張晉偉

（中國石化江漢油田分公司江漢采油廠，湖北 潛江 433123）

王廣集輸系統(tǒng)集油工藝采用的是三管伴熱、集中翻斗計量的三級布站工藝，計量站間距離短（1km 左右）。這種集輸模式形成的集輸管網(wǎng)復雜、系統(tǒng)龐大、站場多、管理難度大、建設投資高、運行能耗高等。因此，我們必須找到一種最有效且能大面積推廣應用的集輸運行辦法，于是，我們以江漢油田規(guī)模最大的王廣集輸系統(tǒng)為優(yōu)化研究對象，開展集輸?shù)孛婀に噧?yōu)化、簡化研究。針對集輸系統(tǒng)存在的單井無法準確計量、常溫臨界輸量的計算、低液量井的安全集輸、油井取消伴熱后地面集油管線結(jié)蠟規(guī)律變化不明確等技術(shù)難題，開展江漢油區(qū)集輸系統(tǒng)優(yōu)化技術(shù)研究。

1 集輸系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整的思路

從王廣集輸系統(tǒng)工藝現(xiàn)狀及影響因素研究入手，通過單井計量模式優(yōu)化研究、油井常溫集輸臨界輸量的數(shù)學模型研究、油井伴熱優(yōu)化技術(shù)的研究、王廣集輸系統(tǒng)管網(wǎng)及站點優(yōu)化工藝模式應用研究，形成適合王廣集輸系統(tǒng)井口計量技術(shù)、集輸系統(tǒng)常溫集輸技術(shù)、集輸系統(tǒng)油井伴熱優(yōu)化技術(shù)、集輸系統(tǒng)樹枝狀管網(wǎng)優(yōu)化技術(shù)，以上述研究為基礎，最終形成王廣集輸系統(tǒng)優(yōu)化工藝技術(shù)。

2 集輸系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整研究

2.1 高含水原油粘度變化的實驗研究

當油田進入高含水期后，其輸送介質(zhì)的粘度明顯減小，通過實驗測定原油與油水乳狀液在不同溫度時的粘度，測量結(jié)果如表1、表2和圖1所示。

表1 35℃時不同含水率乳狀液的粘度（mPa·S）

表2 不同溫度下不同含水率油水乳狀液粘度（mPa·S）

圖1 溫度對不同含水率油水乳狀液粘度的影響

由表1 可以看出：此處含水率55%即為原油乳狀液的轉(zhuǎn)相點，轉(zhuǎn)相點前為油包水乳狀液，轉(zhuǎn)向點后為水包油乳狀液。

由圖1、表2 可以看出：隨著溫度的升高，各個含水率的乳狀粘度都是降低的；但對于原油與含水率低的乳狀液，溫度的降低其粘度減小梯度大，即溫度對其影響大，對于含水率高的乳狀液，相對來說溫降梯度小。

2.2 高含水原油集輸?shù)臏囟冉缦?/h3>

以原油為介質(zhì)在室內(nèi)用流動模擬器對原油粘壁溫度進行了測定，分別測量了原油在不同線速度下，不同含水率的粘壁溫度值，測量結(jié)果如圖2、圖3所示。

圖2 原油在不同流速時粘壁溫度

圖3 原油在不同含水時粘壁溫度

從圖2 和圖3 中可以看出，在含水率相同的條件下，粘壁溫度隨流速升高而下降且基本呈線性關(guān)系，但在40% 的含水率時其下降梯度明顯快于80% 以后的含水率下降梯度。說明隨著含水率的升高到一定程度后，流速的影響減小了。

2.3 抽油機井口回壓與電耗關(guān)系

為落實抽油機井井口回壓與電耗的關(guān)系，我們先期對5口油井進行了現(xiàn)場測試，回壓與電耗關(guān)系圖、回壓與單位液量耗電關(guān)系如圖4、圖5所示。

從圖4 和圖5 的趨勢可以看出，油井回壓上升可能造成油井電耗增加，也可能造成油井電耗下降，通過油井數(shù)據(jù)分析，我們得出回壓升高范圍在0.2Mpa～0.9Mpa之間，油井電耗不會增加。

圖4 王8－3B 回壓與耗電量關(guān)系圖

圖5 王西8－2 回壓與耗電量關(guān)系圖

2.4 常溫集輸數(shù)學模型的建立

通過數(shù)學模型建立，對油井現(xiàn)場錄取參數(shù)進行擬合，得出油井常溫集輸臨界輸量的計算公式，并編制常溫集輸工藝模擬軟件，實現(xiàn)油井常溫集輸臨界輸量的快速計算。

2.5 王廣集輸系統(tǒng)停伴熱試驗

2.5.1 單井停伴熱現(xiàn)場試驗

通過對王廣集輸系統(tǒng)油井常溫集輸前期實驗特選5口高液量、高含水單井進行停伴熱實驗。研究內(nèi)容包括高液量、高含水油井停伴熱后油井進站溫度、回壓、產(chǎn)液量、單井耗電量的變化及影響。

2.5.2 王廣集輸系統(tǒng)井組停伴熱試驗

2012年初，將試驗流程與油井連通，選擇了的王廣集輸系統(tǒng)井組為對象進行停拌熱實驗，記錄數(shù)據(jù)并進行了分析。將研究對象分為冬季、夏季井組停拌熱進行實驗研究，研究內(nèi)容包含中低含水，液量大的井冬季停伴熱研究、原油低溫情況下翻斗計量問題研究，短距離枝狀集輸停拌熱研究。

2.6 高壓摻污水工藝及摻?jīng)鏊に囇芯?/h3>

2.6.1 高壓恒流裝置的應用

利用高壓摻污水裝置，可將壓力由最高25 MPa降至1.6MPa，在保證壓力低于出口管線壓力的同時控制每小時的注水量，達到降壓恒流的目的。

目前，已在鐘112 井區(qū)、黃22－1 井區(qū)、鐘100－1、鐘3－22、廣2 平9、廣8 斜－7 井進行了高壓摻污水冷輸工藝試驗，取得了比較好的效果。

2.6.2 摻?jīng)鏊に噾梅治?/p>

我們對王廣系統(tǒng)各站點31 口油井（液量從2.9 方至87.7 方，含水7% 至99%）摻?jīng)鏊筮\行良好，與不摻?jīng)鏊畷r差別不是很大。因此，我們認為摻?jīng)鏊螅途钥闪己眠\行。

2.7 單井計量裝置研制開發(fā)

油水計量技術(shù)的突破是實現(xiàn)集輸流程簡化的關(guān)鍵，因此結(jié)合江漢油區(qū)的實際情況，江漢采油廠與廠家結(jié)合自主設計研發(fā)了一種單井井口流量計。

2.7.1 工作原理

來液（多相流）從重力分離管上端加速下行，由于重力的作用氣、液在這個過程中初步分離并進入旋流分離器；在離心力、重力和浮力的作用下，形成一個倒圓錐形渦流場，密度大的液相沿垂直管管壁流到分離器下部，密度小的氣相沿漩渦的中央上升至分離器頂部，最終氣相和液相流體分別從分離器頂部和底部排出。由于浮球液位控制閥對液面的有效控制，保證了分離器的穩(wěn)定工作，實現(xiàn)了氣液兩相的充分分離，單井井口流量計現(xiàn)場試驗裝置如圖6 所示。

圖6 單井井口流量計現(xiàn)場試驗裝置

2.7.2 單井井口流量計現(xiàn)場應用

從2011 年4月27日起至今，單井井口流量計已陸續(xù)在廣1 平4、廣2 平7、廣3－28、譚70、洪1 斜3－7等5個地點投入使用。

經(jīng)單井流量計現(xiàn)場應用統(tǒng)計分析，研制的單井計量裝置計量誤差小于5%。解決了國內(nèi)外含氣、井口出液不均的計量難題，是國內(nèi)外較先進的水平。

2.8 移動計量車的研究

根據(jù)國內(nèi)關(guān)于活動井口流量計的優(yōu)缺點，結(jié)合江漢油區(qū)的實際情況，江漢采油廠與廠家結(jié)合自主設計研發(fā)了一種移動計量車。

該車工作原理采用非密閉工藝的稱重計量原理，通過計量罐底部的四個壓力傳感器進行計量。該活動計量標定裝置經(jīng)室內(nèi)校驗，標準示值1 000L，誤差－12kg，檢定結(jié)果符合2 級。

3 總結(jié)

王廣集輸系統(tǒng)優(yōu)化工藝技術(shù)研究，主要取得了以下主要研究成果：

1）開展了集輸系統(tǒng)工藝現(xiàn)狀分析研究。通過對王廣集輸系統(tǒng)的能耗、效率等參數(shù)的錄取分析，并與中石化上游其他油田對比，形成單井串接和油井常溫集輸?shù)南到y(tǒng)優(yōu)化改造方向。

2）開展了油井單計井量模式優(yōu)化研究。通過對翻斗計量、流量計計量和脫氣后計量的單井計量模式進行評價和優(yōu)化研究，研制出井口計量裝置，實現(xiàn)單井計量誤差小于4.8%，成功解決了油井計量的技術(shù)難題。

3）開展了油井常溫集輸臨界輸量的數(shù)學模型研究。通過數(shù)學模型建立，對油井現(xiàn)場錄取參數(shù)進行擬合，得出油井常溫集輸臨界輸量的計算公式，并編制軟件，實現(xiàn)油井常溫集輸臨界輸量的快速計算。

4）開展了油井伴熱優(yōu)化技術(shù)的研究。通過對油井常溫集輸和摻?jīng)鏊默F(xiàn)場試驗，得出現(xiàn)有2 吋管徑，日產(chǎn)液20t／d、含水70%、距離1km 的油井能實現(xiàn)常溫集輸，同時摻?jīng)鏊挥绊懹途a(chǎn)量。

5）開展了王廣集輸系統(tǒng)管網(wǎng)及站點優(yōu)化工藝模式研究。通過對王廣集輸系統(tǒng)管網(wǎng)及站點優(yōu)化工藝進行研究，得出王廣集輸系統(tǒng)優(yōu)化模式－－枝狀串聯(lián)模式，計量采用研制的單井計量裝置井口計量，液量低無法實現(xiàn)常溫集輸?shù)木捎脫轿鬯?，并編制?yōu)化方案，為王廣集輸系統(tǒng)改造提供理論依據(jù)，對江漢油區(qū)老油田改造和新油田建設有著重要的指導意義。

經(jīng)過優(yōu)化簡化后的王廣集輸系統(tǒng)，社會效益和經(jīng)濟效益得以凸現(xiàn)。在王廣試驗區(qū)形成了集輸系統(tǒng)優(yōu)化模式，單井計量誤差為4.8%，王廣試驗區(qū)集輸系統(tǒng)單耗為9.9 kgce／t，集輸系統(tǒng)效率為45.7%，達到了項目技術(shù)指標，實施后，可節(jié)約燃氣約117.5×104m3／年、節(jié)約用電量約為85.9×104kw·h／年，集輸系統(tǒng)綜合單耗下降13.8kgce／t，共節(jié)約費用340 萬元／年；在王廣油田、廣華油田、潭口油田、王場油田、黃場油田、新溝非常規(guī)油田等推廣應用取得了很好的效果，對33口油井進行管網(wǎng)布局優(yōu)化，52口井改摻?jīng)鏊恹}，3條干線管徑調(diào)整和4臺高能耗設備改造，工藝優(yōu)化后，年節(jié)氣41×104m3，少建管線60.9km，減少建設投資850 萬元，年伴生氣發(fā)電量增加40×104kw·h。此外，管道優(yōu)化調(diào)整后，消除一批生產(chǎn)設施腐蝕老化、管道占壓等安全環(huán)保隱患，提高了地面系統(tǒng)的安全系數(shù)，降低了環(huán)境污染的風險。

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