杏北油田聚能加热技术应用实践及改进分析

许文会（大庆油田有限责任公司第四采油厂）



杏北油田聚能加热技术应用实践及改进分析

许文会（大庆油田有限责任公司第四采油厂）

杏北油田在距离热源较远、相对独立的中小规模建筑（油田注水站、配注站、聚合物注入站等）采用了聚能加热技术，较好地满足了采暖需求且节能效果显著。结合杏北油田聚能加热技术的实际应用情况，根据目前在应用过程中存在的问题，从工艺、施工、管理查找原因，通过对应用方法及技术流程等多方面措施进行分析和探讨，寻求聚能加热技术的改进方向和应用潜力，持续探索该采暖技术在油田应用的可行性。

聚能加热技术采暖节能

2001年起，杏北油田开始大规模采用聚合物驱开发，部分新建的注入站由于位置较为分散，周围无可托气源，不宜采用加热炉的采暖方式，而改用电采暖方式。电采暖调节灵活，无需人工管理，但存在运行费用高、舒适感差等问题。为此，杏北油田2008年起采用聚能加热技术替代电采暖。

1　聚能加热技术的工作原理

聚能加热技术的核心是液体聚能加热器。液体聚能加热器是一种新型热源设备，它不用任何加热元件，主要利用液体“空化聚能现象”所产生的强大冲击波，使冲击能量转化为热能，实现供暖目的，热效率可达90%以上。同时，液体聚能加热器可采用多机并联组合的方式使用，可成倍增大供热能量，液体最高加热温度可达98℃。液体聚能加热器工作原理见图1。

图1　液体聚能加热器工作原理示意图

2　现场应用

2.1应用规模

杏北油田在距离热源较远、相对独立的中小规模建筑（油田注水站、配注站、聚合物注入站等）采用了聚能加热技术。自2008年以来，共应用13套机组，目前投产11套，总功率为1300 kW，设单台备用。

2.2运行情况

从采暖期开始至11月末、次年3月至采暖期末，室外最低气温-10℃左右，只运行1台机组；12月至次年2月份，室外最低气温-24℃左右，运行2台机组（1台机组备用），以保证室温保持在19～22℃，能够满足采暖的需要。装置运行方式见表1。

表1　聚能加热装置运行方式

3　存在问题

新技术的应用是一个逐步完善的过程，通过跟踪调查了解到聚能加热技术在油田应用过程中也暴露出一些问题，主要是设备故障率高、部分工艺不完善、管理制度缺失等问题。

3.1采暖效果逐渐下降

现场调查发现，投产2年以后，员工普遍反映值班室温度较往年降低。从运行上看，按照运行模式回水温度至50℃时，设备自动停机，实际上仅安装第一年能够达到停机温度，目前设备均为全天运行，无法达到停机温度；从数据上看，最高回水温度逐年下降（表2）。

表2　最高回水温度统计

分析认为：随着运行年限的延长，叶轮在高速旋转情况下打击液流，叶轮磨损，与装置间的间隙逐渐变大，导致发热效率降低；出口压力调节不当造成发热效率降低。装置运行需要将出口压力控制在0.6～0.7 MPa之间，压力过低装置发热效率低，过高升温过快。以聚杏2-1注入站为例，3#装置出水温度在0.7 MPa左右时较合适（表3）。

表3　聚杏2-1注入站不同出口压力下45 kW装置温度变化

3.2设备故障率逐年升高

杏北油田应用聚能加热技术以来，每年设备运行的故障率较高。据统计，2012年采暖期内各站共报修39次，主要故障部件为电动机、机械密封、电动机轴承，其中机械密封为易损件，平均1～2个采暖期更换1次。当电动机声音异常、运行电流降低、机组振动幅度增大、系统压力低时，需要进行检修。由于装置采用高速电动机，机组在运行过程中处于高速、高温条件下，机械密封和轴承极易失效，产生故障，严重时烧毁电动机。

3.3部分工艺不完善

1）水箱无液位显示，补水不及时导致系统故障。聚能加热装置对水量有要求，系统内水量不足会引起无法提温、烧毁电动机等问题。该装置目前采用自动补水，未设置液位视窗，不便于员工日常观测，一旦自动补水失效员工不能及时发现。

2）自控监控点不完善，电动机故障无法及时发现。通过调查，现场仅有电动机过载保护，无过温保护，从而发生电动机烧毁的现象。另外，自控仪表箱均设置在泵房，未设置在仪表值班室，导致员工不能及时监测运行状态。

3.4运行噪音高

机组运行时噪音较高，具体测试数据见表4。机组虽然放在泵房内或单独设置，但员工在采暖期进行维护和操作时仍然置身于噪声中，影响员工健康。

表4　聚能加热运行及停运时噪音测定数据

4　现场管理及工艺完善措施

4.1强化日常维护和管理

1）规范启机操作，降低机械密封故障。机组启动前确保水量充足、放气充分，启动前务必盘车，使机械密封的动环和静环分离再启机；启动后观察压力，听运行声音是否异常。

2）制定管理制度，提高管理水平。制定机组维护保养制度，建立运转记录，达3000 h添加高温润滑油，至6000 h更换机械密封和轴承。对设备操作、温度设定、适时补水、常见故障作出规定，规范员工操作，保证设备平稳高效运行。

3）精细日常操作，提高采暖效果。监测电流变化，及时停机放气，启机前放气不彻底和系统运行均会导致系统内含有气体，使机组采暖效果下降。采暖期开始前提前倒运各台泵，发现问题及时解决，防止采暖期故障影响供暖效果。值班室温度低时可适当调整泵房采暖阀门大小，以保证值班室温度，做好门窗密封，减少散热。

4.2工艺完善措施

1）针对水箱无液位显示，加装液位计，方便员工观察液位。

2）采用新工艺，消除噪音影响。由于一代产品所产生的噪音污染主要来自于电动机运行，二代静音型产品无电动机，基本感觉不到声音（噪音低于20 dB），消除噪音影响。

5　结论及认识

1）距离热源较远、相对独立的聚合物注入站等小型站库采用聚能加热技术，能够满足采暖需要。

2）随着运行年限延长，设备出现故障率高、热效率下降等问题。

3）做好设备维护保养、日常管理和优化运行方式是设备高效平稳运行的保障。

4）在今后的建设中，有以下几点建议：推广静音型产品，减少噪音污染；优选叶轮、空化器的材质，减少腐蚀对效率的影响；当机组设置在简易泵房内时，增加通风装置，加强电动机过温保护，并合理设置自控仪表。

新型降黏剂NJH-1突破泾河油田稠油开发难题

6月2日，泾河油田JH17P36井于现场加注新型降黏剂NJH-1，加注后油井电流由16.4 A下降至8.8 A，年节约电费2.49万元；地层温度下降黏率达89%，有效提高井筒原油流动性，延长维护周期，年节约维护费用3.9万元。

泾河油田长8储层裂缝发育，油井初产高，日产油量可达20 t，但该储层原油黏度较高，属于普通稠油油藏。油井举升过程中随着井筒温度逐渐降低，原油黏度增大，造成举升能耗较大，且易出现杆柱上下行困难的软卡现象，油井热洗、检泵等维护周期短等问题，严重影响油井高效举升。

针对这些问题，工程院进行技术攻关，形成了具有自主产权的新型降黏剂。自2014年9月，工程院研究人员深入现场分两批提取30井次油水样，通过化验分析，明确了井筒温度、含水变化等对原油黏度的影响，并结合长8储层的地层温度及地层水矿化度，研制出针对该储层原油的新型降黏剂NJH-1。室内实验证明，该降黏剂浓度为0.3%时，降黏率大于90%，可满足提高井筒原油流动性的要求。JH17P36井的现场试验表明，该降黏剂可大幅降低油井电流及原油黏度，有效降低能耗，节约生产维护费用。

来源：中国石化新闻网付亚荣供稿

10.3969/j.issn.2095-1493.2015.10.009

2015-04-16）

许文会，工程师，2004年毕业于大庆石油学院（石油工程专业），从事油气集输规划工作。E-mail：xuwenhui@petrochina. com.cn，地址：黑龙江省大庆市红岗区大庆油田有限责任公司第四采油厂规划设计研究所，163511。