新疆油田某區塊原油集輸系統優化分析及對策研究

袁鵬 劉俊德 雷衛明 賈鵬暉 李乾

（1.新疆油田公司工程技術研究院；2.新疆油田公司基本建設工程處；3.新疆油田公司準東采油廠）

1 背景介紹

新疆油田某區塊原油集輸能耗占集輸系統總能耗的90%以上，原油集輸指的是把油井生產的油氣收集、輸送和處理成合格原油的過程[1]。某區塊集輸工藝采用“井口→計量站→處理站”二級布站流程，原油處理站采用“多功能處理器+凈化油罐二次沉降”工藝，其來液量3 562 t/d，綜合含水率85%，氣油比74 m3/t，進站溫度35～38℃，一段加熱溫度55～58℃，年耗氣量達262.7×104m3；油區有開井數263口，加熱井數214口，計量站為39座，加熱計量站為18座，均為燃氣加熱方式，年耗氣量達515.6×104m3。

綜上所述，新疆油田某區塊原油集輸系統中消耗天然氣量為778.3×104m3，能耗為10 351.4 tce，由于水的比熱容約為原油的2倍，隨著采出液含水的上升，加熱能耗與成本會逐步升高，新疆油田開展了單井常溫集輸、計量站常溫集輸、處理站低溫脫水工藝研究，從而優化了單井加熱模式和溫度，提高了集輸處理系統整體效率[2-6]。因此，需結合新疆油田某區塊原油物性特性，在實現低溫破乳和滿足油區安全集輸的條件下，開展原油集輸系統優化分析及對策研究。

2 室內實驗分析

2.1 原油物性分析

對新疆油田某區塊外交油原油密度、凝點、30℃和50℃脫氣原油黏度、析蠟點、析蠟高峰區、蠟含量進行分析，原油物性實驗結果見表1。由表1可知，新疆油田某區塊原油為中質油，黏度、凝固點、析蠟點、含蠟量較高，析蠟高峰區在38～24℃[7-9]。

2.2 含水原油黏溫特性分析

根據目前新疆油田不同性質油品轉相點統計分析，輕質油室內實驗轉相點含水率在40%～55%，安全輸送含水率50%～55%，井口輸送溫度約為16℃，而重質油室內實驗轉相點含水率在40%～55%，安全輸送含水率50%～70%，井口輸送溫度在55～70℃；通過對中質油進行含水原油黏溫特性室內實驗分析，相同溫度下，隨著中質油含水率的上升，黏度變化是先增大后達最大值后再變小；相同含水率下，隨著溫度上升，黏度隨著降低，含水原油黏溫特征分析結果見表2。

表1 原油物性實驗結果Tab.1 Test results of crude oil physical properties

表2 含水原油黏溫特征分析結果Tab.2 Viscosity-temperature characteristics of water-bearing crude oil

經室內實驗分析可知，轉相點含水率在50%～60%，在相同溫度下，當含水大于50%后，隨著含水的上升，確定黏度逐漸降低，有利于中質油常溫集輸的實現。

2.3 黏壁溫度分析

目前大慶、華北、大港油田均已開展常溫集輸工藝研究。黏壁溫度決定了常溫集輸輸送的溫度，低于黏壁溫度，管道會發生明顯的黏壁現象，黏壁溫度一般低于凝固點1～3℃[10-11]。

通過對黏壁溫度室內實驗分析，新疆油田某區塊中質油的黏壁溫度為14℃。不同含水率下油樣黏壁溫度結果見表3。

表3 不同含水率下油樣黏壁溫度結果Tab.3 Results of wall adhesion temperature of oil samples at different water content

2.4 原油脫水實驗分析

處理站油樣一段熱化學沉降脫水實驗見表4，處理站油樣二段電脫水實驗見表5。依據室內原油脫水實驗分析，處理站多功能處理器進口油樣含水85%，脫水溫度為30℃，藥劑加藥濃度為50 mg/L，沉降60 min，原油含水28.6%，可滿足一段脫水要求（含水＜30%）；二段電脫進口油樣原始含水為27.3%，當脫水溫度為50℃、加藥濃度為50 mg/L，二段電脫水40 min以上原油含水可小于0.5%。滿足二段脫水的指標要求。從KLD-1、KLD-2、KLD-3三種低溫破乳藥劑與現場藥劑對比實驗中，優選出了KLD-3破乳劑，在脫水溫度為30℃，添加現場藥劑加藥濃度為50 mg/L，沉降60 min，原油含水21.1%。

表4 處理站油樣一段熱化學沉降脫水實驗Tab.4 Thermochemical sedimentation and dehydration test of the first section of oil sample in treatment station

表5 處理站油樣二段電脫水實驗Tab.5 Test of the second stage electric dehydration of oil sample in treatment station

3 優化分析及對策研究

從整體原油集輸系統考慮，通過原油低溫脫水實驗優化處理站原油脫水工藝及進站溫度，油區井口和計量站在安全輸送含水率的條件下，從而優化計量站及井口節點的加熱模式，實現降溫或常溫輸送，并進一步分析影響單井常溫輸送的主控因素，目前集輸系統各節點參數框架見圖1。

圖1 集輸系統各節點參數框架Fig.1 Node parameters of gathering and transportation system

3.1 優化處理工藝及進站溫度

通過室內實驗原油處理可采用“三相分離器+電脫”密閉工藝。依據原油脫水實驗分析結果處理站來液進站溫度可由原來的35℃優化為30℃，二段加熱溫度可由55℃降至50℃。

3.2 優化計量站運行參數

進行集輸管網計算模擬，根據現狀運行數據校核集輸管網計算模型，當進站溫度為35.6℃時，不加熱計量站（21座）溫度在28～35℃，加熱計量站（20座）溫度均在45℃左右，當處理站進站溫度30℃時，各計量站集輸參數可進行優化，優化前后管網模擬計算圖見圖2、圖3。

圖2 優化前管網模擬計算圖Fig.2 Simulation calculation of pipe network before optimization

圖3 優化后管網模擬計算圖Fig.3 Simulation calculation of pipe network after optimization

通過模擬計算，當到進站溫度為30℃，需對部分計量站進行加熱，計算回壓均≤0.8 MPa，3#、8#、15#、21#、22#、23#、24#、25#、27#、30#、31#、39#、43#計量站需加熱，加熱溫度在41～45℃，其余計量站可實現常溫輸送，溫度為20℃。計量站在常溫輸送下均能滿足集輸回壓要求，但需通過加熱部分計量站控制回壓及滿足進站溫度的要求，這是由于隨著計量站集輸溫度的降低，油水兩相流分層越明顯，當集油進站溫度低至原油黏壁溫度時，會出現原油黏壁現象，油水兩相的管輸流動狀態會迅速惡化，常溫集輸無法進行。與現狀相比，模擬優化后可減少7座加熱計量站[12-15]。

3.3 優化井口運行參數

根據目前常溫輸送井現狀數據分析，新疆油田某區塊集輸半徑大于486 m的單井均為加熱集輸，常溫集輸井集輸半徑小于或等于486 m。而集輸半徑小于200 m的常溫集輸井占68%；液量在5～10 t/d的常溫集輸井占39%，10～15 t/d的常溫集輸井占44%；含水在60%～90%（高含水）的常溫集輸井占33%，含水大于或等于90%（特高含水）的常溫集輸井占20%。

經常溫集輸井現狀數據分析，火燒山井口溫度在18～23℃下，當4 t≤液量＜30 t，含水≥60%，隨著液量和含水的升高，有利于常溫集輸的實現，其中集輸半徑為主控因素，液量為次控因素，常溫集輸半徑小于500 m。

4 試驗效果分析

4.1 試驗原則

根據室內實驗、模擬計算結果確定了新疆油田某區塊常溫集輸試驗原則：

1）為確保原油處理站一段處理溫度大于或等于30℃，試驗按照先計量站后單井的順序進行實施，計量站按照由近到遠的順序實施，單井優先選擇高液量井進行試驗。

2）需根據井口回壓情況對管線進行定期熱洗掃線。

3）在冬季最冷環境下進行試驗，試驗期間需要加強巡檢觀察記錄，發現異常停止試驗。

4.2 試驗結果

新疆油田某區塊通過在冬季最冷環境下開展了常溫集輸試驗，其效果如下：

1）處理站破乳劑優化。采用的低溫破乳劑KLD-3替代了現場破乳劑，保證了一段在30℃、沉降60 min，使一段設備出口含水由原來的29%降為20%，脫水效果明顯，使后續相變加熱爐加熱溫度由55℃降至50℃，質量流量由33.3 t/h降至29.5 t/h，燃燒天然氣量由54.67 m3/h降至45.16 m3/h，耗氣量由原來的43.3×104m3減少至35.8×104m3，從而節約了天然氣量7.5×104m3、能耗99.75 tce。

2）單井常溫集輸試驗。加熱單井由253口減少到152口，耗氣量由原來的364.3×104m3減至218.9×104m3，從而節約了天然氣量145.4×104m3、能耗1 933.82 tce，其余單井在常溫輸送下均能滿足集輸回壓要求。

3）計量站常溫集輸試驗。加熱計量站由20座減少到15座，耗氣量由原來的230.4×104m3降至172.8×104m3，從而節約了天然氣量57.6×104m3、能耗766.08 tce，其余計量站在常溫輸送下均能滿足集輸回壓要求。

4.3 試驗規律

通過對單井和計量站進行常溫集輸試驗，根據試驗結果發現：

1）油井回壓與井口溫度、管線長度、液量、含水、熱洗制度有關，試驗前回壓大于1 MPa的單井在常溫集輸過程中回壓易升高，需立即熱洗清管。

2）確定了單井回壓≤1 MPa，4 t≤液量＜30 t，含水≥60%，集輸半徑＜500 m的單井可作為常溫輸送的邊界條件，根據該條件仍有101口單井可實現常溫輸送，除此之外，計量站加熱溫度可適當降低或季節性間歇運行，滿足一段脫水要求即可。

3）回壓升高主要原因為未滿足常溫集輸邊界條件，隨管長增大溫降快且回壓大于1 MPa后，管道內壁容易快速結蠟和原油黏壁（黏壁溫度小于14℃），導致管道縮徑。

5 結論

1）根據新疆油田某區塊原油集輸系統整體分析，通過室內低溫脫水實驗、軟件數值模擬分析及現場試驗分析，確定了處理站、計量站及井口各節點常溫集輸的邊界條件。

2）現場試驗的應用驗證了常溫集輸的邊界條件的正確性，通過對處理站、計量站及井口集輸參數的優化，可實現部分井及計量站的常溫輸送，實現了節能降耗和降低運行費用的目的。