劉鑫（大慶油田有限責(zé)任公司呼倫貝爾分公司）

貝中作業(yè)區(qū)全年耗電3 247×104kWh，其中電加熱系統(tǒng)耗電1 528×104kWh，占全年耗電的47.05%。為了進一步落實分公司《2021年提質(zhì)增效工作方案》的安排，細化管理方式加強生產(chǎn)運行動態(tài)管理。降低電加熱管無效能耗，提高電能耗利用率。開展了電加熱集油系統(tǒng)運行模式探索。

1 電加熱系統(tǒng)運行現(xiàn)狀

貝中作業(yè)區(qū)目前共有油井292口，其中采用電加熱集油工藝井239口。常規(guī)電熱管集油工藝主要由井口電熱帶、加熱器、電加熱管三部分構(gòu)成。集膚電加熱工藝由集膚電加熱井口、內(nèi)穿芯集膚電加熱管兩部分組成，同時配套各部分溫控裝置。電熱帶保證井口流程溫度，加熱器提供初始輸送溫度，電加熱管保證原油輸送過程中的恒定溫度，溫控裝置為各設(shè)備提供溫度監(jiān)測和控制。井口加熱方面有常規(guī)電加熱帶+電加熱器、集膚效應(yīng)電加熱兩種，電加熱管線有碳纖維電加熱管、外穿槽式電加熱管、集膚效應(yīng)內(nèi)穿心電加熱管三種[1-3]。電加熱類型統(tǒng)計見表1。

表1 電加熱類型統(tǒng)計Tab.1 Electric heating type statistics

作業(yè)區(qū)共有集油干線10條。其中貝中1轉(zhuǎn)油站集油干線8條，油井201口。貝中2轉(zhuǎn)油站2條集油干線在匯合后靠自壓進入貝中1轉(zhuǎn)油站，油井67口。管線規(guī)格有?48、?59、?76、?89、?114與?159六種，總長度為107.8 km，在運93.3 km，在運負荷1 643.9 kW，井口電加熱器148臺（含集膚電加熱器34臺），負荷1 300 kW。各干線負荷統(tǒng)計見表2。

表2 各干線負荷統(tǒng)計Tab.2 Load statistics for each trunk line

2 存在的主要問題

2.1 設(shè)備老化，故障率高，維護成本高

自2009年6月投產(chǎn)至今，作業(yè)區(qū)電加熱集油系統(tǒng)已運行12年，隨著使用年限增加，系統(tǒng)故障率逐年升高，投產(chǎn)以來累計故障6 874次，影響產(chǎn)量5 840.5 t。電加熱集油系統(tǒng)實施外包化管理，年維護成本在200萬元以上，維護成本高。各干線負荷統(tǒng)計見表3。

表3 各干線負荷統(tǒng)計Tab.3 Load statistics for each trunk line

2.2 冬季管理難度大，處理故障困難

電加熱集油系統(tǒng)涉及裝置多，工藝復(fù)雜，冬季運行時設(shè)備故障，會導(dǎo)致單井或系統(tǒng)壓力升高，處理不及時會導(dǎo)致井口薄弱點跑油，存在極大的環(huán)保隱患，同時增加員工工作量[4]。當(dāng)電加熱管線出現(xiàn)故障時，需挖掘出地下管線，冬季海拉爾凍土層高達2.8 m，破土施工困難。電加熱管冬季施工次數(shù)2018年121次，2019年130次，2020年138次。

2.3 井口回壓高

電加熱集油系統(tǒng)采用的是單管樹狀集油流程，首端井進站距離遠且同干線井回壓相互影響，導(dǎo)致首端井回壓偏高，目前全區(qū)平均回壓0.8 MPa，平均回壓超過1 MPa干線3條。各干線回壓統(tǒng)計見表4。

表4 各干線回壓統(tǒng)計Tab.4 Back pressure statistics for each trunk line

2.4 系統(tǒng)能耗高

集油系統(tǒng)電加熱管及電加熱器總負荷2 943.9 kW，冬季投用井口電熱帶總負荷約300 kW，夏季（5—9月）日均耗電2.2×104kWh，冬季日均耗電4.9×104kWh，集油系統(tǒng)耗電約占作業(yè)區(qū)總耗電的43.7%，系統(tǒng)能耗高。近三年耗電量構(gòu)成見表5。

表5 近三年耗電量構(gòu)成Tab.5 Power consumption composition in the past three years

3 提升電加熱系統(tǒng)管理的方式

3.1 強化日常管理

結(jié)合歷年電加熱系統(tǒng)管理經(jīng)驗，總結(jié)出適應(yīng)于日常管理的“看、摸、測”、“3+2”管理法，加強各相關(guān)方培訓(xùn)，明確巡檢要點?！翱础奔訜崞鳒囟?、加熱管溫度、加熱線溫度、管線長干閥溫度；“摸”井口電熱帶、組合閥立管、加熱器出口、旁通管線和加熱器后立管；“測”井口回壓和加熱管電流?！?+2”是指三個機關(guān)班組，對接兩個一線生產(chǎn)承包商，轉(zhuǎn)油站和采油隊，進行生產(chǎn)、安全、環(huán)保三方面運行管理，做到信息發(fā)現(xiàn)、下發(fā)、整改，反饋等管理流程。班組每日巡回檢查井口回壓及設(shè)備加熱情況、承包商嚴(yán)格執(zhí)行巡線制度、轉(zhuǎn)油站實時監(jiān)測各干線進站溫度及壓力變化，技術(shù)組負責(zé)集油參數(shù)抽查、生產(chǎn)組負責(zé)更換物料監(jiān)督[5-7]。做到故障及時發(fā)現(xiàn)，維修有效保障，物料合理更換，系統(tǒng)平穩(wěn)運行。

3.2 降低系統(tǒng)回壓

針對“樹”狀電加熱系統(tǒng)有多個首端井的實際情況，單點沖洗管線不能做到全覆蓋，作業(yè)區(qū)經(jīng)過試驗將原單點沖洗改為各分支多點沖洗，降回壓效果明顯提高?，F(xiàn)場采集數(shù)據(jù)分析，沖洗有效期在3個月左右，因此將干線沖洗周期確定為每季度一次[8-9]。干線沖洗情況對比見表6。

表6 干線沖洗情況對比Tab.6 Comparison of trunk line flushing situation

利用集油管網(wǎng)管徑及產(chǎn)液量差別，實行管線并網(wǎng)施工。同時在2#干線加裝撬裝降回壓裝置用以降低干線回壓。并線改造后，2#干線回壓平均下降0.55 MPa，回壓高于1.5 MPa降為2口，3#干線回壓上升0.12 MPa。加裝撬裝回壓裝置后，2#干線直接受效的13口井平均回壓由1.1 MPa降至0.7 MPa，首端井最高回壓由1.5 MPa降至1.1 MPa，系統(tǒng)運行平穩(wěn)，泵后井回壓穩(wěn)定。

3.3 加強能耗控制

為加強能耗管理制定了電加熱系統(tǒng)調(diào)整方案，逐條梳理管線現(xiàn)狀，根據(jù)每條干線長度、產(chǎn)液量、含水情況制定針對性調(diào)整，制定《集油系統(tǒng)單井溫度調(diào)整方案》，分批次調(diào)整集油系統(tǒng)溫度。根據(jù)實際情況于4月下旬開始調(diào)整電加熱系統(tǒng)溫度，6月上旬開始停運井口電加熱器、電熱帶使轉(zhuǎn)油站夏季進站溫度嚴(yán)格控制在33℃以下，利用物聯(lián)網(wǎng)監(jiān)控系統(tǒng)，每日對轉(zhuǎn)油站進站溫度進行檢查[10-12]。

為挖掘集油系統(tǒng)節(jié)能潛力，制定《集油管線間段運行方案》，主要針對位于干線中部的部分管線，于每年6—9月份實施間斷加熱運行，共計停運管線9.68 km，總負荷176 kW，按夏季平均負荷率31%計 算，日 均 節(jié) 電1 310 kWh，年 節(jié) 電16.0×104kWh，實施前后首端井回壓上升0.06 MPa，系統(tǒng)運行平穩(wěn)。間斷加熱首端井壓力監(jiān)測見表7。

表7 間斷加熱首端井壓力監(jiān)測Tab.7 Intermittent heating of the first well of pressure monitoring

隨著作業(yè)區(qū)轉(zhuǎn)注井、轉(zhuǎn)提撈井及長關(guān)井逐年增多，閑置管線隨之增加；為節(jié)省電量，從集油管網(wǎng)整體考慮，逐井分析停運潛力，近幾年共計切斷停運管線44條13.83 km、功率211 kW；按全年平均負荷率40%計算，實現(xiàn)年節(jié)電46.5×104kWh。管線切斷停運統(tǒng)計見表8。

表8 管線切斷停運統(tǒng)計Tab.8 Pipeline cut-off and outage statistics

4 結(jié)論

1）電加熱集油系統(tǒng)管理是一個動態(tài)管理過程，只有不斷摸索調(diào)整設(shè)置才能最大限度的達到節(jié)能降耗目的。通過對故障的判斷及處理措施的不斷摸索，總結(jié)出的“看、摸、測”、“3+2”管理方法，在實際應(yīng)用中取得了良好的管理效果。

2）實行管線切斷及間斷加熱，在確保系統(tǒng)正常運行的情況下，能夠有效的降低用電能耗。近年來共計切斷停運管線44條13.83 km、功率211 kW，按全年平均負荷率40%計算，實現(xiàn)年節(jié)電46.5×104kWh。

3）干線沖洗可以有效清潔管壁，降低系統(tǒng)回壓。