利用太阳能 实现原油低成本加热

李宗强，陈莉蓉，欧阳泽威

（中国石油长庆油田分公司第二采油厂，甘肃 庆城 745100）

编者按：十二五”规划强调要坚持节约和保护环境的基本国策，增强社会的可持续发展能力。目前，实现资源的可持续发展，建立资源节约型、环境友好型生产方式已成为各领域发展前进的新思路。

近日，国务院总理李克强在国务院常务会议中提出要加快发展节能环保产业，并重点提出要努力提升高效锅炉、高效电动机等工业产业技术装备水平。石油化工行业作为我国国民经济的重要支柱产业，同时也是不可再生资源消耗量巨大以及排放污染严重的重点关注行业，其节能减排，增强企业环境保护的能力，直接影响着我国节能减排工作的成效。

为此，本期专题甄选部分石油化工行业节能减排案例予以介绍，以期对读者有所助益。

一、基本概况

实验选址位于城壕作业区西259区西262-3井组，场内共计采油井7口，总计日产液15.35m3，综合含水46%。井场无加热设备，油井结蜡严重。日常井筒清蜡主要依靠定期加注清蜡剂和蒸汽热洗，井组集油管线主要依靠周期性投加注破乳剂、清蜡剂与热水的混合液并定期清障扫线来降低井组回压。通常该井组夏季正常回压约为0.8MPa，冬季该井组平均投加破乳剂量为2kg/天、清蜡剂10kg/天，扫线频率约2次/月，井口回压维持在1～1.5MPa。

通过安装撬装式太阳能原油加热装置，可满足管线冬季对外输原油温度的要求，缓解了集油管线受温度影响原油脱蜡造成的管线运行不畅、冻堵等现象的发生。

利用太阳能加热，装置运行所需能源70%可由太阳能提供，冬季夜晚或连续阴天情况下，系统能源由2×12kW辅助电加热提供，保证原油温度的同时利用绿色能源低成本运行，并有效减少药剂投加及清障扫线的工作量及费用。

二、系统构成

1.现场系统

该加热系统主要由撬装装置(包括换热盘管、保温水箱、控制柜、循环泵组)、无机超导热管集热器及连接管道3部分组成(图1)。

图1 撬装式太阳能辅助原油加热装置结构示意图

2.远程控制系统

远程控制系统由PLC控制柜、DTU(数据传输单元)、组态软件、终端服务器构成(图2)。

图2 撬装式太阳能辅助原油加热装置远程拓扑结构示意图

系统由工控机及服务器、PLC系统、供配电系统、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，通过GPRS网络传输实现远程数据采集、远程控制及故障诊断等功能。通过实现系统的异地远程监控、实时数据采集和现场无人值守，形成适合油田野外环境的高集成、高稳定的自动化控制系统。

三、工作原理及主要特点

1.参数设定(表1)

表1

系统自动通过强制集热循环使低温水经过太阳能集热器加热并返回保温水箱，通过控制水箱内热水的温度将原油外输温度控制在一定范围；当太阳能满足不了原油加热需求时，系统会自动启动电加热装置，保证原油输出温度。

设定水温最小值40℃，最大值70℃；当管道温度与水箱水温度温差低于8℃时，循环泵自动启动，当管道温度与水箱水温度温差超过3℃时循环泵自动停止；防冻同上理。当管线需要热洗时，可以将最小水温调至与最大值相等即可。

2.加热装置的特点

(1)利用太阳能实现对外输原油进行不间断加热，每年4~10月在不使用电能的条件下，原油外输温度可保持在32~52℃。系统采用超导太阳能集热管，节能效果突出，可避免管道结蜡的发生。

(2)控制系统通过在PLC中的多种参数设定可实现对原油外输温度的控制和集约化管理；通过采用GPRS远传模块和组态软件实现了系统的远程控制，工况参数实时进行记录、传输和储存，报警信息及时短信通知，在增强系统稳定性的同时为与油田数字化平台对接建立了条件。

四、现场试验

实验选址位于城壕作业区西259区西262-3井组，系统采用73m2太阳能集热器和2×12kW电加热装置。

1.集热能力及集热时间评价

表2显示2011年11月13日早12时至11月14日16时的检索记录，14日为阴天，数据检索时间间隔为20min，加热为电加热工作状态，1为运行、0为停止，T1为水箱温度，T4为井口原油温度，T5为原油输出温度。

表2 检索记录

(1)从该组数据分析：晴天(13日)系统集热后水箱温度由40℃(设定的水箱最低温度)上升到51℃，原油混合液温度由21~24℃加热至39~47℃，由中午12时至24时，12h内电加热没有启用，说明太阳能有很好的集热能力，还能维持较长的供热时间，有效节约了电能。

(2)原油盘管出口温度较高，具有清蜡降回压的作用。

(3)至14日(阴天)6时至12时，电加热约2.5h运行一次，每次1h，共运行3h，耗电量为24×5=120kW·h。假设14日为晴天，则太阳能集热应当从10：30开始，实际电加热运行时间是4h。由此，在冬季晴日满足原油39℃以上温度输油，该系统能耗不高于24×4=96kW·h。也可以用远程系统电量计量传输系统，分析现场电加热工作数据。

(4)经15日至16日连续阴天数据统计结果，24h系统电加热工作7h，保证原油输出温度36℃以上，单日耗电168kW·h。

(5)根据能量守恒原理，液量15.35m3、含水46%、13.77t，比热熔3.43MJ/t·℃、原油平均升温13℃计算，理论值为614MJ，对应171kW·h。系统无太阳能的状态下热转化率为168/171=98%，晴日节能(168-96)/171=42%。

(6)系统运行成本每日平均为74.88元(电费0.6元/kW·h，40%阴天无日照)，远小于井口安装20kW·h电磁加热费用(480kW·h/日，计288元/日)，并节约药剂添加和扫线费用(药剂每日160元，扫线每次5 000元)，冬季生产成本约为药剂(160-74.88)元×150天+扫线(5次×5 000元)=37 750元。

2.各类降回压措施对比

从2009~2011年该井组冬季回压运行情况看，平均每个冬季有3~5次清障，期间一直坚持加破乳剂、清蜡剂与热水混合液降回压。2011年该井组回压为0.6MPa，总机关出口压力0.4MPa，较以前有明显的下降(表3)。

表3 西262-3井组回压监控表

降回压分以下几种情况。

(1)清障效果分析。

2011.1.6号对城43井组清障时，清障车压力为3MPa，该井组总机关压力由0.4MPa上升到0.7MPa(图3)。当清障遇到拐弯处时，蜡不容易被排出，提高清障车压力继续扫线，出口的排出物为蜡块。

图3 城43井组清障回压运行情况

(2)热水与破乳剂、清蜡剂混合液。该井组冬季生产一直坚持加热水与破乳剂、清蜡剂混合液(小剂量、高频次)，加药前后回压无实质性的变化，只起到缓解井口回压的作用，有效期短。

(3)管线加清蜡剂回压运行曲线如图4所示，当回压较低时，加清蜡剂起到一定的清蜡作用，该措施不仅持续时间短，而且到达一定的程度时，再加清蜡剂就无效了。

图4 城43井组加清蜡剂回压运行情况

(4)安装太阳能加热装置后。同期对比，目前回压平均下降0.2MPa，管线疏通，运行情况良好(图5)。

图5 2010年与2011年同期回压对比

五、结论与认识

(1)与传统降回压措施相比，撬装式太阳能辅助原油加热装置能对井场外输原油进行全年、全天候加温，可使冬季原油输出温度保持在40℃以上长效运行，起到清蜡降回压的作用。

(2)该装置主要依靠太阳能加热，耗电量低，节能效果显著。

(3)该装置便于维护管理，操作简单，减轻了现场劳动和管理强度。