站外集油工艺简化优化技术研究

刘斌

（中国石油华北油田公司二连分公司）

0 引言

华北部分油田所产原油多为“三高”原油（高凝固点、高黏度、高含蜡），为了更好地保持原油流动性，降低结蜡凝管风险，站外集油多采用三管伴热、双管掺水或单管掺水的加热降黏输送工艺［1-2］。到了油田开发的中后期，陆上油田总体进入了高含水期，有些油田已进入特高含水期，平均含水率达90%以上［3］。由于水的比热容是原油的 2倍，导致加热输送工艺的能耗居高不下。统计数据表明，吨液综合能耗分别为三管伴热7.5 kgce/t、双管掺水5.0 kgce/t、单管集油3.5 kgce/t，其中单管集油工艺能耗最低。因此在保证安全生产的前提下，应简化站外集油工艺，优化单管集油流程，取消现有的三管伴热流程，有计划、有依据地减少双管掺水流程，实现油气集输系统平稳运行、整体瘦身、节能降耗。

对站外集油工艺的优化简化可分为非措施性和措施性两类。非措施性是在不增加工程投资的前提下，通过现场试验和软件模拟，优化集油工艺。优化工艺主要集中在不加热集油边界条件研究和环状掺水影响因素研究两个方面。措施性是在少量增加工程投资的前提下，利用油井串接、井口电加热、隔热保温油管、混输降压等辅助技术，通过提高井口温度、增加集输液量、增大集油半径、降低井口回压等措施，实现原油常温输送。

1 不加热集油边界条件

不加热集输技术应用于油田整体改造工程中，可优化站外整体布局，达到节能降耗的目的。通过实验手段，掌握原油的流变性、析蜡机理、析蜡点和蜡熔点，并模拟管路中三相介质的流动状态，在此基础上进行现场试验，确定各种因素的相互影响，确定不加热集输的边界条件［4］，实现不加热集输。为确定不加热集油边界条件，选取高阳油田4口典型高含水油井（油井5-418，8-112，7-7，14-115）进行试验。试验油井的油品性质为油温 50 ℃，密度0.908 7 g/cm3（20 ℃）、黏度 20.1 mPa·s、胶质沥青质含量45.2%、凝固点26 ℃。在集油或计量阀组内安装一套环道管路试验装置，整个试验装置由质量流量计、温度传感器、压力传感器、阀门、透明观察玻璃管组成。试验管路最高承压2.0 MPa，内径50 mm，透明观察玻璃管长度80 cm。试验装置流程见图1。

图1 试验装置流程图

试验过程为：缓慢打开入口球阀和出口闸阀（保持一定开度），采出液进入试验管路后，查看管路各点连接处是否存在泄漏，如无泄漏则关闭主管路阀门，将入口球阀和出口闸阀全部打开，同时停掉伴热水或掺水管道，待流量和含水率趋于稳定后（变化波动不超过1%），开始进行降温试验。用GoPro高速运动摄像机拍摄透明观察玻璃管中油水两相流的流型变化和流动状态，同时，记录同一时段井口远传和试验装置的温度、压力数据，得到温度、压降与流型之间的关系。

试验过程的压降-温度变化以7-7井为例，整个压降变化分为四个阶段：

第一阶段（28.0～23.9 ℃），随着温度的下降，压降数值缓慢上升（0.142 9～0.152 1 MPa）。由于温度下降导致原油黏度增大和底部游离水具有一定的剪切作用，两者共同影响压降数值，此时观察到的流型主要为分层波浪流型。

第二阶段（23.9～23.1 ℃），压降数值迅速增大（0.152 1～0.199 8 MPa）。下部水层中出现大块原油，且随着温度的降低上部油层不断加厚，水层的剪切作用无法克服油层与管壁之间的黏滞力，出现上层原油粘壁现象，最后油层越来越厚，逐渐出现满管现象，此时流型主要为上层水包油、下层游离水的混合流型。

第三阶段（23.1～22.3 ℃），压降数值迅速降低（0.199 8～0.134 7 MPa），满管后，后端流速较快的游离水冲击下层积聚的原油使管道阻力下降。

第四阶段（22.3～21.9 ℃），压降数值又迅速上升（0.134 7～0.204 6 MPa），温度降低，黏度增大，后端游离水的剪切作用无法冲开粘壁原油，油层再次变厚，出现满管现象，管内阻力加大，具体的压降-温度变化曲线见图2。

图2 7-7井压降-温度变化图

根据试验，将第一阶段与第二阶段在曲线上的切线交点定义为原油粘壁温度，作为不加热集油的边界条件，只要保证进站温度高于粘壁温度即可实现不加热集油。大量试验数据和研究表明，粘壁温度主要与含水率和油品物性（黏度、密度、凝固点）有关，油品物性可以从宏观上以剪切速率体现。因此通过对大量现场的环道试验和密集数据采集，并对粘壁温度公式进行线性回归，计算出不同含水率、不同剪切速率下的不加热集油粘壁温度。经过现场验证，含水率和剪切速率与粘壁温度的关系为单井含水率越高，蓄能越足，粘壁温度越低；油水两相流与管壁之间的剪切应力越大，粘壁温度越低，越容易实现常温输送。试验油井粘壁温度特征见表1。由表中可知粘壁温度低于凝固点1～3 ℃左右。

表1 试验油井粘壁温度特征表

目前西柳、高阳、雁翎油田336口油井改三管伴热为单管不加热集油工艺，同口油田63口油井改为掺水串联集油工艺，节能效益959×104元；大王庄、肃宁、留西、留北油田401口油井改三管伴热为单管不加热集油工艺，河间油田86口油井改为掺水串联集油工艺，节能效益 1 164×104元；淖尔、雅斯油田将164口油井由三管伴热改为端点掺水串联集油工艺，减少了热能消耗，节能效益185.5×104元，直接经济效益显著。

2 环状掺水影响因素

通过室内仿真实验，分析总环产液量、地温、井口温度、掺水温度、掺水量、环综合含水率等参数之间的相互影响程度，对现有的单管环状掺水工艺进行优化［5-6］，建立掺水环闭环优化控制系统，实现掺水系统的自动调节。

以阿尔油田90阀组环状掺水工程为例，考察单一因素变化对回站温度的影响。该阀组共有生产油井8口，集油干线管径60 mm，壁厚3.5 mm，总长度2.513 km，掺水干线管径60 mm，壁厚3.5 mm，集油环长度2.073 km。油品性质为密度0.875 g/cm3（20 ℃）、油温 50 ℃、黏度 30.1 mPa⋅s、凝固点 30 ℃。在井口回压不超过1.5 MPa，回站温度高于凝固点以上3～5 ℃的边界条件下，设定总环产液量19 t/d、地温20 ℃、井口温度30 ℃、掺水温度56 ℃、掺水量 67 t/d、环综合含水率 80%，进行单因素影响软件仿真模拟试验，各单因素与回站温度见图3。

图3 单一因素变化对回站温度的影响

由图3可知，单一影响因素对回站温度基本成线性关系，其中总环产液量每上升10 t/d，回站温度下降0.3～2.0 ℃；地温每上升5 ℃，回站温度上升0.6～1.3 ℃；井口温度每上升 5 ℃，回站温度上升0.9～1.7 ℃；掺水量每上升 10 t/d，回站温度上升1.0～2.0 ℃；掺水温度每上升 5 ℃，回站温度上升1.8～2.8 ℃；越过转向点后，原油黏度较转向点之前大幅降低，但在 70%～90%的高含水率之间黏度变化趋于平缓，对回站温度以及掺水量影响不大。

由上述影响因素可知，高含水对季节性常温输送影响不大，如想实现环状掺水季节性常温输送，需考察不同井口温度、地温（冬季2 ℃，夏季22 ℃，春秋季12 ℃）和总环产液量之间的关系。当部分影响因素发生变化，如地温降低、油井热洗后井口温度升高、掺水环中有部分油井停产时，应及时调节掺水量和掺水温度，保证回站温度的正常。针对阿尔油田90阀组环状掺水工程的单管环状掺水工艺，季节性常温输送条件见表2。

表2 单管环状掺水工艺季节性常温输送条件

目前，阿尔油田共有6个环状掺水工艺，留楚油田共有11个环状掺工艺。通过优化控制回站温度和开展季节性常温输送，阿尔油田、留楚油田每个掺水环每年节省的热力费用 21×104元、动力费用15×104元，同时掺水量的减少可降低站内油气处理系统中的分离器、电脱水器、沉降罐、污水罐等设备负荷，降低站内运行费用。

3 油井串接、井口电加热单管集油

以八里庄油田站外三管伴热工程为例，针对一个区块中不同油井产液量、含水率和井口温度等不同工况，运用 Pipesim软件进行模拟仿真和现场试验，优化单管集油的最优方式［7-8］。八里庄油田油品性质为密度0.897 3 g/cm3（20 ℃）、油温50 ℃、黏度 55.23 mPa·s、凝固点 30 ℃，进站压力 0.3 MPa。

对于集输距离较远的部分高温油井，直接进行不加热集油沿程温降过大，无法满足回站温度要求，需要通过串接附近的高温油井，提高油井蓄能，延长集输半径。对于不能实现不加热集油的低温油井，可通过串接附近的高温油井提高采出液温度，并按照井口回压不超过1.5 MPa的原则，实现常温输送。

高、低温油井采出液的流型与常温油井的流型不一致，该区块油井应定期进行通洗扫线、添加降凝剂。总结和摸索现场应用的情况，发现串接后含水率高于转向点（70%）的集油，低于凝固点3～5 ℃也可安全进站，与前述粘壁温度低于凝固点1～3 ℃略有差别；若串接后含水率低于转向点，回站温度需高于凝固点3～5 ℃，以保证安全生产。高温油井串接及高低温油井串接计算结果见表3、表4。

表3 高温油井串接计算结果

表4 高温、低温油井串接计算结果

对于多口距离集输系统较远的低产低温井，单独对单井电加热，无法实现单管输送。可以通过多井电加热并进行串接（为了保护管道防腐保温层，一般电加热最高到70 ℃），提高产液量和出液温度，增大蓄能，提高集输半径。集油原则与高低温油井串接的集油原则相同，均按串接后含水率判定，计算结果见表5、表6。

表5 低含水低产油井串接计算结果

表6 高含水低产油井串接计算结果

对于部分集输沿线有较多低产低温井的高产高温油井，可以采用在高产井口安装电加热，充分利用大流量蓄能，将集输沿线的低温低产井插输进来，实现常温输送，计算结果见表7。

表7 高产高温油井电加热串接低温油井计算结果

4 其他措施

4.1 隔热保温油管

一般来说，油井井口油温较低（20～40 ℃）主要是流体在千米举升的过程中井筒散热造成的。因此，从源头抓起，充分利用隔热油管的保温功能，减少原油从井底流向井口过程中的热能损失，并将余温延伸利用在地面集输系统中。油井不加药、不热洗，停运三管伴热及加热炉，实现地面常温输送。第三代隔热油管产品是在管径89 mm或73 mm的油管与 35CrMo内管之间均匀包裹一层具有隔热保温功能的耐磨材料。耐磨材料经过恒温、恒压加工而成，厚度在2～4 mm之间，导热系数0.01～0.021 W/m·k，耐温-40～210 ℃，磨耗指数0.058 m3/km。对强2-27、留70-39、留70-156油井进行了先导试验，应用效果见表8。

表8 隔热保温油管应用效果

应用后，单井至今未进行热洗化防，井口温度平均提高14.8 ℃，悬点最大载荷平均下降10.4 kN，日耗电平均下降36.4 kW·h，检泵周期延长1倍以上，原三管伴热流程取消，实现了常温输送。3口单井每年可减少热洗16井次，节约费用8.6×104元，增加因热洗影响的产量170.5 t，减少清蜡剂0.52 t、降黏剂0.26 t，减少机采举升耗电3.69×104kW·h，减少检泵1.2井次，总效益57.51×104元/a，投资回收期1.95 a。

先导试验后，在同口油田应用89口井，下入隔热保温油管60 000 m，实施后油井均实现常温输送。

4.2 油气混输降压

针对含气量较高、原油黏度变化大的原油集输，选择双螺杆泵，实施“集成橇装式”油气混输降压技术。该泵适用于介质黏度不大于50 000 mPa·s，进气量最高95%，固体含量最高60%，输送介质温度最高80 ℃的原油。岔中地区岔33断块油层平均脱气黏度为 11 150～27 385 mPa·s，气油比 300 m3/t，同时油井实施单管不加热集油后，最大集输距离达5.5 km，回站温度25 ℃左右，导致远端的油井回压长期维持在1.8～3.0 MPa之间。在岔12-11计量站选用额定排量25 m3/h，扬程210 m，配套电机40 kW的螺杆泵，入口压力设定0.1～1.0 MPa。为防止混输泵异常停泵造成泵进口压力升高的问题，在螺杆泵进口与出口之间安装安全卸压装置，设定压力高于1.0 MPa时，阀门开启泄压，保障系统安全运行。螺杆泵安装应用后，减少了流体管输过程中的水力摩阻，降压效果非常显著。岔12-89井回压由2.0 MPa直接降到了0.5 MPa，岔12-75井回压由3.0 MPa降到了1.4 MPa。该技术的应用，受益油井42口，平均降低油井回压1.5 MPa。

5 结束语

通过对不加热集油边界条件、环状掺水影响因素的研究，为优化集油工艺提供了理论依据。同时借助油井串接、井口电加热单管集油、隔热保温油管、油气混输压降等辅助性措施，在不同区块开展站外集油工艺优化简化，取消油井三管伴热，减少了热能消耗，节能效益显著。

由于高寒地区，受环境温度影响，实施全年常温集输难度大，下一步要重点对地温影响因素进行试验，努力实现可实施的季节性常温集输。