流程模拟技术在油田集输与注水系统优化中的应用.docx

流程模拟技术在油田集输与注水系统优化中的应用高铁钢（江苏油田信息中心 江苏 扬州 225012）摘 要：针对油气集输与注水系统存在设备运行效率不高、工艺流程不尽合理、能耗较高等问题，江苏油田通过引进流程模拟软件，建立油气集输和注水系统工艺流程模型，利用模型进行优化分析，提出节能降 耗优化分析方案，编制工艺卡片指导优化生产，提升人员技术水平与生产效率，辅助集输与注水决策质 量，使管理更加精细化、规范化、科学化，实现节能降耗。关键词：集输与注水工艺模型 优化分析 流程模拟集输与注水系统的技术要求也越来越高，特别是老油田单靠某一新型设备或某一单元的技术改造，节能降耗的空间不 大，因此必须重视系统的整体优化。1 概述集输与注水系统生产优化开拓性地将地面流程模拟技术大规模应用在油田上游企业，不仅带来节能降耗、安全生产 等直接效益，而且在提高生产决策质量、改善生产工作效 率、增进人员技术水平等方面能够发挥积极的管理效力，推 动油田企业经营更加科学化、精细化、规范化、集约化。3 集输与注水系统优化在江苏油田的应用与创新在节能减排作为国家“十一五”节能规划工作目标的背景下，中国石化2007年提出了在油田企业开展地面油气 生产系统优化工作，2008年信息系统管理部和油田勘探开 发事业部共同组织的集输与注水系统优化项目在胜利油田 东辛采油厂开展试点工作取得了良好效果，形成了推广模 板。按照中国石化2009年度信息化工作会议提出“在胜利 油田扩大油气集输与注水优化实施范围，同时选择东部油 田开展油气集输与注水优化工作，实现节能减排”的要 求，中国石化在集输与注水系统生产优化推广应用项目（一期）中选择了江苏油田作为推广油田之一。3.1主要建设内容集输与注水系统优化项目在江苏油田推广应用的建设 内容包括：（1）建立采油厂的油气集输工艺模型，并进行优化分 析，提出优化分析报告。（2）建立采油厂的注水工艺模型，并进行优化分析， 提出优化分析报告。（3）将集输与注水系统生产优化项目涉及的数据集成 到“江苏油田勘探开发一体化数据中心”。（4）实现模型优化分析所需油水井生产动态数据的自 动导入。（5）开发4类用户操作界面，站级油气生产操作界 面、站级注水生产操作界面、厂级油气生产管理操作界 面、厂级注水生产管理操作界面。（6）建立局级集输与注水系统生产精细化管理查询显 示系统。3.2系统技术路线江苏油田集输与注水系统生产优化模型系统由三层组 成，第一层为队（区块）级生产管理优化层，包括各站级452 国内外集输与注水系统现状20世纪80年代后期，随着计算机技术和网络技术的迅速发展，流程工业控制开始突破自动化孤岛模式，出现了 集控制、优化、调度、管理、经营于一体的综合优化新模 式。20世纪90年代以来，计算机集成生产系统的研究已成 为自动化领域的一个前沿课题。国外大型流程企业、特别 是石油化工企业均重视信息集成技术的应用，纷纷构架工 厂级、公司级甚至超公司级的信息集成系统。近年来，英国、美国等国家已有多家石油公司在实施 流程模拟、先进控制与过程优化项目，推动了流程工业综 合优化技术在实际生产中的应用，如agip、bp、shell石油 企业都相继建立了综合优化系统。目前国际先进的油田生 产信息系统是对油田生产过程进行建模（建立油藏模拟模 型、油气集输模型、注水生产模型、机采模拟模型、热采 生产模型、污水处理和电力系统等模型）。然后通过开放 模拟环境将油田生产模型集成起来，形成完整的油田生产 整体模型，即虚拟油田生产系统。我国在流程工业综合优化技术与系统的研究与产业化过 程中同国外先进技术相比还存在一定差距，应用的深度和广 度、系统化程度不够，国内应用主要以引进为主。生产过程 优化在石化炼油行业的流程企业应用较多，在油田采集生产 过程中较少。目前在油田企业上海油气分公司平湖油气田、 中石油大庆油田采油六厂开展了综合流程优化工作，并且取 得了一定效益。与国外相比，国内油气集输与注水系统存在 设备运行效率不高、工艺流程不尽合理、能耗较高等问题。 随着油田勘探开发工作的不断深入，老油田高含水、新区低 品质油藏占的比例不断增加，地面条件也更加复杂，对油气图1 集输与注水系统生产优化模型系统结构图图2 系统技术路线图实践与应用中国信息界 2012年第01期 总第201期3.3集输与注水优化分析及应用对集输与注水系统进行生产优化分析是一个人工过 程，即利用在流程模拟软件平台上运行的工艺流程模型， 通过分析各关键节点和设备的运行参数，寻找和发现更优 的运行状态的过程。经过对模型反复研究与多次讨论，江苏油田确定了有 针对性优化方向：（1）根据不同环境温度，以5变化为梯度，保证原 油正常输送的同时，调节加热炉的出口热水温度。（2）根据现场工艺条件，将现有回水伴热工艺调整为 去水伴热工艺，提高伴热效率。（3）将站内原油储罐设备保温盘管位置由底部保温改 造为油水界面层保温，减少沉降污水带走热量。（4）通过改变天然气处理塔的进料位置，节约再沸器 的能耗。（5）将站内锅炉蒸汽冷凝水进行有效回收，合理利用 热能量。（6）根据管网压力需求，适当降低站内循环热水泵的 出口压力，减少阀组人工控制带来的阀降。（7）对中转站至联合站之间的支干线进行改造，调整 管网之间的参数匹配。（8）由于生产年限比较长，造成设备老化，设备效率 较低，从而需要进行设备的更新改造。（9）建议推广利用如太阳能、电能、风能、地热能等 可再生的清洁能源，逐步减少对原油、柴油、煤炭等非清 洁能源的依赖。（10）注水系统中高压注水井比例较小时，可降低注 水站注水泵的泵压，从而降低干压，并在高压注水井进行 增注措施或增加单井增压泵。（11）对于配水间干压不均衡的注水系统，可以将配 水间重新分配给其它相邻配水间，进行管网改造，实现压 力合理分配。（12）降低注水泵压力，增加个别单井增压泵，提高 注水系统效率，减少注水耗电量。（13）将压力等级分配不均匀的注水系统拆分为高压 和低压系统，减少注水泵的电能浪费。通过以上方面的优化分析，在全油田找出71个节能环 节，经现场落实，“无费”实施42个，涉及42座中转站 的77座加热炉，覆盖了176座计量站，957口油井的集输生 产，约占江苏油田整个集输系统的57%。在优化分析阶段，油田组织各采油厂参加了模型建立 与优化分析培训，培训内容包括流程模拟软件操作使用、 工艺流程模型的建立、asw操作界面的使用等多个方面的 内容。3.3.1合理制定区块电加热杆工作制度某采油厂采油队x5区块原油粘度大，油稠开采难度 高，所以采用了空心抽油杆电加热技术来辅助开采，效果很 好，但空心抽油杆电加热技术能耗大，存在优化空间。利用模型对x5区块工艺进行分析，将以前的全天开启的集输和注水优化模型；第二层为厂级生产管理优化层，将各站级集输和注水优化模型进行整合集成，形成厂级的 集输和注水优化模型；第三层为局级管理优化层，将各厂 级优化模型数据集中管理分析，实现精细化管理的量化， 提供决策依据。数据层：将来自源头数据库的生产数据通过数据接口软件导入模型，数据导入周期为每天一次。静态数据通过 数据调研手动添加到数据层。流程模拟优化层：将导入生产数据的集输和注水模型 调整后，依据生产实际，进行优化分析后，通过模型接口 软件将分析结果提交到应用层。功能应用层：利用模型优化分析的结果，制定集输与 注水系统的生产优化方案，以及精细化管理方案。通过开放数据接口如odbc、ole db，从数据采集层 中提取集输与注水系统的数据送给模型。集输和注水模型是利用流程模拟软件，通过采集现场 数据，建立起来的虚拟生产系统，通过实际生产数据对模 型进行校核，使模型与实际生产过程相吻合，达到模拟实 际生产过程的目的。通过分析，系统的技术路线主要包括四个部分：（1）数据收集；（2）建模（包括数据接口及操作界面开发）；（3）模型校核；（4）优化分析。江苏油田引进软件的运行及授权采用客户端/服务器（c/s）模式，网络主干要求百兆以上，桌面10兆以上， 需要配置授权服务器、模型存储服务器、客户端操作专用 计算机。根据系统配置原则和江苏油田实际情况，充分利用现有 硬件设备和软件资源，同时购买配置上游专用软件，还开发 相应的模型操作界面及数据接口软件。软件配置见表1。表1 系统软件配置表46序号软件名称江苏油田数量备注1上游专用工艺流程模拟软件 aspen hysys3套艾斯本公司2模型操作界面aspen simulationworkbook（asw）3套艾斯本公司3原油处理包（根据化验据模拟 原油）aspen hysys crude1套艾斯本公司4模型集成管理软件1套根据项目需求开发变为分季节间开的工作方式，显著降低了能耗。 区块内某井属于某计量间，日产液量5.9t左右，井口回压约0.78mpa，井口温度约45，全天24小时采用空心抽 油杆电加热。利用模型对3种间开加热工作制度：即启2小 时停1小时、启1.5小时停3小时、启1小时停2.5小时，进行 能耗优化计算，为了确保该方法的准确性以及生产的稳定图5 站库流程示意图安全，分别对这3种加热制度进行了现场测试。五个储油罐，并进行油、水分离，分离出来的原油通过外输泵外输。三相分离出来的气体经过除油器进一步油、气 分离后，气体输送到生活区，液体进入五个储油罐。储油 罐分离出来的污水，经底水泵升压和三相分离后的污水汇图3 某井电加热启生产曲线合，一同进入污水罐进行油、水分离，油进入五个储油从图3可以看出，这三种工作制度下，油井的回压、罐，污水输往注水站。 产液量和井口温度都稳定，生产平稳安全，对生产影响不来油入间温度与环境温度有关，因此，以环境温度为 大，日产液量保持平稳。0、5、10、15、20、25和30等7个温度区通过连续监测示功图，从中找出负荷的变化对产量的间，通过模型模拟，合理调节加热炉出口温度，保证原油影响，当抽油机负荷略有变化，但它的变化又不会影响到进站温度的要求和原油的正常输送。 油井的正常生产，从而确定电加热的合理工作参数范围。按照环境温度变化，调节liul联合站的热水出口温度，可降低能耗。liul联合站节约燃气约747 nm3/d。表3 某联合站优化操作方法站名环境温度操作方法 liul联合站 0将热水出站温度控制在93 liul联合站 05将热水出站温度控制在8793 liul联合站 510将热水出站温度控制在8187 liul联合站 1015将热水出站温度控制在7581 liul联合站 1520将热水出站温度控制在6975 liul联合站 2025将热水出站温度控制在6269 liul联合站 2530将热水出站温度控制在56623.3.3降低w2站出站热水温度某采油厂采油队管理着5个区块，共有采油井105 口，注水井38口，目前年产油水平13104t，年注水38104m3。w2中转站负责为11座计量间，79口油井、图4 功图的对比1个拉油点，7口拉油井的来液进行中转，日来液量约850t/d ，平均含水约为60%，入站温度为4046，压力 通过连续监测示功图，发现加热1小时停2.5小时，抽0.3mpa。油机负荷略有变化，但不会影响到油井的正常生产，该电加热工作方式较为合理。通过模拟分析，由于春冬季环境温度低，为确保生 产，春冬季电加热为启2小时停1小时，夏秋季启1小时停2.5小时。实施后，冬季每天节电600 kwh，夏季每天节电1290 kwh。表2 不同加热制度耗电情况图6 w2中转站流程示意图加热时间不加热时间耗电量加热制度井场原油入站后先进入三相分离器（共2台，运行2h/dh/dkwh/d启24h2401800台）分离，再进缓冲罐（共1座，运行1座）后由外输泵启2h停1h1681200启1h停2.5h6.817510（共2台，运行2台）将压力提升到0.8mpa，然后经油汽换3.3.2根据不同环境温度调节liul联合站伴热水出口温度热器（共2台，运行1台）换热到63外输至联合站。 某采油厂采油队，下辖1座联合站和1座中转站，共有由井站换热回的热水（入站温度为50，压力 计量间16座，油井122口左右，日产液量约1947吨，日产 0.2mpa）入站后经汽水换热器（共2台，运行1台）与锅 油量约1100吨，综合含水58%；注水站2座，共有配水间5 炉房（共3台，夏季运行1台，冬季运行2台）的饱和蒸汽 座，注水井46口，日注水量约1800方。 （140，0.3mpa）换热到7076后再由热水循环泵（共三区块来液首先进入阀组汇管，然后进入三台三相分3台，运行2台）提升到1.71.8mpa回到井站循环。 离器，进行油、气、水分离。三相分离器出来的原油进入在联合站的主要设备耗能中，与三管伴热系统相关的实践与应用中国信息界2012年第01期总第201期47图7 中转站流站内流程示意图实践与应用中国信息界 2012年第01期 总第201期耗能占99%，因此，节能优化的重心应该放在与三管伴热相关的能耗设备上。（1）在满足原油进站温度的前提下，建议将伴热水出 站温度从数个月进行一次调整为每天按照环境温度变化以5为一个梯度进行调整。表4 联合站热水出站温度优化操作方法见下表：表6 加热炉出口温度和环境温度对照表根据表5来指导操作，按四季不同的环境温度分别设置不同的炉出口温度的方式，与目前采用的固定操作温度的t方式相比，即可节约71.54吨油，折合标煤约102.2/a，减少co2排放161.5t/a。3.3.5间开拉油井井口中频加热器w2中转站85口油井中采用中频伴热和电伴热的油井数 据如下表：表7 中频伴热油井数据自2010年上线运行以来，通过优化操作，共影响了11个计量间，79口油井，占区域全部油井的91.8% 。中转站节约燃气13.3104nm3/a，折合标煤163t/a，减少co 排放258t/a。2（2）建议在最远距离中转站约6000m处增加一台热水增压泵，以降低站内热水循环泵出口压力。运行后预计可节电270 kw.h/d ，折合标煤36.6t/a，减少co 排放57.9t/a。2表5 w2联合站热水循环泵优化前后数据优化建议：仅对拉油井，车拉油时开1-2小时，其余时间不开。表8 优化前后能耗对比3.3.4降低zhuz中转站加热炉出口温度zhuz中转站主要负责油田某区块井口来液的中转， 该区块平均来液量为140m，其综合含水约为77.5%，温度 约为42（冬季约为40）经计量间汇总后进入加热炉， 加热后进入储油罐，然后通过外输泵外输至联合站。4 结论江苏油田通过引进世界领先、成熟的模拟优化技术，建立集输与注水系统生产工艺模拟模型，对能耗、运行状 况、安全生产进行评估，借鉴国内外专家的经验，结合现 场实际条件及听取江苏油田技术人员的意见，研究出合 理、可实现的优化方案，从现有生产工艺中挖潜增效、节 约用能，实现节能增效、安全生产等目标。结合江苏油田的基础条件，开展集输与注水系统生产 优化项目在技术上是可行的。zhuz至tongz的支干线为764，采用现场聚氨酯连续发泡保温，外缠玻璃丝布玻璃钢树脂二道工艺，长 度为4200m，埋深0.5m，由于zhuz的油品黏度较高，并 且c20+含量较多，有析蜡现象，为保证tongz联合站来 油的温度为42（进tongz联合站处理的最低要求）， 需要使用加热炉将外输产液加热至69以上的温度（冬 天需75）才能保证正常输送，此时tongz来液温度为47。外输泵出口压力为0.77mpa，tongz来液压力为0.2mpa。该段管线存在温降过大的问题。而zhuz中转站 的加热炉额定热负荷仅为30万大卡/小时，很难满足站外热 水和外输的要求。由于加热后产液温度越高，管线散热越多，故应在满 足终点联合站要求的最低温度为42的前提下，尽量降低 加热炉出口温度。利用现场数据对hysys管线模拟标定后发现，随着 环境温度的改变，在保证终点站要求的温度的前提下， 产液需要的加热炉出口温度有很大变化空间。具体数据48参考文献：1冯叔初,郭揆常,王学敏.油气集输.北京:石油大学 出版社,19952董培林.油田集输系统技