辽河油田重大科技项目研发应用成果显著

辽河油田重大科技项目研发应用成果显著

2014年，针对高凝油开采及联合站处理过程中能耗较高的问题，辽河油田公司设立了“高凝油采油工艺技术优化节能研究与应用”重大科技项目，重点围绕井筒电伴热替代及优化、地面集输及联合站处理系统优化、节能管理等方面开展攻关，预期形成高凝油真空隔热管采油、空心杆内热水循环采油、地面集油工艺优化等4项关键技术，实现年节电1500×104kWh。项目由沈阳采油厂承担，经过一年持续攻关，取得了高凝油空心杆内热水循环采油、阶梯式电加热、地面集油工艺优化等4项标志性成果，申报专利3项，制定技术规范4项，阶段节电1538.32×104kWh，节气7.5×104m3，节约成本430.6万元，有望实现150口高凝油井替代电伴热生产，为高凝油降耗开采、高效集输提供了技术支撑。

1）形成了真空隔热油管采油、空心杆内连续管热水循环采油2项替代电伴热工艺技术，进一步降低了用电成本。

对于沈84-安12主力区块日产液量12t以上的油井，研发了高凝油井真空隔热油管采油技术，研制了真空隔热管接箍保温套、清蜡洗井阀等新工具，解决了真空隔热管接箍处热量损失大及无法通过常规洗井进行清防蜡的难题，成功实现了无伴热条件下井口产液温度提高13～17℃。2014年现场试验30井次，阶段节电677×104kWh；对于产液量在5t以上12t以下的油井，形成了空心杆内连续管热水循环采油技术，制定了空心杆内循环水水质下限标准，解决了因水质不合格造成的结垢、无法循环等问题，研制出井下测温短接，可连续监测井下温度场变化，为连续管经济有效下入及掺伴热水量等工艺参数优化设计提供了指导依据，2014年现场试验47井次，阶段节电847×104kWh。两项工艺技术的研发成功，可替代150口高凝油井电伴热工艺，为高凝油井的低成本开采提供了有力的技术支撑。

2）发展了低功耗控制柜及阶梯式加热热线一体化电伴热工艺技术，解决了目前在用电伴热井自耗功率高的问题。

对于不能实现无伴热采油的油井，目前仍采用地面配套中频控制柜的空心杆热线加热工艺，但存在控制柜自耗功率高、空心杆内热线加热能耗损失大、加热效率低等问题，通过不断完善改进，提出了阶梯式电加热的技术思路，以铁合金材料为导体，采用特殊紧压和退火处理等先进工艺研制了新型加热电缆，通过不同深度不同电阻值的配比优化，实现了通电加热过程中加热功率由低到高的阶梯式分布，满足油井电伴热需求的同时达到了能耗最低化。研制了低功耗控制柜，改变了以往三相交流输入整流成直流再逆变成交流电的电源转换模式，直接转换成单项工频交流电输出，没有整流逆变发生的功率损失，大大降低了控制柜的自耗功率。2014年现场试验5井次，平均加热效率由86%提高到96.9%，平均功率因数由0.78提高到0.962，控制柜自耗功率由4.5kW降至0.95kW，日节电390kWh，阶段节电46800kWh。

3）优化改进了油井地面掺水工艺和联合站处理系统，实现了从采油井站到联合站整个地面集输系统的低功耗运行。

随着高凝油开发不断深入，油井产液量逐步降低，针对原有地面工艺掺水量大、耗气量大、回压高等问题，创新应用了“集油环”方式实现降耗集输，即由目前的单井分散掺水集油加热工艺改造为串接后环状掺水集油、集中加热工艺，2014年，在6座计量站现场试验了6套集油环工艺，日天然气消耗量下降63%，平均单井日节气50m3；对联合站地面处理工艺做了进一步优化改造，2座联合站日节气2300m3，节电1600kWh，沈二联系统压力下降0.31MPa，实现了从采油井站到联合站整个地面集输系统的低功耗运行。

4）研发了节能信息管理系统，进一步提高了节能降耗管理工作的效率和水平。

结合自身管理需求研发了一套节能优化管理信息系统，将数据采集/整合、节能统计、节能监测、节能考核、人员设备等进行了统一管理，使节能优化管理更加智能化、专业化，可及时掌握节能动态，明确高能耗设备分布，为持续优化高凝油降耗开采提出了调整方向和决策依据，进一步提高了采油厂节能管理水平。

马强