貝中作業區電加熱集油系統運行模式探討

劉鑫（大慶油田有限責任公司呼倫貝爾分公司）

貝中作業區全年耗電3 247×104kWh，其中電加熱系統耗電1 528×104kWh，占全年耗電的47.05%。為了進一步落實分公司《2021年提質增效工作方案》的安排，細化管理方式加強生產運行動態管理。降低電加熱管無效能耗，提高電能耗利用率。開展了電加熱集油系統運行模式探索。

1 電加熱系統運行現狀

貝中作業區目前共有油井292口，其中采用電加熱集油工藝井239口。常規電熱管集油工藝主要由井口電熱帶、加熱器、電加熱管三部分構成。集膚電加熱工藝由集膚電加熱井口、內穿芯集膚電加熱管兩部分組成，同時配套各部分溫控裝置。電熱帶保證井口流程溫度，加熱器提供初始輸送溫度，電加熱管保證原油輸送過程中的恒定溫度，溫控裝置為各設備提供溫度監測和控制。井口加熱方面有常規電加熱帶+電加熱器、集膚效應電加熱兩種，電加熱管線有碳纖維電加熱管、外穿槽式電加熱管、集膚效應內穿心電加熱管三種[1-3]。電加熱類型統計見表1。

表1 電加熱類型統計Tab.1 Electric heating type statistics

作業區共有集油干線10條。其中貝中1轉油站集油干線8條，油井201口。貝中2轉油站2條集油干線在匯合后靠自壓進入貝中1轉油站，油井67口。管線規格有?48、?59、?76、?89、?114與?159六種，總長度為107.8 km，在運93.3 km，在運負荷1 643.9 kW，井口電加熱器148臺（含集膚電加熱器34臺），負荷1 300 kW。各干線負荷統計見表2。

表2 各干線負荷統計Tab.2 Load statistics for each trunk line

2 存在的主要問題

2.1 設備老化，故障率高，維護成本高

自2009年6月投產至今，作業區電加熱集油系統已運行12年，隨著使用年限增加，系統故障率逐年升高，投產以來累計故障6 874次，影響產量5 840.5 t。電加熱集油系統實施外包化管理，年維護成本在200萬元以上，維護成本高。各干線負荷統計見表3。

表3 各干線負荷統計Tab.3 Load statistics for each trunk line

2.2 冬季管理難度大，處理故障困難

電加熱集油系統涉及裝置多，工藝復雜，冬季運行時設備故障，會導致單井或系統壓力升高，處理不及時會導致井口薄弱點跑油，存在極大的環保隱患，同時增加員工工作量[4]。當電加熱管線出現故障時，需挖掘出地下管線，冬季海拉爾凍土層高達2.8 m，破土施工困難。電加熱管冬季施工次數2018年121次，2019年130次，2020年138次。

2.3 井口回壓高

電加熱集油系統采用的是單管樹狀集油流程，首端井進站距離遠且同干線井回壓相互影響，導致首端井回壓偏高，目前全區平均回壓0.8 MPa，平均回壓超過1 MPa干線3條。各干線回壓統計見表4。

表4 各干線回壓統計Tab.4 Back pressure statistics for each trunk line

2.4 系統能耗高

集油系統電加熱管及電加熱器總負荷2 943.9 kW，冬季投用井口電熱帶總負荷約300 kW，夏季（5—9月）日均耗電2.2×104kWh，冬季日均耗電4.9×104kWh，集油系統耗電約占作業區總耗電的43.7%，系統能耗高。近三年耗電量構成見表5。

表5 近三年耗電量構成Tab.5 Power consumption composition in the past three years

3 提升電加熱系統管理的方式

3.1 強化日常管理

結合歷年電加熱系統管理經驗，總結出適應于日常管理的“看、摸、測”、“3+2”管理法，加強各相關方培訓，明確巡檢要點。“看”加熱器溫度、加熱管溫度、加熱線溫度、管線長干閥溫度；“摸”井口電熱帶、組合閥立管、加熱器出口、旁通管線和加熱器后立管；“測”井口回壓和加熱管電流。“3+2”是指三個機關班組，對接兩個一線生產承包商，轉油站和采油隊，進行生產、安全、環保三方面運行管理，做到信息發現、下發、整改，反饋等管理流程。班組每日巡回檢查井口回壓及設備加熱情況、承包商嚴格執行巡線制度、轉油站實時監測各干線進站溫度及壓力變化，技術組負責集油參數抽查、生產組負責更換物料監督[5-7]。做到故障及時發現，維修有效保障，物料合理更換，系統平穩運行。

3.2 降低系統回壓

針對“樹”狀電加熱系統有多個首端井的實際情況，單點沖洗管線不能做到全覆蓋，作業區經過試驗將原單點沖洗改為各分支多點沖洗，降回壓效果明顯提高。現場采集數據分析，沖洗有效期在3個月左右，因此將干線沖洗周期確定為每季度一次[8-9]。干線沖洗情況對比見表6。

表6 干線沖洗情況對比Tab.6 Comparison of trunk line flushing situation

利用集油管網管徑及產液量差別，實行管線并網施工。同時在2#干線加裝撬裝降回壓裝置用以降低干線回壓。并線改造后，2#干線回壓平均下降0.55 MPa，回壓高于1.5 MPa降為2口，3#干線回壓上升0.12 MPa。加裝撬裝回壓裝置后，2#干線直接受效的13口井平均回壓由1.1 MPa降至0.7 MPa，首端井最高回壓由1.5 MPa降至1.1 MPa，系統運行平穩，泵后井回壓穩定。

3.3 加強能耗控制

為加強能耗管理制定了電加熱系統調整方案，逐條梳理管線現狀，根據每條干線長度、產液量、含水情況制定針對性調整，制定《集油系統單井溫度調整方案》，分批次調整集油系統溫度。根據實際情況于4月下旬開始調整電加熱系統溫度，6月上旬開始停運井口電加熱器、電熱帶使轉油站夏季進站溫度嚴格控制在33℃以下，利用物聯網監控系統，每日對轉油站進站溫度進行檢查[10-12]。

為挖掘集油系統節能潛力，制定《集油管線間段運行方案》，主要針對位于干線中部的部分管線，于每年6—9月份實施間斷加熱運行，共計停運管線9.68 km，總負荷176 kW，按夏季平均負荷率31%計 算，日 均 節 電1 310 kWh，年 節 電16.0×104kWh，實施前后首端井回壓上升0.06 MPa，系統運行平穩。間斷加熱首端井壓力監測見表7。

表7 間斷加熱首端井壓力監測Tab.7 Intermittent heating of the first well of pressure monitoring

隨著作業區轉注井、轉提撈井及長關井逐年增多，閑置管線隨之增加；為節省電量，從集油管網整體考慮，逐井分析停運潛力，近幾年共計切斷停運管線44條13.83 km、功率211 kW；按全年平均負荷率40%計算，實現年節電46.5×104kWh。管線切斷停運統計見表8。

表8 管線切斷停運統計Tab.8 Pipeline cut-off and outage statistics

4 結論

1）電加熱集油系統管理是一個動態管理過程，只有不斷摸索調整設置才能最大限度的達到節能降耗目的。通過對故障的判斷及處理措施的不斷摸索，總結出的“看、摸、測”、“3+2”管理方法，在實際應用中取得了良好的管理效果。

2）實行管線切斷及間斷加熱，在確保系統正常運行的情況下，能夠有效的降低用電能耗。近年來共計切斷停運管線44條13.83 km、功率211 kW，按全年平均負荷率40%計算，實現年節電46.5×104kWh。

3）干線沖洗可以有效清潔管壁，降低系統回壓。