高含蠟油井“光熱+”多能互補(bǔ)伴熱開發(fā)實(shí)踐探索

張孝友，沈和平，鄂大偉，楊宇輝

（中國(guó)石化河南油田分公司，河南南陽(yáng) 473132）

油氣田企業(yè)是產(chǎn)能大戶，也是耗能大戶。推進(jìn)油氣與新能源融合發(fā)展，既是油氣田企業(yè)實(shí)現(xiàn)高質(zhì)量發(fā)展的必然選擇，更是減少碳排放、實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰碳中和的重要舉措。某油田踐行低碳發(fā)展理念，根據(jù)原油含蠟量高的實(shí)際情況，利用區(qū)域豐富的太陽(yáng)能光熱資源等優(yōu)勢(shì)，探索形成了“光熱＋伴生燃?xì)饽埽入姡珒?chǔ)熱”多能互補(bǔ)加熱技術(shù)，實(shí)現(xiàn)高含蠟油井加熱電耗與運(yùn)行成本的雙下降，提升了油氣能源的供給能力[1-2]。

1 概況

1.1 高含蠟油井生產(chǎn)工藝現(xiàn)狀

某油田東部油區(qū)部分開發(fā)單元原油含蠟量高達(dá)20%～35%，凝固點(diǎn)在35～45 ℃之間，屬于高凝油。原油在舉升過(guò)程中極易發(fā)生蠟卡、蠟堵等現(xiàn)象，從而引發(fā)抽油機(jī)負(fù)荷超載甚至設(shè)備側(cè)翻的安全事故。經(jīng)多年技術(shù)探索和生產(chǎn)實(shí)踐，形成了雙空心桿熱水循環(huán)井筒保溫工藝，有效解決高凝油井筒舉升的安全問(wèn)題。生產(chǎn)工藝流程見圖1。

圖1 油井雙空心桿熱水循環(huán)加熱工藝流程示意

儲(chǔ)液箱里的載熱體經(jīng)地面泵增壓、電加熱器升溫后，送入特種同軸式雙空心桿，熱流體自中心管注入，從中心管與外管環(huán)形空間返回至地面儲(chǔ)液箱，完成一個(gè)載熱體在雙空心桿內(nèi)的流動(dòng)循環(huán)；同時(shí)，桿內(nèi)熱流體與油管內(nèi)的采出液進(jìn)行熱交換，實(shí)現(xiàn)采出液在舉升過(guò)程中的加熱與維溫。雙空心抽油桿的內(nèi)外管采用雙向密封結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，保證內(nèi)外兩個(gè)通道密封和相互獨(dú)立，內(nèi)管外表面進(jìn)行了隔熱處理，避免熱流體在桿內(nèi)循環(huán)時(shí)產(chǎn)生熱短路。

1.2 存在的主要問(wèn)題

油管內(nèi)空心桿熱水循環(huán)加熱工藝可有效解決高凝油舉升中的維溫問(wèn)題，地面配套設(shè)備及工藝也較簡(jiǎn)潔，但加熱能耗大、運(yùn)行成本高的問(wèn)題表現(xiàn)較為突出。

其次，缺乏不同時(shí)段不同季節(jié)加熱參數(shù)優(yōu)化控制的技術(shù)手段，沒(méi)有挖掘尖峰平谷分時(shí)電價(jià)差異化結(jié)算的降本潛力。以用電高峰季節(jié)8月份為例，不同時(shí)段電度電價(jià)差異較大，其中尖段、峰段和平段電度電價(jià)分別是谷段的4.56倍、3.90倍和2.30倍，如果采用以谷電為主的電加熱工藝，可發(fā)揮較大的節(jié)約電費(fèi)潛力。

第三，部分油井低壓伴生天然氣資源沒(méi)有合理利用，由于量少、壓力低，套管氣不能直接進(jìn)生產(chǎn)系統(tǒng)回收，放空生產(chǎn)又不符合環(huán)保排放標(biāo)準(zhǔn)。

第四，單一能源不能滿足生產(chǎn)需求。近年來(lái)，油田嘗試采用太陽(yáng)能集熱器、空氣源熱泵等節(jié)能技術(shù)替代電加熱工藝，但受太陽(yáng)能及空氣源等綠色能源品質(zhì)不穩(wěn)定性、晝夜差異大、寒冬季節(jié)設(shè)備故障多等影響，無(wú)法滿足油井安穩(wěn)生產(chǎn)需求。

2 油井“光熱＋”多能互補(bǔ)工藝設(shè)計(jì)

2.1 基本思路

該油田以E古2井現(xiàn)有可利用光熱資源為基礎(chǔ)，合理布置太陽(yáng)能集熱裝置，并以優(yōu)先利用太陽(yáng)能和套管伴生氣燃?xì)饽転樵瓌t，建立蓄熱儲(chǔ)熱和用熱管理系統(tǒng)。當(dāng)熱管理系統(tǒng)自動(dòng)識(shí)別儲(chǔ)能不足時(shí)，啟動(dòng)谷段電加熱補(bǔ)充熱能，以達(dá)到集熱、儲(chǔ)熱和用熱過(guò)程自動(dòng)化、用電量及成本最優(yōu)化的目的。

2.2 蓄熱儲(chǔ)熱體及工藝流程確定

基于井筒雙空心桿循環(huán)載熱體為軟化水的特點(diǎn)，確定以軟化水為太陽(yáng)能集熱、燃?xì)饽苄顭峒半娂訜嵫a(bǔ)熱的共用介質(zhì)。不同的集熱過(guò)程共用一種載熱介質(zhì)，可簡(jiǎn)化儲(chǔ)熱換熱環(huán)節(jié)，有利于綜合熱利用率的提高。

（1）蓄熱儲(chǔ)熱體容量及結(jié)構(gòu)。經(jīng)測(cè)試E古2井日均耗電463.5 kW·h，考慮在極端天氣及燃?xì)饽懿蛔闱闆r下全部依靠谷電輔助補(bǔ)能，且儲(chǔ)熱介質(zhì)溫度變化幅度控制在10 ℃以內(nèi)，選用40 m3臥式圓體罐作為蓄熱儲(chǔ)熱體。在罐體底部設(shè)計(jì)φ273 mm×6 mm的U形水平煙道。U形煙道既是套管伴生氣燃燒的爐體，也是燃?xì)饽軣峤粨Q的傳熱體；其一端引出罐體外以安裝燃?xì)馊紵鳎硪欢艘霾⑦B接煙囪。電加熱補(bǔ)能裝置水平布置在U形煙道引出兩端的中間。

目前，關(guān)于HDACI類藥物抗腫瘤作用機(jī)制的研究備受關(guān)注，但HDACI類藥物單獨(dú)用于卵巢腫瘤治療的同時(shí)能激活一些促進(jìn)細(xì)胞存活及轉(zhuǎn)移的信號(hào)通路(如NF-κB、Notch通路等)，使藥物的殺傷力降低，甚至導(dǎo)致腫瘤細(xì)胞發(fā)生耐藥。采用包含HDACI類藥物在內(nèi)的聯(lián)合治療方案的療效較傳統(tǒng)治療方式明顯提高，但其抗腫瘤作用機(jī)制涉及廣泛，仍有待進(jìn)一步深入研究。關(guān)于HDACI類藥物作用于復(fù)發(fā)性耐藥卵巢腫瘤機(jī)制的相關(guān)研究較少，可能的機(jī)制闡述有待完善。期待進(jìn)一步的研究找到療效更佳的聯(lián)合治療方案，以提高藥物的抗腫瘤作用。

（2）工藝流程設(shè)計(jì)。主要包括太陽(yáng)能集熱循環(huán)流程、套管氣采集流程和雙空心桿循環(huán)流程等，見圖2。為節(jié)約設(shè)備投資，按照一套裝置帶動(dòng)3口油井設(shè)計(jì)，井距控制在400米范圍以內(nèi)。

圖2 油井多能互補(bǔ)熱水循環(huán)工藝流程示意

2.3 配套設(shè)備選型

多能互補(bǔ)裝置配套設(shè)備主要包括太陽(yáng)能集熱器、燃燒器、電加熱器及地面泵等。

（1）太陽(yáng)能集熱器。通過(guò)空心桿循環(huán)熱水溫度要求、循環(huán)水質(zhì)特點(diǎn)、集熱效率、耐壓特性、夏季防曬和冬季防凍特性、單管失效對(duì)系統(tǒng)的影響等多方面對(duì)比，選用金屬超導(dǎo)真空熱管型太陽(yáng)能集熱器。根據(jù)井場(chǎng)布局及預(yù)留油井維護(hù)性作業(yè)空間需求，對(duì)14塊集熱器采用上下兩層布置，提高井場(chǎng)空間利用率，有效采光面積45 m2。

（2）燃燒器選型。依據(jù)油田套管伴生氣為低硫組分、測(cè)試壓力低于0.1 MPa的特點(diǎn)，選用50 kW切割式預(yù)混低氮燃燒器，可實(shí)現(xiàn)2～6 kPa天然氣的安全燃燒控制，滿足氮氧化物排放濃度在30 mg/m3的環(huán)保要求。油田伴生天然氣主要組分分析如表1所示。

表1 油田伴生天然氣主要組分分析

（3）電加熱器。按照極端天氣利用谷電加熱能滿足至少24小時(shí)用熱量的情形，選配容量為60 kW電加熱器，考慮裝置長(zhǎng)時(shí)間運(yùn)行的安全性，為電加熱配設(shè)過(guò)熱自動(dòng)保護(hù)裝置。

2.4 熱管理系統(tǒng)程序設(shè)計(jì)

熱管理系統(tǒng)通過(guò)對(duì)太陽(yáng)能集熱器溫度、燃?xì)鈮毫Φ臏y(cè)量確定集熱設(shè)備的自動(dòng)啟停；通過(guò)季節(jié)感知單元確定不同季節(jié)儲(chǔ)能、補(bǔ)能模式，在寒冷天氣下自動(dòng)啟動(dòng)冬季設(shè)備保護(hù)程序，保證停運(yùn)的設(shè)備及管線安全；單井用熱控制單元根據(jù)井口采出液溫度變化，自動(dòng)控制單井熱水循環(huán)流量，實(shí)現(xiàn)用熱管理科學(xué)調(diào)度[3]。

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

3.1 試驗(yàn)基本情況

2022年4月底選取E古2井進(jìn)行單井試驗(yàn)。試驗(yàn)期間通過(guò)對(duì)裝置、油井生產(chǎn)參數(shù)的跟蹤、調(diào)整，節(jié)能降費(fèi)效果良好。2022年9月底擴(kuò)大試驗(yàn)規(guī)模，采用一套裝置帶動(dòng)3口井試驗(yàn)?zāi)Ｊ剑?yàn)證裝置安穩(wěn)運(yùn)行和節(jié)能減碳能力。

3.2 主要設(shè)備運(yùn)行情況

3.2.1 太陽(yáng)能集熱器

當(dāng)熱管理系統(tǒng)檢測(cè)到太陽(yáng)能集熱器聯(lián)集管內(nèi)溫度高于蓄能器溫度5 ℃時(shí)，啟動(dòng)太陽(yáng)能集熱器循環(huán)泵；兩者溫度相等時(shí)停止循環(huán)泵。圖3為2022年夏季太陽(yáng)能集熱器運(yùn)行參數(shù)曲線。晴好天氣下集熱器連續(xù)采集光熱時(shí)長(zhǎng)達(dá)11 h/d，試驗(yàn)驗(yàn)證了太陽(yáng)能集熱器的高效性。

圖3 晴好天氣太陽(yáng)能集熱器運(yùn)行曲線

3.2.2 燃燒器

試驗(yàn)中摸索E古2井套管氣壓力恢復(fù)規(guī)律，將燃燒器自動(dòng)啟動(dòng)壓力由0.04 MPa下調(diào)至0.02 MPa，燃燒器日累計(jì)運(yùn)行時(shí)間由2.5 h延長(zhǎng)至4.5～5 h，充分挖掘燃?xì)庋a(bǔ)能能力。

3.2.3 油井及裝置

穩(wěn)定的熱循環(huán)伴熱系統(tǒng)才能保證高凝原油舉升和油井的安全生產(chǎn)。原地面循環(huán)泵入口緩沖水罐容積僅為30 L，改造后儲(chǔ)能蓄熱罐容積為40 m3，極大增加了地面循環(huán)系統(tǒng)的緩沖能力，提升了嚴(yán)冬時(shí)期地面循環(huán)系統(tǒng)的本質(zhì)安全性，通過(guò)試驗(yàn)也驗(yàn)證地面循環(huán)系統(tǒng)的安全性與可靠性。

4 試驗(yàn)效果及試驗(yàn)結(jié)論

4.1 應(yīng)用效果

試驗(yàn)階段累計(jì)節(jié)電24.38萬(wàn)kW·h，減碳142噸。

單井試驗(yàn)：試驗(yàn)前單井加熱全部依靠電加熱，按照全年用電量統(tǒng)計(jì)分析，地面加熱循環(huán)系統(tǒng)日均耗電463.5 kW·h（循環(huán)泵用電量占18.4%，電加熱用電量占81.6%），改造后日均耗電76.4 kW·h（循環(huán)泵用電量占63%，電加熱用電量占37%），單井試驗(yàn)共129天，裝置節(jié)電率83.5%，節(jié)電效果明顯。由于地面循環(huán)泵需要全天候運(yùn)行，改造后裝置耗電以循環(huán)泵為主，電加熱補(bǔ)能以谷段運(yùn)行為主，統(tǒng)計(jì)單井試驗(yàn)期節(jié)費(fèi)率85.3%。單井試驗(yàn)累計(jì)節(jié)電4.6萬(wàn)千瓦時(shí)。

三井組試驗(yàn)：截止2023年5月底開展“一拖三”多井試驗(yàn)243天，裝置累計(jì)節(jié)電19.78萬(wàn)千瓦時(shí)，節(jié)電率56%，節(jié)費(fèi)率64%。由于在“一拖三”試驗(yàn)中沒(méi)有增加太陽(yáng)能集熱器，節(jié)電效果低于單井試驗(yàn)效果。

4.2 試驗(yàn)結(jié)論

通過(guò)單井及多井“光熱＋”多能互補(bǔ)試驗(yàn)，取得較好節(jié)能減費(fèi)效果，并得出以下結(jié)論：

（1）試驗(yàn)利用了井場(chǎng)閑置空間，采用太陽(yáng)能、低品位燃?xì)饽堋⒐入娧a(bǔ)能和儲(chǔ)能等多能協(xié)同互補(bǔ)方式，有效降低高凝油開采電耗和用電成本，提升了油氣采收率和儲(chǔ)量動(dòng)用率。

（2）自主開發(fā)的熱管理自控系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)了太陽(yáng)能、燃?xì)饽艿膬?yōu)先利用，并根據(jù)油井用熱需求自動(dòng)采取谷電補(bǔ)能控制策略，實(shí)現(xiàn)油井生產(chǎn)綠色用能、低成本用能、高效用能、低碳用能，推進(jìn)高成本稠油效益開發(fā)。

（3）較強(qiáng)的儲(chǔ)熱蓄熱能力提升了油井應(yīng)對(duì)極端天氣的本質(zhì)安全性，有利于確保油井安全平穩(wěn)生產(chǎn)。

4.3 推廣應(yīng)用前景

“光熱＋套管天然氣＋谷電＋蓄熱”多能互補(bǔ)，可以為油氣開發(fā)保證連續(xù)平穩(wěn)供熱，有效降低油氣開發(fā)成本，實(shí)現(xiàn)節(jié)能降碳，具有較好的經(jīng)濟(jì)效益和社會(huì)效益。該油田正在完善技術(shù)工藝，規(guī)劃在高凝油井上全面推廣多能互補(bǔ)加熱技術(shù)，在距中心井500米范圍內(nèi)油井實(shí)施“一拖二”、“一拖三”等多井“光熱＋”多能互補(bǔ)加熱技術(shù)試驗(yàn)，豐富單井、單站、多井、多站綠色能源替代技術(shù)系列，多措并舉，示范引路，優(yōu)化地面設(shè)備數(shù)量和投資成本，著力打造高含蠟油井開發(fā)伴熱“光熱＋”多能互補(bǔ)示范區(qū)，實(shí)現(xiàn)油氣與新能源的融合發(fā)展[4]，為老油田煥發(fā)青春提供綠色動(dòng)能。