大港板北集輸系統(tǒng)優(yōu)化重組研究與應(yīng)用

王樹(shù)好 趙昕銘 鄒曉燕 崔鵬 韓方勇

（1.中國(guó)石油大港油田分公司采油工藝研究院；2.中國(guó)石油規(guī)劃總院油氣田地面工程規(guī)劃研究所）

2016 年前板北油區(qū)是大港油田最后一個(gè)未簡(jiǎn)化的區(qū)塊，采用常規(guī)的單管加熱、三級(jí)布站工藝，存在著管理點(diǎn)多、系統(tǒng)能耗高、生產(chǎn)維護(hù)成本高等諸多問(wèn)題，工藝的合理性直接影響到運(yùn)行成本、能耗及管理[1～2]。該區(qū)塊與集輸系統(tǒng)簡(jiǎn)化、油田提質(zhì)增效相悖，需要開(kāi)展優(yōu)化簡(jiǎn)化工作，更好地滿足油田長(zhǎng)遠(yuǎn)發(fā)展。

1 建設(shè)現(xiàn)狀

板北示范區(qū)位于大港板橋油田北部，隸屬于大港油田第四采油廠，處于規(guī)劃的輕紡工業(yè)園區(qū)域中。

1.1 生產(chǎn)情況

板北區(qū)塊至今已開(kāi)發(fā)30 多年，是板橋油田重要產(chǎn)油區(qū)塊，該區(qū)塊原油集輸系統(tǒng)建有井場(chǎng)23座，計(jì)量站8 座（板5 站、板7 站、板8 站、板9站、板10 站、板12 站、板18 站、板24 站），接轉(zhuǎn)站2 座（板五站、板八站），拉油井場(chǎng)1 座（河1 井場(chǎng)）。

2015 年底，板北區(qū)塊有油井56 口，常開(kāi)井26口左右，日產(chǎn)液量約830 m3，日產(chǎn)油量約65 t，平均綜合含水率約93%，日產(chǎn)氣量為6.8×104m3。

采用傳統(tǒng)的計(jì)量分離器計(jì)量方式，對(duì)油井進(jìn)行油氣生產(chǎn)計(jì)量。采用單管加熱集輸工藝，在井口設(shè)井口加熱爐。

1.2 布站方式

單管集油工藝分低壓和中壓2 套系統(tǒng)。低壓系統(tǒng)采用三級(jí)布站方式：油井→計(jì)量站→接轉(zhuǎn)站→聯(lián)合站，板北區(qū)塊油井產(chǎn)物經(jīng)接轉(zhuǎn)站進(jìn)行氣、液分離后，分離出氣、液分別通過(guò)集輸氣管道外輸至板一聯(lián)合站；中壓系統(tǒng)采用二級(jí)布站方式：油井→計(jì)量站→聯(lián)合站，中壓油井產(chǎn)物通過(guò)中壓集油管道T 接至接轉(zhuǎn)站外輸管道。

1.3 接轉(zhuǎn)站現(xiàn)狀

板北區(qū)塊建有2 座接轉(zhuǎn)站，2015 年底接轉(zhuǎn)站運(yùn)行參數(shù)見(jiàn)表1。

板八接轉(zhuǎn)站1992 年5 月建成投產(chǎn)，承擔(dān)附近2座計(jì)量站（板10 站、板8 站）生產(chǎn)的氣液接轉(zhuǎn)，接轉(zhuǎn)能力為2 000 m3/d。油井產(chǎn)出物經(jīng)分離緩沖罐進(jìn)行氣液分離，分離出的含水原油經(jīng)? 159 mm×6 mm、2.4 km 或? 219 mm×8 mm、4.8 km 管道輸至板一聯(lián)合站；分離出的天然氣與板五接轉(zhuǎn)站等來(lái)氣匯合后，經(jīng)? 219 mm×7 mm、7.2 km 外輸管道輸至板一聯(lián)合站。

表1 接轉(zhuǎn)站運(yùn)行參數(shù)

板五接轉(zhuǎn)站于1981 年5 月建成投產(chǎn)，承擔(dān)附近6 座計(jì)量站（板5 站、板7 站、板9 站、板12 站、板18站、板24站）的油氣接轉(zhuǎn)，接轉(zhuǎn)能力為2 000 m3/d。油井產(chǎn)出物經(jīng)分離緩沖罐進(jìn)行氣液分離，分離出的含水原油經(jīng)? 159 mm×6 mm、4.8 km 管道輸至板一聯(lián)合站；分離出的天然氣經(jīng)板八站天然氣外輸管道輸送至板一聯(lián)合站。

1.4 計(jì)量站現(xiàn)狀

板北區(qū)塊8 座計(jì)量站、1 座拉油井場(chǎng)2015 年底各計(jì)量站運(yùn)行參數(shù)見(jiàn)表2。

表2 各計(jì)量站運(yùn)行參數(shù)

1.5 集輸管網(wǎng)現(xiàn)狀

板北區(qū)塊油氣集輸管道有7 條低壓集油管道、7 條中壓集油管道、2 條含水油外輸管道、1 條天然氣外輸管道，板北區(qū)塊集輸管網(wǎng)見(jiàn)圖1。投產(chǎn)時(shí)間為1982—1999 年，多數(shù)腐蝕老化嚴(yán)重。

圖1 板北區(qū)塊集輸管網(wǎng)

1.6 加熱爐情況

板北區(qū)塊有64 臺(tái)加熱爐，包括井場(chǎng)加熱爐39臺(tái)，干線爐、外輸爐25臺(tái)，均為200 kW、100 kW老式水套加熱爐，投產(chǎn)時(shí)間為1982—2014 年，總功率為11 100 kW。

2 存在問(wèn)題

2.1 三級(jí)布站，站場(chǎng)多，系統(tǒng)復(fù)雜

該區(qū)塊有8 座計(jì)量站、2 座接轉(zhuǎn)站，已進(jìn)入后期開(kāi)發(fā)，產(chǎn)液量降低?，F(xiàn)有的計(jì)量方式、布局模式和單井輸送工藝，決定其場(chǎng)站設(shè)施多、工藝流程長(zhǎng)、布局不合理，現(xiàn)場(chǎng)維護(hù)及管理的工作量大，勞動(dòng)管理強(qiáng)度大。

2.2 單管加熱集輸，加熱爐多，運(yùn)行能耗高

隨著注水開(kāi)發(fā)的不斷深入，板北區(qū)塊產(chǎn)液綜合含水率已超過(guò)90%，單管加熱輸送工藝已不符合節(jié)能降耗生產(chǎn)的要求。大港油田檢測(cè)監(jiān)督評(píng)價(jià)中心于2015 年11 月進(jìn)行了板北集輸系統(tǒng)能耗測(cè)試，測(cè)試了井場(chǎng)爐12 臺(tái)、外輸爐3 臺(tái)、干線爐2 臺(tái)、板五接轉(zhuǎn)站外輸泵1 臺(tái)。分析板北集輸系統(tǒng)能耗表明，集輸系統(tǒng)單位液量集輸氣耗2.631 m3/t，單位液量集輸綜合能耗3.503 kgce/t（千克標(biāo)準(zhǔn)煤/噸），單位原油集輸綜合能耗15.312 kgce/t。

冬季日耗氣約1.3×104m3，夏季停運(yùn)部分加熱爐后，仍有20 余臺(tái)加熱爐在用，年耗氣約307×104m3，運(yùn)行能耗高。生產(chǎn)能耗增加，影響油田開(kāi)發(fā)的整體效益[3]。

2.3 集輸管網(wǎng)復(fù)雜，腐蝕泄漏嚴(yán)重，維護(hù)工作量大

板北區(qū)塊處于天津市濱海新區(qū)、輕紡城規(guī)劃區(qū)，部分區(qū)域周邊為鹽堿鹵池，環(huán)境敏感，安全環(huán)保壓力大。

板北區(qū)塊管網(wǎng)布局凌亂，設(shè)備使用年限長(zhǎng)，平均使用年限超過(guò)15 年，管網(wǎng)穿孔現(xiàn)象嚴(yán)重（平均每年4～5 次），腐蝕老化程度高。

因此，開(kāi)展板北區(qū)塊集輸系統(tǒng)重組優(yōu)化研究及應(yīng)用，簡(jiǎn)化板北區(qū)塊集輸系統(tǒng)，達(dá)到工藝優(yōu)化，減少站場(chǎng)、管網(wǎng)，降低生產(chǎn)運(yùn)行成本，實(shí)現(xiàn)提質(zhì)增效，非常具有現(xiàn)實(shí)意義。

3 集輸系統(tǒng)優(yōu)化重組研究

3.1 不加熱集油邊界條件

不加熱集油邊界條件是指集油管道采取不加熱工藝時(shí)各工藝參數(shù)應(yīng)該滿足的邊界條件。不加熱集油邊界條件確定原則：

1）對(duì)于含水率在反相點(diǎn)以下的油氣水多相流管道，按照GB 50253—2014《輸油管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范》進(jìn)行判斷，要求進(jìn)站油溫高于凝點(diǎn)以上5 ℃。

2）對(duì)于高含水集油管道（含水率大于70%，高于原油反相點(diǎn)），需要借助工藝計(jì)算軟件，以井口回壓不高于1.5 MPa 作為判斷標(biāo)準(zhǔn)。

3.1.1 原油物性測(cè)試分析

進(jìn)入高含水期后，油氣集輸管道內(nèi)的管輸介質(zhì)流變特性與輸送原油或低含水油相比已發(fā)生了很大變化，為掌握板北區(qū)塊含水原油流動(dòng)特性，研究高含水期不加熱集油規(guī)律，取油樣進(jìn)行了測(cè)試研究。

1）原油基礎(chǔ)物性測(cè)試。測(cè)試原油的基本物性，包括密度、凝點(diǎn)、反常點(diǎn)、含蠟量、析蠟點(diǎn)、黏度等參數(shù)；并測(cè)試了油水兩相體系的基礎(chǔ)物性，包括反相點(diǎn)、不同含水率下的黏度等參數(shù)。板北區(qū)塊原油的基礎(chǔ)物性測(cè)試結(jié)果見(jiàn)表3。

表3 板北區(qū)塊原油的基礎(chǔ)物性測(cè)試結(jié)果

2）原油流變參數(shù)和黏溫曲線測(cè)試。采用HAAKE VT550 同軸圓筒旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)對(duì)板北區(qū)塊原油的黏溫關(guān)系進(jìn)行了測(cè)試，采用冪律模型本構(gòu)方程對(duì)黏度-剪切率數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合。由圖2 可知，大港板北區(qū)塊原油的反常點(diǎn)為23 ℃，在23 ℃以上溫度區(qū)間原油為牛頓流體，在23 ℃以下至凝點(diǎn)的溫度區(qū)間原油為非牛頓流體。

圖2 板北區(qū)塊原油黏溫曲線

3）油水混合液反相點(diǎn)測(cè)試。通過(guò)直接觀察法和黏度測(cè)試方法，確定油水兩相體系的反相點(diǎn)含水率。在不同含水率的制備條件下，對(duì)制備的油水兩相體系進(jìn)行攪拌，通過(guò)觀察水相是否可被油相包裹形成穩(wěn)定的乳狀液，確定油水混合液的反相點(diǎn)。測(cè)試結(jié)果顯示，板北區(qū)塊油水混合液反相點(diǎn)為50%，在含水率45%～55%區(qū)間含水原油黏度最大。板北區(qū)塊原油反相點(diǎn)測(cè)試曲線見(jiàn)圖3。

圖3 板北區(qū)塊原油反相點(diǎn)曲線

4）高含水原油混合液黏溫曲線測(cè)試。板北區(qū)塊含水率為70%、80%、90%的油水混合液黏溫曲線測(cè)試結(jié)果見(jiàn)圖4。由圖4 可知，當(dāng)含水率為70%以上、溫度為25～40 ℃時(shí)，混合液黏度隨溫度升高、含水率升高而降低的幅度很小。

3.2 不加熱集油界限計(jì)算

通過(guò)Pipephase 軟件對(duì)各井場(chǎng)不加熱集油半徑進(jìn)行計(jì)算，除了最遠(yuǎn)端的板深1511 油井之外，其他油井最大集油半徑遠(yuǎn)大于實(shí)際管道長(zhǎng)度，因此板北區(qū)塊能夠?qū)崿F(xiàn)不加熱集油工藝。

3.3 油井軟件計(jì)量技術(shù)應(yīng)用

圖4 含水率為70%、80%、90%的油水兩相體系黏溫曲線

油井軟件計(jì)量技術(shù)已在大港油田成功應(yīng)用。對(duì)于不同井型，計(jì)算方法不斷完善，數(shù)據(jù)采集傳輸設(shè)備不斷完善升級(jí)，使該技術(shù)日益成熟[4]，滿足了板北區(qū)塊低壓油井產(chǎn)量計(jì)量；而中壓油井產(chǎn)氣量高，需配合移動(dòng)計(jì)量車進(jìn)行校核。此技術(shù)進(jìn)步表現(xiàn)如下：①抽油機(jī)井產(chǎn)量計(jì)算方法，由面積法→容積法→插值法→綜合法；②電泵井產(chǎn)量計(jì)算方法，由混相流節(jié)流公式→電流修正→差壓法模型；③螺桿泵井產(chǎn)量計(jì)算方法，由容積法→電參數(shù)修正的容積法；④游梁傳感器，由有線載荷傳感器→無(wú)線一體化載荷傳感器；⑤遠(yuǎn)程終端RTU，由通用RTU→可遠(yuǎn)程升級(jí)的RTU；⑥報(bào)警方式，由后臺(tái)系統(tǒng)處理→RTU 主動(dòng)上傳；⑦數(shù)據(jù)傳輸方式，由GPRS→Zigbee→4G。

油井軟件計(jì)量技術(shù)的研究成果用于板北區(qū)塊，取消了計(jì)量站。

3.4 接轉(zhuǎn)站半徑優(yōu)化研究

板八站至板五站2.4 km，板五站至板一聯(lián)4.5 km。依照SY/T 0049《油田地面工程建設(shè)規(guī)劃設(shè)計(jì)規(guī)范》中規(guī)定，“水驅(qū)接轉(zhuǎn)站管轄油井的集輸半徑不宜小于5 km”，最遠(yuǎn)油井距板一聯(lián)不超過(guò)10 km?，F(xiàn)在港東聯(lián)合站、馬西聯(lián)合站集輸半徑均達(dá)到10 km。

開(kāi)展取消板五站、板八站可行性研究。針對(duì)板北區(qū)塊集輸系統(tǒng)實(shí)際情況，優(yōu)化研究管道具體的串接、“T”接枝狀流程，縮短管道長(zhǎng)度，采用保溫管道。利用Pipephase 軟件模擬計(jì)算，首先建立管網(wǎng)計(jì)算模型，通過(guò)調(diào)整管徑，如板五站至板一聯(lián)間由? 219 mm 擴(kuò)大為? 273 mm，取消板五站、板八站后，最遠(yuǎn)端油井計(jì)算回壓為1.1 MPa，證明不加熱集輸前提下板五站、板八站可以取消。

4 實(shí)施效果

板北區(qū)塊簡(jiǎn)化工程于2016 年10 月底完工投產(chǎn)，并取得以下效果。

4.1 三級(jí)布站變?yōu)橐患?jí)布站

撤銷了計(jì)量站8 座、接轉(zhuǎn)站2 座、加熱爐58臺(tái)，縮減管道25 km。最遠(yuǎn)端油井回壓為1 MPa，滿足正常生產(chǎn)。地面生產(chǎn)設(shè)施大幅縮減，由三級(jí)布站變成一級(jí)布站，減少設(shè)備數(shù)量，降低運(yùn)行維護(hù)成本[5]。

4.2 單管加熱、分輸升級(jí)為不加熱、混輸

板北區(qū)塊集油系統(tǒng)的64 臺(tái)加熱爐取消了58 臺(tái)（有6 臺(tái)加熱爐利舊作為中壓油井及偏遠(yuǎn)油井備用爐使用），基本實(shí)現(xiàn)不加熱集輸?？偣β视稍瓉?lái)的11 100 kW 降至1 200 kW，減少了9 900 kW，縮減89%。

4.3 節(jié)能、經(jīng)濟(jì)效益顯著

2016 年11 月，對(duì)當(dāng)時(shí)改造完的系統(tǒng)進(jìn)行測(cè)試，集輸系統(tǒng)單位液量集輸氣耗由改造前的2.631 m3/t 降至1.65 m3/t，降低了75.3%；集輸系統(tǒng)單位液量集輸綜合能耗由改造前的3.503 kgce/t 降至2.19 kgce/t，降低了37.5%。

節(jié)電：板五站、板八站撤銷，年節(jié)電62×104kWh，折合50.22×104元/a。

節(jié)氣：撤銷井場(chǎng)爐58 臺(tái)，年節(jié)氣275×104m3，折合412.5×104元/a。

節(jié)約設(shè)備縮減及其運(yùn)行維護(hù)費(fèi)：撤銷8 座計(jì)量站、2 座接轉(zhuǎn)站、25 km 管道、58 臺(tái)加熱爐，合計(jì)90×104元/a。

優(yōu) 化 用 工：72 名（6 人/計(jì) 量 站，12 人/接 轉(zhuǎn)站）。

5 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

板北區(qū)塊集輸系統(tǒng)重組優(yōu)化，是在集成應(yīng)用近些年大港油田優(yōu)化簡(jiǎn)化技術(shù)的基礎(chǔ)上，結(jié)合其實(shí)際情況而開(kāi)展的集輸系統(tǒng)研究拓展，實(shí)現(xiàn)了不加熱集輸、一級(jí)布站（現(xiàn)場(chǎng)已實(shí)施），經(jīng)濟(jì)和社會(huì)效益顯著，對(duì)開(kāi)發(fā)后期的高含水油田地面集輸系統(tǒng)的建設(shè)及優(yōu)化改造具有借鑒和指導(dǎo)意義。