新疆油田某区块原油集输系统优化分析及对策研究

2022-09-30袁鹏刘俊德雷卫明贾鹏晖李乾

石油石化节能 2022年8期

袁鹏刘俊德雷卫明贾鹏晖李乾

（1.新疆油田公司工程技术研究院；2.新疆油田公司基本建设工程处；3.新疆油田公司准东采油厂）

1 背景介绍

新疆油田某区块原油集输能耗占集输系统总能耗的90%以上，原油集输指的是把油井生产的油气收集、输送和处理成合格原油的过程[1]。某区块集输工艺采用“井口→计量站→处理站”二级布站流程，原油处理站采用“多功能处理器+净化油罐二次沉降”工艺，其来液量3 562 t/d，综合含水率85%，气油比74 m3/t，进站温度35～38℃，一段加热温度55～58℃，年耗气量达262.7×104m3；油区有开井数263口，加热井数214口，计量站为39座，加热计量站为18座，均为燃气加热方式，年耗气量达515.6×104m3。

综上所述，新疆油田某区块原油集输系统中消耗天然气量为778.3×104m3，能耗为10 351.4 tce，由于水的比热容约为原油的2倍，随着采出液含水的上升，加热能耗与成本会逐步升高，新疆油田开展了单井常温集输、计量站常温集输、处理站低温脱水工艺研究，从而优化了单井加热模式和温度，提高了集输处理系统整体效率[2-6]。因此，需结合新疆油田某区块原油物性特性，在实现低温破乳和满足油区安全集输的条件下，开展原油集输系统优化分析及对策研究。

2 室内实验分析

2.1 原油物性分析

对新疆油田某区块外交油原油密度、凝点、30℃和50℃脱气原油黏度、析蜡点、析蜡高峰区、蜡含量进行分析，原油物性实验结果见表1。由表1可知，新疆油田某区块原油为中质油，黏度、凝固点、析蜡点、含蜡量较高，析蜡高峰区在38～24℃[7-9]。

2.2 含水原油黏温特性分析

根据目前新疆油田不同性质油品转相点统计分析，轻质油室内实验转相点含水率在40%～55%，安全输送含水率50%～55%，井口输送温度约为16℃，而重质油室内实验转相点含水率在40%～55%，安全输送含水率50%～70%，井口输送温度在55～70℃；通过对中质油进行含水原油黏温特性室内实验分析，相同温度下，随着中质油含水率的上升，黏度变化是先增大后达最大值后再变小；相同含水率下，随着温度上升，黏度随着降低，含水原油黏温特征分析结果见表2。

表1 原油物性实验结果Tab.1 Test results of crude oil physical properties

表2 含水原油黏温特征分析结果Tab.2 Viscosity-temperature characteristics of water-bearing crude oil

经室内实验分析可知，转相点含水率在50%～60%，在相同温度下，当含水大于50%后，随着含水的上升，确定黏度逐渐降低，有利于中质油常温集输的实现。

2.3 黏壁温度分析

目前大庆、华北、大港油田均已开展常温集输工艺研究。黏壁温度决定了常温集输输送的温度，低于黏壁温度，管道会发生明显的黏壁现象，黏壁温度一般低于凝固点1～3℃[10-11]。

通过对黏壁温度室内实验分析，新疆油田某区块中质油的黏壁温度为14℃。不同含水率下油样黏壁温度结果见表3。

表3 不同含水率下油样黏壁温度结果Tab.3 Results of wall adhesion temperature of oil samples at different water content

2.4 原油脱水实验分析

处理站油样一段热化学沉降脱水实验见表4，处理站油样二段电脱水实验见表5。依据室内原油脱水实验分析，处理站多功能处理器进口油样含水85%，脱水温度为30℃，药剂加药浓度为50 mg/L，沉降60 min，原油含水28.6%，可满足一段脱水要求（含水＜30%）；二段电脱进口油样原始含水为27.3%，当脱水温度为50℃、加药浓度为50 mg/L，二段电脱水40 min以上原油含水可小于0.5%。满足二段脱水的指标要求。从KLD-1、KLD-2、KLD-3三种低温破乳药剂与现场药剂对比实验中，优选出了KLD-3破乳剂，在脱水温度为30℃，添加现场药剂加药浓度为50 mg/L，沉降60 min，原油含水21.1%。

表4 处理站油样一段热化学沉降脱水实验Tab.4 Thermochemical sedimentation and dehydration test of the first section of oil sample in treatment station

表5 处理站油样二段电脱水实验Tab.5 Test of the second stage electric dehydration of oil sample in treatment station

3 优化分析及对策研究

从整体原油集输系统考虑，通过原油低温脱水实验优化处理站原油脱水工艺及进站温度，油区井口和计量站在安全输送含水率的条件下，从而优化计量站及井口节点的加热模式，实现降温或常温输送，并进一步分析影响单井常温输送的主控因素，目前集输系统各节点参数框架见图1。

图1 集输系统各节点参数框架Fig.1 Node parameters of gathering and transportation system

3.1 优化处理工艺及进站温度

通过室内实验原油处理可采用“三相分离器+电脱”密闭工艺。依据原油脱水实验分析结果处理站来液进站温度可由原来的35℃优化为30℃，二段加热温度可由55℃降至50℃。

3.2 优化计量站运行参数

进行集输管网计算模拟，根据现状运行数据校核集输管网计算模型，当进站温度为35.6℃时，不加热计量站（21座）温度在28～35℃，加热计量站（20座）温度均在45℃左右，当处理站进站温度30℃时，各计量站集输参数可进行优化，优化前后管网模拟计算图见图2、图3。

图2 优化前管网模拟计算图Fig.2 Simulation calculation of pipe network before optimization

图3 优化后管网模拟计算图Fig.3 Simulation calculation of pipe network after optimization

通过模拟计算，当到进站温度为30℃，需对部分计量站进行加热，计算回压均≤0.8 MPa，3#、8#、15#、21#、22#、23#、24#、25#、27#、30#、31#、39#、43#计量站需加热，加热温度在41～45℃，其余计量站可实现常温输送，温度为20℃。计量站在常温输送下均能满足集输回压要求，但需通过加热部分计量站控制回压及满足进站温度的要求，这是由于随着计量站集输温度的降低，油水两相流分层越明显，当集油进站温度低至原油黏壁温度时，会出现原油黏壁现象，油水两相的管输流动状态会迅速恶化，常温集输无法进行。与现状相比，模拟优化后可减少7座加热计量站[12-15]。

3.3 优化井口运行参数

根据目前常温输送井现状数据分析，新疆油田某区块集输半径大于486 m的单井均为加热集输，常温集输井集输半径小于或等于486 m。而集输半径小于200 m的常温集输井占68%；液量在5～10 t/d的常温集输井占39%，10～15 t/d的常温集输井占44%；含水在60%～90%（高含水）的常温集输井占33%，含水大于或等于90%（特高含水）的常温集输井占20%。

经常温集输井现状数据分析，火烧山井口温度在18～23℃下，当4 t≤液量＜30 t，含水≥60%，随着液量和含水的升高，有利于常温集输的实现，其中集输半径为主控因素，液量为次控因素，常温集输半径小于500 m。

4 试验效果分析

4.1 试验原则

根据室内实验、模拟计算结果确定了新疆油田某区块常温集输试验原则：

1）为确保原油处理站一段处理温度大于或等于30℃，试验按照先计量站后单井的顺序进行实施，计量站按照由近到远的顺序实施，单井优先选择高液量井进行试验。

2）需根据井口回压情况对管线进行定期热洗扫线。

3）在冬季最冷环境下进行试验，试验期间需要加强巡检观察记录，发现异常停止试验。

4.2 试验结果

新疆油田某区块通过在冬季最冷环境下开展了常温集输试验，其效果如下：

1）处理站破乳剂优化。采用的低温破乳剂KLD-3替代了现场破乳剂，保证了一段在30℃、沉降60 min，使一段设备出口含水由原来的29%降为20%，脱水效果明显，使后续相变加热炉加热温度由55℃降至50℃，质量流量由33.3 t/h降至29.5 t/h，燃烧天然气量由54.67 m3/h降至45.16 m3/h，耗气量由原来的43.3×104m3减少至35.8×104m3，从而节约了天然气量7.5×104m3、能耗99.75 tce。

2）单井常温集输试验。加热单井由253口减少到152口，耗气量由原来的364.3×104m3减至218.9×104m3，从而节约了天然气量145.4×104m3、能耗1 933.82 tce，其余单井在常温输送下均能满足集输回压要求。

3）计量站常温集输试验。加热计量站由20座减少到15座，耗气量由原来的230.4×104m3降至172.8×104m3，从而节约了天然气量57.6×104m3、能耗766.08 tce，其余计量站在常温输送下均能满足集输回压要求。