轉油站無伴熱集輸工藝改造的技術研究

初旭（大慶油田有限責任公司第六采油廠）

目前某油田已處于特高含水期開發階段，綜合含水率已達97.2%，受環境溫度及原油物性的影響，集輸系統采用井、站、間三級布站模式，以雙管摻水熱洗集油工藝為主。由于雙管摻水熱洗集油工藝生產中需加熱游離水進行回摻，耗氣量、耗電量較高，制約著油田的降本增效目標[1-2]。為此，探索開展了集輸系統無伴熱集輸工藝優化簡化技術研究。

1 存在的問題

隨著該油田開發不斷深入，地面系統雙管摻水熱洗集輸工藝存在以下幾個問題：

1）集輸系統運行能耗高。該油田共有油井5 835 口，2021 年全廠總耗電15.33×108kWh，其中集輸系統耗電1.29×108kWh，占比8.4%。全廠總耗氣2.04×108m3，集輸系統耗氣1.94×108kWh，占比95.09%。“十四五”期間，全廠預計新增耗電量8 183×104kWh，新增耗氣量2 493×104m3，能耗大幅度增加。

2）生產維護成本高。近年來，隨著轉油站運行年限的增加，站庫腐蝕老化問題逐年增多，為了治理站庫相關問題，每年生產運行維護成本達到180 萬元左右，高維護成本問題日益突出[3]。

3）管道維護費用高。該油田現有集輸管道5 296 km，占管道總量的55.27%。2021 年集輸管道失效7 133 次，占比65.4%，年失效率為1.47 次/km。每年用于治理管道失效費用高達8 000萬元，其中摻水熱洗管道失效占總集輸管道失效的2/3 左右，管道維護成本不斷增高。

2 集輸工藝改造

由于該油田地處高寒地區，采出液具有含蠟量高、含聚濃度高、黏度高等特點，在無保障措施情況下，采出液結蠟嚴重，管線冬季易凍堵。傳統應對措施主要采用雙管摻水熱洗集輸工藝，包括摻水系統、熱洗系統。該工藝優點是能夠利用回摻水提高采出液集輸溫度，增加采出液流動性；缺點是能耗大，管線維修更換成本高，環保壓力較大[4]。

為避免傳統雙管摻水熱洗集輸工藝缺點，進行了無伴熱單管集輸工藝改造的理論探索。采用無伴熱集輸必須滿足兩個條件：一是保證采出液不摻水進站時溫度不低于凝固點；二是保證油井無固定熱洗工藝下清蠟效果滿足生產需求。其中采出液不摻水加熱方式包括井口電加熱、井下空心抽油桿電加熱及井筒電加熱；油井無固定熱洗清蠟方式包括化學加藥清蠟、移動熱洗車清蠟、井下電加熱清蠟。實際生產應用中，油井高效清蠟降黏裝置及井口電加熱器應用效果較好，工藝較為成熟。

2.1 油井高效清蠟降黏裝置

油井高效清蠟降黏裝置用于實現井筒加熱、井下清蠟，同時提高油井出油溫度，滿足集輸溫度要求，應用后可取消地面摻水及熱洗設施[5]。油井電加熱裝置主要由井下發熱單元總成和地面控制系統兩部分組成。用護槽扎帶將井下發熱單元緊固在油管外壁上，井下發熱單元與地面控制系統連接。該裝置可以補充原油在舉升過程中的熱損失，解決結蠟及凝固現象，保證采油井的正常運行。清蠟裝置安裝在井下，用于解決原油結蠟問題，節約能耗（降低抽油機、電潛泵的載荷），延長檢泵周期，提高原油產量，降低泵桶維護成本，從而提高產能。

油井高效清蠟降黏裝置可替代原有熱洗工藝流程，應用120 口井，有效率100%，全部達到清防蠟要求。通過現場應用，試驗井回壓有效降低，采出液溫度由平均33 ℃提升至52 ℃左右，溫升效果明顯；平穩運行時，其工作電流穩定在50 A；發熱溫度80～90 ℃，充分補償了原油在舉升過程中散失的熱量，使其維持在析蠟點以上，抑制蠟析出現象。

2.2 井口電加熱器

為避免低產液井在井筒加熱出現故障時，時間過長導致集油管線凍堵，對低產液油井（產液量低于60 m3/d，出油溫度為36.8 ℃）應用井口電熱器，作為保障措施，確保低產液井平穩運行。為提高加熱爐效率，采用電磁井口電加熱器，橇裝裝置，便于搬遷[6]。

井口電加熱器工作原理為：交流電通過線圈時，線圈會產生高速變化的磁場，交變磁力線通過金屬時產生電流渦流和交替的磁矯頑力，使金屬本身的載流子高速無規則運動，載流子與原子互相碰撞、摩擦而產生熱能加熱介質。其具有以下特點：加熱快，20 s 加熱核心溫度達到100 ℃以上；熱效率高，平衡磁路設計發熱均勻、熱交換效率高；同等條件下，比電阻式加熱方式節能最大可達30%以上，預熱時間縮短50%以上。

電加熱器應用效果：16-22 井區自投產以來，含水率低、原油黏度大，含蠟23%，含膠質33%，含瀝青質2.94%，凝點25 ℃，析蠟點58 ℃。由于原油物性，投產以來頻繁發生桿不下、卡泵等情況，已卡泵返工8 井次。由于井區無熱洗流程，過去只能用熱洗車洗井的方式處理。該井區投產至今共10 口井應用井下電加熱清蠟裝置，正常投產6口，這6 口井回油溫度能夠保證正常生產，且均未發生桿不下停井情況。說明井下電加熱清蠟裝置可以有效地解決井區桿不下停井問題，保障井口平穩運轉。16-22 井區單井電加熱清蠟裝置使用效果見表1。

表1 16-22 井區單井電加熱清蠟裝置使用效果Tab.1 Utilization effect of single well electric heating wax removal device in Well 16-22

3 現場試驗

計劃在喇501 轉油站開展單管集輸工藝改造現場應用。該站轄49 口油井，平均含水率達96%，采出液含蠟量為34.7%、凝固點為36 ℃，原油黏度59.64 mPa·s（45 ℃），平均含聚濃度150 mg/L，屬于高寒地區、特高含水率、高含蠟量、高含聚合物的轉油站。經過計算，49 口井臨界黏壁溫度27～32 ℃，平均29 ℃。

3.1 喇501 轉油站概況

喇501 轉油站位于喇北北塊二區，于1983 年10月1 日建成投產，為水驅轉油站，設計規模為5 000 t/d，共管轄計量間6 座，油井49 口。該站2003 年進行了局部改造，喇501 轉油站油站主要工藝流程見圖1。該站更換了部分外輸泵及摻水泵，采用游離水脫除、泵前爐處理工藝，各計量間來液進入分離緩沖游離水脫除器，處理后含水油經升壓、計量后外輸至喇560 聯合站；脫出的游離水經二合一加熱爐提溫，一部分污水經摻水泵升壓，輸至計量間摻水，另一部分污水經熱洗泵升壓，進入高效熱洗爐進行二次提溫，然后輸至計量間熱洗；脫出的天然氣經除油器脫除水蒸氣及輕質油，一部分外輸喇Ⅲ-1 放水站，一部分作為站內加熱爐自耗。

圖1 喇501 轉油站油站主要工藝流程Fig.1 Main process flow of La 501 oil transfer station

2021 年該站全年處理液量為182.4×104t，耗電總量為95.05×104kWh，耗氣總量為287×104m3。目前該站游離水脫除器分離緩沖設計能力10 000 t/d，預測未來10 a 處理液量為5 003 t/d（外輸液量3 892 t/d、摻水量1 111 t/d），負荷率為50.03%，單臺檢修時負荷率100.06%。

3.2 流程改進及措施應用

喇501 轉油站由于運行年限長，站內工藝設施腐蝕老化嚴重，系統運行能耗高，維護成本高，急需進行整站改造。考慮到未來轉油站低耗運行、方便生產、方便管理的要求，進行了無伴熱集輸工藝流程的理論探索[7]。

目前該站單井產液量為35～190 t/d，經模擬，井口出油溫度26～34 ℃，部分低產液井由于出油溫度較低，為滿足采出液凝固點進站溫度要求，需配套安裝井下高效清蠟降黏裝置并應用井口電加熱裝置。

經計算，高效清蠟降黏裝置安裝深度宜為700～1 000 m，功率調節方式選用范圍調節（初期投運功率55.2～75.5 kW），加熱方式設定為周期加熱（初期50 d）。按照熔蠟溫度50 ℃，控制系統溫度50～55 ℃計算，井口出油溫度可升高至40 ℃。熱力計算情況見表2。

表2 熱力計算情況Tab.2 Thermal calculation situation

喇501 轉油站改造前后工藝對比見圖2，站內簡化前后工藝流程對比見圖3。通過無伴熱工藝改造，取消了喇501 轉油站站內摻水、熱洗等能耗設施，實現了工藝流程優化簡化，降低了生產運行成本[8]。調整后喇501 轉油站僅保留分離緩沖游離水及外輸泵工藝流程，通過油氣分離，油氣分輸至喇Ⅲ-1 放水站，能夠滿足生產要求。

圖2 集輸工藝改造前后對比Fig.2 Comparison of gathering and transmission process before and after transformation

圖3 站內簡化前后工藝流程對比Fig.3 Comparison of process flow before and after simplification in the station

3.3 效益分析

3.3.1 改造前后能耗對比

通過產能預測，將2023—2032 年期間喇501 轉油站能耗進行對比，原有已建工藝年平均耗氣量287×104m3，年平均耗電量95×104kWh，折合能耗3 934 t 標煤；按冬季低溫摻水、夏季停摻模式運行，年平均耗氣量173×104m3，年平均耗電量63×104kWh，折合能耗2 378 t 標煤。改造后采用無伴熱集輸工藝模式運行無耗氣，年平均耗電量561×104kWh，折合能耗689 t 標煤。喇501 轉油站進行無伴熱集輸工藝改造后，比原有集輸模式運行方案年均節能3 245 t 標煤，因此該工程擬采用無伴熱集輸工藝改造。

3.3.2 經濟效益分析

生產運行費用：項目實施后，與原有已建工藝相比，預計年均減少耗氣287×104m3，年均增加用電466×104kWh，節約標煤3 224 t。按照工業用氣1.64 元/m3，耗電0.71 元/kWh 計算，年均節省生產運行費用139.82 萬元。

站內設備維護費用：轉油站新建費用約2 000萬元，實施無伴熱集輸工藝改造后，去掉了摻水系統、熱洗系統，按經驗依照該部分運行費用占比2.5%計算，年節省維護費用50 萬元。

管線維修維護費用：喇501 轉油站轄單井摻水、熱洗管線共21.70 km，年均管道失效率1.47次/km，平均年穿孔32 次，穿孔維修費用按2 000 元/處計算，年節約管道維護費用6.4 萬元。

節約人工費用：簡化工藝后，減少崗位人員配備，節約人工15 人，按每人每年15 萬元計，年節約費用為225 萬元。多個項目估算共節費用421.22萬元。

社會效益：工藝改造后，簡化了集輸系統過程管理，年均節能量折標煤3 224 t，年均減少CO2排放量8 037 t；在生產平穩運行基礎上，可有效減少碳排放量，為實現油田公司雙碳目標提供保障，為轉油站實現無人值守奠定基礎[9-10]。

4 結論

1）無伴熱集輸工藝配套井下高效清蠟降黏裝置及井口電加熱裝置，可替代常規摻水熱洗集油工藝，保障原油管線冬季不凍堵，能夠滿足高寒地區、特高含水、高含蠟量等條件下的運行需求。

2）無伴熱集輸技術的應用，在原有工藝流程基礎上去掉了伴熱工藝及配套管線，可有效降低站庫運行費用及管道修復費用，節約生產運行成本。

3）進行特高含水期集輸系統優化，可實現由雙管摻水集輸向無伴熱集輸方式的轉變，為新建站庫提供有效技術支持，為油田綠色、高效生產提供有力保障。

4）轉油站應用無伴熱集輸工藝能夠有效減少加熱爐碳排放量，為實現雙碳目標夯實基礎[9-10]。