杏北油田摻水系統全流程能量優化方法的研究與應用

張晶 （大慶油田有限責任公司第四采油廠）

杏北油田共建成油水井1.6 萬口，各種油水處理站場204 座，有各類機泵4 442 臺，加熱爐388臺，各類管道1.12×104km。隨著油田生產時間延長，油田開發形勢發生變化，多種開發方式并存，綜合含水持續升高，低滲透油層多井低產等現象持續出現，原有的開發方式下建立起來的系統平衡被打破，油田地面生產系統均存在一定的低效高耗問題。隨著節能工作不斷深入，潛力已得到很大程度的挖掘，常規技術節能空間小，萬元投資節能量連續下降[1]，能耗管控壓力大。為此，地面系統圍繞“不投入、少投入”的思路，開展集輸系統能量優化技術研究。

1 全流程能量優化方法

應用能量平衡理論，創新研發一種基于工藝仿真和數據挖掘相結合的能耗全流程優化方法，實現精細化摻水管理。為了使研究方法有形化，根據此理論研發了能量優化軟件，該軟件具備批量導入、摻水優化、用能評價、熱力校核、水力校核等功能，為精細化摻水提供數據支持。

1.1 能量系統優化思路

轉變區域優化理念，統籌考慮“采油井、計量間、轉油站、脫水站”各個環節，實現整個集輸系統“全局優化”，推進能量系統供需平衡，確定末端能耗需求，推導前端能量供給，實現整個集輸系統“量入為出”。打破“井、間、站”區域管理界限，構建集輸全局優化模式[2-3]。集輸系統全局能量優化示意圖見圖1。供給能量端為采出液、摻水泵、加熱爐； 消耗能量端為管線壓降、溫降；需求能量端為脫水站來液（油水處理溫度需求）。為保障能量均衡，研發優化方法，使得需求能量等于供給能量與消耗能量之差，即實現全局能量優化。

圖1 集輸系統全局能量優化示意圖Fig.1 Schematic diagram of global energy optimization for the gathering and transportation system

1.2 精細摻水優化

按照集輸方向，確定末端能耗需求，逐級推導前端能量供給，即實現滿足生產需求基礎上，實現能量供需平衡。經現場實踐，杏北油田采出液平均凝固點為27.8 ℃，杏三脫水站30 ℃來液一段運行情況見圖2，放水含油及含水率波動較小，因此認為該溫度對處理效果無影響，所以水驅來油溫度在30 ℃可滿足運行管理需求。

圖2 杏三脫水站30 ℃來液一段運行情況Fig.2 Operating situation of the first section of 30 ℃liquid inlet at Xingsan dehydration station

按照企業標準Q/SY DQ0796—2016 雙管流程油井集輸技術條件，油氣集輸管道沿線任意點的流體溫度計算式為：

式中：tp為管道沿線任意點的流體溫度，℃；t0為管外環境溫度，℃；t1為管道計算段起點的流體溫度，℃； e 為自然對數底數，宜按2.718 取值；x為管道計算段起點至沿線任意點的長度，m；a為與液量和傳熱系數相關的系數。

1.2.1 轉油站摻水優化計算方法

以杏一聯下轄三座轉油站杏北201 轉油站、杏北301 轉油站、杏北401 轉油站為例，按照式（1）計算，轉油站起點、末點溫降情況見表1。

表1 轉油站起點、末點溫降情況統計Tab.1 Statistics of temperature drop at the starting and ending points of oil transfer stations

根據計算后溫度可以看出，3 座轉油站溫度降低0.5～2.0 ℃，為滿足脫水站30 ℃進站，轉油站外輸溫度需控制范圍在30～32 ℃。為保障32 ℃集輸，需要確定井口出油溫度，以計算出摻水溫度及摻水量。根據油田前期大量現場實測溫度，擬合形成井口出油溫度經驗公式：

式中：G為油井日產液量，t/d；W為綜合含水率，%；T為井口出油溫度，℃。

為驗證公式準確性，選取不同產液井開展對比試驗，選擇5 種不同產液區間油井進行現場試驗，井口出油溫度對比試驗數據見表2。

表2 井口出油溫度對比試驗數據Tab.2 Comparison test of wellhead oil temperature

對于產液大于20 t/d 井，吻合度為97.4%，對于產液小于20 t/d 井，吻合度為86.8%，公式整體準確性較高，可滿足井口出油溫度計算精度需求。在保障末端溫度需求的基礎上，根據公式（1）及混合液加權平均公式，推導出采油井摻水量。

1.2.2 單井摻水優化計算方法

以杏2-1-624 摻水量計算為例，為了保障脫水站30 ℃進站，轉油站外輸油溫度設定為32 ℃，計量間到轉油站溫降1 ℃，通過公式（1）計算得到井口溫度為35 ℃。根據公式（2）計算出油溫度為35 ℃，按照給定的摻水溫度，混合液加權平均公式確定摻水量為0.4 m3/h。因此該井在摻水溫度為40 ℃時，瞬時的摻水量為0.4 m3/h，即可保障集輸的需求[4-5]。

按照摻水量與摻水溫度計算方法，模擬計算9個溫度下的摻水能耗，通過對比多組不同的方案，確定方案4 為能耗最低的組合，即摻水溫度為38 ℃，摻水量為1 500 m3/d 為轉油站最佳運行方案。杏北201 轉油站不同集輸方案能耗情況見表3。

表3 杏北201 轉油站不同集輸方案能耗情況Tab.3 Energy consumption of different gathering and transportation schemes at xingbei 201 oil transfer station

杏北201 轉油站執行集輸方案4 后運行情況見圖3，回油壓力較為平穩，沒有出現明顯上升情況；產液量未受到影響，摻水量隨著參數優化顯著下降，異常高回壓井通過開大摻水沖洗及熱洗已得到有效解決[6-7]。因此，按照上述的參數優化方法，可以滿足平穩集輸的生產需求，實現“一井一參數，一站一方案”。

圖3 杏北201 轉油站執行集輸方案4 后運行情況Fig.3 Energy consumption of different gathering and transportation schemes at Xingbei 201 oil transfer station

2 軟件研發

為了將技術成果有形化，同時為實施提供手段，研發了一套集輸系統能量優化仿真建模軟件，軟件可以實現以下功能：

1）集輸處理系統全流程模擬。軟件可以用于油田集輸處理系統的全流程模擬，包括油井、計量間、轉油站及聯合站之間管網和站內的仿真評價及優化計算。站內流程仿真模擬功能，不但可實現現場參數的導入及仿真，而且可通過各種指標實現站內流程及操作參數的優化，并輔助完成站內及單體設備操作參數的運行模版，以指導生產。

2）管網系統自動批量建模。軟件可以實現管網系統自動批量建模，可在很大程度上減輕設計人員的工作量，軟件支持以excel 表格的方式導入數據，可以大大提高建立集輸管網模型的效率。同時根據需要，軟件可以與油田現場軟件系統進行關聯，便于數據的采集和反饋。

3）集輸處理系統用能評價及優化。軟件可以實現油田集輸系統和設備的用能分析優化，基于內嵌的用能運行及設計優化方法，可實現設計和運行兩個階段的用能分析優化，同時實現了能流圖的計算機自動繪制，形成了集仿真、評價與優化的一體化功能。

4）具備熱力、水力校核功能。部分管道由于結蠟、結垢等因素導致縮徑，造成計算誤差大，引入“當量系數”的概念，對比計算壓降與實際壓降，反算當量管徑，同時也可反算當量傳熱系數，提高模擬計算精度。

5）具有良好的開放性和拓展功能。軟件具有良好的拓展性，用戶可以根據需要增加軟件與現場其他系統的接口，進行數據的傳遞，同時可根據現場發展的需要增加和修改工藝及設備。另外軟件的物性數據庫、多相流函數庫及用能優化模型數據庫均可在軟件應用中不斷擴充完善。

3 能量系統優化

3.1 應用軟件模擬計算，獲取最優摻水方案

針對不同的生產系統及用能環節，應用構建的工藝流程模型及研究確定的生產用能評價及優化方法，在相應的耗能環節應用適用的節能技術，并對生產運行參數進行優化，制定試點單位綜合提效方案。依托油田集輸系統能量優化決策支持平臺，通過計算分析，可以實現不同目標產量階段，各生產系統最優運行實施方案。通過方案比選，得出生產參數最優、生產能耗最低、用能成本最低等單目標及多目標優化方案[8-10]。

3.2 編制摻水能量優化方案

為提高模擬計算精度，采用2023 年5 月各管道溫降及壓降修正各條管道總傳熱系數及管道真實內徑。

將校核后的總傳熱系數及管道內徑代入軟件進行系數修正，可計算出單井摻水量優化結果。為得到滿足生產需求下最佳摻水優化方案，采用軟件優化不同摻水溫度（40～60 ℃）對應的摻水量，溫度計算步長為1 ℃，選取能耗最低組合作為優化方案。杏北801 轉油站夏季摻水系統能耗變化曲線見圖4，能耗最小時，摻水溫度為40 ℃。

圖4 杏北801 轉油站系統5 月能耗變化曲線Fig.4 Energy consumption change curve of Xingbei 801 oil transfer station system in May

3.3 油田地面工程能量系統優化

長效機制研究主要包括標準編制、制度建設及隊伍建設，使能量系統優化技術推廣應用具有相應的工作基礎。

3.3.1 編制優化實施指南

根據試點單位實施油田地面工程能量系統優化全過程的工作流程、技術應用認識，管理經驗積累等，編制實施指南，指導下一步的推廣實施。實施指南主要包括以下內容：一是明確油田能量系統優化主要工作內容，通過項目的實施，摸索并逐步明確油田地面工程能量系統優化的工作內容及工作方法；二是規范實施步驟，即在明確工作內容的基礎上，制定并規范相關工作內容的實施步驟，明確工作流程及職責分工；三是形成業務流程支撐，即通過優化管理平臺的開發及相應功能模塊的運行，形成對業務流程的支撐，實現業務流程的規范化。

油田地面工程能量系統優化實施指南的編制，將支撐能量優化技術向生產力轉化，為優化方案的提出及實施提供有力的科學依據，讓技術能夠真正地應用到實際生產之中，并為實際生產提供有理有據的指導方案，實現油田生產降本增效。

3.3.2 制定系統優化管理辦法

根據已構建的能源管理體系，結合油田組織架構、生產運行、用能管理等特點，制定滿足油田地面工程能量系統優化技術應用試點的管理辦法，使油田能量系統優化工作做到有章可依，為制定地面工程能量系統優化管理辦法奠定基礎。

4 應用效果

杏北油田集輸系統能量優化運行技術已推廣至41 座站庫，實現水驅轉油站全覆蓋，2017 年應用以來累計節約運行成本3 287 萬元。

2017—2022 年，示范區累計節氣5 621×104m3，節電3 275×104kWh。天然氣單價4—10 月按0.1 元/m3計算，其他月份按0.3 元/m3計算，耗電單價按0.637 元/kWh 計算，2017—2022 年示范區節能效果數據見表4。

表4 2017—2022 年示范區節能效果Tab.4 Energy conservation effect of demonstration zone from 2017 to 2022

5 結論

集輸系統能量優化方法基于能量供需均衡理論，由原來的前端降溫集輸轉變為確定末端能耗需求，重新分配前端能量分布，保障集輸環節的能量最優，優化方式更科學、更精細，具備較強的現場適應性。通過優化軟件進行方案比選，可得出生產參數最優、生產能耗最低、用能成本最低等單目標及多目標優化方案。按照生產實際選取油氣集輸處理系統能耗最佳方案，為杏北油田精細化摻水提供了指導依據。通過該方法地面系統能效水平得到了進一步的提升，生產能耗顯著下降。