○ 文／劉繼寶 姜 松

|油 氣| 冷輸熱議

○ 文／劉繼寶 姜 松

投資少、成本低的冷輸工藝，目前已受到越來越多油田的重視。

天剛放亮，江蘇油田陳堡油田陳3副班長董紅升又開始了巡井。這是他在油田取消油井伴熱實(shí)施常溫輸送后的第6次巡井。今年6月開始，陳堡油田在全廠率先實(shí)現(xiàn)四季常溫輸送，145口油井開始單井冷輸，每天節(jié)電1.6萬千瓦時(shí)。

這一打破傳統(tǒng)集油輸送的舉措，在油田上下引起不小反應(yīng)。有人叫好，有人擔(dān)心。支持者說：如今低油價(jià)，油田虧損嚴(yán)重，提效降本成為一切工作出發(fā)點(diǎn)，如果實(shí)現(xiàn)常溫集輸，全油田年動(dòng)力費(fèi)至少減少1/5。擔(dān)心者認(rèn)為：江蘇油田伴熱流程存在了40多年，降低了輸送原油黏度，保障了油田的正常生產(chǎn)，如今沒有伴熱系統(tǒng)，集輸管道能否暢通無阻，令人擔(dān)憂。

冷輸降本，到底是一著好棋，還是一著險(xiǎn)棋，似乎公說公有理、婆說婆有理。

冷熱輸PK

相對(duì)熱輸而言，冷輸是常溫下實(shí)施原油集輸，不需要系統(tǒng)伴熱。

● 熱輸在江蘇油田漸漸走向盡頭，現(xiàn)在是冷輸?shù)奶煜隆?攝影/杜中軍

江蘇油田原油具有含蠟量高、凝固點(diǎn)高、油氣比低等特點(diǎn)。因此，上世紀(jì)七十年代開始，該油田單井至計(jì)量站油氣輸送大都采用了三管伴熱集輸工藝，依靠大量熱能降低原油黏度，從而達(dá)到安全輸送目的。

該流程具有適應(yīng)性強(qiáng)、停產(chǎn)不用掃線、井場簡單、集中計(jì)量、管理方便等優(yōu)點(diǎn)，但是鋼材耗用量多、一次性投資比單管冷輸高出一半以上。另外，熱能損耗大，熱利用率低，運(yùn)行費(fèi)用比較高，鋼管外腐蝕比較嚴(yán)重，目前這種三管流程在其他油田已很少使用，只零星用于油品較差油井或偏遠(yuǎn)井站。

隨著油田開發(fā)的深入，多數(shù)油田進(jìn)入高含水期，特別是一些主力油田含水已經(jīng)達(dá)到了90%以上，繼續(xù)沿用三管伴熱集輸流程，其高投入、高耗能問題在低油價(jià)情況下日顯突出。于是，單井常溫集輸工藝越來越迫切地?cái)[在管理者面前。

單井常溫集輸流程采用泡沫塑料保溫，黃夾克防水，散熱少，油品溫降小，與三管伴熱流程相比，節(jié)約了大量的熱能，減少了投資，管理方便，經(jīng)濟(jì)效益好。

從運(yùn)行成本上看，更能直觀地反映問題。油田每年用于油井保溫而燒掉的原油、天然氣上萬噸，無論從環(huán)保角度說還是從節(jié)能角度看，單井常溫集輸都優(yōu)于三管伴熱和電加熱集輸。

新舊觀念碰撞

其實(shí)，冷輸熱輸之爭實(shí)質(zhì)是兩種觀念的碰撞。

油田開發(fā)之初，管理模式、工藝流程等大都是學(xué)習(xí)大慶等北方油田經(jīng)驗(yàn)，三管伴熱流程在此背景下被“搬到”江蘇油田。長期以來，各級(jí)管理者習(xí)慣了這種集輸流程的設(shè)計(jì)、施工、管理、應(yīng)用。從安全角度來說，這種熱輸流程盡管投資大、能耗大，但保險(xiǎn)可靠，不容易出問題。

計(jì)劃經(jīng)濟(jì)條件下，以“油”為中心，較少考慮開發(fā)成本，三管集輸流程在油田開發(fā)初期原油含水低、油量高的情況下作用明顯。油田進(jìn)入中高含水期后，集輸管道處于水包油的工作狀態(tài)，三管伴熱顯得“錦上添花”了。如今，持續(xù)低油價(jià)，油田經(jīng)濟(jì)效益持續(xù)下滑，油田虧損嚴(yán)重。在這種情況下，各項(xiàng)工作均要以經(jīng)濟(jì)效益為中心，做任何事都要用效益的尺子量一量、用效益的篩子過一過。

“過去很多油田采用三管伴熱集輸模式，后來隨著時(shí)間的推移，他們不斷創(chuàng)新，自我否定，基本都改掉了傳統(tǒng)的三管流程，代之而起是投資少、效益高的單井常溫集輸流程?！苯K油田一位資深高級(jí)工程師說。

2009年起，江蘇油田開始了其他集輸形式的探索與創(chuàng)新，先后進(jìn)行了單管投球清蠟、單管火筒爐加溫、井口加藥、穿心管伴熱等工藝試驗(yàn)，終因種種原因而無法推廣應(yīng)用。后來，江蘇油田發(fā)明了單管流程中頻感應(yīng)加熱工藝，之后開發(fā)的油田陸續(xù)推廣這種模式，但此前開發(fā)建成的油田仍然采用三管流程集輸。

否定自己需要勇氣，三管流程集輸工藝的設(shè)計(jì)、施工、管理、應(yīng)用都很成熟，如今換一種模式，許多觀念和方法需要重新調(diào)整。常溫輸送會(huì)增加基層員工的工作量，對(duì)崗位人員的責(zé)任心是個(gè)考驗(yàn)。在當(dāng)前一線用工比較緊張的情況下，如何才能安全生產(chǎn)，需要管理者花更多的心思。

潛力巨大

至今年上半年，江蘇油田有油井2585口，開井2061口。目前，采取常溫集輸?shù)挠途?85口，余下的大部分采取熱輸工藝。

中國石化教授級(jí)工程師、江蘇油田首席專家王掌洪認(rèn)為，首先，對(duì)含水60%以上的油井，可以停用加熱設(shè)施，根據(jù)壓力情況制定加熱設(shè)施停用方案；含水60%以下的油井，可采用間開中頻加熱、設(shè)定電加熱溫度上下限等辦法，通過監(jiān)控油井回壓探索延長間開時(shí)間及降低電加熱設(shè)定溫度，直至關(guān)停電加熱設(shè)備。

其次，實(shí)施流程再造，降低運(yùn)行成本。通過對(duì)管網(wǎng)的串聯(lián)改造，優(yōu)化集油井網(wǎng)?？刹捎脝喂艽蛹凸に?，把多井集油匯在一起，增大輸液量，有效地控制油井產(chǎn)出液的輸送溫降，保證管線集油的正常輸送。

目前，江蘇油田兩個(gè)采油廠正組織工程和地質(zhì)人員對(duì)各個(gè)區(qū)塊進(jìn)行摸底排查，制定實(shí)施常溫輸送運(yùn)行計(jì)劃。

采油一廠陳堡油田145口油井實(shí)現(xiàn)常年單井冷輸、停用中頻和13臺(tái)電加熱設(shè)備，關(guān)閉三管供熱流程5處。針對(duì)臨近高含水井的高產(chǎn)井，采油一廠反復(fù)摸索重點(diǎn)井的沿程溫降、井口回壓、油質(zhì)油品等參數(shù)變化。最后，把陳3平5井、陳3平17等10口油井串接到集油干線，停用了5口井200千瓦時(shí)的中頻電加熱設(shè)備。

繼陳堡油田實(shí)施常溫集輸工藝后，采油一廠又在花莊、瓦莊、李堡、安豐等油區(qū)相繼開啟“冷輸模式”，降低區(qū)塊運(yùn)行成本。 “至7月5日，全廠電加熱設(shè)備500多臺(tái)套，已經(jīng)關(guān)停73%?！?采油一廠生產(chǎn)協(xié)調(diào)室主任何龍說。

采油二廠現(xiàn)有電加熱生產(chǎn)油井575口，除135口實(shí)施間歇供熱或全天伴熱外，其余440口井均實(shí)現(xiàn)夏季常溫輸送，全天停運(yùn)電熱設(shè)備，同比日節(jié)約用電量1.9萬千瓦時(shí)。對(duì)于因受管線年限所限、管線老化嚴(yán)重、保溫防水性能較差而未實(shí)施全天常溫輸送的457口油井，采油二廠已經(jīng)做出部署，將在高15區(qū)塊進(jìn)行常溫輸送試驗(yàn)，通過加藥實(shí)現(xiàn)全天冷輸?！皩?duì)于三管伴熱流程，逐步進(jìn)行改造，先期在崔莊和王龍莊區(qū)塊實(shí)施，淘汰該伴熱模式，降低集輸成本。”采油二廠生產(chǎn)技術(shù)科科長陳曉斌說。

責(zé)任編輯：盧凱瑞

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