吳巖慶 于孝合（大慶油田有限責任公司第七采油廠）

電熱集油節(jié)能運行規(guī)律及應用效益評價

吳巖慶 于孝合（大慶油田有限責任公司第七采油廠）

通過對電熱集油工藝在敖南油田茂72區(qū)塊和敖416-67區(qū)塊2年的應用情況跟蹤調查，計量地下地溫變化規(guī)律，開展加熱設備節(jié)能運行摸索試驗，合理調整敖南油田電加熱器和碳纖維電熱保溫管道運行溫度，降低電熱集油能耗，客觀評價電伴熱集油流程的優(yōu)缺點，為電熱集油工藝在低產(chǎn)、低滲透油田產(chǎn)能建設和老區(qū)改造中節(jié)能運行的可行性提供了依據(jù)。

電熱集油 節(jié)能運行 規(guī)律 效益評價

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成。這種單管電加熱集油工藝特點是不摻伴熱水，而是通過井口電加熱設備和管道電伴熱設備的運用，將油田電能轉換熱能直接對井口采出液進行加熱和管線集輸伴熱。該流程在地面工程建設和投資上，具有一次性簡化油井集輸管網(wǎng)、站內摻水加熱系統(tǒng)和減輕油水分離負荷的優(yōu)勢，但同時存在運行成本偏高的問題。通過兩年來對單管電加熱集油工藝的運行管理，總結了電伴熱集油流程的優(yōu)缺點。針對電伴熱集油流程耗電量高的實際，積極開展節(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)塊地勢狹長、油井主要分布在低洼地、草原、泡澤、池塘地帶；從地質條件來看，油層顆粒細、泥質含量高、儲層物性差、滲透率低、地層壓力低；從生產(chǎn)開發(fā)條件來看，投產(chǎn)井數(shù)少、產(chǎn)液量低、井距遠、井間分散。如果按常規(guī)模式開發(fā)，油田勢必投資高、運行成本高。為進一步降低投資和運行費用，敖南油田茂72區(qū)塊和敖416-67區(qū)塊在投產(chǎn)時采用電加熱流程。

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成，通過單井井口加熱和樹狀輸送管道加熱構成加熱集油流程，見圖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（原油）經(jīng)進油口進入電加熱器的換熱腔，原油在換熱腔滯流后，由加熱元件對介質按照設定溫度加熱，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溫傳感器，采集溫度信號至電器控制系統(tǒng)，經(jīng)溫度調節(jié)儀控制一次回路電器元件實現(xiàn)自動控溫。

第二步，原油加熱后進入電熱保溫管道。電熱保溫管道由輸油鋼管、加熱層和保溫層三部分組成，見圖2。輸油鋼管用于原油輸送，沿管線外壁鋪設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是采用新型電熱材料——導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間自動調控。保證原油輸送過程中的恒定溫度，溫控裝置為電熱保溫管道提供溫度監(jiān)測和控制，電纜接頭為電熱保溫管道之間連通電源。

1.2 應用情況

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)轉油站為依托，采用電熱管道串聯(lián)樹狀布局，末端管段以加熱為主，主管道以伴熱為主。電伴熱管道總長53.58 km，總功率5 358 kW，加熱器134部，總功率649 kW，平均進站溫度為34℃，見表1。

1.3 投運初期能耗概況

在投運初期，工藝按照區(qū)塊產(chǎn)能設計單井產(chǎn)液量1.5～2.5 t/d，電加熱出口溫度60～70℃，干線內溫度40℃。在實際運行中，管理人員根據(jù)每個井口的原油特性設定溫度，加熱器溫度設定為70℃，加熱管線溫度設定為60℃，4條管線的日耗電量達到了（1.8～2.1）×104kW·h，噸液單耗達到了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，見表2。

2 電熱集油流程應用效益評價

經(jīng)過對現(xiàn)場實際生產(chǎn)運行的跟蹤、調查，將電熱集油流程與環(huán)狀摻水集油流程在投資及運行費用等方面進行對比分析，對電熱集油流程在敖包塔油田的應用有一客觀的評價，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，開辟了提高經(jīng)濟效益的新途徑。

2.1 一次性投資費用少

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，需建設2座轉油站、4座集油間，站外采用單管環(huán)狀摻水集油流程，鋪設管線長度近100 km，建設投資大約為3 421×104元。而采用電熱集油流程設計，可將2座轉油站和4座集油間取消，生產(chǎn)原油直接外輸至與2個區(qū)塊毗鄰的第九采油廠敖一聯(lián)合站和敖2轉油站處理，鋪設管線長度縮短為50 km，減少站庫工作人員18人，電熱集油建設投資大約為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用對比見表3。

表3 環(huán)狀摻水流程與電伴熱集油流程投資估算費用對比

2.2 成本運行費用高

以茂72區(qū)塊為例進行理論運行費用計算對比，見表4。

表1 敖南油田電熱集油工藝數(shù)據(jù)統(tǒng)計

表2 電熱集油工藝與環(huán)狀摻水集油工藝能耗對比

表4 茂72區(qū)塊不同集油流程理論運行費用對比

2.3 故障率高，維修復雜

2個區(qū)塊在使用電熱集油工藝過程中由于溫控箱、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，電加熱器管線空開跳，傳導液泄漏。

（3）井口碳纖維加熱絲故障：井口加熱碳纖維線沒有溫控系統(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比分析

電伴熱集油流程與環(huán)狀摻水集油流程相比，按設計節(jié)約投資1 235×104元，但從運行費用來看，電伴熱集油流程的運行費用是摻水集油流程的4.2倍，能源消耗相當于摻水集油流程的0.8倍。運行費用對比表明，僅茂72區(qū)塊55口井電伴熱集油流程的運行費用就比摻水集油流程的費用超出301.56×104元，見圖3。

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

3 電熱集油工藝節(jié)能運行規(guī)律

針對電伴熱集油流程末端管段以加熱為主，管道串聯(lián)樹狀布局，主管道以伴熱為主的特點，結合油田生產(chǎn)實際需要，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。敖南油田開展了優(yōu)化不同管徑、流速、壓力等對單管電加熱集油溫度控制參數(shù)影響條件，科學地制定了兩個能耗段的運行溫度和運行總功率，降低了生產(chǎn)能耗。

3.1 運行參數(shù)測試

先期對電加熱集油的134口生產(chǎn)井進行數(shù)據(jù)測試。在時間周期變化上按照2009年4—10月、2009年11月—2010年3月為標準，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、管線集輸正常為標準，其他數(shù)據(jù)標準參考《油田六項管理規(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界限

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

加熱管線界限：逐步下調加熱管線的保溫溫度，由60℃下調，每次下調5℃的溫差，測試干線壓力變化，每10天為一個周期，保證干線進站溫度高于結蠟點2℃進站（敖南地區(qū)析蠟溫度33℃）。如果壓力持續(xù)上升，超過允許范圍，上調加熱管線溫度，繼續(xù)試驗。同時測試不同外部溫度變化對加熱器和加熱管線的運行規(guī)律和臺數(shù)的影響。

4 井口加熱器節(jié)能運行規(guī)律試驗

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

以茂72區(qū)塊1號主線的27部電加熱器關閉試驗為例，在外部溫度上升過程中，井口加熱器逐步關停，在關閉30天后，出現(xiàn)壓力上升情況，由平時的0.4 MPa上升到0.8 MPa，油井出油困難。通過及時的化清處理，壓力出現(xiàn)下降，同時，打開產(chǎn)液量較高井的18 kW電加熱器1臺，干線壓力回落到0.55 MPa，目前平穩(wěn)運行。

通過不斷摸索，2個區(qū)塊4條電熱集油流程，2010年4—7月份累計停運電加熱器293臺次，平均日節(jié)電量1.86×104kW·h。

5 電熱管線節(jié)能運行規(guī)律試驗

由于敖南油田地處大慶油田南部肇源縣境內，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60℃，加熱設備和加熱管道安裝在室外，工作環(huán)境和自然環(huán)境相對惡劣。但通過對2009年敖南地區(qū)埋地溫度計測試溫度數(shù)據(jù)統(tǒng)計來看，地下1.2 m（管線埋設深度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，冬夏溫差對干線內溫度散失影響不大。

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5℃的溫差，測試干線壓力變化，每10天為一個周期，保證干線進站溫度高于結蠟點2℃進站（敖南地區(qū)析蠟溫度33℃）。為更好指導干線加熱溫度，繪制了溫度設定曲線，見圖4。

按上述計劃實施了溫度下調：4月份以后，將4條伴熱管線溫度由70℃下調至65℃，每條伴熱管線溫度下調了5℃，5月份后，溫度下調至50℃；茂72區(qū)塊1號主線的進站溫度由37℃下調到34℃，下調了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號主線的進站溫度由38℃下調到34℃，下調了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空間，試驗仍在繼續(xù)摸索中。敖416-67區(qū)塊2條主線進站溫度保持在35℃左右，壓力平穩(wěn)。

6 節(jié)能運行的經(jīng)濟效益

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

7 節(jié)能運行后與環(huán)狀摻水流程對比

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

節(jié)能運行后，電伴熱集油流程的運行費用是摻水集油流程的2.2倍，能源消耗相當于摻水集油流程的0.4倍，運行費用比摻水集油流程的費用超出368×104元，見表5。

表5 常規(guī)環(huán)狀摻水流程與電伴熱集油流程運行費用對比

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

8 結論及認識

（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。其特點是不建轉油站，不摻熱水，直接通過電能轉換進行加熱[1]。

（2）單管電加熱集油工藝與單管環(huán)狀摻水集油工藝對比，其一次性投資成本少，日常生產(chǎn)運行成本高，但通過優(yōu)化單管電加熱集油運行參數(shù)，科學地制定能耗段的運行溫度和運行總功率，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)地質工藝隊，163517。

2011-03-11）