王強 李健 李歡（長慶油田分公司第十采油廠）

元城油田侏羅系油藏主要為元東、元中、元東富縣、元中富縣、白267 等五個區(qū)塊，受西北地貌及氣候特征影響，部分井組出油管線及閥組集油管線因管線長、結(jié)蠟嚴(yán)重，溫度低，導(dǎo)致冬季運行回壓高；進而出現(xiàn)油井管線破漏、抽油機能耗增加、油井產(chǎn)量降低等情況，因此油井降回壓工藝在油田開發(fā)過程中顯得尤為重要。降低油井生產(chǎn)回壓最有效的辦法就是在輸送過程中對原油進行加熱與保溫。目前，在原油集輸過程中，在伴生氣不足的區(qū)域通常使用燃燒煤、原油或電磁加熱等高能耗高污染的方法對原油進行加熱，不僅造成大量的能源消耗，增大了生產(chǎn)成本，而且增加大量污染物的排放。

1 基本概況

1.1 侏羅系油藏分布情況

元城油田位于姬塬高地南斜坡前沿的甘陜古河與寧陜古河交匯處，即陜甘寧盆地伊陜斜坡西部，于1984 年投入開發(fā)。元城油田侏羅系油藏主要開發(fā)5個區(qū)塊，共管理油井276口，日產(chǎn)液1 190 m3，日產(chǎn)油354 t，綜合含水64.6%。是元城油田的主力產(chǎn)油區(qū)塊。

1.2 高回壓井組現(xiàn)狀

元城油田目前侏羅系油藏共有井組及單井出油管線119 條，共計129.5 km，集油閥組出油管線4條，共計7.5 km，侏羅系油藏高回壓井組現(xiàn)狀統(tǒng)計見表1。

表1 侏羅系油藏高回壓井組現(xiàn)狀統(tǒng)計

其中12 條井組出油管線壓力較高，平均壓力2.2 MPa，甚至于在冬季氣溫較低時個別井組回壓達到3.0 MPa 以上，嚴(yán)重影響了油井的正常生產(chǎn)。

2 形成高回壓的原因及影響

2.1 井組高回壓形成因素

井組回壓是原油從井口流到下級站點的剩余壓力，回壓高低從側(cè)面反映出地面管道的流體運行狀態(tài)，油井回壓關(guān)系著井口產(chǎn)液量、抽油機能耗及產(chǎn)能建設(shè)投資等問題。經(jīng)過長期分析，井口高回壓的形成主要受以下4 個方面的影響[1]。

1）原油物性。元城侏羅系油藏原油地面比重平均為0.84，50 ℃時原油地面黏度為4.29 mPa·s，地下黏度為3.55 mPa·s，凝固點為13 ℃，原油從地下采出到地面時黏度會明顯增加，除此之外，針對氣油比比較大的油井隨產(chǎn)出液產(chǎn)出地面后，壓力下降，伴生氣從原油中分離，使原油黏度升高。

2）氣溫條件。若氣溫低于原油凝固點后，叢式井組采用不加熱集輸流程，管道中原油溫降幅度較大，導(dǎo)致井口回壓升高，元城油田地處慶陽北部，平均氣溫5.1～12.5 ℃，年最低氣溫為-25 ℃，尤其是冬季井口回壓普遍較高，致使原油輸送難度加大，嚴(yán)重時可使管線凍堵。

3） 油區(qū)地形及集輸半徑。受自然地形影響，井區(qū)所在地形高差大，輸油管線較長，輸送過程中沿程水力損失較大，導(dǎo)致井口回壓升高。除此之外，由于地形的限制部分井口管線的埋深深度沒有達到要求，是導(dǎo)致冬季井口回壓的重要原因。

4）原油的結(jié)蠟和結(jié)垢的影響。隨開發(fā)周期加長，原油管線結(jié)蠟結(jié)垢日益嚴(yán)重，造成管線有效輸油管徑變小，輸油管線沿程阻力損失增大，導(dǎo)致回壓升高。對此元城作業(yè)區(qū)對于高回壓井定期進行了熱洗管線的措施。

2.2 井組高回壓的影響

當(dāng)井口回壓過高，勢必經(jīng)常掃線解堵降壓，不但增大成本費用，增加員工工作量，而且是安全危險源， 因各種因素導(dǎo)致的井組高回壓，導(dǎo)致油管、抽油泵漏失量增加；也使抽油機上沖程的負(fù)荷增加，使抽油桿的交變載荷不均勻度增加；檢泵周期縮短。抽油機壽命縮短、 抽油泵泵效降低等問題[2]。

1）造成泵效降低。增加了沖程損失，井口回壓作用于液柱上，使得作用在油桿、油管上的載荷增加，抽油桿、管的彈性伸縮量增加，增加了沖程損失，致使泵效降低。同時對懸點載荷造成影響，井口回壓對懸點將產(chǎn)生附加載荷，性質(zhì)與油管內(nèi)液體產(chǎn)生的載荷相同，上沖程增加懸點載荷，下沖程減小抽油桿柱載荷，相當(dāng)于增加了一段液柱。

2）增大抽油泵的漏失量。井口回壓越高，活塞以上液住壓力越高，上沖程時活塞下部壓力為沉沒壓力與回壓無關(guān)，下沖程時泵內(nèi)壓力升高才能使固定凡爾關(guān)閉，游動凡爾被頂開，此時固定凡爾所受力為油管中液柱的壓力與沉沒壓力之差，因此回壓升高活塞上下壓差越大，漏失量增大。

3）對井組產(chǎn)液量的影響。井口回壓增大，泵的沖程損失增大，泵效降低，從而使產(chǎn)量降低，另一方面，由于增加了泵的漏失，降低了產(chǎn)液量，在井口回壓較高時，極有可能將油管憋破，造成油管漏失，使油井完全失去生產(chǎn)能力，由于元城作業(yè)區(qū)很大一部分是采用叢式井組，他們的集輸是各井的出口串接在一起，如果油管漏失導(dǎo)致其他井生產(chǎn)的原油進入到其他井的油套環(huán)空，從而導(dǎo)致原油的產(chǎn)量下降。

4）造成出油管線破漏。井口回壓增大，造成管線運行壓力升高，管線承壓增大，因侏羅系油藏采出液腐蝕性強，進而增加了管線破漏的概率。

3 目前主要應(yīng)用的降回壓工藝

1）化學(xué)清蠟降回壓。當(dāng)井組出油管線因溫度低、含水低等原因?qū)е掠途布肮芫€結(jié)蠟嚴(yán)重，進而導(dǎo)致油井回壓升高時，目前常規(guī)采用的化學(xué)清防蠟技術(shù)是在油套環(huán)形空間加入化學(xué)清蠟劑，使之在原油中溶解混合，改變蠟晶結(jié)構(gòu)或使蠟晶處于分散狀態(tài)，隨著液量的排出，防蠟塊緩慢的溶解在原油中，破壞蠟晶的形成，目前已成為井筒清防蠟的一種有效措施[3]。但這種清蠟方法對原油的適應(yīng)性較強，溶蠟速度較快，且叢式井組液量大，地面出油管線溫度低，因而對出油管線降回壓只能起到杯水車薪的作用，且化學(xué)清蠟劑費用高。

2）管線熱洗降回壓。定期對高回壓管線進行熱洗，是降低井口回壓的有效手段，決定熱洗效率的是熱洗的時間和熱洗液的溫度。熱洗時需要倒流程、備水、接油，需先用冷的熱洗液替滿管線，然后經(jīng)過熱洗車加熱以一定排量注入到管線中，最終將管線中的蠟及堆積臟污排出。但對于高回壓井熱洗液需嚴(yán)格按照操作規(guī)程進行，否則不僅起不到熱洗的效果，嚴(yán)重時在熱洗結(jié)束一段時間會導(dǎo)致井口回壓會升高，造成管線堵塞；且熱洗操作冬天倒流程停井極易造成油井泵卡，影響油井時率，操作過程存在安全隱患，一般熱洗一條高回壓管線約需費用5 000 余元，熱洗費用高。

3）井場加熱爐降回壓。在井場安裝水套加熱爐提高原油溫度，降低原油黏度，是解決油井高回壓的較好措施，并且可以達到預(yù)期的效果[4]。但因侏羅系油藏井口無伴生氣，只能使用燃煤對加熱爐供熱，造成成本高、人工投入大，且大風(fēng)天容易引發(fā)火災(zāi)事故。

4）電磁加溫裝置降回壓。在井場出油管道匯管上安裝電磁加熱器能夠提高原油輸送溫度和進站溫度，同時，起到清蠟降黏、減小油流阻力，防凝防堵，降低管線回壓。2019 年以來在懷49-44、元東07-19、懷46-43 等三個井組及元一計閥組安裝電磁加溫裝置，安裝后井組回壓較去年冬季下降明顯，加溫后效果良好，但電量耗費大，成本相對還是較高。

4 新型太陽能原油輔助加溫裝置

4.1 研制背景

受西北地貌及氣候特征影響，部分井組出油管線及閥組集油管線因管線長、結(jié)蠟嚴(yán)重，溫度低，導(dǎo)致冬季運行回壓高；進而出現(xiàn)油井管線破漏、抽油機能耗增加、油井產(chǎn)量降低等情況，因此油井降回壓工藝在油田開發(fā)過程中顯得尤為重要[5]。降低油井生產(chǎn)回壓最有效的辦法就是在輸送過程中對原油進行加熱與保溫。目前，在原油集輸過程中，在伴生氣不足的區(qū)域通常使用燃燒煤、原油或電磁加熱等高能耗高污染的方法對原油進行加熱，不僅造成大量的能源消耗，增大了生產(chǎn)成本，而且增加大量污染物的排放。因此，新型環(huán)保加溫裝置將是以后的主流方向。

4.2 設(shè)備工藝原理及構(gòu)成

新型熱泵型太陽能原油輔助加溫裝置主要由滿足一體化吊裝的撬裝裝置（內(nèi)置換熱盤管保溫水箱、控制柜、循環(huán)泵組、超低溫空氣源熱泵）、金屬熱管集熱器、連接管道3 部分組成。系統(tǒng)采用強制集熱循環(huán)方式將太陽能量以熱水方式保存至集熱水箱，將水箱溫度設(shè)置在一定范圍，通過水箱換熱盤管實現(xiàn)對外輸原油進行加熱，太陽能原油輔助加溫裝置工藝原理見圖1。系統(tǒng)優(yōu)先使用太陽能，當(dāng)陰天和夜晚太陽能量不足的條件下，熱泵開始運行對原油加熱，當(dāng)外界能量低或故障導(dǎo)致熱泵提供能量不足時，系統(tǒng)再啟動電加熱，保證輸油溫度。

太陽能輔助原油加溫裝置主要通過3 個供熱系統(tǒng)對換熱水箱加熱。

1）太陽能集熱加熱功能。系統(tǒng)優(yōu)先采用太陽能，當(dāng)太陽能量充足時，系統(tǒng)啟動集熱循環(huán)，將太陽能熱量保存于水箱，并對盤管中的原油進行加熱。

2）空氣源熱泵輔助加熱功能。當(dāng)太陽能能量減弱以至于水箱溫度低于設(shè)定值，系統(tǒng)優(yōu)先采用熱泵作為輔助熱源，熱泵的參數(shù)可通過控制柜內(nèi)的手操器面板進行就地操作設(shè)定，也可通過遠(yuǎn)程手機界面或計算機界面進行更改和設(shè)定，為保持熱泵的優(yōu)先啟動工況，需將熱泵的溫度設(shè)定大于水箱設(shè)定溫度4～5 ℃。

3）分級啟動輔助電加熱功能。CQ-TD-Ⅰ系統(tǒng)配備3 只電加熱，每支功率為12 kW，二用一備，CQ-TD-Ⅱ系統(tǒng)配備4 只電加熱，每支功率為12 kW，三用一備，當(dāng)水箱溫度低于定溫規(guī)定值時電加熱分級啟動，可在陰天和夜間保持水箱溫度不低于定溫規(guī)定值，維持溫度，持續(xù)對原油加熱。

圖1 太陽能原油輔助加溫裝置工藝原理

4.3 加溫裝置特點

新型太陽能熱泵技術(shù)適用于原油加熱的工藝包括井組原油定溫外輸、站點原油儲罐保溫、原油增壓及接轉(zhuǎn)站點原油預(yù)熱[6]。針對不同場站的工藝要求，考慮產(chǎn)液物性、輸出溫度、熱負(fù)荷、用熱時間及場地面積等條件，通過設(shè)置一體式集熱換熱器、超導(dǎo)熱管式集熱器組、超低溫空氣源熱泵或污水源熱泵，配合PLC 遠(yuǎn)程云組態(tài)監(jiān)控系統(tǒng)，實現(xiàn)最經(jīng)濟、低成本、運行可靠的系統(tǒng)設(shè)計，遠(yuǎn)程數(shù)字化控制，滿足無人值守的運行要求。

1）利用太陽能和熱泵最新的技術(shù)實現(xiàn)低成本對原油進行全面可控加熱，節(jié)能率可達70%。系統(tǒng)通過優(yōu)選集熱材料，采用無極超導(dǎo)集熱管使太陽能能量轉(zhuǎn)化率最大化，冬季在利用太陽能的同時采用超低溫空氣源熱泵或回注水源熱泵對原油進行加熱，節(jié)能效果更加突出，通過設(shè)定可使原油外輸溫度保持在40 ℃以上，完全杜絕管道結(jié)蠟的發(fā)生，也可隨時通過參數(shù)設(shè)定使原油外輸溫度達到70 ℃以上對管道進行熱洗，最終實現(xiàn)較大的經(jīng)濟效益。

2）裝置具備油田現(xiàn)場環(huán)境適應(yīng)性和運行可靠性[7]。通過可靠性結(jié)構(gòu)設(shè)計和優(yōu)化部件選型，使系統(tǒng)符合油田實際現(xiàn)場要求，保證系統(tǒng)使用壽命，滿足連續(xù)正常生產(chǎn)的需要。所采用2 100 mm×58 mm金屬超導(dǎo)集熱管不僅集熱效率高，而且管內(nèi)無水，部分熱管破裂對系統(tǒng)運行沒有影響，部件區(qū)別于民用集熱管，有一定的防盜作用。針對性設(shè)計超低溫空氣源和回注水源熱泵熱泵機組，使其符合野外井場運行環(huán)境、水質(zhì)條件及換熱要求。空氣源熱泵在-20 ℃的環(huán)境溫度下，COP 值大于1.5。

3）工業(yè)化數(shù)字化遠(yuǎn)程控制系統(tǒng)設(shè)計[8]。通過無人值守的系統(tǒng)設(shè)計理念，在遠(yuǎn)程PLC 控制系統(tǒng)中實現(xiàn)多種功能，同時兼具油田數(shù)字化平臺接口，裝置運行可靠、維護及時，符合油田現(xiàn)場實際工作條件。

4） 系統(tǒng)關(guān)鍵部份撬裝式設(shè)計，模塊化安裝。通過撬裝式設(shè)計，使裝置安裝便捷，適應(yīng)性增強。

5 設(shè)備現(xiàn)場應(yīng)用情況及經(jīng)濟效益評價

2019 年10 月至今，在元東三計、元東二計、元東1-165 井場、懷47-55 井場先后安裝太陽能輔助原油加溫裝置4 套，2019 年太陽能加溫裝置效果統(tǒng)計見表2。

安裝前后對比發(fā)現(xiàn)，井場回壓得到了有效的降低，管線熱洗周期得到了延長，井口液量也有適度的提升。

5.1 加熱效果

元東二計、元東三計在未安裝太陽能原油輔助加溫裝置前，主要依靠電磁加溫裝置進行加溫，但加溫效果不理想，冬季出口溫度只能達到18°左右，安裝太陽能輔助原油加溫裝置后出口溫度提升到30 ℃以上，集油閥組加溫效果對比見表3。

由表3 可知，太陽能輔助原油加溫裝置加熱效果較電磁加溫裝置明顯。

表2 2019 年太陽能加溫裝置效果統(tǒng)計

表3 集油閥組加溫效果對比

5.2 數(shù)據(jù)遠(yuǎn)程傳輸

4 座太陽能原油輔助加溫裝置溫度及設(shè)備運行狀態(tài)能夠?qū)崿F(xiàn)遠(yuǎn)程傳輸監(jiān)控，且手機APP 上就能實現(xiàn)遠(yuǎn)程監(jiān)控及參數(shù)設(shè)置，真正實現(xiàn)了數(shù)據(jù)實時采集、設(shè)備遠(yuǎn)程啟停、遠(yuǎn)程調(diào)參、無人值守功能。

5.3 經(jīng)濟效益評價

懷47-55、元東1-165 井組、元東二計3 座太陽能原油輔助加溫裝置在白天（天氣晴朗）時，主要依靠空氣熱能和太陽能對供熱水箱進行加溫，且加溫效果效果較好，在保證集油溫度的同時有效的降低了電能損耗[9]。

1）太陽能輔助原油加溫裝置能有效降低電能損耗。懷47-55、元東1-165 井場加溫裝置白天基本能夠運用太陽能加溫，夜晚基本靠空氣能和太陽能進行加溫，白天和夜晚可以不運用電加熱系統(tǒng)；元東二計加溫裝置白天基本能夠運用太陽能+空氣能加溫，夜晚基本靠空氣能和太陽能進行加溫，溫度較低時電加熱系統(tǒng)輔助加溫；前期元東二計、元東三計共安裝3 臺電磁加熱裝置，累計運行功率90 kW，日用電1 404 kWh，電磁加熱年運行周期9 個月，年累計用電37.908×104kWh；4 臺太陽能原油輔助加熱裝置的電加熱功能累計運行功率為48 kW，日累計運行12 h，運行周期9 個月，年累計用電10.109×104kWh，綜合對比，年累計可節(jié)約電量27.799×104kWh，電費按0.62 元/kWh 計算，年可節(jié)約電費17.24 萬元。

2）4 座太陽能原油輔助加溫裝置溫度提升效果明顯，截至目前平均熱洗周期提升了30 天， 常規(guī)熱洗管線單井次包括運費、燃料費合計需要約4 000 元，年累計可減少熱洗40 井次，年可節(jié)約費用16 萬 元[10]。

6 結(jié)語

1）降低油井生產(chǎn)回壓最有效的辦法就是在輸送過程中對原油進行加熱與保溫。目前，在原油集輸過程中，在伴生氣不足的區(qū)域通常使用燃燒煤、原油或電磁加熱等高能耗高污染的方法對原油進行加熱，不僅造成大量的能源消耗，增大了生產(chǎn)成本，而且增加大量污染物的排放。

2）太陽能原油輔助加溫裝置效果較好，相比較于其它降回壓方式能耗低、操作方便、能夠?qū)崿F(xiàn)遠(yuǎn)程傳輸及時時監(jiān)控、遠(yuǎn)程啟停、遠(yuǎn)程調(diào)參、無人值守等功能，對不同場站的工藝要求，通過設(shè)置一體式集熱換熱器、超導(dǎo)熱管式集熱器組、超低溫空氣源熱泵或污水源熱泵，實現(xiàn)最經(jīng)濟、低成本、運行可靠的系統(tǒng)設(shè)計，滿足無人值守的運行要求。

3）對于大液量井組，太陽能原油輔助加溫裝置處理能力不足時，可加裝水箱進行輔助加溫，達到管線預(yù)期加溫目的，通過設(shè)定可使原油外輸溫度保持在40℃以上，完全杜絕管道結(jié)蠟的發(fā)生，也可隨時通過參數(shù)設(shè)定使原油外輸溫度達到70 ℃以上對管道進行熱洗。

4）太陽能輔助原油加溫裝置處理能力最佳為40 m3及以下，在處理液量與加熱溫度相匹配時能夠達到最佳的節(jié)能效果。