電熱集油節(jié)能運(yùn)行規(guī)律及應(yīng)用效益評(píng)價(jià)

吳巖慶 于孝合（大慶油田有限責(zé)任公司第七采油廠）

電熱集油節(jié)能運(yùn)行規(guī)律及應(yīng)用效益評(píng)價(jià)

吳巖慶 于孝合（大慶油田有限責(zé)任公司第七采油廠）

通過(guò)對(duì)電熱集油工藝在敖南油田茂72區(qū)塊和敖416-67區(qū)塊2年的應(yīng)用情況跟蹤調(diào)查，計(jì)量地下地溫變化規(guī)律，開(kāi)展加熱設(shè)備節(jié)能運(yùn)行摸索試驗(yàn)，合理調(diào)整敖南油田電加熱器和碳纖維電熱保溫管道運(yùn)行溫度，降低電熱集油能耗，客觀評(píng)價(jià)電伴熱集油流程的優(yōu)缺點(diǎn)，為電熱集油工藝在低產(chǎn)、低滲透油田產(chǎn)能建設(shè)和老區(qū)改造中節(jié)能運(yùn)行的可行性提供了依據(jù)。

電熱集油 節(jié)能運(yùn)行 規(guī)律 效益評(píng)價(jià)

D O I:10.3969/j.i ssn.2095-1493.2011.03.016

大慶油田第七采油廠敖南油田應(yīng)用一種新型的單管電加熱集油工藝，該集油工藝系統(tǒng)由井口加熱器、電熱保溫管道、溫控裝置以及電纜接頭等部分構(gòu)成。這種單管電加熱集油工藝特點(diǎn)是不摻伴熱水，而是通過(guò)井口電加熱設(shè)備和管道電伴熱設(shè)備的運(yùn)用，將油田電能轉(zhuǎn)換熱能直接對(duì)井口采出液進(jìn)行加熱和管線集輸伴熱。該流程在地面工程建設(shè)和投資上，具有一次性簡(jiǎn)化油井集輸管網(wǎng)、站內(nèi)摻水加熱系統(tǒng)和減輕油水分離負(fù)荷的優(yōu)勢(shì)，但同時(shí)存在運(yùn)行成本偏高的問(wèn)題。通過(guò)兩年來(lái)對(duì)單管電加熱集油工藝的運(yùn)行管理，總結(jié)了電伴熱集油流程的優(yōu)缺點(diǎn)。針對(duì)電伴熱集油流程耗電量高的實(shí)際，積極開(kāi)展節(jié)能措施研究，在生產(chǎn)管理中摸索出一套適合電伴熱集油流程的管理模式。

1 區(qū)塊電熱集油工藝

從敖南油田的茂72區(qū)塊和敖416-67區(qū)塊的地理環(huán)境條件看，該區(qū)塊地勢(shì)狹長(zhǎng)、油井主要分布在低洼地、草原、泡澤、池塘地帶；從地質(zhì)條件來(lái)看，油層顆粒細(xì)、泥質(zhì)含量高、儲(chǔ)層物性差、滲透率低、地層壓力低；從生產(chǎn)開(kāi)發(fā)條件來(lái)看，投產(chǎn)井?dāng)?shù)少、產(chǎn)液量低、井距遠(yuǎn)、井間分散。如果按常規(guī)模式開(kāi)發(fā)，油田勢(shì)必投資高、運(yùn)行成本高。為進(jìn)一步降低投資和運(yùn)行費(fèi)用，敖南油田茂72區(qū)塊和敖416-67區(qū)塊在投產(chǎn)時(shí)采用電加熱流程。

1.1 電熱集油工藝流程

電熱集油工藝系統(tǒng)由井口加熱器、電熱保溫管道、溫控裝置以及電纜接頭四部分構(gòu)成，通過(guò)單井井口加熱和樹(shù)狀輸送管道加熱構(gòu)成加熱集油流程，見(jiàn)圖1。

第一步，井口加熱器為井口原油提供初始輸送溫度，被加熱介質(zhì)（原油）經(jīng)進(jìn)油口進(jìn)入電加熱器的換熱腔，原油在換熱腔滯流后，由加熱元件對(duì)介質(zhì)按照設(shè)定溫度加熱，加熱后以均勻的溫度從出油口流出。在換熱腔出油口處裝有測(cè)溫傳感器，采集溫度信號(hào)至電器控制系統(tǒng)，經(jīng)溫度調(diào)節(jié)儀控制一次回路電器元件實(shí)現(xiàn)自動(dòng)控溫。

第二步，原油加熱后進(jìn)入電熱保溫管道。電熱保溫管道由輸油鋼管、加熱層和保溫層三部分組成，見(jiàn)圖2。輸油鋼管用于原油輸送，沿管線外壁鋪設(shè)碳纖維電熱線作為電熱元件，碳纖維電熱線與鋼管外壁之間放置導(dǎo)熱膜、碳纖維電熱線外層逐層包裹聚氨脂泡沫保溫層和聚乙烯黃夾克。電熱保溫管道的核心技術(shù)是采用新型電熱材料——導(dǎo)電碳纖維作為電熱元件，是集加熱、保溫、防腐為一體的新型集輸管道。電加熱保溫管道其功率可在0～380 W間自動(dòng)調(diào)控。保證原油輸送過(guò)程中的恒定溫度，溫控裝置為電熱保溫管道提供溫度監(jiān)測(cè)和控制，電纜接頭為電熱保溫管道之間連通電源。

1.2 應(yīng)用情況

敖南油田于2007年和2009年，分別在敖南油田茂72區(qū)塊和敖416-67區(qū)塊應(yīng)用4條單管電加熱集油工藝。電加熱集油工藝以第九采油廠的敖南聯(lián)轉(zhuǎn)油站為依托，采用電熱管道串聯(lián)樹(shù)狀布局，末端管段以加熱為主，主管道以伴熱為主。電伴熱管道總長(zhǎng)53.58 km，總功率5 358 kW，加熱器134部，總功率649 kW，平均進(jìn)站溫度為34℃，見(jiàn)表1。

1.3 投運(yùn)初期能耗概況

在投運(yùn)初期，工藝按照區(qū)塊產(chǎn)能設(shè)計(jì)單井產(chǎn)液量1.5～2.5 t/d，電加熱出口溫度60～70℃，干線內(nèi)溫度40℃。在實(shí)際運(yùn)行中，管理人員根據(jù)每個(gè)井口的原油特性設(shè)定溫度，加熱器溫度設(shè)定為70℃，加熱管線溫度設(shè)定為60℃，4條管線的日耗電量達(dá)到了（1.8～2.1）×104kW·h，噸液?jiǎn)魏倪_(dá)到了147 kW·h/t，比同產(chǎn)能環(huán)狀摻水流程單耗高出了40 kW·h/t，見(jiàn)表2。

2 電熱集油流程應(yīng)用效益評(píng)價(jià)

經(jīng)過(guò)對(duì)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際生產(chǎn)運(yùn)行的跟蹤、調(diào)查，將電熱集油流程與環(huán)狀摻水集油流程在投資及運(yùn)行費(fèi)用等方面進(jìn)行對(duì)比分析，對(duì)電熱集油流程在敖包塔油田的應(yīng)用有一客觀的評(píng)價(jià)，也為在外圍油田推廣使用電加熱集油工藝，降低低產(chǎn)油田生產(chǎn)成本，開(kāi)辟了提高經(jīng)濟(jì)效益的新途徑。

2.1 一次性投資費(fèi)用少

茂72區(qū)塊和敖416-67區(qū)塊共投產(chǎn)192口油井，其中134口油井采用電熱集油工藝。如按照外圍油田使用的環(huán)狀摻水集油流程建設(shè)，需建設(shè)2座轉(zhuǎn)油站、4座集油間，站外采用單管環(huán)狀摻水集油流程，鋪設(shè)管線長(zhǎng)度近100 km，建設(shè)投資大約為3 421×104元。而采用電熱集油流程設(shè)計(jì)，可將2座轉(zhuǎn)油站和4座集油間取消，生產(chǎn)原油直接外輸至與2個(gè)區(qū)塊毗鄰的第九采油廠敖一聯(lián)合站和敖2轉(zhuǎn)油站處理，鋪設(shè)管線長(zhǎng)度縮短為50 km，減少站庫(kù)工作人員18人，電熱集油建設(shè)投資大約為2 186×104元，可節(jié)約投資1 200×104元。環(huán)狀摻水流程與電伴熱集油流程投資估算費(fèi)用對(duì)比見(jiàn)表3。

表3 環(huán)狀摻水流程與電伴熱集油流程投資估算費(fèi)用對(duì)比

2.2 成本運(yùn)行費(fèi)用高

以茂72區(qū)塊為例進(jìn)行理論運(yùn)行費(fèi)用計(jì)算對(duì)比，見(jiàn)表4。

表1 敖南油田電熱集油工藝數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)

表2 電熱集油工藝與環(huán)狀摻水集油工藝能耗對(duì)比

表4 茂72區(qū)塊不同集油流程理論運(yùn)行費(fèi)用對(duì)比

2.3 故障率高，維修復(fù)雜

2個(gè)區(qū)塊在使用電熱集油工藝過(guò)程中由于溫控箱、碳纖維加熱絲、井口電加熱器故障已造成停井95井次，直接影響產(chǎn)量90 t，干線壓力上升造成原油泄漏10 t。其中故障主要有以下幾方面：

（1）埋地管線碳纖維加熱絲故障：碳纖維燒斷，溫控箱故障，碳纖維終端系統(tǒng)燒毀。

（2）井口電加熱器故障：井口電加熱器短路，繼電器插座損壞，電加熱器管線空開(kāi)跳，傳導(dǎo)液泄漏。

（3）井口碳纖維加熱絲故障：井口加熱碳纖維線沒(méi)有溫控系統(tǒng)，壽命短，使用不到一年老化斷裂。

2.4 環(huán)狀摻水集油流程和電伴熱集油流程對(duì)比分析

電伴熱集油流程與環(huán)狀摻水集油流程相比，按設(shè)計(jì)節(jié)約投資1 235×104元，但從運(yùn)行費(fèi)用來(lái)看，電伴熱集油流程的運(yùn)行費(fèi)用是摻水集油流程的4.2倍，能源消耗相當(dāng)于摻水集油流程的0.8倍。運(yùn)行費(fèi)用對(duì)比表明，僅茂72區(qū)塊55口井電伴熱集油流程的運(yùn)行費(fèi)用就比摻水集油流程的費(fèi)用超出301.56×104元，見(jiàn)圖3。

研究單管電加熱集油流程中相關(guān)參數(shù)的優(yōu)選，降低運(yùn)行能耗，對(duì)指導(dǎo)電熱集油工藝的輸油生產(chǎn)、管道安全運(yùn)行和節(jié)能降耗具有重要意義。

3 電熱集油工藝節(jié)能運(yùn)行規(guī)律

針對(duì)電伴熱集油流程末端管段以加熱為主，管道串聯(lián)樹(shù)狀布局，主管道以伴熱為主的特點(diǎn)，結(jié)合油田生產(chǎn)實(shí)際需要，將電熱集油工藝能耗分為井口加熱器能耗段和伴熱管線能耗段兩部分。敖南油田開(kāi)展了優(yōu)化不同管徑、流速、壓力等對(duì)單管電加熱集油溫度控制參數(shù)影響條件，科學(xué)地制定了兩個(gè)能耗段的運(yùn)行溫度和運(yùn)行總功率，降低了生產(chǎn)能耗。

3.1 運(yùn)行參數(shù)測(cè)試

先期對(duì)電加熱集油的134口生產(chǎn)井進(jìn)行數(shù)據(jù)測(cè)試。在時(shí)間周期變化上按照2009年4—10月、2009年11月—2010年3月為標(biāo)準(zhǔn)，制定冬季和夏季溫度的界限。壓力界限參考敖南地區(qū)干線回油壓力控制在0.8 MPa以下，油井正常出油、管線集輸正常為標(biāo)準(zhǔn)，其他數(shù)據(jù)標(biāo)準(zhǔn)參考《油田六項(xiàng)管理規(guī)定》和大慶采油七廠降溫集輸溫度、壓力控制規(guī)范要求。

3.2 確定電加熱集油技術(shù)界限

加熱器界限：逐步關(guān)閉井口加熱器，每5天為一個(gè)周期，根據(jù)末端井的產(chǎn)液能力進(jìn)行關(guān)閉，優(yōu)先選擇液量≤1 t/d、含蠟量低、含水≥70%的油井，采取交叉關(guān)閉，由小功率向大功率過(guò)渡，一次關(guān)閉5～10臺(tái)。測(cè)試油井壓力變化，對(duì)井口壓力過(guò)高或集油間溫度過(guò)低的油井加密觀測(cè)流動(dòng)狀態(tài)和壓力上升曲線，參數(shù)平穩(wěn)后繼續(xù)關(guān)閉加熱器，確定合理加熱器運(yùn)行臺(tái)數(shù)。

加熱管線界限：逐步下調(diào)加熱管線的保溫溫度，由60℃下調(diào)，每次下調(diào)5℃的溫差，測(cè)試干線壓力變化，每10天為一個(gè)周期，保證干線進(jìn)站溫度高于結(jié)蠟點(diǎn)2℃進(jìn)站（敖南地區(qū)析蠟溫度33℃）。如果壓力持續(xù)上升，超過(guò)允許范圍，上調(diào)加熱管線溫度，繼續(xù)試驗(yàn)。同時(shí)測(cè)試不同外部溫度變化對(duì)加熱器和加熱管線的運(yùn)行規(guī)律和臺(tái)數(shù)的影響。

4 井口加熱器節(jié)能運(yùn)行規(guī)律試驗(yàn)

2008—2010年，敖南油田不斷摸索隨季節(jié)溫度變化停運(yùn)井口電加熱器的規(guī)律和臺(tái)數(shù)，根據(jù)每臺(tái)電熱裝置功率最低為3 kW、最高為18 kW、加熱時(shí)間不同的實(shí)際，在保證集油環(huán)能夠正常運(yùn)行的前提下，隨季節(jié)溫度變化逐漸減少電加熱器的運(yùn)行臺(tái)數(shù)，主要實(shí)施在每年4—9月份。

以茂72區(qū)塊1號(hào)主線的27部電加熱器關(guān)閉試驗(yàn)為例，在外部溫度上升過(guò)程中，井口加熱器逐步關(guān)停，在關(guān)閉30天后，出現(xiàn)壓力上升情況，由平時(shí)的0.4 MPa上升到0.8 MPa，油井出油困難。通過(guò)及時(shí)的化清處理，壓力出現(xiàn)下降，同時(shí)，打開(kāi)產(chǎn)液量較高井的18 kW電加熱器1臺(tái)，干線壓力回落到0.55 MPa，目前平穩(wěn)運(yùn)行。

通過(guò)不斷摸索，2個(gè)區(qū)塊4條電熱集油流程，2010年4—7月份累計(jì)停運(yùn)電加熱器293臺(tái)次，平均日節(jié)電量1.86×104kW·h。

5 電熱管線節(jié)能運(yùn)行規(guī)律試驗(yàn)

由于敖南油田地處大慶油田南部肇源縣境內(nèi)，屬于溫帶氣候特征，冬夏季節(jié)溫度變化大，夏季最高溫37℃左右，冬季-28℃左右，溫差超過(guò)60℃，加熱設(shè)備和加熱管道安裝在室外，工作環(huán)境和自然環(huán)境相對(duì)惡劣。但通過(guò)對(duì)2009年敖南地區(qū)埋地溫度計(jì)測(cè)試溫度數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)來(lái)看，地下1.2 m（管線埋設(shè)深度1.2～1.5 m）溫度差在18.5℃，其中只有3月溫度最低在-0.3℃左右，因此，冬夏溫差對(duì)干線內(nèi)溫度散失影響不大。

根據(jù)埋地溫度變化曲線，按照4條電熱管線的不同產(chǎn)液量、含水等參數(shù)，在溫度降低上，采取每次下調(diào)5℃的溫差，測(cè)試干線壓力變化，每10天為一個(gè)周期，保證干線進(jìn)站溫度高于結(jié)蠟點(diǎn)2℃進(jìn)站（敖南地區(qū)析蠟溫度33℃）。為更好指導(dǎo)干線加熱溫度，繪制了溫度設(shè)定曲線，見(jiàn)圖4。

按上述計(jì)劃實(shí)施了溫度下調(diào)：4月份以后，將4條伴熱管線溫度由70℃下調(diào)至65℃，每條伴熱管線溫度下調(diào)了5℃，5月份后，溫度下調(diào)至50℃；茂72區(qū)塊1號(hào)主線的進(jìn)站溫度由37℃下調(diào)到34℃，下調(diào)了3℃，干線壓力由降溫前的0.5 MPa上升至0.8 MPa，上升了0.3 MPa；2號(hào)主線的進(jìn)站溫度由38℃下調(diào)到34℃，下調(diào)了4℃，干線壓力由降溫前的0.4 MPa上升至0.7 MPa，上升了0.3 MPa。目前，2條伴熱管線及油井正常生產(chǎn)，隨著季節(jié)溫度的升高，電加熱器溫度和電加熱管線溫度仍有下調(diào)空間，試驗(yàn)仍在繼續(xù)摸索中。敖416-67區(qū)塊2條主線進(jìn)站溫度保持在35℃左右，壓力平穩(wěn)。

6 節(jié)能運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)效益

4條單管電加熱集油工藝節(jié)能運(yùn)行后，日耗電量大幅下降，經(jīng)對(duì)94077、94078、94081和94082四條電力線路的平均日耗電進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，平均日節(jié)電1.31×104kW·h，按照工業(yè)電費(fèi)0.594 6元/(kW·h)計(jì)，每月可節(jié)約電費(fèi)23.4×104元。

7 節(jié)能運(yùn)行后與環(huán)狀摻水流程對(duì)比

節(jié)能運(yùn)行前，4條電伴熱集油流程的運(yùn)行費(fèi)用是摻水集油流程的3.1倍，能源消耗也相當(dāng)于摻水集油流程的0.6倍，運(yùn)行費(fèi)用比摻水集油流程的費(fèi)用超出646×104元。

節(jié)能運(yùn)行后，電伴熱集油流程的運(yùn)行費(fèi)用是摻水集油流程的2.2倍，能源消耗相當(dāng)于摻水集油流程的0.4倍，運(yùn)行費(fèi)用比摻水集油流程的費(fèi)用超出368×104元，見(jiàn)表5。

表5 常規(guī)環(huán)狀摻水流程與電伴熱集油流程運(yùn)行費(fèi)用對(duì)比

雖然節(jié)能運(yùn)行后運(yùn)行費(fèi)用高于摻水流程，但通過(guò)優(yōu)化單管電加熱集油溫度控制參數(shù)影響條件，科學(xué)地制定能耗段的運(yùn)行溫度和運(yùn)行總功率，可以有效降低生產(chǎn)能耗。

8 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

（1）單管電加熱集油工藝是繼雙管摻活性水集油工藝、單管環(huán)狀摻水集油工藝之后，采用的新式集油流程。該流程適合外圍低產(chǎn)液、低油氣比油田。其特點(diǎn)是不建轉(zhuǎn)油站，不摻熱水，直接通過(guò)電能轉(zhuǎn)換進(jìn)行加熱[1]。

（2）單管電加熱集油工藝與單管環(huán)狀摻水集油工藝對(duì)比，其一次性投資成本少，日常生產(chǎn)運(yùn)行成本高，但通過(guò)優(yōu)化單管電加熱集油運(yùn)行參數(shù)，科學(xué)地制定能耗段的運(yùn)行溫度和運(yùn)行總功率，可以降低生產(chǎn)能耗。

[1]丁亞男,李志，許春廣.單管電加熱集油工藝在外圍油田的應(yīng)用[J].油氣田地面工程.2001,20(5):19.

吳巖慶，2008年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院，助理工程師，E-mail：wuyanqing@petrochina.com.cn，地址：大慶市大同區(qū)第七采油廠敷包塔作業(yè)區(qū)地質(zhì)工藝隊(duì)，163517。

2011-03-11）