蒲 鶴

中國石油化工股份有限公司青島安全工程研究院，山東 青島 266000

?

稠油集輸系統(tǒng)生產(chǎn)運行優(yōu)化研究

蒲 鶴

中國石油化工股份有限公司青島安全工程研究院，山東 青島 266000

稠油中的膠質(zhì)、瀝青等含量高，具有黏度高、含蠟量高、易凝固等特點，開采難度較大。隨著油田的不斷深入開發(fā)，現(xiàn)有稠油集輸系統(tǒng)中的外輸泵、加熱爐等設(shè)備的工藝參數(shù)與設(shè)計參數(shù)差別較大，造成實際工況偏離設(shè)計工況，導(dǎo)致稠油集輸系統(tǒng)運行效率大大降低。以稠油地面集輸系統(tǒng)為研究對象，以生產(chǎn)運行費用最小為目標函數(shù)，以稠油進站溫度、進站壓力、摻稀比、介質(zhì)流量等作為約束條件，建立稠油摻稀降黏生產(chǎn)運行參數(shù)優(yōu)化數(shù)學模型，并根據(jù)模型特點，利用lingo軟件進行編程求解優(yōu)化數(shù)學模型。利用優(yōu)化數(shù)學模型對稠油集輸系統(tǒng)生產(chǎn)運行參數(shù)進行優(yōu)化，與優(yōu)化前相比，節(jié)約費用7.438%。

稠油；摻稀降黏；運行參數(shù)優(yōu)化；多目標函數(shù)

0 前言

目前，我國西部油田多為稠油區(qū)塊，油藏埋藏深、油品黏度大、油水密度差小，一般采用摻稀降黏工藝進行稠油開采。隨著油田的后續(xù)不斷開發(fā)，部分單井采出液產(chǎn)量下降，產(chǎn)出液的持液率、含砂率、原油物性等參數(shù)與設(shè)計參數(shù)差別較大，造成集輸系統(tǒng)實際工況偏離設(shè)計工況，導(dǎo)致集輸系統(tǒng)的運行效率大大降低。因此，需要分析區(qū)塊地面集輸系統(tǒng)在不同開發(fā)階段的適應(yīng)性，確定最優(yōu)工藝參數(shù)，提高稠油開采的經(jīng)濟效益[1-5]。

1 稠油集輸系統(tǒng)

稠油采油區(qū)塊一般采用“單井—計轉(zhuǎn)站—聯(lián)合站”的三級布站模式，見圖1。聯(lián)合站將摻稀用油輸送至計轉(zhuǎn)站，經(jīng)過站內(nèi)加熱加壓后輸送至單井進行井筒摻??；單井采出液從井筒采出之后，經(jīng)過井口加熱爐加熱升溫后進入計轉(zhuǎn)站；計轉(zhuǎn)站接收所轄單井采出液，進站采出液在計轉(zhuǎn)站內(nèi)進行油氣分離，站內(nèi)一部分加熱爐加熱進站采出液，另一部分加熱爐對聯(lián)合站輸送過來的摻稀用油進行加熱；站內(nèi)雙螺桿外輸泵對進站原油增壓外輸至聯(lián)合站，站內(nèi)高壓柱塞泵對加熱后的稀油增壓輸送至所轄單井進行井筒摻稀降黏[6-10]。

圖1 稠油區(qū)塊三級布站模式

以某油田稠油區(qū)塊地面集輸系統(tǒng)作為研究對象，該稠油區(qū)塊包括69口單井，5座計轉(zhuǎn)站及1座聯(lián)合站。為了對目前稠油集輸系統(tǒng)的工藝參數(shù)進行優(yōu)化，將稠油集輸系統(tǒng)總體運行成本作為目標函數(shù)，實現(xiàn)在地面稠油集輸系統(tǒng)運行成本最低的情況下，對加熱爐出口溫度、外輸泵出口壓力、摻稀系統(tǒng)摻稀量等參數(shù)進行優(yōu)化，目標函數(shù)中的多個目標都能達到最優(yōu)化[11-15]。

2 稠油集輸系統(tǒng)運行優(yōu)化

2.1 建立目標函數(shù)

稠油區(qū)塊地面集輸系統(tǒng)中主要的能耗設(shè)備是輸油泵和加熱爐，加熱爐包括單井井口加熱爐、站內(nèi)加熱爐(站內(nèi)采出液加熱爐、站內(nèi)稀油加熱爐)；輸油泵包括站內(nèi)稠油雙螺桿泵外輸泵、稀油高壓柱塞泵。地面稠油集輸系統(tǒng)生產(chǎn)運行費用主要包括加熱爐的熱力能耗費用和各類輸油泵的動力能耗費用，另外還需要考慮聯(lián)合站提供的稀油成本。

綜上所述，得到稠油集輸系統(tǒng)總體生產(chǎn)成本計算公式：稠油集輸系統(tǒng)總體生產(chǎn)成本=動力能耗成本+熱力能耗成本+稀油成本。根據(jù)總體生產(chǎn)成本公式，建立目標函數(shù)：

(1)

式中：F為地面稠油集輸系統(tǒng)總體生產(chǎn)成本，元；ti為每口單井井口加熱爐的出口溫度，℃；t0為每口單井井口加熱爐的進口溫度，℃；fi為每口單井的實際處理液量，t；C為加熱原油比熱容，J/(kg· ℃)；ag為天然氣價格，元/m3；ηl為每臺加熱爐的運行效率，%；QDW為天然氣基位發(fā)熱值，J；Tj為站內(nèi)加熱爐的出口溫度，℃；tz為站內(nèi)加熱爐的進口溫度，℃；Zj為各站場原油處理總量，t；η2為站內(nèi)加熱爐的運行效率，%；pj為站內(nèi)雙螺桿外輸泵的出口壓力，MPa；pz為站內(nèi)雙螺桿外輸泵的進口壓力，MPa；ad為每度電的價格，元/度；ρ為外輸原油密度，kg/m3；η3為站內(nèi)雙螺桿外輸泵機組泵效率，%；η4為站內(nèi)雙螺桿外輸泵機組電機效率，%；R為電能折算系數(shù)，3 600 kJ/(kW·h)；pg為站內(nèi)高壓摻稀泵的出口壓力，MPa；p0為站內(nèi)高壓摻稀泵的進口壓力，MPa；Qj為各站場原油處理總量，t；r為摻稀比(摻稀用油量與產(chǎn)出稠油量的比值)；η5為站內(nèi)高壓摻稀泵機組泵效率，%；η6為站內(nèi)高壓摻稀泵機組電機效率，%；ax為稀油與稠油的差價，元/t。

2.2 約束條件

稠油地面集輸系統(tǒng)目標函數(shù)的主要約束條件為井口加熱爐出口溫度約束、原油進站溫度約束、原油進站壓力約束、稠油摻稀比約束、生產(chǎn)運行參數(shù)約束。

2.2.1 單井溫度約束條件

原油采出液從單井采出后經(jīng)井口加熱爐加熱進入管道輸送至計轉(zhuǎn)站，沿線輸送過程中，原油通過管壁、保溫層、防腐層等向周圍土壤傳熱，為防止稠油輸送過程中不發(fā)生凝固，保證原油順利進入站場，要求稠油進站溫度不低于45 ℃[16-19]，加熱爐出口溫度約束不等式如下(輸送過程中忽略油品與管道的摩擦生熱)：

(2)

式中：ti為每口單井井口加熱爐的出口溫度，℃；T為環(huán)境溫度，℃；Di為輸油管管徑，m；Li為沿程長度，m；fi為單井采出量，kg；C為原油平均比熱容，J/(kg· ℃)；K為總傳熱系數(shù)，W/(m2· ℃)。

2.2.2 站場溫度約束條件

與單井至站場進站溫度約束同理，計轉(zhuǎn)站輸送至聯(lián)合站的稠油進站溫度也要求不低于45 ℃，站場溫度約束不等式如下：

(3)

式中：Tj為站內(nèi)加熱爐的出口溫度，℃；T為環(huán)境溫度，℃；Di為輸油管管徑，m；Li為沿程長度，m；Zj為各站場原油處理總量，t；C為原油平均比熱容，J/(kg· ℃)；K為總傳熱系數(shù)，W/(m2· ℃)。

2.2.3 外輸泵出口壓力約束

為保證原油順利進站，上一級外輸泵提供的壓能應(yīng)大于稠油沿程阻力損失與稠油最低進站壓力之和，站場壓力約束不等式如下：

Δp=p0-pz>0.2

(4)

式中：Δp為沿程壓力差，MPa；p0為前站雙螺桿外輸泵出口壓力，MPa；pz為下游相鄰站站內(nèi)雙螺桿外輸泵的進口壓力，MPa。

2.2.4 摻稀比約束

井筒摻稀降黏是為了保證稠油順利輸送到聯(lián)合站進行集中處理，摻入稀油量越多，稠油輸送效果越好?？紤]稀油的成本問題，不可能無限制向稠油中加入稀油，為了保證摻稀比符合塔河油田現(xiàn)場實際情況，應(yīng)對摻稀比進行控制，使其在合理的范圍內(nèi)變化。摻稀比約束不等式如下：

0.2

(5)

式中：r為摻稀比例。

2.3 優(yōu)化模型求解

該優(yōu)化模型屬于多目標數(shù)學優(yōu)化，且為非線性數(shù)學規(guī)劃問題，選用lingo優(yōu)化軟件，將優(yōu)化模型在軟件內(nèi)進行編程逐步求解優(yōu)化結(jié)果[20-21]。根據(jù)優(yōu)化模型的結(jié)構(gòu)特點進行求解。

求解過程：給出迭代初始數(shù)值；運用極小法循環(huán)求解優(yōu)化模型；判斷優(yōu)化結(jié)果是否收斂，否則需要繼續(xù)進行迭代，直至結(jié)果收斂為止。

優(yōu)化前后的加熱爐出口溫度、外輸泵出口壓力及摻稀比見表1～3,稠油集輸系統(tǒng)運行費用優(yōu)化前后對比見表4。

表1 加熱爐出口溫度優(yōu)化前后對比

站名優(yōu)化前加熱爐出口溫度/℃優(yōu)化后加熱爐出口溫度/℃1#計轉(zhuǎn)站67652#計轉(zhuǎn)站80723#計轉(zhuǎn)站53484#計轉(zhuǎn)站57495#計轉(zhuǎn)站6554

表2 外輸泵出口壓力優(yōu)化前后對比

站名優(yōu)化前外輸泵出口壓力/MPa優(yōu)化后外輸泵出口壓力/MPa1#計轉(zhuǎn)站0.80.692#計轉(zhuǎn)站0.740.563#計轉(zhuǎn)站0.80.674#計轉(zhuǎn)站0.820.645#計轉(zhuǎn)站0.750.59

表3 部分單井摻稀比優(yōu)化前后對比

站名優(yōu)化前摻稀量/(t·d-1)優(yōu)化前總處理液量/(t·d-1)優(yōu)化后摻稀量/(t·d-1)優(yōu)化后總處理液量/(t·d-1)1#計轉(zhuǎn)站1288.71820.610641595.42#計轉(zhuǎn)站1370.420631385.82078.63#計轉(zhuǎn)站891.61305.4827.912424#計轉(zhuǎn)站1185.917951218.31827.75#計轉(zhuǎn)站585.5934.5698.21047.1

表4 集輸系統(tǒng)運行費用優(yōu)化前后對比

項目優(yōu)化前費用/(元·d-1)優(yōu)化后費用/(元·d-1)單井加熱爐熱力124675523站內(nèi)加熱爐熱力18644716622站內(nèi)外輸泵的動力1361967站內(nèi)高壓摻稀泵的動力4278242123稀油56985017合計248755230252

從表4可得，優(yōu)化前后費用節(jié)省18 503元，約7.438%。

3 結(jié)論

利用lingo軟件建立稠油摻稀降黏生產(chǎn)運行參數(shù)優(yōu)化數(shù)學模型，稠油進站溫度、進站壓力、摻稀比、介質(zhì)流量等作為約束條件，進行編程求解優(yōu)化模型。優(yōu)化結(jié)果，總能耗費用230 252元，系統(tǒng)節(jié)約費用 18 503 元，節(jié)能7.438%。充分說明此優(yōu)化切實可行。針對油田集輸系統(tǒng)進行優(yōu)化時，要及時掌握當前的站場負荷運行情況、主要設(shè)備的實際運行參數(shù)及原油物性的分析參數(shù)，利用最新的生產(chǎn)數(shù)據(jù)進行有針對性的優(yōu)化，提高系統(tǒng)整體運行效率，促進油田節(jié)能降耗發(fā)展。

[1] 王治紅，肖惠蘭，左 毅.開采與集輸過程中稠油降黏技術(shù)研究進展[J].天然氣與石油，2012，30(6):1-4. Wang Zhihong, Xiao Huilan, Zuo Yi. Research Progress of Viscosity Reducing Technology in Heavy Oil Production & Gathering and Transportation [J]. Natural Gas and Oil, 2012, 30 (6): 1-4.

[2] 龔秋紅，王洪松，孫 祥，等.八面河油田稠油摻水降黏集輸技術(shù)[J].天然氣與石油，2011,29(5):15-17. Gong Qiuhong, Wang Hongsong, Sun Xiang, et al. Viscosity Reduction of Heavy Oil Mixed with Sewage in Bamianhe Oilfield [J]. Natural Gas and Oil, 2011, 29 (5): 15-17.

[3] 劉 揚，魏立新，李長林.油氣集輸系統(tǒng)拓撲布局優(yōu)化的混合遺傳算法[J].油氣儲運，2003，22(6)：33-36. Liu Yang, Wei Lixin, Li Changlin. Topological Optimization of Oil-gas Gathering and Transforming System with Hybrid Algorithm [J]. Oil & Gas Storage and Transportation, 2003, 22 (6): 33-36.

[4] 雷西娟，王鴻膺.稠油降黏輸送方法[J].油氣田地面工程，2002，21(5)：37-38. Lei Xijuan, Wang Hongying. Viscosity Reducing Methods for Transportation of Heavy Oil [J]. Oil and Gas Field Surface Engineering, 2002, 21 (5)： 37-38.

[5] 孟振虎，陳毅忠，冷 枝.不同約束值變化對輸油管道優(yōu)化運行的影響[J].油氣儲運，2003，22(4)：1-7. Meng Zhenhu, Chen Yizhong, Leng Zhi. Effect on Oil Transporting Optimization for Pipeline Caused by Wax Deposition and Various Constraint Values [J]. Oil & Gas Storage and Transportation, 2003, 22 (4)： 1-7.

[6] Wong P， Larson R. Optimization of Natural-Gas Pipeline Systems via Dynamic Programming [J]. Automatic Control, 1968， 13 (5)： 475-481.

[7] Sinha A K， Rao B V， Buschof C H. Nonlinear Optimization Model for Screening Multipurpose Reservoir Systems [J]. Journal of Water Resources Planning and Management, 1999， 13 (2)： 7-8.

[8] Percell P B， Ryan M J. Steady State Optimization of Gas Pipeline Network Operation [C]. Oklahoma: Pipeline Simulation Interest Group, 1987.

[9] Just A. Existence Theorems and Galerkin Approximation for Non-linear Evolution Control Problems [J]. Optimization, 2003， 52 (3)： 287-300.

[10] Knonw I V. The Method of Multipliers for Nonlinearly Constrained Variational Inequalities [J]. Optimization, 2002， 51 (6)： 907-926.

[11] 周鳳山，吳瑾光.稠油化學降粘技術(shù)研究進展[J].油田化學，2001，18(3):268-272. Zhou Fengshan, Wu Jinguang. Advances in Chemical Viscosity-reducing Methods and Techniques for Viscous Crude Oils [J]. Oilfield Chemistry, 2001, 18 (3): 268-272.

[12] 尉小明，劉喜林，王衛(wèi)東，等.稠油降粘方法概述[J].精細石油化工，2002，19(4):45-48. Wei Xiaoming, Liu Xilin, Wang Weidong, et al. Overview on Viscosity Reducing Methods of Heavy Oils [J]. Specialty Petrochemicals, 2002, 19 (4): 45-48.

[13] 范曉娟，王 霞，陳玉祥，等.稠油化學降粘方法研究進展[J].化工時刊，2007，21(3):46-48. Fan Xiaojuan, Wang Xia, Chen Yuxiang, et al. Advances in Chemical Viscosity-reducing Methods [J]. Chemical Industry Times, 2007, 21 (3): 46-48.

[14] 鄭欽祥.稠油降粘技術(shù)及輸送方法[J].油氣田地面工程，2006,25(4):6-7. Zheng Qinxiang. Viscosity-reducing Techniques and Transportation Methods for Viscous Crude Oils [J]. Oil and Gas Field Surface Engineering, 2006, 25 (4): 6-7.

[15] 敬加強,羅平亞,游萬模.稠油特性及其輸送技術(shù)研究[J].特種油氣藏，2001,8(2):53-55. Jing Jiaqiang, Luo Pingya, You Wanmo. Research on Properties and Transportation Techniques for Viscous Crude Oils [J]. Special Oil and Gas Reservoirs, 2001, 8 (2): 53-55.

[16] Xiao J J, Shoham O, Brill J P. A Comprehensive Mechanistic Model for Two Phase Flow in Pipeline [C]//Paper 20631 Presented at the 65thSPE Annual Technical Conference and Exhibition, 23-26 September 1990, New Orleans, LA, USA. New York: SPE, 1990.

[17] Eaton B. A. The Predictions of Flow Pattern, Liquid Holdup and Pressure Losses Occurring During Continous Two-Phase in Horizontal Pipelines [J]. Journal of Petroleum Technology, 1967， (6)： 815-923.

[18] Taitel Y, Dukler A E. A Model for Predicting Flow Regime Transitions in Horizontal and Near Horizontal Flow [J]. Aiche Journal, 1976， 22 (1)： 47-55.

[19] Al-Kandari A H， Koleshwar V S. Overcoming Slugging Problems in a Long-distance Multiphase Crude Pipeline. [C]//Papar 56460 Presented at the 1999 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 3-6 October 1999, Houston, Texas, USA. New York: SPE, 1999.

[20] Andrzej J. Exsitence Theorems and Galerkin Approximation for Non-linear Evolution Control Problems [J]. Optimization, 2003， 52 (3)： 287-300.

[21] Kalyanmoy D. Unveiling Innovative Design Principles by Means of Multiple Conflicting Objectives [J]. Engineering Optimization, 2003, 35 (5)： 445-470.

2015-07-02

國家自然科學基金國際合作交流項目(512101105)

蒲 鶴(1988-)，男，山東淄博人，工程師，碩士，主要從事加油站、加氣站安全工作。

10.3969/j.issn.1006-5539.2016.01.009