油田站外单管集油辅助工艺对比_刘静.pdf

工艺与设备第46卷 第1期2023年1月Vol.46 No.1Jan.2023HAN GUAN 焊管WELDED PIPE AND TUBE油田站外单管集油辅助工艺对比刘静1，曲虎1，卜明哲3，赵向苗1，李宏伟1，张小玲2，任秉鹏1（1.中国石油工程建设有限公司华北分公司，河北 任丘 062552；2.华北油田经济技术研究院，河北 任丘 062552；3.国家管网集团工程技术创新有限公司，天津 300450）摘 要：为了解决部分油井无法单管输送的问题，采用PIPESIM模拟软件对不同含水率、不同集输半径和不同产液量油井的集输管线进行计算分析，同时结合各油田单管集输设计经验，得出中质原油站外系统单管集油工艺改造的技术界限，而对于达不到技术界限的油井，可以通过辅助措施实现单管集油，通过对比电磁加热器、空气源热泵、管道内置电伴热、井口气电加热器、油井保温隔热油管、地热、太阳能光热技术及井口加药等单管辅助措施的原理及工艺特点，最终确定在不同工况条件下的辅助单管集输措施，为油田站外单管集输工艺选择和优化提供了理论依据。关键词：单管集油；集输界限；太阳能；电加热；隔热油管中图分类号：TE866 文献标识码：B DOI:10.19291/ki.1001-3938.2023.01.006Comparison of Single Pipe Oil Gathering Assistance TechnologyOutside Oil Field StationLIU Jing1,QU Hu1,BU Mingzhe3,ZHAO Xiangmiao1,LI Hongwei1,ZHANG Xiaoling2,REN Bingpeng1(1.China Petroleum Engineering Huabei Company,Renqiu 062552,Hebei,China;2.NorthChina Oilfield Institute of Economic and Technology,Renqiu 062552,Hebei,China;3.Pipechina Engineering Technology Innovation Co.,Ltd.,Tianjin 300450,China)Abstract:In order to solve the problem that some oil wells cannot be transported in a single pipe,PIPESIM simulation software is used to calculate and analyze the gathering and transmission pipelines of oil wells with different water cut,different gathering and transmission radii and different liquid production rates.At the same time,combined with the design experience of singlepipe gathering in various oilfields,the technical limit of singlepipe gathering process transformation of the system outside the medium crude oil station is obtained.For oil wells that cannot reach the technical limit,singlepipe gathering can be achieved through auxiliary measures,By comparing the principle and process characteristics of single pipe auxiliary measures such as electromagnetic heater,air source heat pump,electric heat tracing inside the pipeline,wellhead gas electric heater,oil well thermal insulation tubing,geothermal,solar photothermal technology and wellhead dosing,the auxiliary single pipe gathering and transportation measures under different working conditions are finally determined,which provides a theoretical basis for the selection and optimization of single pipe gathering and transportation technology outside the oil field station.Key words:single pipe oil gathering;gathering transportation limit;solar energy;electric heating;insulated tubing0前 言油田站外集输工艺按照集输方式可分为三管伴热集输、双管掺水（稀油）集输、环状掺水（稀油）集输和单管集输等工艺。三管伴热集输工艺流程老化、能耗较高，各油田目前很少使用，已经逐步淘汰；双管和环状掺水（稀油）集输工艺能耗较三管伴热稍低，但管道建设费用较高1；单管集输工艺流程简单、管道建设费用低，因此是目前各油田集输的主流工艺。由于每口油井的产液量、含水率及井口温度等参数均有所不同，许多油井不能直接进行单管输送，需要采取一些 312023年 第 46 卷焊 管辅助措施，本研究针对油田单管集输可采取的辅助措施，从技术适应性和经济性方面进行分析和对比，以期为油田单管集输措施提供技术支持。1单管集输界限应用PIPESIM流体模拟软件对不同含水率、集输半径和产液量油井的集输管线进行建模计算，分析含水率和油井产液量对油井集输半径的影响。根据建模计算结果以及华北油田、吐哈油田、福山油田等油田原油集输设计和运行经验，总结以往油田单管集油工艺改造过程中出现的问题，结合后期的运行效果，分析计算得出中质原油站外系统单管集油工艺改造的技术界限，见表1。通过计算可知，当含水率相同时，集输半径随着油井产液量的增加而增大；当油井产液量相同时，集输半径随含水率以原油转相点为界，先减小后增大。以上计算结果在华北冀中油田、二连油田和吉兰泰油田等多个油田得到实践验证，以华北某油田的现场实测数据为例，实测数据见表2。经过对比，现场实测数据与计算的单管不加热输送技术界限基本吻合，准确度较高。经过实际验证，满足以上条件的油井可优先选用单管不加热输送工艺，对于达不到以上技术条件的油井，可以通过其他辅助措施实现单管集油。2单管集油辅助措施油田单管集输辅助措施主要体现在提高井口原油输送温度和降低原油凝点两个方面2。可通过采用井口电磁加热器、空气源热泵、集肤效应电伴热系统、井口气电加热器、油井隔热油管和太阳能光热技术等提高井口温度；而降低原油凝点的措施主要为井口加药工艺。2.1电磁加热器电磁加热器利用电磁感应原理产生高速变化的交变磁场，使金属管道（加热体）自行发热并加热内部的液体介质，具有升温快、工艺简单、安装方便、热效率高的优点，成为目前应用最广泛的井口加热设备。井口电磁加热器（如图1所示）分为管道式和立式箱体式，功率550 kW的电磁加热器一般采用管道式，而功率大于50 kW的电磁加热器一般采用立式箱体式3。表2华北某油田单管集输实测数据油井油井1油井2油井3油井4油井5油井6油井7产液量/（t d-1)3549146281043含水率/%89923015422385集输距离/km1.52.20.90.41.20.71.9原油凝点/34353533363534进站温度/30333939384032表1单管不加热输送技术界限表含水率/%80%转相点80%30%转相点10%30%油井产液量/（m3 d-1）510112021303150517071100510112021303150517071100510112021303150517071100510112021303150517071100末点温度低于凝点35 低于凝点13 高于凝点13 高于凝点35 集输半径/km0.81.52.02.53.040.51.21.52.02.53.00.51.21.52.02.53.00.81.52.02.53.04.0井口回压/MPa1.51.51.51.5 32第1期刘静等：油田站外系统辅助单管集油工艺技术HAN GUAN 2.2空气源热泵空气源热泵运行原理为逆卡诺循环原理，利用绿色环保无污染的工艺，吸取空气中的低位热能，驱动压缩机对工质作功，生产出满足需求的高位热能，是一种可以代替加热炉的节能环保热水供应装置，目前已经在各油田开始应用。与电加热器相比，空气源热泵可以节约超过50%的电能。经过膨胀阀的制冷剂吸收热空气后变成低压蒸汽，被压缩机吸入并压缩为高压蒸汽后排至冷凝器，循环水通过冷凝器带走制冷剂冷凝放出的热量，使高压制冷剂凝结为高压液体。高压液体经过膨胀阀进入蒸发器，并在相应的低压下蒸发，吸收空气热量。如此循环往复达到热交换目的4-5，空气热源泵原理如图2所示。空气源热泵在循环工作时，其制热性能系数（COP）为空气源热泵的总制热量与输入功率之比，计算公式为COP=(Q空+Q电)Q电=Q空Q电+1（1）式中：COP制热性能系数；Q空空气源热泵在空气中吸收的热 量，W；Q电空气源热泵输入的电能，W。空气源热泵的 COP通常保持在 1.53.5，且空气源热泵的COP值随着环境温度的降低而减小6，COP值随环境温度变化如图3所示。环境温度越低，空气源热泵从空气中吸收的热量就越少，根据公式（1）可知，在空气源热泵输入电功率不变的情况下，空气源热泵从空气中吸收的热量越少，COP值越低。空气源热泵制热温度越高，需要热泵工质压缩温度就越高，压缩机输入电功率就越大，根据公式（1），在空气提供热量一定的前提下，空气源热泵输入功率越大，其COP值越低。2.3管道内置电伴热系统管道内置电伴热系统主要有两种形式。一种是传统的集肤效应电伴热系统，如图4所示，其主要原理为：将集肤加热管穿入输油管线内部通入图4内置集肤伴热系统管道内示意图图1井口电磁加热器示意图图2空气源热泵原理图图3COP值随环境温度变化曲线 332023年 第 46 卷焊 管交流电，靠加热管本身发热直接对输油管线内的介质进行加热。集肤效应电伴热系统产热主要来自于加热管上产生的电阻热、加热管内部电缆通电所产生的电阻热和加热管处于交变磁场中所产生的磁阻热。该伴热系统的优点是单点伴热距离长，一个电源点伴热距离最长可达 5 km 以上，缺点是电缆为 MI 加热电缆，弯头处需要开口连接，对管道破坏较多，因而适用于长距离管道7-8。另一种是管道发热电伴热系统，如图 5 所示，其主要原理为：交流电通过管道内穿导线与金属管壁形成电流回路，导线与金属管道形成超长感应线圈，产生交变电磁场作用于金属管道而使管道自身发热。管道作为发热体，大大降低了输送液与管壁之间的摩阻力，即便输送液低于凝点温度也具有非常好的流动性，与电加热器相比，节能至少20%以上。此种伴热系统的优点是交流供电，电气控制元件自身发热少，产品使用寿命长；采用的柔性加热电缆不像 MI电缆那样逢弯头必出，从而减少外部连接、提高了电缆的使用可靠性；缺点是单点伴热距离最长为 750800 m，特别适合油田较为复杂单井集输管网。内置电伴热功率一般为 2060 W，功率过大会造成电缆太粗而影响集输。2.4井口气电加热器井口气电加热器采用井场套管气和电力两种热源，通常优先利用井口套管气，套管气不足时采用电能补充。井口套管气燃烧，加热超导介质，在负压状态下，沸点为 40 的超导介质通过热管发生热交换，从而加热采出液，其原理如图 6 所示。加热器采用低氮燃烧器，排放达到环保标准，井口气电加热器适用于套管气较为丰富的油井9。2.5油井保温隔热油管油井保温热油管主要有两种形式，一种是复合内衬保温隔热油管10，另一种是真空保温隔热油管。复合内衬保温隔热油管就是在普通油管内部衬入厚度为 34 mm 的高密度聚乙烯复合材料，在油管外部包裹厚度为36 mm的导热系数低、防水性好的隔热材料，外侧缠绕钢带和高密度聚乙烯进行保护，结构如图7（a）所示。真空保温隔热油管主要由内管、外管、隔热系统等部分组成，内、外管都使用合金材料，隔热系统通常是在进行真空处理或抽真空后填充惰性气体，并使用氢气吸附剂，阻止内外管之间的图5管道发热电伴热系统示意图图7油井保温隔热油管结构示意图图6井口气电加热器原理示意图 34第1期刘静等：油田站外系统辅助单管集油工艺技术HAN GUAN 热交换，结构如图7（b）所示。如果流体温度较高，在隔热油管生产过程中，需提前向内管施加预应力，管体伸长后与外管进行焊接，从而消除内、外管温差的影响11。隔热油管能够减少井筒举升过程中的热能损耗，提高井口产液温度，实现井筒系统免维护，同时可降低集输系统能耗。隔热油管一般适用于油藏温度较高、油井较深、产液量大的油井，在端点井上采用后可以提高整个环线的温度。华北油田在八里庄区块应用的隔热油管效果良好，隔热油管应用前后温度对比如图8所示，由图8可知，应用后平均提高井口温度15 以上12。2.6地热资源油田可利用的地热资源主要是含水率较高的高温生产井产出液，油田产出液具有水量多、热能总量大的特点13，特别是进入高含水期的油田，个别高温油井产出液可达 100110 t，含水率达99%以上，可以通过掺水和换热两种方式辅助原油管道集输，如图9和图10所示。以某油田集油阀组为例，进站液量500 t/d，含水率50%，进站温度30，外输温度45，电加热器效率为 90%，地热水回注压力为 8 MPa。对电加热器加热和地热水升温进行对比，结果见表 3，由表 3 可知，地热水利用可降低运行费用。2.7太阳能光热技术太阳能光热技术通过吸收太阳能为生产和生活提供热量，主要由集热器、储水罐、循环泵及控制系统组成，其原理如图11所示。目前比较先进的聚光集热器可以实现自动旋转、立体跟踪，通过实时调整姿态，保持太阳光一直垂直照射到反光镜上，集热效率达90%14。太阳能光热技术供热负荷为0.50.7 kW/m2，作为一种清洁能源，太阳能光热技术运行费用低，但流程较长，占地面积大，适用于空闲面积较大的井场安装。将太阳能提供的能量折合成1 000 t/a标煤并与电能及天然气进行对比，结果见表4，由表4可以看出，太阳能具有良好的经济效益。图9地热水换热流程示意图图10地热水掺水流程示意图表3加热炉和地热水利用对比表热源电加热器地热水掺水地热水换热升温负荷/kW272272272能源电力地热水地热水耗水量/（t d-1）-180300耗电量/（kW h d-1）7 253.36761 127运行费用/（万元 a-1）198.618.530.8图11太阳能光热系统原理示意图表4不同能源能耗费用对比表能源太阳能电能天然气能耗数量26104 kW h/a814104 kW h/a75.5104 m3/a年运行费用/（万元 a-1）20610.5279.35图8隔热油管应用前后温度对比示意图 352023年 第 46 卷焊 管2.8井口加药技术针对井口温度较低且黏度较大的原油，在开采过程中，常采用井口加药的方式辅助管道集输。井口加药主要是添加降粘剂，降粘剂的原理主要是通过降低油水界面张力，改变原有的乳化状态，将含水原油转相点提前，使油包水的乳化状态转化为水包油的状态。由于流程简单、橇装化安装、占地小、投资低，井口加药技术已广泛应用在油田，但受限于降粘剂的作用原理，井口加药对于含水率在30%70%的原油效果显著15。3单管集油辅助措施对比以某油田单井为例，液量 30 t/d，含水率50%，井口温度 30，集输温度 45，集输管道规格 60 mm3.5 mm，管体长度 1 200 m，对比不同单管辅助措施，结果见表 5。其中电磁加热器、空气源热泵、管道内置电伴热带、井口气电加热器及地热均通过计算用电负荷折合运行费用；加药技术通过计算加药消耗折合运行费用；油井保温隔热油管和太阳能光热技术无能耗运行费用。4结束语通过对各种不同的油田站外系统辅助单管集油工艺措施的能耗和运行费用等方面分析对比，得出在进行站外辅助单管集油工艺措施选择时，优先采用井口加药技术，其次分别为地热、太阳能光热技术、井口气电加热器、空气源热泵、油井保温隔热油管、管道内置电伴热、电磁加热器，从而为油田单管集输技术的使用提供理论依据。参考文献：1 曲虎，邵艳波，张鹏虎，等.油田站外系统单管集输技术研究J.当代化工，2018，47（2）：349-352.2 刘斌.站外集油工艺简化优化技术研究 J.石油规划设计，2020，31（2）：17-21.3 连丽丽.输油管道电磁感应加热器的优化设计 D.天津：河北工业大学，2014.4 陈东，谢继红.热泵技术及其应用 M.北京：化学工业出版社，2006：28-39.表5单管集油辅助措施对比辅助措施电磁加热器空气源热泵管道内置电伴热井口气电加热器油井保温隔热油管地热太阳能光热技术加药装置能源电电电电或气地热水太阳能药剂计算指标耗电量：15.6104 kW h/a耗电量：10.3104 kW h/a耗电量：8.3104 kW h/a耗电量：8104 kW h/a油管长度：1 500 m耗电量：2.4104 kW h/a太阳能板面积：50 m2加药量：1.4 t/a运行费用/（万元 a-1）11.77.76.261.81.4设备投资/万元3510122530121535401015303546优点流程简单、施工方便；设备投资低橇装化设备，安装方便；设备投资较低能耗低，运行维护简单；不占地上空间，在井场和管道路由受限时也可采用能耗低、安装方便；设备投资较低无能源消耗；不占地上空间运行费用低运行费用低；清洁能源运行费用低；设备投资低缺点运行费用高能耗较高；非防爆，安全间距较大设备投资高只能在套管气量大的油井应用设备投资高；在液量小的油井应用效果较差;对油井作业有影响地热水源受限；如果采用掺水工艺，需考虑配伍性设备投资高；占地面积大需根据每口油井原油物性确定药剂方案，药剂效果有一定的局限性（下转第41页）36第1期吕明轩等：螺旋焊缝超声波相控阵检测系统参数调试HAN GUAN 仿真设置，声线仿真的结果直接影响缺陷的评判。（2）掌握增益参数的规律，竖通孔缺陷通道的增益比刻槽缺陷通道增益高816 dB，超出此范围仅通过参数调整无法获得较好的探伤效果，会产生大量误报，必须先调整探头位置再重新设置参数。（3）报警闸门宽度、刻槽缺陷通道可以设置较长区域，但竖通孔通道和平底孔通道闸门设置不易过长，实际探伤中容易接收到各类杂波，运行时在可以稳定检测缺陷的情况下，越窄越好。参考文献：1 杨旭，刘书海，李丰，等.连续管检测技术研究进展 J.石油机械，2013，41（11）：100-104.2 刘薇，刘保平，白锦军.钢结构焊缝手工超声波检测方法要点及应用 J.石油工业技术监督，2022，38（1）：9-12.3 刘亚丽，陈海山，潘玉龙，等.基于超声A扫的不等厚两层板点焊质量检测模型研究 J.空军预警学院学报，2021，35（4）：273-278.4 赵忠敬.超声相控阵技术在小径管焊缝检测上的研究与应用 J.河南电力，2019（S1）：56-58，108.5 张磊.超声相控阵技术在石油化工领域中的应用进展 J.化工设计通讯，2020，46（8）：48，59.6 孟辉.超声相控阵技术在钢制对接焊缝检测中的应用研究J.山东工业技术，2016（10）：31.7 段军志.超声波相控阵技术在特种设备无损检测中的应用研究 J.科学技术创新，2021（32）：11-13.8 王琳，廖雄，冯玉声，等.高压管汇件超声相控阵无损检测技术应用研究 J.石化技术，2021，28（10）：51-52.9 强会明.螺旋焊缝缺陷的定位分析 J.石油技师，2015（1）：53-55.10 陈刚.基于超声相控阵技术的钢管拱桥相贯线焊缝检测研究 J.中国设备工程，2022（6）：189-190.11 王正发，黄鑫.用于焊接缺陷检测的超声相控阵探测技术研究 J.新型工业化，2021，11（12）：14-16.12 厉振武.无损探伤方法及其在钢轨探伤中的应用研究 D.长沙：湖南大学，2013.13 周正干，滕利臣，李洋.复杂结构焊缝缺陷双线阵全聚焦超声成像方法 J.北京航空航天大学学报，2021，47（12）：2407-2413.14 黄怡，董荣胜.基于多尺度特征融合和注意力的钢表面缺陷检测 J.桂林电子科技大学学报，2022，42（5）：398-404.15 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