留楚油田环状掺水集油工艺及智能控制技术研究与应用

贾炜镔

中国石油华北油田分公司第三采油厂，河北河间 062450

1 留楚油田现状

留楚油田已建成投产联合站1座、接转站1座、计量站11座、拉油点11座。楚一联合站于1994年11月建成投产，具有原油脱水与外输、污水处理以及注水功能，楚一联接收楚二站、楚28-1-2-3-4计、楚102-1-2计以及卸油点来油，处理能力为100×104m3/a；楚二接转站于1995年9月建成投产，具有含水原油存储、区域伴热以及外输功能，接收楚29-1-2-3-4计、楚40-1计来油，产出液升温后外输至楚一联；站外集输工艺采用三管伴热流程；至2016年底留楚油田共有油井188口，日产液2 717 t，日产油528 t，综合含水80.57%；地面原油平均密度0.890 g/cm3，平均黏度158.3 mPa·s，凝固点为39.1℃，含蜡量为12.62%（质量分数），含胶质沥青26.74%（质量分数）。原油物性见表1，原油属于稠油且高含蜡。

表1 留楚油田原油物性

2 留楚油田掺水集油工艺及智能控制技术研究

2.1 建设可行性和必要性

留楚油田为整装油田，具有较好的持续发展基础，井站分布在工区9 km范围内，相对集中，便于开展自动化建设，留楚油田调整改造、简化优化正在有计划开展，为配套自动化建设提供了良好的跟进优势，自动化建设能够同步到位开展。

留楚油田历经多年开发，地面系统一直没有进行整体规划和改造，存在污水处理水质不达标、设备管道腐蚀结垢严重、生产工艺落后、油气损耗率高、运行费用高、工人劳动强度大等问题，地面工艺采用三管伴热集油流程，伴热管道长，散热量大，站场加热炉满负荷运行，单位产量能耗高。

2.2 环状掺水集输工艺研究

2.2.1 留楚油田环状掺水集油工艺改造方案

留楚油田原油开采属于稠油开采，油井均采用三管伴热的掺水集输方式。三管伴热即每口油井铺设三条管道，集油管道分别由两条来回热水管道伴行以保证集油温度需要[1]。这种集输方式需要的管道长，温度需求高，因此投资成本大，能耗高，由于本地水源含氧量高，水管道存在严重腐蚀现象。

针对三管伴热的缺点，有必要进行集输方式优化设计。环状掺水集输的方式具有投资少、耗能低、延缓管道腐蚀的优点。该技术将多口油井联成一个集油环，从计量站或联合站引出一根掺水管道，串联掺水至集油环中每口油井井口，热水与油井产液混合，从而达到为油井产液提温的目的，混合液通过集油管道完成一个环状集输，见图1。这种方案大幅度缩短了掺水管长度，可降低投资成本和能耗。

图1 环状掺水集输流程

留楚油田环状掺水集油工艺改造方案为：将楚一联站外楚28-2计量站所辖单井调入楚二站集油系统，将楚一联站外调整后剩余的70口油井改造为环状掺水集油方式，楚一联站内新建掺水泵房、掺水阀组、掺水换热器、自动加药装置等设施以配套站外掺水工艺。

2.2.2 环状掺水集油工艺参数的设计

以掺水温度、掺水量为设计变量，以井口回压小于1.5 MPa、回液温度高于原油凝固点3℃为约束条件进行设计。

第一，能耗优化模型的建立。以系统最低能耗作为目标函数，建立能耗优化模型，见式（1）[2]。

约束条件：Pm≤1.5 MPa，Tm≥T凝+3℃

式中：E为系统单日能耗，kJ/d；ET为系统日热力能耗，kJ/d；EP为系统日动力能耗，kJ/d；Pm为油井的井口压力，MPa；Tm为回液温度，℃；T凝为原油的凝点温度，℃。

第二，集输管道温降计算。采用苏霍夫温降公式进行计算，见式（2）[3]。

式中：TL为距起点L处温度，℃；T0为埋地管道中心埋深处自然地温，℃；TQ为管道起点处液体温度，℃；K为管道总传热系数，W/（m·2℃）；D为管道外径，m；L为管道长度，m；C为油水混合物的比热容，J/（kg·℃）；G为油水混合物质量流量，kg/s。

第三，集输管道压降计算。因掺水间到集油环第1口井的掺水管道内介质为水，属输送单相介质的管道，因此建立如式（3）所示的压降计算公式。

式中：he为沿程摩阻损失，m；P1、P2为起点、末点压力，MPa；ρg为掺入水的密度，kg/m3；hε为局部摩阻损失，m，一般忽略计算。

其余集油管道内介质均为油气水三相，在这里不考虑气相传输，利用紊流光滑区的列宾宗公式（4） 进行计算。

式中：h为集油管道总压降，MPa；λ为气液混输水力摩阻系数，无因次；Q为管道中流体流量，m3/s；ν为原油的运动黏度，m2/s；D为管道外径，m；L为管道长度，m。

2.2.3 掺水温度、掺水量设计计算

以楚一联环1为例，使用PIPESIM软件进行计算。

（1）计算基础参数。正常生产油井4口，日产量为85.7 m3，该环掺水干线总长度为2.330 km，集油干线总长度为2.716 km。掺水干线和集油干线管道数据见表2。这4口井综合含水率为80%，井口温度为39℃，进站温度控制在42℃内，冀中地区春夏秋冬四季土壤温度见表3，管道埋深1.5 m，保温层厚度40 mm，冬季按5.8℃计算，夏季按20.3℃计算，传热系数按照GB 50350取值，掺水温度50～80℃，以每升温5℃为一个计算点、共7个温度计算点下的模型进行计算，计算用的原油油品物性见表4，原油黏温曲线如图2所示。

表2 掺水干线和集油干线管道数据

表3 冀中地区土壤温度 单位：℃

表4 楚一联环1原油物性

图2 楚一联原油（含水率80%乳状液）不同剪切速率下的黏温曲线

（2）冬季条件下，掺水温度、掺水比例影响的计算结果。从表5可知，掺水温度约为65℃、掺水比例约为50%时，掺水系统运行费用较低。

表5 冬季不同掺水温度、掺水比例影响的计算结果

（3）夏季运行时，掺水温度、掺水比例影响的计算结果。与冬季相比，在掺水比例不变的情况下，掺水温度可以下降约5℃而保证混合液进站温度为42℃；在掺水温度与冬季相同的情况下，掺水比例可以下降约5%左右。夏季运行热负荷下降约15%～17%，电量消耗和运行费用下降约15%～19%。

（4）掺水比例随掺水温度变化的计算结果。计算结果显示，在控制产出液的进站温度为42℃左右时，掺水量随着掺水温度的升高而降低，曲线斜率在60℃时变化比较明显（见图3），说明掺水量在低温区对掺水温度的变化比较敏感，在温度超过70℃以后，掺水比随掺水温度的升高变化比较平缓。冬季地温较低，管道的热损耗大，冬季掺水量比夏季增大。

图3 掺水比例随掺水温度的变化曲线

（5）不同掺水温度、掺水比例时井口回压值的计算结果。井口回压是本项目掺水温度、掺水量设计的约束条件之一（要求井口回压小于1.5MPa），从图4、图5看出，不同掺水温度、掺水比例时井口回压值均小于1.5 MPa，满足约束条件。而在掺水温度约为65℃、掺水比例约为50%时，回压计算值较小，说明此条件下管道的沿程摩阻较小。井口回压主要是由集输管道的沿程摩阻引起的，沿程摩阻与混合液黏度和流体在管道中的流速有关，摩阻导致的压力损失随混合液黏度和流速的降低而下降；掺水比例随着掺水温度下降而增加，掺水量增加使管道内混合液流速加快，管道摩阻损失增加。

图4 不同掺水温度时的井口回压值

图5 不同掺水比例时的井口回压值

（6）掺水温度、掺水比例对掺水系统电量消耗影响的计算结果。掺水系统电量的消耗主要是掺水泵消耗的电量，掺水系统耗电量随掺水温度的变化如图6所示。由图6看出，掺水系统耗电量随着掺水温度的升高而下降。在掺水温度一定的情况下，掺水系统耗电量随着掺水比例的增大而增大，如图7所示，这是因为在掺水温度一定的情况下，泵的输出功率与泵的流量成正比，因此泵的功率随着管道摩阻损失和掺水比的增大而增大。

图6 掺水温度对电能消耗的影响

图7 掺水比例对电能消耗的影响

（7）掺水温度、掺水比例对运行费用影响的计算结果。掺水系统的运行费用随着掺水温度的升高先降后升，见图8。

图8 掺水温度对运行费用的影响

运行费用主要包括燃料费和电费，随着掺水温度的增加，燃料消耗增大，耗电量减小，当掺水温度较低时，掺水量大，电费是主要费用，因此随着温度的升高，运行费用逐渐降低；当掺水温度较高时，燃料费用的增加较多，因此运行总费用增加；掺水系统的运行费用随着掺水比例的升高先降后升，这主要与掺水泵的性能指标有关，掺水泵在排量最低或最高情况下使用都不合理，只有在最佳流量下使用掺水泵最经济，见图9。

图9 掺水比例对运行费用的影响

2.2.4 留楚油田掺水集油工艺参数优化设计计算

利用PIPESIM软件模拟站外掺水集输管道的分布，对掺入水和管道组合参数进行优化。掺水集油工艺建立两个模型，分别为：楚102-1计、楚102-2计的计算模型；楚28-1计、楚28-3计、楚28-4计和楚一联计算模型。在以上总体方案的前提下，计算常规流程在不同管径组合和掺水比条件下集输管道的压降、温降及井口回压。正常流程下，回压控制在1.5 MPa以下，温度控制在凝固点以上3℃。计算得到的掺入水和管道组合参数如表6所示。

表6 掺水集输站外系统计算结果

2.2.5 留楚油田站内系统计算

（1）掺水换热器选型和数量计算。留楚油田每天产液量为1 236.7 t，综合含水约82.47%，每天产生污水1 020 t，即约42.5 t/h。根据加热介质的热负荷计算确定掺水换热器选型和数量。

式中：Q为加热介质的总热负荷，W；G为被加热介质的质量流量，kg/s；C为介质的比热容，J/（kg·℃）；t进、t出为加热介质进、出加热炉的温度，℃。

被加热介质为污水，流量为42.5 m3/h，温度为40℃，换热后温度为65℃，算得Q=1 300 kW。确定换热器的换热面积：

式中：F为换热面积，m2；K为冷热流体之间的总传热系数，W/（m·2℃）；ΔTm为平均温差，℃。

换热器效率按75%计算，计算结果为选用2台280 m2换热器。

（2）泵选型和数量计算。根据总掺水量及所需掺水压力确定泵选型和数量。楚一联站外总掺水量为42.5 m3/h，掺水最高压力为1.8 MPa，因此选择流量为60 m3/h、扬程为240 m的离心泵两台。

（3）三相分离器选型和数量计算。根据原油处理量确定三相分离器选型和数量。依据混合液体在三相分离器中停留时间计算公式进行计算（卧式三相分离器的油气界面高度取值一般为直径的2/3～3/4）。根据楚一联混合液沉降实验计算结果，沉降后含水率为56%，分离出来的污水符合可以站外掺水的流量要求，因此应新建一具D3000mm×9 600 mm的三相分离器与已建的一具D3 000mm×9 600 mm的三相分离器并联共同使用。

2.3 自动化系统设计与实施简况

掺水集输生产系统是一项综合性工程，主要由掺水加热系统、掺水阀组以及联合站的分离、脱水、污水处理系统等组成，对于留楚油田，要实现该工艺的自动化运行，则所建立的掺水集输自动化监控系统必须实现以下功能：首先是信号采集功能，包括信号的采集、处理以及转换运算。其次是监控操作功能，包括操作控制、参数设定和阀门的自动控制等。第三是动态显示功能，即流程图的动态立体显示，生产参数变化的实时动态显示等。第四是远程监控功能，即对集输站重要生产环节在本地可实现闭环调节，同时也可进行远程自动调控；当采用远程控制方式时，上位机可以监控远程操作的全过程；当采用就地控制方式时，可以控制设备的启、停等并有相应的指示，同时上位机可以监控全过程。第五是权限管理分级，操作员和管理员操作分别具有各自的权限，控制方式的切换和远程操作必须授权以后才能操作。

根据上述要求，建立了留楚油田的掺水集输自动化监控系统[4-6]。该系统分为数据采集及监控单元、监控中心、调度中心等几部分，其具体建设内容如表7所示。

表7 留楚试验区掺水集油工艺自动化改造工程量

3 结束语

留楚油田掺水集油工艺改造工程从2017年2月开始建设，到2019年11月全面建成。留楚油田掺水集油工艺智能控制项目建设总投资为：楚一联1 263万元，楚二站852万元，厂房180万元，合计2 295万元。运行维护费用180万元/年。

该项目的实施提高了油井生产时率，按2020年留楚油田一年增产原油353 t计算，则经济效益为2 000元/t×353 t=70.6万元；留楚油田数字化建设减少用工65人，按平均14.93万元/人·年测算，减少人员支出费用970.45万元/年；节约油井测试费、车辆燃油费用122万元/年；2020年减少盗油原油损失890 t/a，取得经济效益2 000元/t×890 t=178万元。年经济效益总计为70.6+970.45+122+178-180=1 161.05（万元/年）。

留楚油田掺水集油工艺智能控制技术的实施产生了很大的社会效益，实时监控，提高技防水平，提高油区综合治理能力；安防监控覆盖重点油井、主要场所，弥补了警力不足；实时自动采集、集中监测，生产过程实时跟踪、量化分析、过程监控、智能预警，优化了劳动组织架构，为推进企业管理的现代化提供了支撑。