太陽能原油輔助加溫裝置在侏羅系油藏的運用及經濟效益分析

王強 李健 李歡（長慶油田分公司第十采油廠）

元城油田侏羅系油藏主要為元東、元中、元東富縣、元中富縣、白267 等五個區塊，受西北地貌及氣候特征影響，部分井組出油管線及閥組集油管線因管線長、結蠟嚴重，溫度低，導致冬季運行回壓高；進而出現油井管線破漏、抽油機能耗增加、油井產量降低等情況，因此油井降回壓工藝在油田開發過程中顯得尤為重要。降低油井生產回壓最有效的辦法就是在輸送過程中對原油進行加熱與保溫。目前，在原油集輸過程中，在伴生氣不足的區域通常使用燃燒煤、原油或電磁加熱等高能耗高污染的方法對原油進行加熱，不僅造成大量的能源消耗，增大了生產成本，而且增加大量污染物的排放。

1 基本概況

1.1 侏羅系油藏分布情況

元城油田位于姬塬高地南斜坡前沿的甘陜古河與寧陜古河交匯處，即陜甘寧盆地伊陜斜坡西部，于1984 年投入開發。元城油田侏羅系油藏主要開發5個區塊，共管理油井276口，日產液1 190 m3，日產油354 t，綜合含水64.6%。是元城油田的主力產油區塊。

1.2 高回壓井組現狀

元城油田目前侏羅系油藏共有井組及單井出油管線119 條，共計129.5 km，集油閥組出油管線4條，共計7.5 km，侏羅系油藏高回壓井組現狀統計見表1。

表1 侏羅系油藏高回壓井組現狀統計

其中12 條井組出油管線壓力較高，平均壓力2.2 MPa，甚至于在冬季氣溫較低時個別井組回壓達到3.0 MPa 以上，嚴重影響了油井的正常生產。

2 形成高回壓的原因及影響

2.1 井組高回壓形成因素

井組回壓是原油從井口流到下級站點的剩余壓力，回壓高低從側面反映出地面管道的流體運行狀態，油井回壓關系著井口產液量、抽油機能耗及產能建設投資等問題。經過長期分析，井口高回壓的形成主要受以下4 個方面的影響[1]。

1）原油物性。元城侏羅系油藏原油地面比重平均為0.84，50 ℃時原油地面黏度為4.29 mPa·s，地下黏度為3.55 mPa·s，凝固點為13 ℃，原油從地下采出到地面時黏度會明顯增加，除此之外，針對氣油比比較大的油井隨產出液產出地面后，壓力下降，伴生氣從原油中分離，使原油黏度升高。

2）氣溫條件。若氣溫低于原油凝固點后，叢式井組采用不加熱集輸流程，管道中原油溫降幅度較大，導致井口回壓升高，元城油田地處慶陽北部，平均氣溫5.1～12.5 ℃，年最低氣溫為-25 ℃，尤其是冬季井口回壓普遍較高，致使原油輸送難度加大，嚴重時可使管線凍堵。

3） 油區地形及集輸半徑。受自然地形影響，井區所在地形高差大，輸油管線較長，輸送過程中沿程水力損失較大，導致井口回壓升高。除此之外，由于地形的限制部分井口管線的埋深深度沒有達到要求，是導致冬季井口回壓的重要原因。

4）原油的結蠟和結垢的影響。隨開發周期加長，原油管線結蠟結垢日益嚴重，造成管線有效輸油管徑變小，輸油管線沿程阻力損失增大，導致回壓升高。對此元城作業區對于高回壓井定期進行了熱洗管線的措施。

2.2 井組高回壓的影響

當井口回壓過高，勢必經常掃線解堵降壓，不但增大成本費用，增加員工工作量，而且是安全危險源， 因各種因素導致的井組高回壓，導致油管、抽油泵漏失量增加；也使抽油機上沖程的負荷增加，使抽油桿的交變載荷不均勻度增加；檢泵周期縮短。抽油機壽命縮短、 抽油泵泵效降低等問題[2]。

1）造成泵效降低。增加了沖程損失，井口回壓作用于液柱上，使得作用在油桿、油管上的載荷增加，抽油桿、管的彈性伸縮量增加，增加了沖程損失，致使泵效降低。同時對懸點載荷造成影響，井口回壓對懸點將產生附加載荷，性質與油管內液體產生的載荷相同，上沖程增加懸點載荷，下沖程減小抽油桿柱載荷，相當于增加了一段液柱。

2）增大抽油泵的漏失量。井口回壓越高，活塞以上液住壓力越高，上沖程時活塞下部壓力為沉沒壓力與回壓無關，下沖程時泵內壓力升高才能使固定凡爾關閉，游動凡爾被頂開，此時固定凡爾所受力為油管中液柱的壓力與沉沒壓力之差，因此回壓升高活塞上下壓差越大，漏失量增大。

3）對井組產液量的影響。井口回壓增大，泵的沖程損失增大，泵效降低，從而使產量降低，另一方面，由于增加了泵的漏失，降低了產液量，在井口回壓較高時，極有可能將油管憋破，造成油管漏失，使油井完全失去生產能力，由于元城作業區很大一部分是采用叢式井組，他們的集輸是各井的出口串接在一起，如果油管漏失導致其他井生產的原油進入到其他井的油套環空，從而導致原油的產量下降。

4）造成出油管線破漏。井口回壓增大，造成管線運行壓力升高，管線承壓增大，因侏羅系油藏采出液腐蝕性強，進而增加了管線破漏的概率。

3 目前主要應用的降回壓工藝

1）化學清蠟降回壓。當井組出油管線因溫度低、含水低等原因導致油井井筒及管線結蠟嚴重，進而導致油井回壓升高時，目前常規采用的化學清防蠟技術是在油套環形空間加入化學清蠟劑，使之在原油中溶解混合，改變蠟晶結構或使蠟晶處于分散狀態，隨著液量的排出，防蠟塊緩慢的溶解在原油中，破壞蠟晶的形成，目前已成為井筒清防蠟的一種有效措施[3]。但這種清蠟方法對原油的適應性較強，溶蠟速度較快，且叢式井組液量大，地面出油管線溫度低，因而對出油管線降回壓只能起到杯水車薪的作用，且化學清蠟劑費用高。

2）管線熱洗降回壓。定期對高回壓管線進行熱洗，是降低井口回壓的有效手段，決定熱洗效率的是熱洗的時間和熱洗液的溫度。熱洗時需要倒流程、備水、接油，需先用冷的熱洗液替滿管線，然后經過熱洗車加熱以一定排量注入到管線中，最終將管線中的蠟及堆積臟污排出。但對于高回壓井熱洗液需嚴格按照操作規程進行，否則不僅起不到熱洗的效果，嚴重時在熱洗結束一段時間會導致井口回壓會升高，造成管線堵塞；且熱洗操作冬天倒流程停井極易造成油井泵卡，影響油井時率，操作過程存在安全隱患，一般熱洗一條高回壓管線約需費用5 000 余元，熱洗費用高。

3）井場加熱爐降回壓。在井場安裝水套加熱爐提高原油溫度，降低原油黏度，是解決油井高回壓的較好措施，并且可以達到預期的效果[4]。但因侏羅系油藏井口無伴生氣，只能使用燃煤對加熱爐供熱，造成成本高、人工投入大，且大風天容易引發火災事故。

4）電磁加溫裝置降回壓。在井場出油管道匯管上安裝電磁加熱器能夠提高原油輸送溫度和進站溫度，同時，起到清蠟降黏、減小油流阻力，防凝防堵，降低管線回壓。2019 年以來在懷49-44、元東07-19、懷46-43 等三個井組及元一計閥組安裝電磁加溫裝置，安裝后井組回壓較去年冬季下降明顯，加溫后效果良好，但電量耗費大，成本相對還是較高。

4 新型太陽能原油輔助加溫裝置

4.1 研制背景

受西北地貌及氣候特征影響，部分井組出油管線及閥組集油管線因管線長、結蠟嚴重，溫度低，導致冬季運行回壓高；進而出現油井管線破漏、抽油機能耗增加、油井產量降低等情況，因此油井降回壓工藝在油田開發過程中顯得尤為重要[5]。降低油井生產回壓最有效的辦法就是在輸送過程中對原油進行加熱與保溫。目前，在原油集輸過程中，在伴生氣不足的區域通常使用燃燒煤、原油或電磁加熱等高能耗高污染的方法對原油進行加熱，不僅造成大量的能源消耗，增大了生產成本，而且增加大量污染物的排放。因此，新型環保加溫裝置將是以后的主流方向。

4.2 設備工藝原理及構成

新型熱泵型太陽能原油輔助加溫裝置主要由滿足一體化吊裝的撬裝裝置（內置換熱盤管保溫水箱、控制柜、循環泵組、超低溫空氣源熱泵）、金屬熱管集熱器、連接管道3 部分組成。系統采用強制集熱循環方式將太陽能量以熱水方式保存至集熱水箱，將水箱溫度設置在一定范圍，通過水箱換熱盤管實現對外輸原油進行加熱，太陽能原油輔助加溫裝置工藝原理見圖1。系統優先使用太陽能，當陰天和夜晚太陽能量不足的條件下，熱泵開始運行對原油加熱，當外界能量低或故障導致熱泵提供能量不足時，系統再啟動電加熱，保證輸油溫度。

太陽能輔助原油加溫裝置主要通過3 個供熱系統對換熱水箱加熱。

1）太陽能集熱加熱功能。系統優先采用太陽能，當太陽能量充足時，系統啟動集熱循環，將太陽能熱量保存于水箱，并對盤管中的原油進行加熱。

2）空氣源熱泵輔助加熱功能。當太陽能能量減弱以至于水箱溫度低于設定值，系統優先采用熱泵作為輔助熱源，熱泵的參數可通過控制柜內的手操器面板進行就地操作設定，也可通過遠程手機界面或計算機界面進行更改和設定，為保持熱泵的優先啟動工況，需將熱泵的溫度設定大于水箱設定溫度4～5 ℃。

3）分級啟動輔助電加熱功能。CQ-TD-Ⅰ系統配備3 只電加熱，每支功率為12 kW，二用一備，CQ-TD-Ⅱ系統配備4 只電加熱，每支功率為12 kW，三用一備，當水箱溫度低于定溫規定值時電加熱分級啟動，可在陰天和夜間保持水箱溫度不低于定溫規定值，維持溫度，持續對原油加熱。

圖1 太陽能原油輔助加溫裝置工藝原理

4.3 加溫裝置特點

新型太陽能熱泵技術適用于原油加熱的工藝包括井組原油定溫外輸、站點原油儲罐保溫、原油增壓及接轉站點原油預熱[6]。針對不同場站的工藝要求，考慮產液物性、輸出溫度、熱負荷、用熱時間及場地面積等條件，通過設置一體式集熱換熱器、超導熱管式集熱器組、超低溫空氣源熱泵或污水源熱泵，配合PLC 遠程云組態監控系統，實現最經濟、低成本、運行可靠的系統設計，遠程數字化控制，滿足無人值守的運行要求。

1）利用太陽能和熱泵最新的技術實現低成本對原油進行全面可控加熱，節能率可達70%。系統通過優選集熱材料，采用無極超導集熱管使太陽能能量轉化率最大化，冬季在利用太陽能的同時采用超低溫空氣源熱泵或回注水源熱泵對原油進行加熱，節能效果更加突出，通過設定可使原油外輸溫度保持在40 ℃以上，完全杜絕管道結蠟的發生，也可隨時通過參數設定使原油外輸溫度達到70 ℃以上對管道進行熱洗，最終實現較大的經濟效益。

2）裝置具備油田現場環境適應性和運行可靠性[7]。通過可靠性結構設計和優化部件選型，使系統符合油田實際現場要求，保證系統使用壽命，滿足連續正常生產的需要。所采用2 100 mm×58 mm金屬超導集熱管不僅集熱效率高，而且管內無水，部分熱管破裂對系統運行沒有影響，部件區別于民用集熱管，有一定的防盜作用。針對性設計超低溫空氣源和回注水源熱泵熱泵機組，使其符合野外井場運行環境、水質條件及換熱要求。空氣源熱泵在-20 ℃的環境溫度下，COP 值大于1.5。

3）工業化數字化遠程控制系統設計[8]。通過無人值守的系統設計理念，在遠程PLC 控制系統中實現多種功能，同時兼具油田數字化平臺接口，裝置運行可靠、維護及時，符合油田現場實際工作條件。

4） 系統關鍵部份撬裝式設計，模塊化安裝。通過撬裝式設計，使裝置安裝便捷，適應性增強。

5 設備現場應用情況及經濟效益評價

2019 年10 月至今，在元東三計、元東二計、元東1-165 井場、懷47-55 井場先后安裝太陽能輔助原油加溫裝置4 套，2019 年太陽能加溫裝置效果統計見表2。

安裝前后對比發現，井場回壓得到了有效的降低，管線熱洗周期得到了延長，井口液量也有適度的提升。

5.1 加熱效果

元東二計、元東三計在未安裝太陽能原油輔助加溫裝置前，主要依靠電磁加溫裝置進行加溫，但加溫效果不理想，冬季出口溫度只能達到18°左右，安裝太陽能輔助原油加溫裝置后出口溫度提升到30 ℃以上，集油閥組加溫效果對比見表3。

由表3 可知，太陽能輔助原油加溫裝置加熱效果較電磁加溫裝置明顯。

表2 2019 年太陽能加溫裝置效果統計

表3 集油閥組加溫效果對比

5.2 數據遠程傳輸

4 座太陽能原油輔助加溫裝置溫度及設備運行狀態能夠實現遠程傳輸監控，且手機APP 上就能實現遠程監控及參數設置，真正實現了數據實時采集、設備遠程啟停、遠程調參、無人值守功能。

5.3 經濟效益評價

懷47-55、元東1-165 井組、元東二計3 座太陽能原油輔助加溫裝置在白天（天氣晴朗）時，主要依靠空氣熱能和太陽能對供熱水箱進行加溫，且加溫效果效果較好，在保證集油溫度的同時有效的降低了電能損耗[9]。

1）太陽能輔助原油加溫裝置能有效降低電能損耗。懷47-55、元東1-165 井場加溫裝置白天基本能夠運用太陽能加溫，夜晚基本靠空氣能和太陽能進行加溫，白天和夜晚可以不運用電加熱系統；元東二計加溫裝置白天基本能夠運用太陽能+空氣能加溫，夜晚基本靠空氣能和太陽能進行加溫，溫度較低時電加熱系統輔助加溫；前期元東二計、元東三計共安裝3 臺電磁加熱裝置，累計運行功率90 kW，日用電1 404 kWh，電磁加熱年運行周期9 個月，年累計用電37.908×104kWh；4 臺太陽能原油輔助加熱裝置的電加熱功能累計運行功率為48 kW，日累計運行12 h，運行周期9 個月，年累計用電10.109×104kWh，綜合對比，年累計可節約電量27.799×104kWh，電費按0.62 元/kWh 計算，年可節約電費17.24 萬元。

2）4 座太陽能原油輔助加溫裝置溫度提升效果明顯，截至目前平均熱洗周期提升了30 天， 常規熱洗管線單井次包括運費、燃料費合計需要約4 000 元，年累計可減少熱洗40 井次，年可節約費用16 萬 元[10]。

6 結語

1）降低油井生產回壓最有效的辦法就是在輸送過程中對原油進行加熱與保溫。目前，在原油集輸過程中，在伴生氣不足的區域通常使用燃燒煤、原油或電磁加熱等高能耗高污染的方法對原油進行加熱，不僅造成大量的能源消耗，增大了生產成本，而且增加大量污染物的排放。

2）太陽能原油輔助加溫裝置效果較好，相比較于其它降回壓方式能耗低、操作方便、能夠實現遠程傳輸及時時監控、遠程啟停、遠程調參、無人值守等功能，對不同場站的工藝要求，通過設置一體式集熱換熱器、超導熱管式集熱器組、超低溫空氣源熱泵或污水源熱泵，實現最經濟、低成本、運行可靠的系統設計，滿足無人值守的運行要求。

3）對于大液量井組，太陽能原油輔助加溫裝置處理能力不足時，可加裝水箱進行輔助加溫，達到管線預期加溫目的，通過設定可使原油外輸溫度保持在40℃以上，完全杜絕管道結蠟的發生，也可隨時通過參數設定使原油外輸溫度達到70 ℃以上對管道進行熱洗。

4）太陽能輔助原油加溫裝置處理能力最佳為40 m3及以下，在處理液量與加熱溫度相匹配時能夠達到最佳的節能效果。