喇南中块地面系统精细优化简化

孟令尊

大庆油田有限责任公司第六采油厂

喇南中块地面系统历经40多年建设，为适应阶段性开发要求，地面系统规模不断扩大。随着油田进入“双特高”开发阶段，油水产量和油品物性与开发初期发生了很大变化，前期设计的总体布局、工艺流程和站场规模很难适应，区域目前存在站库布局不合理、负荷不均衡、站库密度大、运行能耗高等问题，需对区域集输、污水等系统进行大范围优化调整。为挖掘油田降本增效潜力，在常规优化基础上，对区域地面系统开展精细优化调整研究。重新确定当前集输水热力条件和集输系统的集输界限，为站库优化提供理论基础；平衡站库改造投资及运行成本，精细研究系统优化改造措施，最大程度满足油田控投资、降成本要求；合理确定优化顺序及优化时机，满足区域站库集中改造，系统站库间在相互影响情况下，调整区域优化实施的可行性。

1 集输系统集输界限

原油集输过程中，水力、热力为主要能源，水力条件要满足生产压力要求，热力要满足输送及脱水温度需求[1]。在已建集输管径、环境温度等确定条件下，集输半径影响原油输送过程中水力、热力的损失，同时影响管网布局及站场规模，为系统优化的主要技术界限。

1.1 集输半径确定

根据双管掺水（热洗）工艺特点，集输半径在满足集油、掺水及热洗条件下求得[2]。

（1）满足集油工艺要求。对生产压差的约束，集输工艺要保证油气分离的正常运行及油井的正常生产[3]，大庆油田进站分离器工作压力一般控制在0.15～0.20 MPa，井口回压一般不大于1.0～1.5 MPa。以井站两端压力为约束，可确定压力条件下中间管段的集输距离。受集输温度约束，原油进站温度一般在原油凝固点附近，同时要满足后续脱水及污水处理的要求，以井口出油温度及进站温度为约束，可确定温度条件下的集输距离。

（2）满足掺水要求。根据双管掺水工艺，油井产液进入转油站后分离出游离水作为回掺水，相应集输距离决定掺水系统压力需求。对于掺水热洗分开流程，掺水压力一般为2.0 MPa，以掺水出站压力及井口末端压力为约束，确定满足掺水压力的集输距离。

（3）满足热洗要求。大庆原油为高含蜡原油，完全融蜡温度为60℃。根据洗井试验，洗井要达到相应的排量（高于21 m3/h）及温度（井口高于86℃）。根据洗井流量、热洗管径等，以转油站热洗出站温度及井口需求温度为约束，可确定满足热洗要求的集输距离。

综上所述，最小集输半径要同时满足集油、掺水及热力要求。划定集输半径后，可确定各站场辖井数，根据单井产液量及掺水热洗水量可确定站场最大规模。

1.2 计算模块开发

集输半径受管线规格、环境温度、黏度、含水率、出油温度等参数影响，制约因素较多，计算复杂，采用人工及常规计算软件，即使单管道也需多次试算不同距离回压及温度，计算精度及运算速度无法满足区域复杂管网的计算要求，因此有必要开发集输半径计算模块。

（1）管段计算模型优选。水力、热力模型是技术界限计算基础，考虑到站场节点、管网连通，结合双管掺水、热洗工艺特点，优选管段水热力模型、管网整体模型，对集输系统进行模拟计算。管段模型要实现物性、水力及热力计算[4]，其中：物性计算用来确定油气水混合物密度、乳状液黏度等物性参数；水力计算要综合分析多种水力模型应用，结合原油含水率高、油相分散于水中、呈分散流的形式，通过分析，采用计算精度高的流态模型；鉴于油田管道距离短、管径小、流速低，摩擦热对沿程温降影响不大，热力计算采用苏霍夫公式计算管道温降。

（2）管网整体计算模型优选。管网整体计算包括节点型方程、环路型方程和管段方程。节点型方程应用于管网整体水力计算简便，收敛速度快，精度高。建模中将油井作为源点，站库作为汇点，管线相交为节点，通过质量守恒及能量守恒方程计算节点流量及压力，即节点与外界交换流量和与连接管段流量处于平衡，每条管段的压降等于两端点压力差。

（3）水力、热力求解模块建立。根据生产流程，将水、热力计算过程分为井口至转油站、转油站至脱水站两部分。计算进行水力、热力耦合求解，首先以温度为边界，计算温度参数，考虑温度参数对水力计算影响。如井口至转油站，以进站温度为边界，计算管线沿线温度，以热力计算确定物性参数，计算压力边界条件，更加符合实际运行情况。

（4）计算模型校核。在水力计算中，因管线腐蚀，摩阻系数发生变化，采用原始设计参数，运算偏差大，需校正管网摩阻。以现场实测与计算值差的平方最小为目标函数，采用粒子群算法进行求解[5]。在热力计算中考虑结蜡层热阻对管道散热影响，应用热量平衡方程校核传热系数。校核后，进行整体管网压力求解，测算平均误差为3.67%，能够保证计算精度要求。

1.3 集输半径计算

将计算模块编成计算平台，结合现场需求，基于现场数据或生产数据库快速导入数据，运行管网模型，通过水力、热力模拟计算直接给出单井集输半径。通过对14座转油（放水）站油井进行计算，综合考虑集油、掺水及热洗需求，各站平均集输半径为1.58～2.81 km，其中水驱为1.84～2.81 km，聚驱为1.58～2.37 km。当进行井站间调整时，要满足集输半径要求。

2 系统优化

2.1 系统站库评价

系统评价从布局、运行及经济方面考虑，分别建立管网可靠性、生产性及经济性指标。可靠性利用管网内的流量值判定站库负荷及能力是否均衡。生产性和经济性指标根据区域具体运行基础参数计算求出，确定设备运行效率、运行成本等情况。确定指标后，采用模糊综合分析法对多因素多层次复杂问题进行评判，利用指标和算法建立评价模型，给出指标评价结果，得出统一评价结论[6]。根据系统得分情况确定需优化站库。

根据评价，喇111转油站系统整体得分最高，整体运行状况好；喇807转油站（6.74分）、喇181转油站（6.23分）等得分较低。进一步分析，其中喇807站、喇181站生产性指标较低，机泵效率分别为45%及49%，加热炉效率分别为56%和53%，需要结合站库布局进行调整。喇609站、喇102站经济得分较低，吨液运行成本高；喇181站的燃料动力费用高，存在加热炉效率低的情况。通过分析各层级指标情况，可确定各站库的优化方向。

2.2 建立优化数学模型

综合考虑已建管网结构、站间归属、技术及经济界限等因素建立优化模型，以经济约束、技术约束及流量约束等为约束条件，以总的改造费用及运行成本最小为目标，建立优化模型并进行求解，可整体得出集输管网调整方案[7]。建立模型过程包括：确定目标函数，优化模型以总改造费用及运行成本最小为目标函数[8]。确定约束条件包括：成本约束，根据实际运行流量数据和运行成本数据，通过拟合得到不同流量运行成本，由流量相关的方程来确定；连接约束，确定节与节点之间的连接关系；流量约束，确保各节点的流入量和流出量相同；压力约束，保证节点压力处于安全范围，最高压力不超过管道承载，最低压力满足站点的压力要求。针对不同类型管网连接结构设定不同约束，增加模型的通用性。

2.3 优化求解计算

对模型进行求解，可以直接得出优化后的油气集输系统布局，得出集输系统优化结果，在平台中进行显示[9]。根据计算结果，直观显示需优化聚喇转油站、喇609转油站、喇Ⅰ-1脱水站等。确定了系统初步优化方向，为后续优化措施确定提供了借鉴，优化后的转油（放水）站满足了技术、经济界限、运行成本等约束，与常规优化相比，优化力度大、论证简便快捷，提高了方案编制效率，为项目尽早实施奠定了基础。

2.4 确定区域多系统整体优化

通过集输系统评价及优化确定了集输系统优化措施[10]。污水、配注及供配电等其他系统结合集输系统调整，根据开发规划及预测进行优化，最终确定地面系统的整体措施。其中，集输系统根据评价及优化结果进行布局优化调整，核减净化油及水驱分离转液能力，优化聚驱能力，合并老化低效站库；污水系统根据水驱普遍见聚情况，提高处理工艺适应性，优化处理规模，降低运行成本；供配电系统提高系统运行负荷率，实现变电所无人值守；配注系统结合产能建设情况进行优化，暂不优化合并。通过研究，确定优化改造14座大中型站库综合调整。

3 效果分析

（1）促进了安全环保、节能减排。通过站库布局调整、站库更新改造及运行参数优化，可消除集输、污水等系统老化站库存在的安全隐患，提高站库安全保障系数，缓解油田安全生产压力，具有巨大的安全效益。通过工艺、参数合理优化，有效降低了油田生产能耗，对能源合理利用、实现油田节能减排具有重要的意义。

（2）节省了大量投资。调整后区域布局及能力更加合理，站库负荷更加均衡，共核减游离水处理能力0.85×104t/d、净化油脱水能力0.9×104t/d，脱水站二段负荷率提高43.5%。污水站合并核减能力0.6×104m3/d。通过布局优化，减少改造站库，预计节省投资12 200万元。

（3）节约维护费用及人工成本。通过降级脱水站、转油放水站、核减转油站等措施，减少用电设施，合理匹配机泵及加热炉、更新站库设施等，可节省生产运行及维护费用1 043万元。通过系统优化和集中监控，可核减岗位20个，年节约人工成本1 001万元。

4 结束语

随着油田的不断开发，地面系统由单系统、简略优化向多系统、多参数、区域化、精细化综合优化转变。通过精细优化研究，实现区域站库负荷、能力及布局的整体优化，满足了未来开发及生产要求，为实施站库的改造、加快项目建设奠定了基础。同时喇南中块区域优化将与站库数字化建设相结合，效益将更加显著，最终打造区域低耗、高效、安全、环保及数字化运行模式。