留楚油田環狀摻水集油工藝及智能控制技術研究與應用

賈煒鑌

中國石油華北油田分公司第三采油廠，河北河間 062450

1 留楚油田現狀

留楚油田已建成投產聯合站1座、接轉站1座、計量站11座、拉油點11座。楚一聯合站于1994年11月建成投產，具有原油脫水與外輸、污水處理以及注水功能，楚一聯接收楚二站、楚28-1-2-3-4計、楚102-1-2計以及卸油點來油，處理能力為100×104m3/a；楚二接轉站于1995年9月建成投產，具有含水原油存儲、區域伴熱以及外輸功能，接收楚29-1-2-3-4計、楚40-1計來油，產出液升溫后外輸至楚一聯；站外集輸工藝采用三管伴熱流程；至2016年底留楚油田共有油井188口，日產液2 717 t，日產油528 t，綜合含水80.57%；地面原油平均密度0.890 g/cm3，平均黏度158.3 mPa·s，凝固點為39.1℃，含蠟量為12.62%（質量分數），含膠質瀝青26.74%（質量分數）。原油物性見表1，原油屬于稠油且高含蠟。

表1 留楚油田原油物性

2 留楚油田摻水集油工藝及智能控制技術研究

2.1 建設可行性和必要性

留楚油田為整裝油田，具有較好的持續發展基礎，井站分布在工區9 km范圍內，相對集中，便于開展自動化建設，留楚油田調整改造、簡化優化正在有計劃開展，為配套自動化建設提供了良好的跟進優勢，自動化建設能夠同步到位開展。

留楚油田歷經多年開發，地面系統一直沒有進行整體規劃和改造，存在污水處理水質不達標、設備管道腐蝕結垢嚴重、生產工藝落后、油氣損耗率高、運行費用高、工人勞動強度大等問題，地面工藝采用三管伴熱集油流程，伴熱管道長，散熱量大，站場加熱爐滿負荷運行，單位產量能耗高。

2.2 環狀摻水集輸工藝研究

2.2.1 留楚油田環狀摻水集油工藝改造方案

留楚油田原油開采屬于稠油開采，油井均采用三管伴熱的摻水集輸方式。三管伴熱即每口油井鋪設三條管道，集油管道分別由兩條來回熱水管道伴行以保證集油溫度需要[1]。這種集輸方式需要的管道長，溫度需求高，因此投資成本大，能耗高，由于本地水源含氧量高，水管道存在嚴重腐蝕現象。

針對三管伴熱的缺點，有必要進行集輸方式優化設計。環狀摻水集輸的方式具有投資少、耗能低、延緩管道腐蝕的優點。該技術將多口油井聯成一個集油環，從計量站或聯合站引出一根摻水管道，串聯摻水至集油環中每口油井井口，熱水與油井產液混合，從而達到為油井產液提溫的目的，混合液通過集油管道完成一個環狀集輸，見圖1。這種方案大幅度縮短了摻水管長度，可降低投資成本和能耗。

圖1 環狀摻水集輸流程

留楚油田環狀摻水集油工藝改造方案為：將楚一聯站外楚28-2計量站所轄單井調入楚二站集油系統，將楚一聯站外調整后剩余的70口油井改造為環狀摻水集油方式，楚一聯站內新建摻水泵房、摻水閥組、摻水換熱器、自動加藥裝置等設施以配套站外摻水工藝。

2.2.2 環狀摻水集油工藝參數的設計

以摻水溫度、摻水量為設計變量，以井口回壓小于1.5 MPa、回液溫度高于原油凝固點3℃為約束條件進行設計。

第一，能耗優化模型的建立。以系統最低能耗作為目標函數，建立能耗優化模型，見式（1）[2]。

約束條件：Pm≤1.5 MPa，Tm≥T凝+3℃

式中：E為系統單日能耗，kJ/d；ET為系統日熱力能耗，kJ/d；EP為系統日動力能耗，kJ/d；Pm為油井的井口壓力，MPa；Tm為回液溫度，℃；T凝為原油的凝點溫度，℃。

第二，集輸管道溫降計算。采用蘇霍夫溫降公式進行計算，見式（2）[3]。

式中：TL為距起點L處溫度，℃；T0為埋地管道中心埋深處自然地溫，℃；TQ為管道起點處液體溫度，℃；K為管道總傳熱系數，W/（m·2℃）；D為管道外徑，m；L為管道長度，m；C為油水混合物的比熱容，J/（kg·℃）；G為油水混合物質量流量，kg/s。

第三，集輸管道壓降計算。因摻水間到集油環第1口井的摻水管道內介質為水，屬輸送單相介質的管道，因此建立如式（3）所示的壓降計算公式。

式中：he為沿程摩阻損失，m；P1、P2為起點、末點壓力，MPa；ρg為摻入水的密度，kg/m3；hε為局部摩阻損失，m，一般忽略計算。

其余集油管道內介質均為油氣水三相，在這里不考慮氣相傳輸，利用紊流光滑區的列賓宗公式（4） 進行計算。

式中：h為集油管道總壓降，MPa；λ為氣液混輸水力摩阻系數，無因次；Q為管道中流體流量，m3/s；ν為原油的運動黏度，m2/s；D為管道外徑，m；L為管道長度，m。

2.2.3 摻水溫度、摻水量設計計算

以楚一聯環1為例，使用PIPESIM軟件進行計算。

（1）計算基礎參數。正常生產油井4口，日產量為85.7 m3，該環摻水干線總長度為2.330 km，集油干線總長度為2.716 km。摻水干線和集油干線管道數據見表2。這4口井綜合含水率為80%，井口溫度為39℃，進站溫度控制在42℃內，冀中地區春夏秋冬四季土壤溫度見表3，管道埋深1.5 m，保溫層厚度40 mm，冬季按5.8℃計算，夏季按20.3℃計算，傳熱系數按照GB 50350取值，摻水溫度50～80℃，以每升溫5℃為一個計算點、共7個溫度計算點下的模型進行計算，計算用的原油油品物性見表4，原油黏溫曲線如圖2所示。

表2 摻水干線和集油干線管道數據

表3 冀中地區土壤溫度 單位：℃

表4 楚一聯環1原油物性

圖2 楚一聯原油（含水率80%乳狀液）不同剪切速率下的黏溫曲線

（2）冬季條件下，摻水溫度、摻水比例影響的計算結果。從表5可知，摻水溫度約為65℃、摻水比例約為50%時，摻水系統運行費用較低。

表5 冬季不同摻水溫度、摻水比例影響的計算結果

（3）夏季運行時，摻水溫度、摻水比例影響的計算結果。與冬季相比，在摻水比例不變的情況下，摻水溫度可以下降約5℃而保證混合液進站溫度為42℃；在摻水溫度與冬季相同的情況下，摻水比例可以下降約5%左右。夏季運行熱負荷下降約15%～17%，電量消耗和運行費用下降約15%～19%。

（4）摻水比例隨摻水溫度變化的計算結果。計算結果顯示，在控制產出液的進站溫度為42℃左右時，摻水量隨著摻水溫度的升高而降低，曲線斜率在60℃時變化比較明顯（見圖3），說明摻水量在低溫區對摻水溫度的變化比較敏感，在溫度超過70℃以后，摻水比隨摻水溫度的升高變化比較平緩。冬季地溫較低，管道的熱損耗大，冬季摻水量比夏季增大。

圖3 摻水比例隨摻水溫度的變化曲線

（5）不同摻水溫度、摻水比例時井口回壓值的計算結果。井口回壓是本項目摻水溫度、摻水量設計的約束條件之一（要求井口回壓小于1.5MPa），從圖4、圖5看出，不同摻水溫度、摻水比例時井口回壓值均小于1.5 MPa，滿足約束條件。而在摻水溫度約為65℃、摻水比例約為50%時，回壓計算值較小，說明此條件下管道的沿程摩阻較小。井口回壓主要是由集輸管道的沿程摩阻引起的，沿程摩阻與混合液黏度和流體在管道中的流速有關，摩阻導致的壓力損失隨混合液黏度和流速的降低而下降；摻水比例隨著摻水溫度下降而增加，摻水量增加使管道內混合液流速加快，管道摩阻損失增加。

圖4 不同摻水溫度時的井口回壓值

圖5 不同摻水比例時的井口回壓值

（6）摻水溫度、摻水比例對摻水系統電量消耗影響的計算結果。摻水系統電量的消耗主要是摻水泵消耗的電量，摻水系統耗電量隨摻水溫度的變化如圖6所示。由圖6看出，摻水系統耗電量隨著摻水溫度的升高而下降。在摻水溫度一定的情況下，摻水系統耗電量隨著摻水比例的增大而增大，如圖7所示，這是因為在摻水溫度一定的情況下，泵的輸出功率與泵的流量成正比，因此泵的功率隨著管道摩阻損失和摻水比的增大而增大。

圖6 摻水溫度對電能消耗的影響

圖7 摻水比例對電能消耗的影響

（7）摻水溫度、摻水比例對運行費用影響的計算結果。摻水系統的運行費用隨著摻水溫度的升高先降后升，見圖8。

圖8 摻水溫度對運行費用的影響

運行費用主要包括燃料費和電費，隨著摻水溫度的增加，燃料消耗增大，耗電量減小，當摻水溫度較低時，摻水量大，電費是主要費用，因此隨著溫度的升高，運行費用逐漸降低；當摻水溫度較高時，燃料費用的增加較多，因此運行總費用增加；摻水系統的運行費用隨著摻水比例的升高先降后升，這主要與摻水泵的性能指標有關，摻水泵在排量最低或最高情況下使用都不合理，只有在最佳流量下使用摻水泵最經濟，見圖9。

圖9 摻水比例對運行費用的影響

2.2.4 留楚油田摻水集油工藝參數優化設計計算

利用PIPESIM軟件模擬站外摻水集輸管道的分布，對摻入水和管道組合參數進行優化。摻水集油工藝建立兩個模型，分別為：楚102-1計、楚102-2計的計算模型；楚28-1計、楚28-3計、楚28-4計和楚一聯計算模型。在以上總體方案的前提下，計算常規流程在不同管徑組合和摻水比條件下集輸管道的壓降、溫降及井口回壓。正常流程下，回壓控制在1.5 MPa以下，溫度控制在凝固點以上3℃。計算得到的摻入水和管道組合參數如表6所示。

表6 摻水集輸站外系統計算結果

2.2.5 留楚油田站內系統計算

（1）摻水換熱器選型和數量計算。留楚油田每天產液量為1 236.7 t，綜合含水約82.47%，每天產生污水1 020 t，即約42.5 t/h。根據加熱介質的熱負荷計算確定摻水換熱器選型和數量。

式中：Q為加熱介質的總熱負荷，W；G為被加熱介質的質量流量，kg/s；C為介質的比熱容，J/（kg·℃）；t進、t出為加熱介質進、出加熱爐的溫度，℃。

被加熱介質為污水，流量為42.5 m3/h，溫度為40℃，換熱后溫度為65℃，算得Q=1 300 kW。確定換熱器的換熱面積：

式中：F為換熱面積，m2；K為冷熱流體之間的總傳熱系數，W/（m·2℃）；ΔTm為平均溫差，℃。

換熱器效率按75%計算，計算結果為選用2臺280 m2換熱器。

（2）泵選型和數量計算。根據總摻水量及所需摻水壓力確定泵選型和數量。楚一聯站外總摻水量為42.5 m3/h，摻水最高壓力為1.8 MPa，因此選擇流量為60 m3/h、揚程為240 m的離心泵兩臺。

（3）三相分離器選型和數量計算。根據原油處理量確定三相分離器選型和數量。依據混合液體在三相分離器中停留時間計算公式進行計算（臥式三相分離器的油氣界面高度取值一般為直徑的2/3～3/4）。根據楚一聯混合液沉降實驗計算結果，沉降后含水率為56%，分離出來的污水符合可以站外摻水的流量要求，因此應新建一具D3000mm×9 600 mm的三相分離器與已建的一具D3 000mm×9 600 mm的三相分離器并聯共同使用。

2.3 自動化系統設計與實施簡況

摻水集輸生產系統是一項綜合性工程，主要由摻水加熱系統、摻水閥組以及聯合站的分離、脫水、污水處理系統等組成，對于留楚油田，要實現該工藝的自動化運行，則所建立的摻水集輸自動化監控系統必須實現以下功能：首先是信號采集功能，包括信號的采集、處理以及轉換運算。其次是監控操作功能，包括操作控制、參數設定和閥門的自動控制等。第三是動態顯示功能，即流程圖的動態立體顯示，生產參數變化的實時動態顯示等。第四是遠程監控功能，即對集輸站重要生產環節在本地可實現閉環調節，同時也可進行遠程自動調控；當采用遠程控制方式時，上位機可以監控遠程操作的全過程；當采用就地控制方式時，可以控制設備的啟、停等并有相應的指示，同時上位機可以監控全過程。第五是權限管理分級，操作員和管理員操作分別具有各自的權限，控制方式的切換和遠程操作必須授權以后才能操作。

根據上述要求，建立了留楚油田的摻水集輸自動化監控系統[4-6]。該系統分為數據采集及監控單元、監控中心、調度中心等幾部分，其具體建設內容如表7所示。

表7 留楚試驗區摻水集油工藝自動化改造工程量

3 結束語

留楚油田摻水集油工藝改造工程從2017年2月開始建設，到2019年11月全面建成。留楚油田摻水集油工藝智能控制項目建設總投資為：楚一聯1 263萬元，楚二站852萬元，廠房180萬元，合計2 295萬元。運行維護費用180萬元/年。

該項目的實施提高了油井生產時率，按2020年留楚油田一年增產原油353 t計算，則經濟效益為2 000元/t×353 t=70.6萬元；留楚油田數字化建設減少用工65人，按平均14.93萬元/人·年測算，減少人員支出費用970.45萬元/年；節約油井測試費、車輛燃油費用122萬元/年；2020年減少盜油原油損失890 t/a，取得經濟效益2 000元/t×890 t=178萬元。年經濟效益總計為70.6+970.45+122+178-180=1 161.05（萬元/年）。

留楚油田摻水集油工藝智能控制技術的實施產生了很大的社會效益，實時監控，提高技防水平，提高油區綜合治理能力；安防監控覆蓋重點油井、主要場所，彌補了警力不足；實時自動采集、集中監測，生產過程實時跟蹤、量化分析、過程監控、智能預警，優化了勞動組織架構，為推進企業管理的現代化提供了支撐。