大庆油田集输系统能量优化技术探索研究与应用分析

黄振昊

大庆油田有限责任公司

大庆油田开发规模不断扩大、生产耗能逐年增长，其中，原油集输过程中消耗了大量能量[1]。随着油气田节能工作的不断深入，结构节能和管理节能挖潜难度越来越大[2]，通过设备、工艺实现的节能空间越来越小，技术改造效益逐步收窄，“十三五”期间万元投资节能量对比“十一五”期间下降56%。大庆油田生产系统年能源消耗总量位居中国石油首位，单位液量生产综合能耗位居中国石油最低，能耗管控难度大、任务艰巨，需要研究一套不改造工艺只优化参数的方式，在运行管理上下功夫，对集输生产过程进行合理优化，助力油田提质增效。

1 技术研发概况

1.1 集输系统用能评价方法

中国石油要求企业“建立能效对标指标体系，积极开展能效对标分析工作”[3]，但油田生产用能分析和评价长期以来一直是油田生产用能管理的难题。由于油田生产系统庞大复杂，用能种类多，耗能环节多，分布零散，用能分析评价复杂；且油田所辖区块地质条件、油气物性、含水率、系统布局规模等不尽相同[4]，能耗有较大差异。即使采用自身与自身对比的方法，也存在比较基准值确定难度大、历史最低能耗不一定是能效最佳水平的问题，因此科学的分析评价各生产系统能效水平存在较大难度。

结合油田集输系统能量优化技术在现场试验应用，提出“基于流程模拟的油田生产能效组合量化综合评价方法”,利用仿真计算的方式，指导油田不同生产过程包括机采系统、集油系统、脱水处理系统、污水处理系统、注水系统在内的多系统能耗管理水平的综合评价，避免了当前影响油田生产的因素较多、系统单耗指标横向可比性较差的问题。组合量化体现在满足油田生产各个管理层级的用能评价（厂级、作业区级、站场）以及多个同类站场组成的系统（集油系统、脱水系统等）。综合评价体现在各个层级具有综合评价指标，例如厂级、作业区级有全厂或全作业区各系统的综合评价指标。三级评价指标值为实际单耗值与基于流程模拟得出的基准值（理想值）的对比分值，即可满足单站、全矿、全厂范围的评价需求，又可以反映不同时期的能效管理水平变化。

1.2 集输系统能量优化方法

基于仿真和数据挖掘相结合的集输系统能耗全流程优化方法，涉及了一种能够基于工艺仿真和数据挖掘相结合的集输系统全流程能耗优化方法，即将常规的油田地面系统，包括机采系统、集油系统、脱水系统进行整体优化，通过各个子系统的工艺仿真结合运行工艺的数据挖掘，得到各个子系统中运行能耗与运行工艺参数以及进出口物料之间的关系，以全流程能耗最低为目标函数，以各个子系统工艺运行参数边界和能力为约束条件，基于模型求解得到全流程最优的工艺运行参数。该方法将工艺模拟和数据挖掘进行结合，解决了部分工艺及设备仿真困难的难题，同时工艺仿真也解决了现场数据长期恒定对数据挖掘带来的限制。将机采系统与后续的地面集输系统进行了整体优化，实现综合能耗最低[5]，对于油田地面运行具有非常好的指导意义。

1.3 集输系统能量优化软件

油气集输处理系统能量优化软件融合了100多个包括物性、热力、水力、评价及优化等方面的数学模型，软件具有构建工艺模型、水力热力计算、水力热力校核、用能评价及用能优化等功能[6]，可实现从现有数据库中直接导入数据，各类图标符合业内相关标准或使用习惯，界面友好，操作性强。

通过研究筛选适用于油田多相流的热力、水力计算模型，构建并修正了包括热力、水力计算模型、物性计算模型（基于黑油、组分模型）和站内工艺流程模型在内的数学模型。并根据试验现场具体情况进行校核修正，嵌入大庆油田井口温度经验公式。物性计算结果介于Hysys和PVTsim之间，三个模型的气体密度结果相近，计算结果的误差在5%以内，具有较高的精度。集油系统水力计算现场数据相比，误差均在6%以内。综上所述，该软件建立的模型是可行的。

2 技术推广及应用

2.1 采出液物性研究

油田各区域开采对象、层位、驱油方式不尽相同，集输工艺、物性条件存在差异，结合生产实际，共取样249个，覆盖站场57座。采出液物性研究包括：①测定原油凝固点、蜡含量、胶质含量、沥青质含量、析蜡点及比热容，为确定集油临界温度提供数据支撑；②测定含水原油流变性、黏温特性，保障软件模拟计算精度；③明确转油站采出液沉降分离特性、原油乳状液稳定性等，为确定进联合站一段脱水最低温度提供依据。转油站乳化油黏温曲线情况如图1所示。

图1 转油站乳化油黏温曲线Fig.1 Viscosity-temperature curve of emulsified oil at the oil transfer station

2.2 完善优化软件功能

为满足规模化推广需求，结合应用过程中出现的建模工作量大、软件培训时间长等问题，对软件进行完善升级：①研发快速建模模块，简化命名规则，识别不同油田油井、计量间名称。简化建模源文件，由原来6 张excel 表格简化为1 张excel 表格，提高建模效率。优化建模逻辑，增加引导式模块，根据集输类型和挂接关系，引导用户构建模型，降低建模难度。②完善不同集油工艺算法，结合现场集输关系复杂，挂接、环状、平台井多种类型并存的情况，升级完善软件算法，满足了不同集油工艺流程计算需求。③建立原油物性数据库，完善了物性修改功能，各转油站可选取自己的物性方程进行计算，提高计算精度。④完善掺水优化控制参数，以原油凝固点作为回油温度控制界限，对于部分转油站不能实现单井掺水计量的，控制回油温度和转油站总掺水量实现优化。

2.3 建立能量优化示范区

组织编制集输系统能量优化方法培训教材，分3个轮次，对其他10个采油厂的技术人员进行线上培训及交流，完成210座中转站集输系统能量优化模型建立，覆盖井数26 838 口。成立专项组织机构，建立月报机制，明确保障措施，实现了技术与管理上下一体、协调配合，保障集输系统能量优化工作顺利执行。按照油公司改革模式，基层队技术职能上移，工艺研究所技术人员负责应用软件编制优化方案，发挥技术指导作用；基层班组负责结合方案抓实现场执行，通过摸索运行规律，分析油气生产特性[7]，及时调整油井掺水量、转油站加热炉运行温度及设备启停方式，做到了精细化运行管理，实现了个性化能源管控。转油站能耗最低运行方案选取情况如图2所示。

图2 转油站能耗最低运行方案选取示意图Fig.2 Schematic diagram of selecting the lowest energy consumption operation scheme for the oil transfer station

以外围某转油站为例，选取5个温度下的掺水方案，方案四能耗最低，即日掺水量826 m3/d，掺水温度62 ℃为该站能耗最低运行工况。

示范区210座中转站，日均掺水量39.18×104m3，掺水温度52.1 ℃，外输温度38.2 ℃，与去年同期对比每天少掺水2.26×104m3，掺水温度下降2.3 ℃，外输油温度下降0.5 ℃，同比日节电3.52×104kWh，节气7.04×104m3。

3 结束语

集输系统是油气生产、处理及外输最重要的环节[8]，集输系统能量优化由原来的单纯降温转变为根据末端需求，推导前端供给[9]，实现了全局优化。通过推行“一井一参数，一站一方案”的集输系统能量优化办法，增加了基层站精细化管理水平，提升了员工降本增效的管理意识，能耗指标持续向好[10]。该方法不改变现有工艺及设备，不增加额外工作量，优化方法更科学，推行方法更简便，更易于大面积推广应用，节能效果较为明显，对其他油田集输系统节能降耗工作也具有一定的借鉴和参考意义。