太阳能集热技术在油田井组集输系统的现场试验分析

2012-11-15杨会丰常振武王林平魏立军袁秀杰

石油石化节能 2012年2期

关键词：集热长庆油田水箱

杨会丰常振武王林平魏立军袁秀杰

（1.长庆油田分公司油气工艺研究院；2.长庆油田分公司质量管理与节能处3.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室；4.长庆油田第一采油厂）

太阳能集热技术在油田井组集输系统的现场试验分析

杨会丰1,3常振武2王林平1,3魏立军1,3袁秀杰4

（1.长庆油田分公司油气工艺研究院；2.长庆油田分公司质量管理与节能处3.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室；4.长庆油田第一采油厂）

受冬季气温低和原油品质的影响，长庆油田原油的黏度大，流动性差，在输送过程中需要加热与保温。长庆油田具有丰富的太阳能资源，通过开展太阳能集热技术应用研究和自主研发自动控制技术，建立了橇装式太阳能辅助原油加热装置。效果测试表明，橇装式太阳能辅助原油加热装置应用有效保证了原油外输温度维持在44～53℃，杜绝了油井结蜡造成管线运行不畅及冻堵现象的发生。太阳能解决了系统总热量需求的65%，年节约费用11.5×104元，实现了井组原油全年持续加热。

原油外输太阳能集热井组加热降回压

长庆油田主要探区位于中国西北陕甘宁盆地，生产区域位于黄土高原，地形复杂，产出原油主要通过1～2 km长的单井管线汇集到各个增压点站再集中外输。由于受冬季气温低和原油品质的影响，原油中的蜡质、胶质物质在低温下会发生凝固或凝结，使原油的黏度增大，流动性变差，造成单井输油管线结蜡堵塞；管线堵塞会使油井井口回压升高，抽油机负荷增大，严重影响原油产量并增加电机能耗；而解堵药剂的添加和定期采用物理方法扫线，不仅增加了材料和施工成本，而且增加了工作量。为了保证产区内原油的正常生产和输送，在输送过程中必须对原油进行加热与保温。

目前，在井场原油生产输送过程中，在冬季使用燃烧煤、油、伴生气或电加热等常规方法对原油进行加热，造成大量的能源消耗和二氧化碳排放，在增大生产成本的同时也为生产安全管理增加了负担。

针对长庆油田探区的区域特点，结合国内外已有的关于原油加热方法的探索性研究以及近年来国际节能领域的技术发展成果[1,2]，提出了井组太阳能原油辅助加热节能技术，这项技术把太阳能引入到油田开发和生产过程中，建立了一种橇装式太阳能辅助原油加热装置。

1 太阳能集热技术应用研究

1.1 系统组成

橇装式太阳能辅助原油加热装置由内置换热盘管保温水箱、系统控制柜、循环泵组、无机超导热管集热器阵列、热水循环管道，以及远程控制系统构成（图1）。

为了便于现场安装和检修，橇装式太阳能辅助原油加热装置采用了独特的橇装式设计，将内置换热盘管保温水箱、控制柜、循环泵组集成为一个标准橇装结构，每个橇装单元对应日产30 m3以内的输油管线，橇装部分在现场可一次吊装安放完成。为了增加设备运行的稳定性以适应设备分部区域广泛和现场的恶劣条件，为便于对设备运行情况的实时监控，系统采用基于组态软件和GPRS网络的远程控制系统，维护人员能及时了解设备运行状况并处理设备的故障及报警信息，同时满足数字化油田对设备的要求。无机超导热管的采用避免了常规集热管破裂造成系统瘫痪的现象产生，也将集热系统寿命延长至10～15年。

1.2 工作原理

该装置采用强制集热循环方法将太阳能量以热水方式保存至集热水箱，通过水箱内部的原油换热盘管实现对外输原油的加热。通过设置水箱温度，使原油输送温度保持在一定温度范围。

控制系统为远程PLC控制系统，具备手动和自动两种控制方式，并可通过GPRS和以太网口同时实现远程有线及无线网络在线监控，具体工作原理如下：

1）加热功能。系统配备电加热，当水箱温度低于定温值时启动，可在阴天和夜间保持水箱温度，持续对原油加热。

2）集热循环功能。在自动状态下，集热器温度和水箱温度的差值大于系统规定值，则开启循环泵集热，将水箱内的低温水循环至集热器加热后返回水箱。当集热器温度和水箱温度的差值小于系统规定值，表明集热器无法进行加热，则关闭循环泵。集热循环可将太阳产生的热量储存于保温水箱用于原油加温。

3）系统自检及报警保护功能。系统运行过程中对各个传感器及设备运行状态进行自检，及时发出报警信息。报警类型包括传感器故障报警、低温报警、过热报警、低水位报警、泵故障报警。报警信息通过控制柜声光报警和触摸屏页面提示蜂鸣器报警，并以短信形式通知设备管理人员。关键设备发生故障后系统在发出报警信息的同时自动切换模式启动保障系统运行，特殊情况下维护人员可远程手动控制设备，保证系统异常得到及时处理。

4）远程控制系统原理。远程控制系统是为实现装置的异地远程监控、实时数据采集和现场无人值守而建立的适合油田野外环境的高集成、高稳定的自动化控制系统。

系统由工控机/服务器、PLC、供配电设备、智能仪器仪表及执行器、无线传输系统、无线事件通知（短信发生器）等部分组成，采用彩色触摸屏操作界面，GPRS/以太网远程监控，实时动态显示和控制整个生产工艺过程。全部控制元器件采用标准工业元器件集成，抗干扰性强，硬件设备具备温度保护功能，可在零下40℃低温环境中稳定运行。现场操作简便，运行稳定。整个系统采用多路冗余设计，参数设置详尽灵活，可最大发挥系统能效。

终端服务器采用目前先进的组态软件，可同时监控256套装置，具备精美的工艺流程画面、完善的工艺参数分析、交互式报表、故障诊断与恢复，全方位监控过程，实现了过程参数的稳定化控制。

2 现场试验

试验选址位于采油三厂XX井组，井场海拔1818 m，场内共有采油井4口，停产3口，其中一口生产井管输结蜡严重，日产液15 m3，含水70%，油井产油通过输油管道输送，为保持原油外输配置60 kW电磁加热器1套，根据现场调研，冬季电磁加热器全功率运行不间断使用，可将原油加温至40～50℃后外输，耗电量大。

橇装式太阳能辅助原油加热装置配置2100 mm×60 mm无机超导集热管576支，理论上单日冬季集热能力为1135 MJ，为确保系统在最不利天气状态下的日产热能力，采用了12 kW×3组（1备2用）辅助电加热。

图2、图3分别为橇装式储热换热水箱和太阳能加热系统。

3 效益分析

太阳能加热系统自2010年10月运行起，有效保证了原油外输温度维持在44～53℃，杜绝了油井结蜡造成管线运行不畅及冻堵现象发生。

根据现场调研，往年冬季该井场采用60 kW电磁加热器全功率运行不间断使用，可将原油加温至40～50℃后外输，单日耗电量1464 kWh。

因换热方式不同，在使用本系统的情况下，原油升温30℃外输所需功率为20～24 kW，其中65%的能耗由集热阵列提供，每日能耗应为375 kWh，单日节能1089 kWh，按照1 kWh 0.6元计算，单日节约电费653元，冬季5个月节约98000元；春秋季2个月每日节能470 kWh，日节约电费282元，共16920元。相比原来的加热方式，本系统全年可直接节约电费支出11.5×104元。