結(jié)果見表5、表6。

表5 低含水低產(chǎn)油井串接計算結(jié)果

表6 高含水低產(chǎn)油井串接計算結(jié)果

對于部分集輸沿線有較多低產(chǎn)低溫井的高產(chǎn)高溫油井，可以采用在高產(chǎn)井口安裝電加熱，充分利用大流量蓄能，將集輸沿線的低溫低產(chǎn)井插輸進(jìn)來，實現(xiàn)常溫輸送，計算結(jié)果見表7。

表7 高產(chǎn)高溫油井電加熱串接低溫油井計算結(jié)果

4 其他措施

4.1 隔熱保溫油管

一般來說，油井井口油溫較低（20～40 ℃）主要是流體在千米舉升的過程中井筒散熱造成的。因此，從源頭抓起，充分利用隔熱油管的保溫功能，減少原油從井底流向井口過程中的熱能損失，并將余溫延伸利用在地面集輸系統(tǒng)中。油井不加藥、不熱洗，停運三管伴熱及加熱爐，實現(xiàn)地面常溫輸送。第三代隔熱油管產(chǎn)品是在管徑89 mm或73 mm的油管與 35CrMo內(nèi)管之間均勻包裹一層具有隔熱保溫功能的耐磨材料。耐磨材料經(jīng)過恒溫、恒壓加工而成，厚度在2～4 mm之間，導(dǎo)熱系數(shù)0.01～0.021 W/m·k，耐溫-40～210 ℃，磨耗指數(shù)0.058 m3/km。對強2-27、留70-39、留70-156油井進(jìn)行了先導(dǎo)試驗，應(yīng)用效果見表8。

表8 隔熱保溫油管應(yīng)用效果

應(yīng)用后，單井至今未進(jìn)行熱洗化防，井口溫度平均提高14.8 ℃，懸點最大載荷平均下降10.4 kN，日耗電平均下降36.4 kW·h，檢泵周期延長1倍以上，原三管伴熱流程取消，實現(xiàn)了常溫輸送。3口單井每年可減少熱洗16井次，節(jié)約費用8.6×104元，增加因熱洗影響的產(chǎn)量170.5 t，減少清蠟劑0.52 t、降黏劑0.26 t，減少機采舉升耗電3.69×104kW·h，減少檢泵1.2井次，總效益57.51×104元/a，投資回收期1.95 a。

先導(dǎo)試驗后，在同口油田應(yīng)用89口井，下入隔熱保溫油管60 000 m，實施后油井均實現(xiàn)常溫輸送。

4.2 油氣混輸降壓

針對含氣量較高、原油黏度變化大的原油集輸，選擇雙螺桿泵，實施“集成橇裝式”油氣混輸降壓技術(shù)。該泵適用于介質(zhì)黏度不大于50 000 mPa·s，進(jìn)氣量最高95%，固體含量最高60%，輸送介質(zhì)溫度最高80 ℃的原油。岔中地區(qū)岔33斷塊油層平均脫氣黏度為 11 150～27 385 mPa·s，氣油比 300 m3/t，同時油井實施單管不加熱集油后，最大集輸距離達(dá)5.5 km，回站溫度25 ℃左右，導(dǎo)致遠(yuǎn)端的油井回壓長期維持在1.8～3.0 MPa之間。在岔12-11計量站選用額定排量25 m3/h，揚程210 m，配套電機40 kW的螺桿泵，入口壓力設(shè)定0.1～1.0 MPa。為防止混輸泵異常停泵造成泵進(jìn)口壓力升高的問題，在螺桿泵進(jìn)口與出口之間安裝安全卸壓裝置，設(shè)定壓力高于1.0 MPa時，閥門開啟泄壓，保障系統(tǒng)安全運行。螺桿泵安裝應(yīng)用后，減少了流體管輸過程中的水力摩阻，降壓效果非常顯著。岔12-89井回壓由2.0 MPa直接降到了0.5 MPa，岔12-75井回壓由3.0 MPa降到了1.4 MPa。該技術(shù)的應(yīng)用，受益油井42口，平均降低油井回壓1.5 MPa。

5 結(jié)束語

通過對不加熱集油邊界條件、環(huán)狀摻水影響因素的研究，為優(yōu)化集油工藝提供了理論依據(jù)。同時借助油井串接、井口電加熱單管集油、隔熱保溫油管、油氣混輸壓降等輔助性措施，在不同區(qū)塊開展站外集油工藝優(yōu)化簡化，取消油井三管伴熱，減少了熱能消耗，節(jié)能效益顯著。

由于高寒地區(qū)，受環(huán)境溫度影響，實施全年常溫集輸難度大，下一步要重點對地溫影響因素進(jìn)行試驗，努力實現(xiàn)可實施的季節(jié)性常溫集輸。