论文导读:：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。
论文关键词：集输与注水，工艺模型，优化分析，流程模拟
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。
2 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、西欧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[1]。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。
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，实现节能减排的要求，在此背景下，江苏油田进行了集输与注水系统生产优化项目建设工作。
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期刊网，实现精细化管理的量化，提供决策依据。
图1 集输与注水系统生产优化模型系统结构图
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，对进行优化分析后，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[2]。
 
图2 系统技术路线图
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，桌面十兆以上，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[3]。软件配置见表1。
表1 系统软件配置表
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序号
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软件名称
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江苏油田数量
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备注
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1
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上游专用工艺流程模拟软件
Aspen HYSYS
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3套
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艾斯本公司
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2
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模型操作界面Aspen Simulation Workbook（ASW）
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3套
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艾斯本公司
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3
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原油处理包（根据化验据模拟原油）Aspen HYSYS Crude
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1套
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艾斯本公司
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4
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模型集成管理软件
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1套
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根据项目需求开发
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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]。
（一） 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，油稠开采难度大，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[4]。
利用模型对X5区块工艺进行分析，将以前的全天开启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24h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2h停1h、启1.5h停3h、启1h停2.5h，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安全，分别对这3种加热制度进行了现场测试。
  
图3 某井电加热启生产曲线
从上图可以看出，这三种工作制度下，油井的回压、产液量和井口温度都稳定，生产平稳安全，对生产影响不大期刊网，日产液量保持平稳。
通过连续监测示功图，从中找出负荷的变化对产量的影响，当抽油机负荷略有变化，但它的变化又不会影响到油井的正常生产，从而确定电加热的合理工作参数范围。
图4 功图的对比
通过连续监测示功图，发现加热1小时停2.5小时，抽油机负荷略有变化，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。
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