轉(zhuǎn)油站無伴熱集輸工藝改造的技術(shù)研究

初旭（大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠）

目前某油田已處于特高含水期開發(fā)階段，綜合含水率已達97.2%，受環(huán)境溫度及原油物性的影響，集輸系統(tǒng)采用井、站、間三級布站模式，以雙管摻水熱洗集油工藝為主。由于雙管摻水熱洗集油工藝生產(chǎn)中需加熱游離水進行回摻，耗氣量、耗電量較高，制約著油田的降本增效目標[1-2]。為此，探索開展了集輸系統(tǒng)無伴熱集輸工藝優(yōu)化簡化技術(shù)研究。

1 存在的問題

隨著該油田開發(fā)不斷深入，地面系統(tǒng)雙管摻水熱洗集輸工藝存在以下幾個問題：

1）集輸系統(tǒng)運行能耗高。該油田共有油井5 835 口，2021 年全廠總耗電15.33×108kWh，其中集輸系統(tǒng)耗電1.29×108kWh，占比8.4%。全廠總耗氣2.04×108m3，集輸系統(tǒng)耗氣1.94×108kWh，占比95.09%。“十四五”期間，全廠預(yù)計新增耗電量8 183×104kWh，新增耗氣量2 493×104m3，能耗大幅度增加。

2）生產(chǎn)維護成本高。近年來，隨著轉(zhuǎn)油站運行年限的增加，站庫腐蝕老化問題逐年增多，為了治理站庫相關(guān)問題，每年生產(chǎn)運行維護成本達到180 萬元左右，高維護成本問題日益突出[3]。

3）管道維護費用高。該油田現(xiàn)有集輸管道5 296 km，占管道總量的55.27%。2021 年集輸管道失效7 133 次，占比65.4%，年失效率為1.47 次/km。每年用于治理管道失效費用高達8 000萬元，其中摻水熱洗管道失效占總集輸管道失效的2/3 左右，管道維護成本不斷增高。

2 集輸工藝改造

由于該油田地處高寒地區(qū)，采出液具有含蠟量高、含聚濃度高、黏度高等特點，在無保障措施情況下，采出液結(jié)蠟嚴重，管線冬季易凍堵。傳統(tǒng)應(yīng)對措施主要采用雙管摻水熱洗集輸工藝，包括摻水系統(tǒng)、熱洗系統(tǒng)。該工藝優(yōu)點是能夠利用回摻水提高采出液集輸溫度，增加采出液流動性；缺點是能耗大，管線維修更換成本高，環(huán)保壓力較大[4]。

為避免傳統(tǒng)雙管摻水熱洗集輸工藝缺點，進行了無伴熱單管集輸工藝改造的理論探索。采用無伴熱集輸必須滿足兩個條件：一是保證采出液不摻水進站時溫度不低于凝固點；二是保證油井無固定熱洗工藝下清蠟效果滿足生產(chǎn)需求。其中采出液不摻水加熱方式包括井口電加熱、井下空心抽油桿電加熱及井筒電加熱；油井無固定熱洗清蠟方式包括化學(xué)加藥清蠟、移動熱洗車清蠟、井下電加熱清蠟。實際生產(chǎn)應(yīng)用中，油井高效清蠟降黏裝置及井口電加熱器應(yīng)用效果較好，工藝較為成熟。

2.1 油井高效清蠟降黏裝置

油井高效清蠟降黏裝置用于實現(xiàn)井筒加熱、井下清蠟，同時提高油井出油溫度，滿足集輸溫度要求，應(yīng)用后可取消地面摻水及熱洗設(shè)施[5]。油井電加熱裝置主要由井下發(fā)熱單元總成和地面控制系統(tǒng)兩部分組成。用護槽扎帶將井下發(fā)熱單元緊固在油管外壁上，井下發(fā)熱單元與地面控制系統(tǒng)連接。該裝置可以補充原油在舉升過程中的熱損失，解決結(jié)蠟及凝固現(xiàn)象，保證采油井的正常運行。清蠟裝置安裝在井下，用于解決原油結(jié)蠟問題，節(jié)約能耗（降低抽油機、電潛泵的載荷），延長檢泵周期，提高原油產(chǎn)量，降低泵桶維護成本，從而提高產(chǎn)能。

油井高效清蠟降黏裝置可替代原有熱洗工藝流程，應(yīng)用120 口井，有效率100%，全部達到清防蠟要求。通過現(xiàn)場應(yīng)用，試驗井回壓有效降低，采出液溫度由平均33 ℃提升至52 ℃左右，溫升效果明顯；平穩(wěn)運行時，其工作電流穩(wěn)定在50 A；發(fā)熱溫度80～90 ℃，充分補償了原油在舉升過程中散失的熱量，使其維持在析蠟點以上，抑制蠟析出現(xiàn)象。

2.2 井口電加熱器

為避免低產(chǎn)液井在井筒加熱出現(xiàn)故障時，時間過長導(dǎo)致集油管線凍堵，對低產(chǎn)液油井（產(chǎn)液量低于60 m3/d，出油溫度為36.8 ℃）應(yīng)用井口電熱器，作為保障措施，確保低產(chǎn)液井平穩(wěn)運行。為提高加熱爐效率，采用電磁井口電加熱器，橇裝裝置，便于搬遷[6]。

井口電加熱器工作原理為：交流電通過線圈時，線圈會產(chǎn)生高速變化的磁場，交變磁力線通過金屬時產(chǎn)生電流渦流和交替的磁矯頑力，使金屬本身的載流子高速無規(guī)則運動，載流子與原子互相碰撞、摩擦而產(chǎn)生熱能加熱介質(zhì)。其具有以下特點：加熱快，20 s 加熱核心溫度達到100 ℃以上；熱效率高，平衡磁路設(shè)計發(fā)熱均勻、熱交換效率高；同等條件下，比電阻式加熱方式節(jié)能最大可達30%以上，預(yù)熱時間縮短50%以上。

電加熱器應(yīng)用效果：16-22 井區(qū)自投產(chǎn)以來，含水率低、原油黏度大，含蠟23%，含膠質(zhì)33%，含瀝青質(zhì)2.94%，凝點25 ℃，析蠟點58 ℃。由于原油物性，投產(chǎn)以來頻繁發(fā)生桿不下、卡泵等情況，已卡泵返工8 井次。由于井區(qū)無熱洗流程，過去只能用熱洗車洗井的方式處理。該井區(qū)投產(chǎn)至今共10 口井應(yīng)用井下電加熱清蠟裝置，正常投產(chǎn)6口，這6 口井回油溫度能夠保證正常生產(chǎn)，且均未發(fā)生桿不下停井情況。說明井下電加熱清蠟裝置可以有效地解決井區(qū)桿不下停井問題，保障井口平穩(wěn)運轉(zhuǎn)。16-22 井區(qū)單井電加熱清蠟裝置使用效果見表1。

表1 16-22 井區(qū)單井電加熱清蠟裝置使用效果Tab.1 Utilization effect of single well electric heating wax removal device in Well 16-22

3 現(xiàn)場試驗

計劃在喇501 轉(zhuǎn)油站開展單管集輸工藝改造現(xiàn)場應(yīng)用。該站轄49 口油井，平均含水率達96%，采出液含蠟量為34.7%、凝固點為36 ℃，原油黏度59.64 mPa·s（45 ℃），平均含聚濃度150 mg/L，屬于高寒地區(qū)、特高含水率、高含蠟量、高含聚合物的轉(zhuǎn)油站。經(jīng)過計算，49 口井臨界黏壁溫度27～32 ℃，平均29 ℃。

3.1 喇501 轉(zhuǎn)油站概況

喇501 轉(zhuǎn)油站位于喇北北塊二區(qū)，于1983 年10月1 日建成投產(chǎn)，為水驅(qū)轉(zhuǎn)油站，設(shè)計規(guī)模為5 000 t/d，共管轄計量間6 座，油井49 口。該站2003 年進行了局部改造，喇501 轉(zhuǎn)油站油站主要工藝流程見圖1。該站更換了部分外輸泵及摻水泵，采用游離水脫除、泵前爐處理工藝，各計量間來液進入分離緩沖游離水脫除器，處理后含水油經(jīng)升壓、計量后外輸至喇560 聯(lián)合站；脫出的游離水經(jīng)二合一加熱爐提溫，一部分污水經(jīng)摻水泵升壓，輸至計量間摻水，另一部分污水經(jīng)熱洗泵升壓，進入高效熱洗爐進行二次提溫，然后輸至計量間熱洗；脫出的天然氣經(jīng)除油器脫除水蒸氣及輕質(zhì)油，一部分外輸喇Ⅲ-1 放水站，一部分作為站內(nèi)加熱爐自耗。

圖1 喇501 轉(zhuǎn)油站油站主要工藝流程Fig.1 Main process flow of La 501 oil transfer station

2021 年該站全年處理液量為182.4×104t，耗電總量為95.05×104kWh，耗氣總量為287×104m3。目前該站游離水脫除器分離緩沖設(shè)計能力10 000 t/d，預(yù)測未來10 a 處理液量為5 003 t/d（外輸液量3 892 t/d、摻水量1 111 t/d），負荷率為50.03%，單臺檢修時負荷率100.06%。

3.2 流程改進及措施應(yīng)用

喇501 轉(zhuǎn)油站由于運行年限長，站內(nèi)工藝設(shè)施腐蝕老化嚴重，系統(tǒng)運行能耗高，維護成本高，急需進行整站改造。考慮到未來轉(zhuǎn)油站低耗運行、方便生產(chǎn)、方便管理的要求，進行了無伴熱集輸工藝流程的理論探索[7]。

目前該站單井產(chǎn)液量為35～190 t/d，經(jīng)模擬，井口出油溫度26～34 ℃，部分低產(chǎn)液井由于出油溫度較低，為滿足采出液凝固點進站溫度要求，需配套安裝井下高效清蠟降黏裝置并應(yīng)用井口電加熱裝置。

經(jīng)計算，高效清蠟降黏裝置安裝深度宜為700～1 000 m，功率調(diào)節(jié)方式選用范圍調(diào)節(jié)（初期投運功率55.2～75.5 kW），加熱方式設(shè)定為周期加熱（初期50 d）。按照熔蠟溫度50 ℃，控制系統(tǒng)溫度50～55 ℃計算，井口出油溫度可升高至40 ℃。熱力計算情況見表2。

表2 熱力計算情況Tab.2 Thermal calculation situation

喇501 轉(zhuǎn)油站改造前后工藝對比見圖2，站內(nèi)簡化前后工藝流程對比見圖3。通過無伴熱工藝改造，取消了喇501 轉(zhuǎn)油站站內(nèi)摻水、熱洗等能耗設(shè)施，實現(xiàn)了工藝流程優(yōu)化簡化，降低了生產(chǎn)運行成本[8]。調(diào)整后喇501 轉(zhuǎn)油站僅保留分離緩沖游離水及外輸泵工藝流程，通過油氣分離，油氣分輸至喇Ⅲ-1 放水站，能夠滿足生產(chǎn)要求。

圖2 集輸工藝改造前后對比Fig.2 Comparison of gathering and transmission process before and after transformation

圖3 站內(nèi)簡化前后工藝流程對比Fig.3 Comparison of process flow before and after simplification in the station

3.3 效益分析

3.3.1 改造前后能耗對比

通過產(chǎn)能預(yù)測，將2023—2032 年期間喇501 轉(zhuǎn)油站能耗進行對比，原有已建工藝年平均耗氣量287×104m3，年平均耗電量95×104kWh，折合能耗3 934 t 標煤；按冬季低溫摻水、夏季停摻模式運行，年平均耗氣量173×104m3，年平均耗電量63×104kWh，折合能耗2 378 t 標煤。改造后采用無伴熱集輸工藝模式運行無耗氣，年平均耗電量561×104kWh，折合能耗689 t 標煤。喇501 轉(zhuǎn)油站進行無伴熱集輸工藝改造后，比原有集輸模式運行方案年均節(jié)能3 245 t 標煤，因此該工程擬采用無伴熱集輸工藝改造。

3.3.2 經(jīng)濟效益分析

生產(chǎn)運行費用：項目實施后，與原有已建工藝相比，預(yù)計年均減少耗氣287×104m3，年均增加用電466×104kWh，節(jié)約標煤3 224 t。按照工業(yè)用氣1.64 元/m3，耗電0.71 元/kWh 計算，年均節(jié)省生產(chǎn)運行費用139.82 萬元。

站內(nèi)設(shè)備維護費用：轉(zhuǎn)油站新建費用約2 000萬元，實施無伴熱集輸工藝改造后，去掉了摻水系統(tǒng)、熱洗系統(tǒng)，按經(jīng)驗依照該部分運行費用占比2.5%計算，年節(jié)省維護費用50 萬元。

管線維修維護費用：喇501 轉(zhuǎn)油站轄單井摻水、熱洗管線共21.70 km，年均管道失效率1.47次/km，平均年穿孔32 次，穿孔維修費用按2 000 元/處計算，年節(jié)約管道維護費用6.4 萬元。

節(jié)約人工費用：簡化工藝后，減少崗位人員配備，節(jié)約人工15 人，按每人每年15 萬元計，年節(jié)約費用為225 萬元。多個項目估算共節(jié)費用421.22萬元。

社會效益：工藝改造后，簡化了集輸系統(tǒng)過程管理，年均節(jié)能量折標煤3 224 t，年均減少CO2排放量8 037 t；在生產(chǎn)平穩(wěn)運行基礎(chǔ)上，可有效減少碳排放量，為實現(xiàn)油田公司雙碳目標提供保障，為轉(zhuǎn)油站實現(xiàn)無人值守奠定基礎(chǔ)[9-10]。

4 結(jié)論

1）無伴熱集輸工藝配套井下高效清蠟降黏裝置及井口電加熱裝置，可替代常規(guī)摻水熱洗集油工藝，保障原油管線冬季不凍堵，能夠滿足高寒地區(qū)、特高含水、高含蠟量等條件下的運行需求。

2）無伴熱集輸技術(shù)的應(yīng)用，在原有工藝流程基礎(chǔ)上去掉了伴熱工藝及配套管線，可有效降低站庫運行費用及管道修復(fù)費用，節(jié)約生產(chǎn)運行成本。

3）進行特高含水期集輸系統(tǒng)優(yōu)化，可實現(xiàn)由雙管摻水集輸向無伴熱集輸方式的轉(zhuǎn)變，為新建站庫提供有效技術(shù)支持，為油田綠色、高效生產(chǎn)提供有力保障。

4）轉(zhuǎn)油站應(yīng)用無伴熱集輸工藝能夠有效減少加熱爐碳排放量，為實現(xiàn)雙碳目標夯實基礎(chǔ)[9-10]。