高含蠟油井“光熱+”多能互補伴熱開發實踐探索

張孝友，沈和平，鄂大偉，楊宇輝

（中國石化河南油田分公司，河南南陽 473132）

油氣田企業是產能大戶，也是耗能大戶。推進油氣與新能源融合發展，既是油氣田企業實現高質量發展的必然選擇，更是減少碳排放、實現碳達峰碳中和的重要舉措。某油田踐行低碳發展理念，根據原油含蠟量高的實際情況，利用區域豐富的太陽能光熱資源等優勢，探索形成了“光熱＋伴生燃氣能＋谷電＋儲熱”多能互補加熱技術，實現高含蠟油井加熱電耗與運行成本的雙下降，提升了油氣能源的供給能力[1-2]。

1 概況

1.1 高含蠟油井生產工藝現狀

某油田東部油區部分開發單元原油含蠟量高達20%～35%，凝固點在35～45 ℃之間，屬于高凝油。原油在舉升過程中極易發生蠟卡、蠟堵等現象，從而引發抽油機負荷超載甚至設備側翻的安全事故。經多年技術探索和生產實踐，形成了雙空心桿熱水循環井筒保溫工藝，有效解決高凝油井筒舉升的安全問題。生產工藝流程見圖1。

圖1 油井雙空心桿熱水循環加熱工藝流程示意

儲液箱里的載熱體經地面泵增壓、電加熱器升溫后，送入特種同軸式雙空心桿，熱流體自中心管注入，從中心管與外管環形空間返回至地面儲液箱，完成一個載熱體在雙空心桿內的流動循環；同時，桿內熱流體與油管內的采出液進行熱交換，實現采出液在舉升過程中的加熱與維溫。雙空心抽油桿的內外管采用雙向密封結構設計，保證內外兩個通道密封和相互獨立，內管外表面進行了隔熱處理，避免熱流體在桿內循環時產生熱短路。

1.2 存在的主要問題

油管內空心桿熱水循環加熱工藝可有效解決高凝油舉升中的維溫問題，地面配套設備及工藝也較簡潔，但加熱能耗大、運行成本高的問題表現較為突出。

其次，缺乏不同時段不同季節加熱參數優化控制的技術手段，沒有挖掘尖峰平谷分時電價差異化結算的降本潛力。以用電高峰季節8月份為例，不同時段電度電價差異較大，其中尖段、峰段和平段電度電價分別是谷段的4.56倍、3.90倍和2.30倍，如果采用以谷電為主的電加熱工藝，可發揮較大的節約電費潛力。

第三，部分油井低壓伴生天然氣資源沒有合理利用，由于量少、壓力低，套管氣不能直接進生產系統回收，放空生產又不符合環保排放標準。

第四，單一能源不能滿足生產需求。近年來，油田嘗試采用太陽能集熱器、空氣源熱泵等節能技術替代電加熱工藝，但受太陽能及空氣源等綠色能源品質不穩定性、晝夜差異大、寒冬季節設備故障多等影響，無法滿足油井安穩生產需求。

2 油井“光熱＋”多能互補工藝設計

2.1 基本思路

該油田以E古2井現有可利用光熱資源為基礎，合理布置太陽能集熱裝置，并以優先利用太陽能和套管伴生氣燃氣能為原則，建立蓄熱儲熱和用熱管理系統。當熱管理系統自動識別儲能不足時，啟動谷段電加熱補充熱能，以達到集熱、儲熱和用熱過程自動化、用電量及成本最優化的目的。

2.2 蓄熱儲熱體及工藝流程確定

基于井筒雙空心桿循環載熱體為軟化水的特點，確定以軟化水為太陽能集熱、燃氣能蓄熱及電加熱補熱的共用介質。不同的集熱過程共用一種載熱介質，可簡化儲熱換熱環節，有利于綜合熱利用率的提高。

（1）蓄熱儲熱體容量及結構。經測試E古2井日均耗電463.5 kW·h，考慮在極端天氣及燃氣能不足情況下全部依靠谷電輔助補能，且儲熱介質溫度變化幅度控制在10 ℃以內，選用40 m3臥式圓體罐作為蓄熱儲熱體。在罐體底部設計φ273 mm×6 mm的U形水平煙道。U形煙道既是套管伴生氣燃燒的爐體，也是燃氣能熱交換的傳熱體；其一端引出罐體外以安裝燃氣燃燒器，另一端引出并連接煙囪。電加熱補能裝置水平布置在U形煙道引出兩端的中間。

目前，關于HDACI類藥物抗腫瘤作用機制的研究備受關注，但HDACI類藥物單獨用于卵巢腫瘤治療的同時能激活一些促進細胞存活及轉移的信號通路(如NF-κB、Notch通路等)，使藥物的殺傷力降低，甚至導致腫瘤細胞發生耐藥。采用包含HDACI類藥物在內的聯合治療方案的療效較傳統治療方式明顯提高，但其抗腫瘤作用機制涉及廣泛，仍有待進一步深入研究。關于HDACI類藥物作用于復發性耐藥卵巢腫瘤機制的相關研究較少，可能的機制闡述有待完善。期待進一步的研究找到療效更佳的聯合治療方案，以提高藥物的抗腫瘤作用。

（2）工藝流程設計。主要包括太陽能集熱循環流程、套管氣采集流程和雙空心桿循環流程等，見圖2。為節約設備投資，按照一套裝置帶動3口油井設計，井距控制在400米范圍以內。

圖2 油井多能互補熱水循環工藝流程示意

2.3 配套設備選型

多能互補裝置配套設備主要包括太陽能集熱器、燃燒器、電加熱器及地面泵等。

（1）太陽能集熱器。通過空心桿循環熱水溫度要求、循環水質特點、集熱效率、耐壓特性、夏季防曬和冬季防凍特性、單管失效對系統的影響等多方面對比，選用金屬超導真空熱管型太陽能集熱器。根據井場布局及預留油井維護性作業空間需求，對14塊集熱器采用上下兩層布置，提高井場空間利用率，有效采光面積45 m2。

（2）燃燒器選型。依據油田套管伴生氣為低硫組分、測試壓力低于0.1 MPa的特點，選用50 kW切割式預混低氮燃燒器，可實現2～6 kPa天然氣的安全燃燒控制，滿足氮氧化物排放濃度在30 mg/m3的環保要求。油田伴生天然氣主要組分分析如表1所示。

表1 油田伴生天然氣主要組分分析

（3）電加熱器。按照極端天氣利用谷電加熱能滿足至少24小時用熱量的情形，選配容量為60 kW電加熱器，考慮裝置長時間運行的安全性，為電加熱配設過熱自動保護裝置。

2.4 熱管理系統程序設計

熱管理系統通過對太陽能集熱器溫度、燃氣壓力的測量確定集熱設備的自動啟停；通過季節感知單元確定不同季節儲能、補能模式，在寒冷天氣下自動啟動冬季設備保護程序，保證停運的設備及管線安全；單井用熱控制單元根據井口采出液溫度變化，自動控制單井熱水循環流量，實現用熱管理科學調度[3]。

3 現場試驗

3.1 試驗基本情況

2022年4月底選取E古2井進行單井試驗。試驗期間通過對裝置、油井生產參數的跟蹤、調整，節能降費效果良好。2022年9月底擴大試驗規模，采用一套裝置帶動3口井試驗模式，驗證裝置安穩運行和節能減碳能力。

3.2 主要設備運行情況

3.2.1 太陽能集熱器

當熱管理系統檢測到太陽能集熱器聯集管內溫度高于蓄能器溫度5 ℃時，啟動太陽能集熱器循環泵；兩者溫度相等時停止循環泵。圖3為2022年夏季太陽能集熱器運行參數曲線。晴好天氣下集熱器連續采集光熱時長達11 h/d，試驗驗證了太陽能集熱器的高效性。

圖3 晴好天氣太陽能集熱器運行曲線

3.2.2 燃燒器

試驗中摸索E古2井套管氣壓力恢復規律，將燃燒器自動啟動壓力由0.04 MPa下調至0.02 MPa，燃燒器日累計運行時間由2.5 h延長至4.5～5 h，充分挖掘燃氣補能能力。

3.2.3 油井及裝置

穩定的熱循環伴熱系統才能保證高凝原油舉升和油井的安全生產。原地面循環泵入口緩沖水罐容積僅為30 L，改造后儲能蓄熱罐容積為40 m3，極大增加了地面循環系統的緩沖能力，提升了嚴冬時期地面循環系統的本質安全性，通過試驗也驗證地面循環系統的安全性與可靠性。

4 試驗效果及試驗結論

4.1 應用效果

試驗階段累計節電24.38萬kW·h，減碳142噸。

單井試驗：試驗前單井加熱全部依靠電加熱，按照全年用電量統計分析，地面加熱循環系統日均耗電463.5 kW·h（循環泵用電量占18.4%，電加熱用電量占81.6%），改造后日均耗電76.4 kW·h（循環泵用電量占63%，電加熱用電量占37%），單井試驗共129天，裝置節電率83.5%，節電效果明顯。由于地面循環泵需要全天候運行，改造后裝置耗電以循環泵為主，電加熱補能以谷段運行為主，統計單井試驗期節費率85.3%。單井試驗累計節電4.6萬千瓦時。

三井組試驗：截止2023年5月底開展“一拖三”多井試驗243天，裝置累計節電19.78萬千瓦時，節電率56%，節費率64%。由于在“一拖三”試驗中沒有增加太陽能集熱器，節電效果低于單井試驗效果。

4.2 試驗結論

通過單井及多井“光熱＋”多能互補試驗，取得較好節能減費效果，并得出以下結論：

（1）試驗利用了井場閑置空間，采用太陽能、低品位燃氣能、谷電補能和儲能等多能協同互補方式，有效降低高凝油開采電耗和用電成本，提升了油氣采收率和儲量動用率。

（2）自主開發的熱管理自控系統實現了太陽能、燃氣能的優先利用，并根據油井用熱需求自動采取谷電補能控制策略，實現油井生產綠色用能、低成本用能、高效用能、低碳用能，推進高成本稠油效益開發。

（3）較強的儲熱蓄熱能力提升了油井應對極端天氣的本質安全性，有利于確保油井安全平穩生產。

4.3 推廣應用前景

“光熱＋套管天然氣＋谷電＋蓄熱”多能互補，可以為油氣開發保證連續平穩供熱，有效降低油氣開發成本，實現節能降碳，具有較好的經濟效益和社會效益。該油田正在完善技術工藝，規劃在高凝油井上全面推廣多能互補加熱技術，在距中心井500米范圍內油井實施“一拖二”、“一拖三”等多井“光熱＋”多能互補加熱技術試驗，豐富單井、單站、多井、多站綠色能源替代技術系列，多措并舉，示范引路，優化地面設備數量和投資成本，著力打造高含蠟油井開發伴熱“光熱＋”多能互補示范區，實現油氣與新能源的融合發展[4]，為老油田煥發青春提供綠色動能。