高含水油田集输及处理系统节能简化研究

曲 虎， 刘 静， 申文鹏， 周秀云， 李宪昭

(1.中国石油集团工程设计有限责任公司 华北分公司, 河北 任丘 062552； 2.华北油田公司 第三采油厂，河北 河间 062450)



高含水油田集输及处理系统节能简化研究

曲 虎1， 刘 静1， 申文鹏1， 周秀云2， 李宪昭1

(1.中国石油集团工程设计有限责任公司 华北分公司, 河北 任丘 062552； 2.华北油田公司 第三采油厂，河北 河间 062450)

华北油田老区块站外系统多采用三管伴热集输流程，工艺老化，能耗高；站内工艺流程复杂，隐患点多，随着油田逐渐进入开发后期，产油量下降、含水率上升，站外集输工艺及站内处理工艺已经不能满足国家对企业节能、节水及环保的要求。在保证油井产出液能够正常进站的前提下，利用简短串接、高温井串低温井、井口电加热器等方法将三管伴热集油工艺改为单管集油工艺，有效的节约了能耗；对站内处理工艺进行简化优化，降低了处理后的原油含水率，不但减少了站内的安全隐患点，还降低了运行费用。

节能; 简化； 能耗； 单管集油

随着油田的不断开发，进入中后期的老油田含水率不断上升，产液量和产油量不断下降，站外集输模式及站内处理工艺与油田的开发现状不相匹配[1-4]。随着国家对企业节能、节水、环保等问题的重视，老油田的节能减排势在必行[5-7]。

华北油田某小断块油田共计有23口油井，接转站一座。此油田已经进入开发后期，综合含水率达到80%以上，站内采用三相分离器初步分离，汽车拉运含水油的流程，站外采用三管伴热集油流程，三管伴热集油流程工艺老化，能耗高，为了降低油田集输处理系统能耗，需对站内、站外流程进行简化优化。

1 计算参数

实验断块含水原油的黏温曲线见图1。

图1 45 ℃含水原油黏温曲线

Fig.1 Viscosity-temperature curve of water cut oil 45 ℃

实验断块含水原油的沉降数据见表1、2。

表1 含水率90%的原油不同温度时脱后油含水率

表2 含水率20%的原油不同温度时脱后油含水率

注：原油凝点为37 ℃。

2 改造方案

2.1 站外系统

由于油田已经处于开发中后期，原油含水率高达80%以上，三管伴热集油工艺用热水量大，能耗高[8-9]。在高含水率的情况下，产出液的温度低于凝点3～5 ℃情况下也能正常输送。本次改造将站外三管伴热集油工艺改为单管集油工艺。根据单井产液量及井口温度确定3种改造方案：

(1) 对于产液量较大、井口温度较高、距离站场较近的油井直接停用热回水管线，改为单管冷输。

(2) 对于产液量较少、井口温度较低、距离站场较远的油井,将高温井串接低温井的方式改为单管冷输，串接顺序为：以高温井为串接起点，由站场远端井至近端井依次串接。

(3) 对于距离站场及高温井较远的油井，可在远端井口增加电加热器升温后，再与其它油井串接进入站场，串接顺序为：从站场远端井至近端井依次串接。

根据单井产液量和井口温度，通过PIPESIM软件建模计算，在保证每个串接(及单井)支线均能正常进站的基础上确定最优的串接方案。

表3 站外系统方案

支线1采用高温井带低温井进站，支线2—4采用简短串的方式进站，并在3个支线最远端井各增加一台井口电加热器，保证原油正常进站；其余4口单井直接改为单管冷输。改造后进站综合温度为35 ℃，井口回压≤1.5 MPa。

2.2 站内系统

站内现采用两具D2 000 mm×6 900 mm的三相分离器并联流程，站外来液处理成含水率≤20%的低含水油后通过罐车进行拉运。改造前后站内主要生产流程分别见图2、3，站内主要运行参数分别见表4、5。

图2 站内工艺流程现状示意图

Fig.2 Current process diagram of the station

图3 站内工艺流程改造后示意图

Fig.3 Remodified process diagram of the station

表4 改造前站内主要运行参数

注：并联时每具三相分离器处理液量为进站液量的一半。

改造后，站内工艺进行简化调整，流程去掉分离缓冲罐，由原来的三相分离器并联流程改为两级三相分离器串联流程，处理成含水率≤0.5%合格油装车外运，简化了流程，减少了站内安全隐患点，降低了拉运费用。

表5 改造后站内主要运行参数

注：串联时一级三相分离器处理液量为并联时每具三相分离器处理液量的2倍。

3 效益分析

站内、站外系统改造后热水用量减少，加热炉和

热水泵的负荷降低，含水原油处理合格后外运量减少，降低了拉运费用；但站外增加电加热器负荷，注水泵的负荷增加。

加热介质的热负荷用式(1)计算：

式中,Q为加热介质的总热负荷，W；G为被加热介质的质量流量，kg/s；C为介质的比热容，J/kg·℃；t进、t出为加热介质进、出加热炉的温度，℃。

泵轴功率用式(2)计算：

其中,Ne为泵的轴功率，kW；Q为流体流量，m3/s；H为泵的扬程，m；ρ为流体平均密度，kg/m3；η为泵的效率。

改选前后集输处理系统负荷如表6所示。由表6结果可知，改造后节能效果明显，运行费用大幅度下降。

4 结论

老油田进入开发中后期后，原油含水率逐渐上升，三管伴热的大部分能耗都用来给水加热，造成能源的大量浪费，在保证产出液能够正常进站的前提下，利用简短串接、高温井串低温井、井口电加热器等方法将三管伴热集油工艺改为单管集油工艺是站外系统节能的有效措施；虽然个别单井增加了电加热器负荷，但减少了热水用量、加热炉和热水泵的负荷，大大降低了运行费用。

对站内处理工艺进行简化优化，将三相分离器并联流程改为两级三相分离器串联流程，将采出液处理成合格原油，不但减少了站内的安全隐患点，还降低了拉运费用。

表6 改造前后集输处理系统负荷表

注：将能耗折算成原油价格计算。

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(编辑 王亚新)

The Research on Energy Saving and Simplification of Gathering and Processing System in High Watercut Oilfield

Qu Hu1, Liu Jing1, Shen Wenpeng1, Zhou Xiuyun2, Li Xianzhao1

(1.ChinaPetroleumEngineeringCo.,Ltd.NorthChinaCompany,RenqiuHebei062552,China;2.TheThirdExploitFactoryofHuabeiOilfieldCompany,HejianHebei062450,China)

The gathering and transportation of Huabei OilField old block is three-pipeline-tracing gathering and transportation process, which is old process and has high energy consumption, and the station process is complicated with many potential hazards. As the oilfield growing into later develop phrase, oil production is reducing, water cut increasing. The gathering and transportation system and station process no longer meet the national requirement of enterprise energy, water conservation and environment protection. Single-pipeline gathering and transportation process is introduced instead of three-pipeline-tracing process, through short connection, high temperature well connect low temperature one, well head electric heater, which reduces energy consumption efficiently; station process is optimized and simplified, which reduces water cut of disposed oil, potential hazard point and operation cost.

Energy saving； Simplification； Energy consumption； Single-pipeline gathering

1006-396X(2016)05-0090-04

2016-03-09

2016-07-05

华北油田科研基金资助(HBYT-2015-JS-303)。

曲虎(1986-)，男，硕士，工程师，从事油气田地面工程方面的设计与研究；E-mail：qh915gf1@163.com。

TE832

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.015

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn