电伴热集油工艺技术的应用分析

王恩颖（大庆油田有限责任公司第七采油厂）

电伴热集油工艺技术的应用分析

王恩颖（大庆油田有限责任公司第七采油厂）

敖南油田分别在茂72区块的736队和敖416-67区块的738队应用电热集油工艺技术，该工艺是一种新型的集输模式，减少了大量的地面设备，具有一次性投资少的优点。敖包塔作业区通过4年的应用，总结了该工艺在生产中的不足，提出了合理的建议。该工艺在生产应用中已日趋成熟，为电伴热集油流程在低产、低渗透油田产能建设和老区改造中应用的可行性提供了依据，为开展新的地面建设模式探索出一条新途径。

电伴热集油工艺 现场运行 完善措施 效益对比

1 电伴热集油工艺应用现状

因外围油田部分区块规模小、油井分散、含蜡高、油气比低、产量递减速度快，采用常规的掺水集油工艺投资大，地面设施适应期短，运行成本高。为优化简化地面工艺，降低投资及运行成本，在敖南油田应用了电伴热集油工艺流程。

电伴热集油工艺采用“点加热、线维温”单管树状的不掺水集油流程。到2009年底，敖南油田2个产能区块应用了电加热管道4条，电热井134口，电加热器115台，总功率649k W；碳纤维电热管道53.58k m，总功率528k W。

2011年3月茂72区块实施电热集油抽油机采油方式转提捞油井方式，已经实施提捞采油转换44口，正常生产井10口，电加热器10台，待转提捞井1口，其中9口水平井需架罐生产，现罐车接油。

茂72区块改提捞井后，敖南油田现有电加热管道2条，电热井79口，电加热器70台，总功率568k W；碳纤维电热管道30.3 k m，总功率333 k W，平均进站温度为34℃。

2 电伴热集油工艺流程

电伴热集油工艺系统由井口电加热器、电热保温管道、温控装置以及电缆接头等4部分构成，见图1。

电伴热集油工艺流程：油井（介质）→井口电加热器（有测温传感器，经调节仪控制温度）→电加热管道（经温控装置监测和控制温度）→联合站。

3 生产运行中存在问题及对策

3.1 设备故障率高

以茂72区块736队为例，从2007年11月12日投产至今，由碳纤维电加热管、井口电加热器造成的故障共153起，直接影响产量约1667t，造成原油泄漏10t以上，污染土地近500m2。故障统计表明，井口电加热器故障率为30.7%，碳纤维电加热管故障率为69.3%，碳纤维电加热管故障率远远高于井口电加热器。

3.1.1 井口电加热器

故障原因：电加热器短路，继电器插座坏，电加热器管线空开跳，漏传导液。

故障对策：为方便电加热器生产现场更换维修，在电加热器侧面增加旁通工艺。选用电磁加热器，卧式埋地安装。将50H z的工频电源逆变成20 k H z以上的高频电源作用于金属管道产生涡流使管道自身发热，热效率接近100%；高频电磁场的作用，可降低原油分子的结合力，改变原油的物性。与原有电阻式电加热器相比，电磁电加热器有热效率高、工艺结构简单、不易结垢、安装方便的优点，见表1。

表1 井口电加热器技术性能对比

加热装置地下部分采用防腐壳体，壳体承重并具有通透性，防止油气泄漏聚集成安全隐患点。

3.1.2 碳纤维电加热管

碳纤维电热管：工厂预制成型，由钢管、加热层和保温层3部分组成。沿钢管外壁铺设碳纤维线作为电热元件，电热线与钢管外壁之间放置导热膜、外部逐层包裹聚氨脂泡沫保温层和聚乙烯黄夹克，每根管道为一个独立密封保温加热单元，见图2。

故障原因：碳纤维烧断，碳纤维终端系统烧毁。

碳纤维电加热管出现断电事故时，无法准确定位，查找事故点费时耗力；另外，电加热管一旦遭到破坏，不仅要进行管道维修，而且要对电加热管接头进行重新连接，事故处理时间长，难度大。以春节前后的22口故障停井为例，当时故障探测仪器不能找到故障点，厂家对故障管道进行全线人工挖掘，再加上冬季上冻，整个维修过程长达2个月，影响原油生产1300t以上。同时，在此期间其他碳纤维管线也相继发生故障，造成故障越积越多的恶性循环。

故障对策：为降低电加热管故障影响产油量，在2口油井的电加热管之间增加切断阀。建议在今后的电伴热集油工艺应用中采用穿槽式电热带保温：由钢管、预留穿线槽、保温层和外护层组成，工厂内预制成型；伴热带现场穿入预留穿线槽中，实现可抽换伴热带。

与电加热管相比，电热带保温管接头大量减少，故障率低，机械强度高，不易断。

单根超出300m采用恒功率串联电热带，接头间距为300m以上；单根少于300m采用自限温并联电热带，接头间距控制在50~150m之间。

电热带保温管：电热带以金属电阻丝或专用碳纤维束等发热体串联或并联与电源线及绝缘材料结合而成。电热带保温管由钢管、加热层和保温层三部分组成。沿钢管外壁铺设电热带作为电热元件，与钢管外壁之间放置导热膜，外层逐层包裹聚氨脂泡沫保温层和聚乙烯黄夹克。

大庆油田以采油八厂为例，从徐22、徐24、永6三个区块现场运行情况看，采用电热带故障率要远远低于碳纤维电加热管，维修更加方便。

太东、永乐加密采用恒功率电热带，肇5区块采用穿槽式自限温式电热带；与徐24、徐22、肇39区块使用的电加热管进行概算价格对比，电加热带每公里的投资要低于同等管径的碳纤维电加热管的投资。

3.1.3 温度监控系统

故障原因：电缆经常被盗；温控箱元件短路、烧毁。

故障对策：将电缆深埋，深度为1.2~1.5m；安装电加热集油工艺监测系统。在转油站值班室安装主机1套（软件1套），采用移动通信的无线信道G PRS实现数据远程采集。井口电加热器及管道电热带安装JCZY-JK-380/2双点耗电量及管壁温控测量装置，采集电加热器和管道电热带的电压、电流、功率、电量及温度，利用移动通信的无线信道G PRS将数据远传至转油站值班室主机。

3.2 运行费用高

茂72区块投产初期，2条伴热管线总功率为195 k W，46口井口电加热器总功率为171 k W，全年耗电量为280×104k W h，折合标煤1131.2t；以0.75元/k W h计算，全年运行费用为210万元。

3.3 解决对策

针对电伴热集油流程采用电热管道串联树状布局，末端管段以加热为主，主管道以伴热为主的特点，结合油田生产实际需要，优化了不同管径、流速、压力等参数对单管电加热集油温度影响的条件，科学地制定了2个能耗段的运行温度和运行总功率，极大降低了生产能耗。

逐步停运井口电加热器，每5 d为1个周期。根据末端井的产液能力进行关闭，优先选择液量≤1 t/d、含蜡量低、含水≥70%的油井，采取交叉关闭，由小功率向大功率过渡，参数平稳后确定合理加热器运行台数。

对于碳纤维电加热管，逐步下调加热管线的运行温度，由投产初期的70℃下调至60℃，每年5—10月份温度下调至50℃，测试干线压力变化，保证生产正常。稳定期后，作业区加大了降温力度，由60℃下调，每次下调5℃的温差，测试干线压力变化，每10天为1个周期，保证干线进站温度高于结蜡点2℃进站。同时，测试不同外部温度变化对井口电加热器和加热管线的运行规律和台数的影响。

通过不断摸索，2008年以来4条电伴热管线，115台井口电加热器，通过降低井口电加热器和碳纤维管线的运行温度及停运井口电加热器的运行数量，累计停运井口电加热器593台次，累计节电量554.2×104k W h；按照工业电费0.75元/k W h计算，可节约电费415.7万元。

4 电伴热集油流程应用评价

以茂72区块的46口油井为例，如按照常规掺水集油流程（图3）需建设1座转油站、2座集油间，站外采用单管环状掺水集油流程。掺水流程为站外油井来液进“四合一”处理，沉降出污水回掺至本站转油站所辖的油井；天然气经除油器除油、干燥器脱水后，一部分作为本站加热燃料，剩余气输至敖一联。

根据设计规范及水力热力计算，每口油井掺水量为0.3m3/h，每小时掺水量应为13.8m3。

根据计算结果，站外所需掺水环管线长22.32k m，站内应选用排量46m3/h、扬程200m、功率45 k W h的掺水泵2台，同时应设置1.6M W“四合一”2台，建设投资为595.26万元；而电伴热集油流程投资为159.12万元，节约投资436.14万元。

掺水泵日耗电1312k W h，年耗电47.9×104k W h，以0.75元/k W h计算，年所需电费35.9万元；“四合一”全年日平均消耗天然气895 m3，全年耗气32.7×104m3，费用16.7万元，全年运行费用52.6万元。

5 认识及建议

1）电热集油技术不仅节省了站外投资，而且简化了站内工艺，降低了站场的建设规模，是外围低产、低渗透油田降投资的有效途径。

2）从现场运行情况看，采用电热带故障率要远远低于碳纤维电加热管。在肇5区块使用的穿槽式电热带，可实现抽换电热带，相对于外敷式电热带，维修更加方便。建议在今后的电加热工艺应用中采用穿槽式电热带保温。

3）详细制定电加热工艺施工标准，提高施工质量，达到电热设备的技术要求。

4）按泵类设备的日常运行管理方式管理电热设备，基础资料建档，运行数据记录。

5）在转油站内应安装电热工艺检测系统，便于检测电热设备运行状况，进而达到快速、准确发现故障点，并能及时通知维修人员。

6）电伴热集油流程是一种新型的集输模式，在技术认知及生产管理上投入少，建议成立专门的维修队伍，提高维护管理水平，保证生产正常运行。

10.3969/j.issn.2095-1493.2012.05.009

王恩颖，1998年毕业于大庆石油学校，从事油田地面工程设备统计与管理工作，E-mail：wuyanqing@petrochina.com.cn，地址：黑龙江省大庆市大同区第七采油厂敖包塔作业区地质队，163517。

2011-11-17）