电伴热集油流程应用评价及节电规律探讨

开篇：润墨网以专业的文秘视角，为您筛选了一篇电伴热集油流程应用评价及节电规律探讨范文，如需获取更多写作素材，在线客服老师一对一协助。欢迎您的阅读与分享！

【摘要】本文介绍了电伴热集油流程在兴茂公司的应用情况，并针对兴茂油田的实际情况，对新建电伴热集油流程与原集油方式和老区掺水集油流程的投资与运行成本进行对比分析，总结了电伴热集油流程这种集输模式的特点。针对电伴热集油流程积极开展节能措施达到节能降耗的目的。

【关键词】电伴热集油流程 掺水集油流程 电加热管线 井口电加热器

1 前言

兴茂油田一直应用电伴热集油进油罐流程，这是一种新型的集输模式。客观地分析了新建电伴热集油流程与原集油方式和老区掺水集油流程在生产中的应用效果，总结了电伴热集油流程的优缺点，认识到电伴热集油流程的不足，通过加大管理力度，开展节能措施，在生产管理中总结一套适合电伴热集油流程的管理模式，有效地降低运行成本。

2 台1区块电伴热集油流程现状

2.1 台1区块概况

从台1区块的地面条件看，该区块油井呈带状分布；从地质条件来看储层物性差、渗透率低、地层压力低；从生产条件来看，产液量低。如果按老区常规模式势必投资高、运行成本高，制约油田有效开发。为进一步降低投资和运行费用，结合实际情况油田自开发以来一直采用树状碳纤维电伴热流程。

2.2 台1区块电伴热集油流程应用情况

台1区块建转轴站一座，共建2条集油干线1#线和2#线，总长24.127km，所辖油井152口，采用“点加热线维温的单管树状电加热集油”方式。目前1#线平均进站温度为33℃，2#线平均进站温度为37℃。

3 电伴热集油流程应用评价

3.1 新建电伴热集油流程与以往集油方式对比

经过1年实际生产运行的跟踪、调查，将新建电伴热集油方式与原集油方式对比年节电157×104kwh，年节约电费90万元，节省电加热管维修费用95万元；节省拉运费160万元；伴生气集中收集，供站内自耗和办公楼采暖，停运燃煤锅炉1台，年可节省燃煤860吨，节约成本57万。取消单井罐22座，罐区1座，消除了单井罐管理风险。

3.2 新建电伴热集油流程与掺水集油流程对比

3.2.1 一次性投资费用少

1#线和2#线所辖抽油井共有152口，如按照老区掺水集油流程建设需建设1座联合站，1座转油站、2座集油间，采用单管环状掺水集油流程。掺水流程为站外油井来液进“四合一”处理，沉降出污水回掺至本站转油站所辖的油井井口；天然气经除油器除油，干燥器脱水后，一部分作为本站加热燃料，剩余气输联合站。与之相比目前使用的电伴热集油流程少投资四合一、掺水泵和阀组间，同时在管线和土地费用上都相对少投资。

3.2.2 成本运行费用高

（1）常规掺水集油流程。

根据设计规范及水力热力计算，每口油井掺水量为0.3m3/h，每小时掺水量应为13.8m3。

根据计算结果，站外所需掺水环管线长24.127km，站内应选用排量46m3/h，扬程200m，功率45kW.h的掺水泵2台，同时应设置1.6MW“四合一”2台。

掺水泵日耗电1080k W.h，年耗电39.4×104kW.h，折合标煤159.18吨，以0.51元/kW.h计算，年所需电费20.1万元；“四合一”全年日平均消耗天然气397m3，全年耗气14.49×104m3，折合标煤192.86吨，费用7.2万元；全年运行费用为27.3万元，折合标煤352.04吨。

（2）电伴热集油流程

台1转油站全年用电量约25×104kw，2条伴热管线总功率为181kw，86个井口电加热器总功率约为225kw，全年总耗电量约为248×104 kW.h，以0.51元/kW.h计算，全年运行费用为126.5万元。

（3）掺水集油流程和电伴热集油流程对比分析

电伴热集油流程与环状掺水集油流程相比，按设计节约投资，但从运行费用来看，电伴热集油流程的运行费用是掺水集油流程的4.6倍。

3.2.3 生产运行故障率高

自2010年12月6日投产以来，由于温控箱、碳纤维加热丝、井口电加热器故障已造成停井95井次，直接影响产量40余吨，憋井造成原油泄漏4.6余吨。其中故障主要有以下几方面：

埋地管线碳纤维加热丝故障：碳纤维烧断，温控箱故障，纤维终端系统烧毁。

井口电加热器故障：井口电加热器短路，继电器插座坏。

井口碳纤维加热故障：井口碳纤维线没有温控系统，使用不到一年老化断裂。

4 电伴热集油流程节能措施的探索

台1转油站于2010年12月投产，分2条管线进行生产。都采用电磁加热器加热，管线伴热，目前日进站平均液量为123.4t，油量73.4，综合含水为40%。

兴茂公司本着节约成本，降低能耗的目的，积极开展降低电加热器和电加热管道运行温度及停运井口电加热器试验。通过3个月时间对该试验的跟踪摸索，节能效果显著。2条伴热管线长为2.4km，总功率为181kw。进入5月份以来，兴茂公司将2条伴热管线电压由380V下调至220V；将电加热器温度由50℃下调到40℃。 1号主线的进站温度由37℃下降到34℃，2号主线的进站温度由39℃下调到36℃，干线压力由降温前的0.07 MPa上升至0.1Mpa，上升了0.03 MPa。降温后2条伴热管线及油井正常生产，进入夏季后随着季节温度的升高，电加热器温度和电加热管线温度仍有下调空间，下步将继续摸索。

另外兴茂公司在下调电加热器温度和电加热管线温度的基础上，陆续停运井口电加热器，每台电热装置功率最低为1kw，高的为6kw，在保证集油管线能够正常运行的前提下，随季节温度变化逐渐减少电加热器的运行台数。6-8月份累计停运7台次，如1#线管辖油井茂X40-14于7月初检泵后泵效好，含水低，停运井口电加热器后油压由原来的0.7MPa略升到1.0MPa，连续观察一周油井生产正常，继续停运。

兴茂公司此次开展电伴热集油流程降低电伴热集油管线温度和停运个别井口电加热设备试验，在未影响夏季原油集输前提下取得了很好的节能效果。

5 结论及认识

（1）电伴热集油流程，是一种新型的集输模式，通过在生产管理中我们总结了一套适合电伴热集油流程的管理模式，通过开展节能措施，大大降低电伴热集油流程的生产运行成本，从而为开展新的地面建设，降低地面建设投资及运行费用探索出一条新的途径。

（2）通过对电伴热集油流程与环状掺水流程投资及运行费用的对比分析，电伴热集油流程一次性投资费用低，但运行成本高于掺水流程，在生产运行中存在故障率高的问题。针对以上情况，需采取调整措施，降低电伴热集油流程用电消耗，才可扩大电伴热集油流程的应用规模。

（3）通过对电伴热集油流程中故障的总结，建议组织人员同厂家学习维修故障，解决电加热集油工艺超过保修期后维修工作。