太陽(yáng)能原油輔助加溫裝置在侏羅系油藏的運(yùn)用及經(jīng)濟(jì)效益分析

王強(qiáng) 李健 李歡（長(zhǎng)慶油田分公司第十采油廠(chǎng)）

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(gè)區(qū)塊，受西北地貌及氣候特征影響，部分井組出油管線(xiàn)及閥組集油管線(xiàn)因管線(xiàn)長(zhǎng)、結(jié)蠟嚴(yán)重，溫度低，導(dǎo)致冬季運(yùn)行回壓高；進(jìn)而出現(xiàn)油井管線(xiàn)破漏、抽油機(jī)能耗增加、油井產(chǎn)量降低等情況，因此油井降回壓工藝在油田開(kāi)發(fā)過(guò)程中顯得尤為重要。降低油井生產(chǎn)回壓最有效的辦法就是在輸送過(guò)程中對(duì)原油進(jìn)行加熱與保溫。目前，在原油集輸過(guò)程中，在伴生氣不足的區(qū)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(duì)原油進(jìn)行加熱，不僅造成大量的能源消耗，增大了生產(chǎn)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(kāi)發(fā)。元城油田侏羅系油藏主要開(kāi)發(fā)5個(gè)區(qū)塊，共管理油井276口，日產(chǎn)液1 190 m3，日產(chǎn)油354 t，綜合含水64.6%。是元城油田的主力產(chǎn)油區(qū)塊。

1.2 高回壓井組現(xiàn)狀

元城油田目前侏羅系油藏共有井組及單井出油管線(xiàn)119 條，共計(jì)129.5 km，集油閥組出油管線(xiàn)4條，共計(jì)7.5 km，侏羅系油藏高回壓井組現(xiàn)狀統(tǒng)計(jì)見(jiàn)表1。

表1 侏羅系油藏高回壓井組現(xiàn)狀統(tǒng)計(jì)

其中12 條井組出油管線(xiàn)壓力較高，平均壓力2.2 MPa，甚至于在冬季氣溫較低時(shí)個(gè)別井組回壓達(dá)到3.0 MPa 以上，嚴(yán)重影響了油井的正常生產(chǎn)。

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(jí)站點(diǎn)的剩余壓力，回壓高低從側(cè)面反映出地面管道的流體運(yùn)行狀態(tài)，油井回壓關(guān)系著井口產(chǎn)液量、抽油機(jī)能耗及產(chǎn)能建設(shè)投資等問(wèn)題。經(jīng)過(guò)長(zhǎng)期分析，井口高回壓的形成主要受以下4 個(gè)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(shí)原油地面黏度為4.29 mPa·s，地下黏度為3.55 mPa·s，凝固點(diǎn)為13 ℃，原油從地下采出到地面時(shí)黏度會(huì)明顯增加，除此之外，針對(duì)氣油比比較大的油井隨產(chǎn)出液產(chǎn)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(diǎn)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(dǎo)致井口回壓升高，元城油田地處慶陽(yáng)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(yán)重時(shí)可使管線(xiàn)凍堵。

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

4）原油的結(jié)蠟和結(jié)垢的影響。隨開(kāi)發(fā)周期加長(zhǎng)，原油管線(xiàn)結(jié)蠟結(jié)垢日益嚴(yán)重，造成管線(xiàn)有效輸油管徑變小，輸油管線(xiàn)沿程阻力損失增大，導(dǎo)致回壓升高。對(duì)此元城作業(yè)區(qū)對(duì)于高回壓井定期進(jìn)行了熱洗管線(xiàn)的措施。

2.2 井組高回壓的影響

當(dāng)井口回壓過(guò)高，勢(shì)必經(jīng)常掃線(xiàn)解堵降壓，不但增大成本費(fèi)用，增加員工工作量，而且是安全危險(xiǎn)源， 因各種因素導(dǎo)致的井組高回壓，導(dǎo)致油管、抽油泵漏失量增加；也使抽油機(jī)上沖程的負(fù)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(jī)壽命縮短、 抽油泵泵效降低等問(wèn)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(shí)對(duì)懸點(diǎn)載荷造成影響，井口回壓對(duì)懸點(diǎn)將產(chǎn)生附加載荷，性質(zhì)與油管內(nèi)液體產(chǎn)生的載荷相同，上沖程增加懸點(diǎn)載荷，下沖程減小抽油桿柱載荷，相當(dāng)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(shí)活塞下部壓力為沉沒(méi)壓力與回壓無(wú)關(guān)，下沖程時(shí)泵內(nèi)壓力升高才能使固定凡爾關(guān)閉，游動(dòng)凡爾被頂開(kāi)，此時(shí)固定凡爾所受力為油管中液柱的壓力與沉沒(méi)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(duì)井組產(chǎn)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(chǎn)量降低，另一方面，由于增加了泵的漏失，降低了產(chǎn)液量，在井口回壓較高時(shí)，極有可能將油管憋破，造成油管漏失，使油井完全失去生產(chǎn)能力，由于元城作業(yè)區(qū)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(dǎo)致其他井生產(chǎn)的原油進(jìn)入到其他井的油套環(huán)空，從而導(dǎo)致原油的產(chǎn)量下降。

4）造成出油管線(xiàn)破漏。井口回壓增大，造成管線(xiàn)運(yùn)行壓力升高，管線(xiàn)承壓增大，因侏羅系油藏采出液腐蝕性強(qiáng)，進(jìn)而增加了管線(xiàn)破漏的概率。

3 目前主要應(yīng)用的降回壓工藝

1）化學(xué)清蠟降回壓。當(dāng)井組出油管線(xiàn)因溫度低、含水低等原因?qū)е掠途布肮芫€(xiàn)結(jié)蠟嚴(yán)重，進(jìn)而導(dǎo)致油井回壓升高時(shí)，目前常規(guī)采用的化學(xué)清防蠟技術(shù)是在油套環(huán)形空間加入化學(xué)清蠟劑，使之在原油中溶解混合，改變蠟晶結(jié)構(gòu)或使蠟晶處于分散狀態(tài)，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(duì)原油的適應(yīng)性較強(qiáng)，溶蠟速度較快，且叢式井組液量大，地面出油管線(xiàn)溫度低，因而對(duì)出油管線(xiàn)降回壓只能起到杯水車(chē)薪的作用，且化學(xué)清蠟劑費(fèi)用高。

2）管線(xiàn)熱洗降回壓。定期對(duì)高回壓管線(xiàn)進(jìn)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(shí)間和熱洗液的溫度。熱洗時(shí)需要倒流程、備水、接油，需先用冷的熱洗液替滿(mǎn)管線(xiàn)，然后經(jīng)過(guò)熱洗車(chē)加熱以一定排量注入到管線(xiàn)中，最終將管線(xiàn)中的蠟及堆積臟污排出。但對(duì)于高回壓井熱洗液需嚴(yán)格按照操作規(guī)程進(jìn)行，否則不僅起不到熱洗的效果，嚴(yán)重時(shí)在熱洗結(jié)束一段時(shí)間會(huì)導(dǎo)致井口回壓會(huì)升高，造成管線(xiàn)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(shí)率，操作過(guò)程存在安全隱患，一般熱洗一條高回壓管線(xiàn)約需費(fèi)用5 000 余元，熱洗費(fèi)用高。

3）井場(chǎng)加熱爐降回壓。在井場(chǎng)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(dá)到預(yù)期的效果[4]。但因侏羅系油藏井口無(wú)伴生氣，只能使用燃煤對(duì)加熱爐供熱，造成成本高、人工投入大，且大風(fēng)天容易引發(fā)火災(zāi)事故。

4）電磁加溫裝置降回壓。在井場(chǎng)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(jìn)站溫度，同時(shí)，起到清蠟降黏、減小油流阻力，防凝防堵，降低管線(xiàn)回壓。2019 年以來(lái)在懷49-44、元東07-19、懷46-43 等三個(gè)井組及元一計(jì)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(fèi)大，成本相對(duì)還是較高。

4 新型太陽(yáng)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(xiàn)及閥組集油管線(xiàn)因管線(xiàn)長(zhǎng)、結(jié)蠟嚴(yán)重，溫度低，導(dǎo)致冬季運(yùn)行回壓高；進(jìn)而出現(xiàn)油井管線(xiàn)破漏、抽油機(jī)能耗增加、油井產(chǎn)量降低等情況，因此油井降回壓工藝在油田開(kāi)發(fā)過(guò)程中顯得尤為重要[5]。降低油井生產(chǎn)回壓最有效的辦法就是在輸送過(guò)程中對(duì)原油進(jìn)行加熱與保溫。目前，在原油集輸過(guò)程中，在伴生氣不足的區(qū)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(duì)原油進(jìn)行加熱，不僅造成大量的能源消耗，增大了生產(chǎn)成本，而且增加大量污染物的排放。因此，新型環(huán)保加溫裝置將是以后的主流方向。

4.2 設(shè)備工藝原理及構(gòu)成

新型熱泵型太陽(yáng)能原油輔助加溫裝置主要由滿(mǎn)足一體化吊裝的撬裝裝置（內(nèi)置換熱盤(pán)管保溫水箱、控制柜、循環(huán)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(tǒng)采用強(qiáng)制集熱循環(huán)方式將太陽(yáng)能量以熱水方式保存至集熱水箱，將水箱溫度設(shè)置在一定范圍，通過(guò)水箱換熱盤(pán)管實(shí)現(xiàn)對(duì)外輸原油進(jìn)行加熱，太陽(yáng)能原油輔助加溫裝置工藝原理見(jiàn)圖1。系統(tǒng)優(yōu)先使用太陽(yáng)能，當(dāng)陰天和夜晚太陽(yáng)能量不足的條件下，熱泵開(kāi)始運(yùn)行對(duì)原油加熱，當(dāng)外界能量低或故障導(dǎo)致熱泵提供能量不足時(shí)，系統(tǒng)再啟動(dòng)電加熱，保證輸油溫度。

太陽(yáng)能輔助原油加溫裝置主要通過(guò)3 個(gè)供熱系統(tǒng)對(duì)換熱水箱加熱。

1）太陽(yáng)能集熱加熱功能。系統(tǒng)優(yōu)先采用太陽(yáng)能，當(dāng)太陽(yáng)能量充足時(shí)，系統(tǒng)啟動(dòng)集熱循環(huán)，將太陽(yáng)能熱量保存于水箱，并對(duì)盤(pán)管中的原油進(jìn)行加熱。

2）空氣源熱泵輔助加熱功能。當(dāng)太陽(yáng)能能量減弱以至于水箱溫度低于設(shè)定值，系統(tǒng)優(yōu)先采用熱泵作為輔助熱源，熱泵的參數(shù)可通過(guò)控制柜內(nèi)的手操器面板進(jìn)行就地操作設(shè)定，也可通過(guò)遠(yuǎn)程手機(jī)界面或計(jì)算機(jī)界面進(jìn)行更改和設(shè)定，為保持熱泵的優(yōu)先啟動(dòng)工況，需將熱泵的溫度設(shè)定大于水箱設(shè)定溫度4～5 ℃。

3）分級(jí)啟動(dòng)輔助電加熱功能。CQ-TD-Ⅰ系統(tǒng)配備3 只電加熱，每支功率為12 kW，二用一備，CQ-TD-Ⅱ系統(tǒng)配備4 只電加熱，每支功率為12 kW，三用一備，當(dāng)水箱溫度低于定溫規(guī)定值時(shí)電加熱分級(jí)啟動(dòng)，可在陰天和夜間保持水箱溫度不低于定溫規(guī)定值，維持溫度，持續(xù)對(duì)原油加熱。

圖1 太陽(yáng)能原油輔助加溫裝置工藝原理

4.3 加溫裝置特點(diǎn)

新型太陽(yáng)能熱泵技術(shù)適用于原油加熱的工藝包括井組原油定溫外輸、站點(diǎn)原油儲(chǔ)罐保溫、原油增壓及接轉(zhuǎn)站點(diǎn)原油預(yù)熱[6]。針對(duì)不同場(chǎng)站的工藝要求，考慮產(chǎn)液物性、輸出溫度、熱負(fù)荷、用熱時(shí)間及場(chǎng)地面積等條件，通過(guò)設(shè)置一體式集熱換熱器、超導(dǎo)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(yuǎn)程云組態(tài)監(jiān)控系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)最經(jīng)濟(jì)、低成本、運(yùn)行可靠的系統(tǒng)設(shè)計(jì)，遠(yuǎn)程數(shù)字化控制，滿(mǎn)足無(wú)人值守的運(yùn)行要求。

1）利用太陽(yáng)能和熱泵最新的技術(shù)實(shí)現(xiàn)低成本對(duì)原油進(jìn)行全面可控加熱，節(jié)能率可達(dá)70%。系統(tǒng)通過(guò)優(yōu)選集熱材料，采用無(wú)極超導(dǎo)集熱管使太陽(yáng)能能量轉(zhuǎn)化率最大化，冬季在利用太陽(yáng)能的同時(shí)采用超低溫空氣源熱泵或回注水源熱泵對(duì)原油進(jìn)行加熱，節(jié)能效果更加突出，通過(guò)設(shè)定可使原油外輸溫度保持在40 ℃以上，完全杜絕管道結(jié)蠟的發(fā)生，也可隨時(shí)通過(guò)參數(shù)設(shè)定使原油外輸溫度達(dá)到70 ℃以上對(duì)管道進(jìn)行熱洗，最終實(shí)現(xiàn)較大的經(jīng)濟(jì)效益。

2）裝置具備油田現(xiàn)場(chǎng)環(huán)境適應(yīng)性和運(yùn)行可靠性[7]。通過(guò)可靠性結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)和優(yōu)化部件選型，使系統(tǒng)符合油田實(shí)際現(xiàn)場(chǎng)要求，保證系統(tǒng)使用壽命，滿(mǎn)足連續(xù)正常生產(chǎn)的需要。所采用2 100 mm×58 mm金屬超導(dǎo)集熱管不僅集熱效率高，而且管內(nèi)無(wú)水，部分熱管破裂對(duì)系統(tǒng)運(yùn)行沒(méi)有影響，部件區(qū)別于民用集熱管，有一定的防盜作用。針對(duì)性設(shè)計(jì)超低溫空氣源和回注水源熱泵熱泵機(jī)組，使其符合野外井場(chǎng)運(yùn)行環(huán)境、水質(zhì)條件及換熱要求?？諝庠礋岜迷?20 ℃的環(huán)境溫度下，COP 值大于1.5。

3）工業(yè)化數(shù)字化遠(yuǎn)程控制系統(tǒng)設(shè)計(jì)[8]。通過(guò)無(wú)人值守的系統(tǒng)設(shè)計(jì)理念，在遠(yuǎn)程PLC 控制系統(tǒng)中實(shí)現(xiàn)多種功能，同時(shí)兼具油田數(shù)字化平臺(tái)接口，裝置運(yùn)行可靠、維護(hù)及時(shí)，符合油田現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際工作條件。

4） 系統(tǒng)關(guān)鍵部份撬裝式設(shè)計(jì)，模塊化安裝。通過(guò)撬裝式設(shè)計(jì)，使裝置安裝便捷，適應(yīng)性增強(qiáng)。

5 設(shè)備現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況及經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)

2019 年10 月至今，在元東三計(jì)、元東二計(jì)、元東1-165 井場(chǎng)、懷47-55 井場(chǎng)先后安裝太陽(yáng)能輔助原油加溫裝置4 套，2019 年太陽(yáng)能加溫裝置效果統(tǒng)計(jì)見(jiàn)表2。

安裝前后對(duì)比發(fā)現(xiàn)，井場(chǎng)回壓得到了有效的降低，管線(xiàn)熱洗周期得到了延長(zhǎng)，井口液量也有適度的提升。

5.1 加熱效果

元東二計(jì)、元東三計(jì)在未安裝太陽(yáng)能原油輔助加溫裝置前，主要依靠電磁加溫裝置進(jìn)行加溫，但加溫效果不理想，冬季出口溫度只能達(dá)到18°左右，安裝太陽(yáng)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(duì)比見(jiàn)表3。

由表3 可知，太陽(yáng)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(yáng)能加溫裝置效果統(tǒng)計(jì)

表3 集油閥組加溫效果對(duì)比

5.2 數(shù)據(jù)遠(yuǎn)程傳輸

4 座太陽(yáng)能原油輔助加溫裝置溫度及設(shè)備運(yùn)行狀態(tài)能夠?qū)崿F(xiàn)遠(yuǎn)程傳輸監(jiān)控，且手機(jī)APP 上就能實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)程監(jiān)控及參數(shù)設(shè)置，真正實(shí)現(xiàn)了數(shù)據(jù)實(shí)時(shí)采集、設(shè)備遠(yuǎn)程啟停、遠(yuǎn)程調(diào)參、無(wú)人值守功能。

5.3 經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)

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

1）太陽(yáng)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(chǎng)加溫裝置白天基本能夠運(yùn)用太陽(yáng)能加溫，夜晚基本靠空氣能和太陽(yáng)能進(jìn)行加溫，白天和夜晚可以不運(yùn)用電加熱系統(tǒng)；元東二計(jì)加溫裝置白天基本能夠運(yùn)用太陽(yáng)能+空氣能加溫，夜晚基本靠空氣能和太陽(yáng)能進(jìn)行加溫，溫度較低時(shí)電加熱系統(tǒng)輔助加溫；前期元東二計(jì)、元東三計(jì)共安裝3 臺(tái)電磁加熱裝置，累計(jì)運(yùn)行功率90 kW，日用電1 404 kWh，電磁加熱年運(yùn)行周期9 個(gè)月，年累計(jì)用電37.908×104kWh；4 臺(tái)太陽(yáng)能原油輔助加熱裝置的電加熱功能累計(jì)運(yùn)行功率為48 kW，日累計(jì)運(yùn)行12 h，運(yùn)行周期9 個(gè)月，年累計(jì)用電10.109×104kWh，綜合對(duì)比，年累計(jì)可節(jié)約電量27.799×104kWh，電費(fèi)按0.62 元/kWh 計(jì)算，年可節(jié)約電費(fèi)17.24 萬(wàn)元。

2）4 座太陽(yáng)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(guī)熱洗管線(xiàn)單井次包括運(yùn)費(fèi)、燃料費(fèi)合計(jì)需要約4 000 元，年累計(jì)可減少熱洗40 井次，年可節(jié)約費(fèi)用16 萬(wàn) 元[10]。

6 結(jié)語(yǔ)

1）降低油井生產(chǎn)回壓最有效的辦法就是在輸送過(guò)程中對(duì)原油進(jìn)行加熱與保溫。目前，在原油集輸過(guò)程中，在伴生氣不足的區(qū)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(duì)原油進(jìn)行加熱，不僅造成大量的能源消耗，增大了生產(chǎn)成本，而且增加大量污染物的排放。

2）太陽(yáng)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?qū)崿F(xiàn)遠(yuǎn)程傳輸及時(shí)時(shí)監(jiān)控、遠(yuǎn)程啟停、遠(yuǎn)程調(diào)參、無(wú)人值守等功能，對(duì)不同場(chǎng)站的工藝要求，通過(guò)設(shè)置一體式集熱換熱器、超導(dǎo)熱管式集熱器組、超低溫空氣源熱泵或污水源熱泵，實(shí)現(xiàn)最經(jīng)濟(jì)、低成本、運(yùn)行可靠的系統(tǒng)設(shè)計(jì)，滿(mǎn)足無(wú)人值守的運(yùn)行要求。

3）對(duì)于大液量井組，太陽(yáng)能原油輔助加溫裝置處理能力不足時(shí)，可加裝水箱進(jìn)行輔助加溫，達(dá)到管線(xiàn)預(yù)期加溫目的，通過(guò)設(shè)定可使原油外輸溫度保持在40℃以上，完全杜絕管道結(jié)蠟的發(fā)生，也可隨時(shí)通過(guò)參數(shù)設(shè)定使原油外輸溫度達(dá)到70 ℃以上對(duì)管道進(jìn)行熱洗。

4）太陽(yáng)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(shí)能夠達(dá)到最佳的節(jié)能效果。