江汉油田王广集输系统优化工艺技术研究

张晋伟

（中国石化江汉油田分公司江汉采油厂，湖北 潜江 433123）

王广集输系统集油工艺采用的是三管伴热、集中翻斗计量的三级布站工艺，计量站间距离短（1km 左右）。这种集输模式形成的集输管网复杂、系统庞大、站场多、管理难度大、建设投资高、运行能耗高等。因此，我们必须找到一种最有效且能大面积推广应用的集输运行办法，于是，我们以江汉油田规模最大的王广集输系统为优化研究对象，开展集输地面工艺优化、简化研究。针对集输系统存在的单井无法准确计量、常温临界输量的计算、低液量井的安全集输、油井取消伴热后地面集油管线结蜡规律变化不明确等技术难题，开展江汉油区集输系统优化技术研究。

1 集输系统优化调整的思路

从王广集输系统工艺现状及影响因素研究入手，通过单井计量模式优化研究、油井常温集输临界输量的数学模型研究、油井伴热优化技术的研究、王广集输系统管网及站点优化工艺模式应用研究，形成适合王广集输系统井口计量技术、集输系统常温集输技术、集输系统油井伴热优化技术、集输系统树枝状管网优化技术，以上述研究为基础，最终形成王广集输系统优化工艺技术。

2 集输系统优化调整研究

2.1 高含水原油粘度变化的实验研究

当油田进入高含水期后，其输送介质的粘度明显减小，通过实验测定原油与油水乳状液在不同温度时的粘度，测量结果如表1、表2和图1所示。

表1 35℃时不同含水率乳状液的粘度（mPa·S）

表2 不同温度下不同含水率油水乳状液粘度（mPa·S）

图1 温度对不同含水率油水乳状液粘度的影响

由表1 可以看出：此处含水率55%即为原油乳状液的转相点，转相点前为油包水乳状液，转向点后为水包油乳状液。

由图1、表2 可以看出：随着温度的升高，各个含水率的乳状粘度都是降低的；但对于原油与含水率低的乳状液，温度的降低其粘度减小梯度大，即温度对其影响大，对于含水率高的乳状液，相对来说温降梯度小。

2.2 高含水原油集输的温度界限

以原油为介质在室内用流动模拟器对原油粘壁温度进行了测定，分别测量了原油在不同线速度下，不同含水率的粘壁温度值，测量结果如图2、图3所示。

图2 原油在不同流速时粘壁温度

图3 原油在不同含水时粘壁温度

从图2 和图3 中可以看出，在含水率相同的条件下，粘壁温度随流速升高而下降且基本呈线性关系，但在40% 的含水率时其下降梯度明显快于80% 以后的含水率下降梯度。说明随着含水率的升高到一定程度后，流速的影响减小了。

2.3 抽油机井口回压与电耗关系

为落实抽油机井井口回压与电耗的关系，我们先期对5口油井进行了现场测试，回压与电耗关系图、回压与单位液量耗电关系如图4、图5所示。

从图4 和图5 的趋势可以看出，油井回压上升可能造成油井电耗增加，也可能造成油井电耗下降，通过油井数据分析，我们得出回压升高范围在0.2Mpa～0.9Mpa之间，油井电耗不会增加。

图4 王8－3B 回压与耗电量关系图

图5 王西8－2 回压与耗电量关系图

2.4 常温集输数学模型的建立

通过数学模型建立，对油井现场录取参数进行拟合，得出油井常温集输临界输量的计算公式，并编制常温集输工艺模拟软件，实现油井常温集输临界输量的快速计算。

2.5 王广集输系统停伴热试验

2.5.1 单井停伴热现场试验

通过对王广集输系统油井常温集输前期实验特选5口高液量、高含水单井进行停伴热实验。研究内容包括高液量、高含水油井停伴热后油井进站温度、回压、产液量、单井耗电量的变化及影响。

2.5.2 王广集输系统井组停伴热试验

2012年初，将试验流程与油井连通，选择了的王广集输系统井组为对象进行停拌热实验，记录数据并进行了分析。将研究对象分为冬季、夏季井组停拌热进行实验研究，研究内容包含中低含水，液量大的井冬季停伴热研究、原油低温情况下翻斗计量问题研究，短距离枝状集输停拌热研究。

2.6 高压掺污水工艺及掺凉水工艺研究

2.6.1 高压恒流装置的应用

利用高压掺污水装置，可将压力由最高25 MPa降至1.6MPa，在保证压力低于出口管线压力的同时控制每小时的注水量，达到降压恒流的目的。

目前，已在钟112 井区、黄22－1 井区、钟100－1、钟3－22、广2 平9、广8 斜－7 井进行了高压掺污水冷输工艺试验，取得了比较好的效果。

2.6.2 掺凉水工艺应用分析

我们对王广系统各站点31 口油井（液量从2.9 方至87.7 方，含水7% 至99%）掺凉水后运行良好，与不掺凉水时差别不是很大。因此，我们认为掺凉水后，油井仍可良好运行。

2.7 单井计量装置研制开发

油水计量技术的突破是实现集输流程简化的关键，因此结合江汉油区的实际情况，江汉采油厂与厂家结合自主设计研发了一种单井井口流量计。

2.7.1 工作原理

来液（多相流）从重力分离管上端加速下行，由于重力的作用气、液在这个过程中初步分离并进入旋流分离器；在离心力、重力和浮力的作用下，形成一个倒圆锥形涡流场，密度大的液相沿垂直管管壁流到分离器下部，密度小的气相沿漩涡的中央上升至分离器顶部，最终气相和液相流体分别从分离器顶部和底部排出。由于浮球液位控制阀对液面的有效控制，保证了分离器的稳定工作，实现了气液两相的充分分离，单井井口流量计现场试验装置如图6 所示。

图6 单井井口流量计现场试验装置

2.7.2 单井井口流量计现场应用

从2011 年4月27日起至今，单井井口流量计已陆续在广1 平4、广2 平7、广3－28、谭70、洪1 斜3－7等5个地点投入使用。

经单井流量计现场应用统计分析，研制的单井计量装置计量误差小于5%。解决了国内外含气、井口出液不均的计量难题，是国内外较先进的水平。

2.8 移动计量车的研究

根据国内关于活动井口流量计的优缺点，结合江汉油区的实际情况，江汉采油厂与厂家结合自主设计研发了一种移动计量车。

该车工作原理采用非密闭工艺的称重计量原理，通过计量罐底部的四个压力传感器进行计量。该活动计量标定装置经室内校验，标准示值1 000L，误差－12kg，检定结果符合2 级。

3 总结

王广集输系统优化工艺技术研究，主要取得了以下主要研究成果：

1）开展了集输系统工艺现状分析研究。通过对王广集输系统的能耗、效率等参数的录取分析，并与中石化上游其他油田对比，形成单井串接和油井常温集输的系统优化改造方向。

2）开展了油井单计井量模式优化研究。通过对翻斗计量、流量计计量和脱气后计量的单井计量模式进行评价和优化研究，研制出井口计量装置，实现单井计量误差小于4.8%，成功解决了油井计量的技术难题。

3）开展了油井常温集输临界输量的数学模型研究。通过数学模型建立，对油井现场录取参数进行拟合，得出油井常温集输临界输量的计算公式，并编制软件，实现油井常温集输临界输量的快速计算。

4）开展了油井伴热优化技术的研究。通过对油井常温集输和掺凉水的现场试验，得出现有2 吋管径，日产液20t／d、含水70%、距离1km 的油井能实现常温集输，同时掺凉水不影响油井产量。

5）开展了王广集输系统管网及站点优化工艺模式研究。通过对王广集输系统管网及站点优化工艺进行研究，得出王广集输系统优化模式－－枝状串联模式，计量采用研制的单井计量装置井口计量，液量低无法实现常温集输的井采用掺污水集输，并编制优化方案，为王广集输系统改造提供理论依据，对江汉油区老油田改造和新油田建设有着重要的指导意义。

经过优化简化后的王广集输系统，社会效益和经济效益得以凸现。在王广试验区形成了集输系统优化模式，单井计量误差为4.8%，王广试验区集输系统单耗为9.9 kgce／t，集输系统效率为45.7%，达到了项目技术指标，实施后，可节约燃气约117.5×104m3／年、节约用电量约为85.9×104kw·h／年，集输系统综合单耗下降13.8kgce／t，共节约费用340 万元／年；在王广油田、广华油田、潭口油田、王场油田、黄场油田、新沟非常规油田等推广应用取得了很好的效果，对33口油井进行管网布局优化，52口井改掺凉水解盐，3条干线管径调整和4台高能耗设备改造，工艺优化后，年节气41×104m3，少建管线60.9km，减少建设投资850 万元，年伴生气发电量增加40×104kw·h。此外，管道优化调整后，消除一批生产设施腐蚀老化、管道占压等安全环保隐患，提高了地面系统的安全系数，降低了环境污染的风险。

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