電加熱集油工藝節(jié)能潛力的分析及認(rèn)識(shí)

陳艷（大慶油田設(shè)計(jì)院有限公司）

電加熱集油工藝是近些年研究并推廣的適合外圍采油廠的站外集油工藝，在大慶油田敖南、新店、他拉哈和齊家北油田等得到了大面積的推廣應(yīng)用。比較成熟的集油流程為井口電加熱器升溫，沿線電加熱管維溫。它的主要特點(diǎn)是一般可不設(shè)集油閥組間，集油管網(wǎng)成樹(shù)干、樹(shù)枝狀分布，油井產(chǎn)液經(jīng)井口電加熱器升溫至凝固點(diǎn)后，進(jìn)入維溫的樹(shù)狀電加熱管，主要能耗為耗電量，因此適用于產(chǎn)氣量、產(chǎn)液量較少的外圍油田[1]。與摻水流程相比，其優(yōu)點(diǎn)是減小了集油管徑、減少集油閥組間，降低了站場(chǎng)容器、設(shè)備處理能力的需求，簡(jiǎn)化了地面建設(shè)模式，從而降低了地面建設(shè)投資[2]。但隨著電加熱集油工藝的推廣和長(zhǎng)期運(yùn)行，電加熱系統(tǒng)能耗出現(xiàn)居高不下的情況，如何節(jié)能是目前電加熱流程最主要的研究方向。

外圍油田采油廠，特別對(duì)于油井分布零散、系統(tǒng)依托性差、伴生氣產(chǎn)量不足的區(qū)塊，仍采用電加熱集油工藝占比較多。電加熱集油工藝流程見(jiàn)圖1。

圖1 電加熱集油工藝流程Fig.1 Oil gathering process of electric heating

1 存在的問(wèn)題及問(wèn)題分析

隨著零散無(wú)依托產(chǎn)能區(qū)塊的開(kāi)發(fā)，電加熱集油工藝大量使用，電加熱集輸能耗增加[3]。如某區(qū)塊電加熱器數(shù)量為601 臺(tái)，電加熱管359 km，電加熱集輸總耗電4 495×104kWh，占總耗電的35%，占集輸總耗電的65%。造成電加熱系統(tǒng)能耗增加[4]的主要原因分析如下：

1）電加熱溫控系統(tǒng)問(wèn)題較多，測(cè)溫探頭溫度設(shè)定范圍寬、損壞比例高[5]，從而導(dǎo)致不能實(shí)時(shí)調(diào)節(jié)，一直處于加熱狀態(tài)，增加能耗。

2）電加熱集輸工藝“點(diǎn)、線”升溫、維溫界限不明確，同時(shí)隨著集油系統(tǒng)的運(yùn)行，產(chǎn)液含水率升高，高含水原油凝固點(diǎn)向下偏移，而系統(tǒng)加熱溫度不及時(shí)調(diào)整，造成能耗增加。

2 能耗影響因素及計(jì)算方法

電加熱集油工藝的能耗與集油工況密切相關(guān)，包括加熱溫度和加熱方式。加熱溫度即在保障電加熱管內(nèi)流體正常輸送的前提下得最低加熱溫度，因此需要從凝固點(diǎn)、傾點(diǎn)、凝滯點(diǎn)來(lái)具體分析流體運(yùn)行狀態(tài)。加熱方式包括溫控電伴熱與時(shí)控電伴熱，需要通過(guò)分析具體加熱方式的特點(diǎn)從而挖潛節(jié)能措施。

2.1 凝固點(diǎn)、傾點(diǎn)、凝滯點(diǎn)

原油凝固點(diǎn)是指原油失去流動(dòng)性的最高溫度，原油傾點(diǎn)是指原油尚能流動(dòng)的最低溫度，它們都是評(píng)價(jià)原油流動(dòng)性能的一個(gè)條件性指標(biāo)，被測(cè)原油必須為均一介質(zhì)，如不含水的凈化原油、含水的油包水型原油乳狀液（轉(zhuǎn)相前的中低含水原油，大慶油田含水原油的轉(zhuǎn)相點(diǎn)[6]含水率一般為70%）。

特高含水原油是由油包水型乳狀液和游離水構(gòu)成的油水兩相體系（不是均一介質(zhì)），采用凝滯點(diǎn)作為測(cè)定特高含水原油流動(dòng)性的一個(gè)指標(biāo)，即在一定條件下，對(duì)于出現(xiàn)游離水的高含水原油體系，由其油包水型乳狀液發(fā)生凝固、游離水未凝固而使整個(gè)油水兩相體系停止流動(dòng)的最高溫度（條件性地失去了流動(dòng)性而不是發(fā)生整體凝固），由于存在游離水相，以凝滯點(diǎn)表征的介質(zhì)輸送管道停輸再啟動(dòng)更容易。因此原油在高含水的情況下可以低于凝固點(diǎn)輸送。

2.2 溫控電伴熱與時(shí)控電伴熱

溫控電伴熱：加熱管溫控系統(tǒng)的溫控探頭是其主要構(gòu)成元件之一，與管道綁在一起，探頭的熱敏元件容易受到環(huán)境干擾信號(hào)影響，同時(shí)探頭的響應(yīng)時(shí)間具有延遲性，導(dǎo)致輸出溫度不是測(cè)試點(diǎn)的當(dāng)前溫度；實(shí)際生產(chǎn)過(guò)程中，溫度設(shè)定上下限范圍寬，造成相當(dāng)大的電能損耗。溫控電伴熱示意圖見(jiàn)圖2。

圖2 溫控電伴熱示意圖Fig.2 Temperature controlled electric tracing

時(shí)控電伴熱：在保證合理井口回壓的條件下，時(shí)控器事先設(shè)定好加熱的時(shí)間段與停止加熱的時(shí)間段[7]，通過(guò)控制箱內(nèi)接觸器的閉合與斷開(kāi)，實(shí)現(xiàn)電加熱管內(nèi)穿心電伴熱線纜的啟停；時(shí)控周期=加熱時(shí)間+停止加熱時(shí)間。時(shí)控電伴熱示意圖見(jiàn)圖3。

圖3 室外溫度與地層溫度變化Fig.3 Changes between outdoor temperature and ground temperature

2.3 能耗計(jì)算方法

電加熱系統(tǒng)功率包括電加熱器的加熱功率和電加熱管的維溫功率。

加熱能耗計(jì)算式為：

式中：q液為井口產(chǎn)液提溫消耗的功率，W；c為混合液比熱容，kJ/(kg·℃)；m為單位時(shí)間加熱混合液的質(zhì)量，kg/s；TA為提升溫度，℃；T井口為井口來(lái)液溫度，℃。

維溫能耗（溫控）計(jì)算式為：

式中：Q散為管道每米散熱功率，W/m；K為埋地保溫管道總傳熱系數(shù)，W/(m2·℃)；T液為輸送介質(zhì)溫度，℃；T環(huán)為輸送環(huán)境溫度，℃；d為輸油管道外徑，m。

維溫能耗（時(shí)控）計(jì)算式為：

式中：PP為集輸管線的散熱功率，kW/d；h為電加熱管加熱功率，W/m；L為輸管線的長(zhǎng)度，m；T為電加熱的時(shí)控周期，h；Tre為集輸管線時(shí)控周期中的加熱時(shí)間，h。

3 節(jié)能措施及應(yīng)用效果

3.1 優(yōu)化設(shè)計(jì)參數(shù)

1）調(diào)整維溫功率。大慶油田集油區(qū)塊凝固點(diǎn)在35～40 ℃，電加熱管規(guī)格為DN50 mm～DN100 mm，電加熱管所處環(huán)境主要為中等濕度、潮濕或水下。通過(guò)計(jì)算，除了水下環(huán)境，其余環(huán)境下電加熱維溫功率可以由常規(guī)的30 W/m 調(diào)整為20 W/m。35 ℃和40 ℃時(shí)管道維溫功率計(jì)算見(jiàn)表1。

表1 35 ℃和40 ℃時(shí)管道維溫功率計(jì)算Tab.1 Calculation of pipeline temperature power at 35 ℃and 40 ℃

2）時(shí)控啟停電加熱管。以某區(qū)塊一條干線為例（例1），該干線日產(chǎn)液89.2 t，日產(chǎn)油20.5 t，含水率88.9%，干線通過(guò)時(shí)間繼電器控制啟動(dòng)電加熱管[8]，以主干線為主，各支線不動(dòng)，相鄰兩段管線加熱時(shí)間錯(cuò)開(kāi)，做到一段加熱一段停止，進(jìn)站溫度約29 ℃。日節(jié)電205.65 kWh，年節(jié)電3.7×104kWh，電價(jià)為0.706 元/kWh，僅該條干線年可節(jié)約電費(fèi)2.61 萬(wàn)元，具體計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表2。

表2 例1 時(shí)控和溫控能耗計(jì)算對(duì)比（5—10 月）Tab.2 Comparison of energy consumption calculations for time control and temperature control with Example 1（May to October）

3）“線升溫、線維溫”集油方式。對(duì)于低含水井，以某區(qū)塊一條干線為例（例2），該干線管轄平臺(tái)2 座，油井5 口，該區(qū)塊原油凝固點(diǎn)32 ℃。采用“線升溫、線維溫”電加熱集油進(jìn)站，管道長(zhǎng)度1 390 m，管道規(guī)格?68 mm×3.5 mm ，2 座平臺(tái)建設(shè)穿心電伴熱裝置功率分別為10 kW、18 kW，含水率低，僅在5—10 月可正常運(yùn)行，井口回壓0.80 MPa，進(jìn)站溫度28 ℃，其余月份運(yùn)行時(shí)頻繁凍堵，關(guān)井，具體計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表3。對(duì)于低含水油井，采用“線升溫、線維溫”集油方式季節(jié)性適用，在冬季需要采用“點(diǎn)升溫、線維溫”集油方式。

表3 例2 干線運(yùn)行情況統(tǒng)計(jì)Tab.3 Statistics of main line operation for Example 2

對(duì)于高含水井，以1 座拉油點(diǎn)所轄電加熱集油井為例（例3），該拉油點(diǎn)管轄油井4 口，原油凝固點(diǎn)為31 ℃，采用井口不設(shè)電加熱器的“線升溫、線維溫”電加熱集油工藝，僅靠穿心電伴熱管將原油輸送至拉油點(diǎn)。該區(qū)塊投產(chǎn)后，2 條干線進(jìn)拉油點(diǎn)溫度為29 ℃，油井回壓為0.3～0.4 MPa，未發(fā)生凍堵，一直正常運(yùn)行。相較于“電升溫、線維溫”的電加熱集油工藝，減少電加熱器3 臺(tái)，同時(shí)也驗(yàn)證了“線升溫、線維溫”電加熱集油工藝的可行性。因此對(duì)于高含水油井，采用“線升溫、線維溫”集油方式可行，原油可以低于凝固點(diǎn)3 ℃進(jìn)站。拉油點(diǎn)運(yùn)行情況統(tǒng)計(jì)見(jiàn)表4。

3.2 深挖管理節(jié)電潛力

1）調(diào)節(jié)電加熱管道設(shè)定溫度。原油在高含水的情況下失去流動(dòng)性時(shí)溫度比凝固點(diǎn)低，在滿足生產(chǎn)的情況下，以末端井回油壓力小于或等于1.0 MPa 為判別條件，根據(jù)季節(jié)調(diào)整電加熱管設(shè)定溫度，盡量調(diào)低該溫度，從而減少耗電量?，F(xiàn)場(chǎng)已實(shí)施油井402 口，現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施情況統(tǒng)計(jì)見(jiàn)表5。

2）動(dòng)態(tài)管理井口電加熱器。根據(jù)室外溫度與地層溫度變化關(guān)系曲線，在滿足生產(chǎn)的情況下合理調(diào)節(jié)或停運(yùn)井口電加熱器，6 月、10 月間隔運(yùn)行部分井口電加熱器，7—9 月停運(yùn)全部電加熱器，截至10 月份停用電加熱器共328 臺(tái)，其余月份采用“電加熱、線維溫”運(yùn)行方式。對(duì)于低產(chǎn)油、高含水油井，改變加熱方式，拆除井口電加熱器，采用外纏電熱帶直管段代替。室外溫度與地層溫度變化見(jiàn)圖3。

3）關(guān)停低效運(yùn)行管道[9]。根據(jù)油井實(shí)際情況，與地質(zhì)開(kāi)發(fā)相結(jié)合，停運(yùn)高含水油井、滲析油井，以減少能耗。A 區(qū)塊停運(yùn)8 口高含水油井、B 區(qū)塊停運(yùn)7 口滲析油井，停運(yùn)電加熱管8.9 km、電加熱器 17 臺(tái)， 總功率 256 kW， 年節(jié)電量達(dá)112.13×104kWh。

3.3 應(yīng)用效果

通過(guò)以上措施，電加熱集輸節(jié)能降耗可取得了較好的效果。在電加熱集油油井1 578 口，電加熱器601 臺(tái)，電加熱管359 km 的前提下，采用節(jié)能措施后， 電加熱集輸用電量比去年同期降低547×104kWh。

4 結(jié)論

1）與溫控方式相比，時(shí)控電伴熱取消了溫度傳感器這一元件，通過(guò)控制箱內(nèi)的接觸器，就像在管線里加一個(gè)“鬧鐘”，定時(shí)工作，定時(shí)休息，用時(shí)間控制加熱，具有較好的節(jié)能效果。

2）“線升溫、線維溫”集油方式對(duì)于低含水原油適用于5—10 月，對(duì)于高含水原油均適用，同時(shí)結(jié)合生產(chǎn)實(shí)際，在合理的井口回壓下，摸索含水原油低溫電加熱集輸?shù)淖畹瓦M(jìn)站溫度，從而調(diào)整電加熱加熱溫度，降低電加熱能耗。

3）動(dòng)態(tài)管理電加熱器和電加熱管，包括根據(jù)環(huán)境溫度停運(yùn)或間歇運(yùn)行電加熱器和根據(jù)油井工況關(guān)停電加熱器或電加熱管，通過(guò)建設(shè)運(yùn)行時(shí)間的方式降低電加熱能耗。