電加熱集油工藝節能潛力的分析及認識

陳艷（大慶油田設計院有限公司）

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。它的主要特點是一般可不設集油閥組間，集油管網成樹干、樹枝狀分布，油井產液經井口電加熱器升溫至凝固點后，進入維溫的樹狀電加熱管，主要能耗為耗電量，因此適用于產氣量、產液量較少的外圍油田[1]。與摻水流程相比，其優點是減小了集油管徑、減少集油閥組間，降低了站場容器、設備處理能力的需求，簡化了地面建設模式，從而降低了地面建設投資[2]。但隨著電加熱集油工藝的推廣和長期運行，電加熱系統能耗出現居高不下的情況，如何節能是目前電加熱流程最主要的研究方向。

外圍油田采油廠，特別對于油井分布零散、系統依托性差、伴生氣產量不足的區塊，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 存在的問題及問題分析

隨著零散無依托產能區塊的開發，電加熱集油工藝大量使用，電加熱集輸能耗增加[3]。如某區塊電加熱器數量為601 臺，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%。造成電加熱系統能耗增加[4]的主要原因分析如下：

1）電加熱溫控系統問題較多，測溫探頭溫度設定范圍寬、損壞比例高[5]，從而導致不能實時調節，一直處于加熱狀態，增加能耗。

2）電加熱集輸工藝“點、線”升溫、維溫界限不明確，同時隨著集油系統的運行，產液含水率升高，高含水原油凝固點向下偏移，而系統加熱溫度不及時調整，造成能耗增加。

2 能耗影響因素及計算方法

電加熱集油工藝的能耗與集油工況密切相關，包括加熱溫度和加熱方式。加熱溫度即在保障電加熱管內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、傾點、凝滯點來具體分析流體運行狀態。加熱方式包括溫控電伴熱與時控電伴熱，需要通過分析具體加熱方式的特點從而挖潛節能措施。

2.1 凝固點、傾點、凝滯點

原油凝固點是指原油失去流動性的最高溫度，原油傾點是指原油尚能流動的最低溫度，它們都是評價原油流動性能的一個條件性指標，被測原油必須為均一介質，如不含水的凈化原油、含水的油包水型原油乳狀液（轉相前的中低含水原油，大慶油田含水原油的轉相點[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成的油水兩相體系（不是均一介質），采用凝滯點作為測定特高含水原油流動性的一個指標，即在一定條件下，對于出現游離水的高含水原油體系，由其油包水型乳狀液發生凝固、游離水未凝固而使整個油水兩相體系停止流動的最高溫度（條件性地失去了流動性而不是發生整體凝固），由于存在游離水相，以凝滯點表征的介質輸送管道停輸再啟動更容易。因此原油在高含水的情況下可以低于凝固點輸送。

2.2 溫控電伴熱與時控電伴熱

溫控電伴熱：加熱管溫控系統的溫控探頭是其主要構成元件之一，與管道綁在一起，探頭的熱敏元件容易受到環境干擾信號影響，同時探頭的響應時間具有延遲性，導致輸出溫度不是測試點的當前溫度；實際生產過程中，溫度設定上下限范圍寬，造成相當大的電能損耗。溫控電伴熱示意圖見圖2。

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

時控電伴熱：在保證合理井口回壓的條件下，時控器事先設定好加熱的時間段與停止加熱的時間段[7]，通過控制箱內接觸器的閉合與斷開，實現電加熱管內穿心電伴熱線纜的啟停；時控周期=加熱時間+停止加熱時間。時控電伴熱示意圖見圖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 能耗計算方法

電加熱系統功率包括電加熱器的加熱功率和電加熱管的維溫功率。

加熱能耗計算式為：

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

維溫能耗（溫控）計算式為：

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，W/(m2·℃)；T液為輸送介質溫度，℃；T環為輸送環境溫度，℃；d為輸油管道外徑，m。

維溫能耗（時控）計算式為：

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為輸管線的長度，m；T為電加熱的時控周期，h；Tre為集輸管線時控周期中的加熱時間，h。

3 節能措施及應用效果

3.1 優化設計參數

1）調整維溫功率。大慶油田集油區塊凝固點在35～40 ℃，電加熱管規格為DN50 mm～DN100 mm，電加熱管所處環境主要為中等濕度、潮濕或水下。通過計算，除了水下環境，其余環境下電加熱維溫功率可以由常規的30 W/m 調整為20 W/m。35 ℃和40 ℃時管道維溫功率計算見表1。

表1 35 ℃和40 ℃時管道維溫功率計算Tab.1 Calculation of pipeline temperature power at 35 ℃and 40 ℃

2）時控啟停電加熱管。以某區塊一條干線為例（例1），該干線日產液89.2 t，日產油20.5 t，含水率88.9%，干線通過時間繼電器控制啟動電加熱管[8]，以主干線為主，各支線不動，相鄰兩段管線加熱時間錯開，做到一段加熱一段停止，進站溫度約29 ℃。日節電205.65 kWh，年節電3.7×104kWh，電價為0.706 元/kWh，僅該條干線年可節約電費2.61 萬元，具體計算結果見表2。

表2 例1 時控和溫控能耗計算對比（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。對于低含水井，以某區塊一條干線為例（例2），該干線管轄平臺2 座，油井5 口，該區塊原油凝固點32 ℃。采用“線升溫、線維溫”電加熱集油進站，管道長度1 390 m，管道規格?68 mm×3.5 mm ，2 座平臺建設穿心電伴熱裝置功率分別為10 kW、18 kW，含水率低，僅在5—10 月可正常運行，井口回壓0.80 MPa，進站溫度28 ℃，其余月份運行時頻繁凍堵，關井，具體計算結果見表3。對于低含水油井，采用“線升溫、線維溫”集油方式季節性適用，在冬季需要采用“點升溫、線維溫”集油方式。

表3 例2 干線運行情況統計Tab.3 Statistics of main line operation for Example 2

對于高含水井，以1 座拉油點所轄電加熱集油井為例（例3），該拉油點管轄油井4 口，原油凝固點為31 ℃，采用井口不設電加熱器的“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。該區塊投產后，2 條干線進拉油點溫度為29 ℃，油井回壓為0.3～0.4 MPa，未發生凍堵，一直正常運行。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，同時也驗證了“線升溫、線維溫”電加熱集油工藝的可行性。因此對于高含水油井，采用“線升溫、線維溫”集油方式可行，原油可以低于凝固點3 ℃進站。拉油點運行情況統計見表4。

3.2 深挖管理節電潛力

1）調節電加熱管道設定溫度。原油在高含水的情況下失去流動性時溫度比凝固點低，在滿足生產的情況下，以末端井回油壓力小于或等于1.0 MPa 為判別條件，根據季節調整電加熱管設定溫度，盡量調低該溫度，從而減少耗電量。現場已實施油井402 口，現場實施情況統計見表5。

2）動態管理井口電加熱器。根據室外溫度與地層溫度變化關系曲線，在滿足生產的情況下合理調節或停運井口電加熱器，6 月、10 月間隔運行部分井口電加熱器，7—9 月停運全部電加熱器，截至10 月份停用電加熱器共328 臺，其余月份采用“電加熱、線維溫”運行方式。對于低產油、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圖3。

3）關停低效運行管道[9]。根據油井實際情況，與地質開發相結合，停運高含水油井、滲析油井，以減少能耗。A 區塊停運8 口高含水油井、B 區塊停運7 口滲析油井，停運電加熱管8.9 km、電加熱器 17 臺， 總功率 256 kW， 年節電量達112.13×104kWh。

3.3 應用效果

通過以上措施，電加熱集輸節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，電加熱管359 km 的前提下，采用節能措施后， 電加熱集輸用電量比去年同期降低547×104kWh。

4 結論

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

2）“線升溫、線維溫”集油方式對于低含水原油適用于5—10 月，對于高含水原油均適用，同時結合生產實際，在合理的井口回壓下，摸索含水原油低溫電加熱集輸的最低進站溫度，從而調整電加熱加熱溫度，降低電加熱能耗。

3）動態管理電加熱器和電加熱管，包括根據環境溫度停運或間歇運行電加熱器和根據油井工況關停電加熱器或電加熱管，通過建設運行時間的方式降低電加熱能耗。