电加热集油能耗分析及理论计算方法的修正

2011-11-15李玉华大庆油田工程有限公司

石油石化节能 2011年6期

李玉华 (大庆油田工程有限公司)

电加热集油能耗分析及理论计算方法的修正

李玉华 (大庆油田工程有限公司)

电加热集油工艺的应用简化了地面建设模式，有效地降低了地面建设投资。该工艺在大庆油田得到成功应用，但通过调查发现现场实际耗电量与理论计算值有较大偏差，通过分析得出电加热集油能耗理论计算值高于实际能耗的原因是：夏季运行时由于环境温度的升高，使井口电加热器部分停运或降低加热温度，导致井口加热耗电量降低；当环境温度升高时，管线上散热量降低，同时电热管也可局部停运，导致管线保温耗电量降低；由于电热管运行一段时间后，会形成一个稳定的温度场，管道周围的环境温度比理论计算值高，从而导致管道散热量降低。本文结合实际对理论计算方法进行修正，拟合出新的能耗计算方法，即电加热总耗电量=井口电加热器耗电量×0.75+电热管保温耗电量×0.7。修正后的电加热能耗计算数据更接近于实际。

电热集油工艺能耗理论计算修正

近年来，大庆油田加大了外围低产油田开发力度，外围油田与老区相比具有单井产量低、原油凝固点高、油井分布零散、系统依托性差等特点，客观上制约了外围油田的发展建设。为了降低低产油田生产成本，开辟提高经济效益的新途径，在外围油田推广使用了电加热集油工艺，使油田地面集油工艺进一步简化，建设投资进一步降低，经济效益进一步提高，为大庆油田稳产4000×104t奠定了基础。通过对外围几个采油厂电热管实际应用情况进行调查分析，发现现场实际耗电量与理论计算值有较大的偏差，因此有必要结合实际对其进行修正，从而达到指导生产的目的。

1 电加热集油工艺

电热管自2004年投入生产使用后，在大庆油田应用数量较大，目前共有1972口油井采用单管树状电加热集油流程，其中敖南油田、齐家北油田更是典型的电加热集油区块，仅这两个油田就有699口电热集油井，目前这些采油井运行状况均较稳定。

电加热集油能耗主要包括两部分：井口加热耗电；电热管保温耗电。井口加热耗电量随着产液量、原油集输温度与井口出油温度的差值增大而升高，而电热管保温耗电量则随着集输温度和环境温度之间的差值增大而升高。

2 现场实际能耗与理论计算值对比

表1是5个电加热集油区块实际运行情况调查数据。

表1 电加热集油区块实际运行数据

电加热集油能耗理论计算值与实际能耗对比情况见表2。

由表2计算数据可知，按实际运行温度计算的理论耗电量均比实际耗电量高，实际耗电量占理论计算值的14.3%～70.5%，尤其是敖南和英51区块实际耗电量和理论计算值的偏差更大，并且5个区块中除齐家北区块之外的其他4个区块按凝点运行计算出的耗电量均比现场运行的实际耗电量高，这足以说明以往电加热集油能耗的理论计算值偏高。

表2 电加热集油能耗理论计算值与实际能耗对比

3 原因分析

经分析，电加热集油能耗理论计算值高于实际能耗的原因如下：

◇夏季运行时由于环境温度升高，井口电加热器可以部分停运或降低加热温度，从而导致井口加热耗电量降低；

◇当环境温度升高时，管线上散热量降低，同时电热管也可局部停运，从而导致管线保温耗电量降低；

◇由于电热管运行一段时间后，会形成一个稳定的温度场，管道周围的环境温度比理论计算值高，从而造成管道散热量降低。

上述3个原因导致电热管实际耗电量低于理论计算值。

4 电加热集油能耗理论计算方法的修正

表3是3个电加热集油区块冬季与夏季能耗对比情况。

表3 电加热集油冬季与夏季能耗对比

从表3中可以看出，3个区块夏季平均耗电量均比冬季耗电量低，其中英51区块夏季耗电量只占冬季耗电量的35.5%。经分析这种情况发生的最主要原因就是上述分析中的第1和第2个影响因素导致实际耗电量大幅降低，下面以英51区块电加热实测数据来说明。

英51区块电伴热管线均安装了电度表，用来计量电伴热所消耗的电量，另外该区块还在电热管支线上设置了压力监测点，根据压力监测点的压力变化情况来控制电伴热温度和电加热器数量。根据采集的生产数据，该区块从5月份开始电加热器全部停运，只依靠电热管保温，进站总回油温度21℃，比凝点低13℃。目前英51支线最低回油温度为19℃，低于凝固点15℃，另外根据在英51区块现场勘查情况得知，夏季该区块不仅电加热器停运，而且除端点井电加热管开启外，其余全部冷输，所以该区块夏季耗电量只占冬季耗电量的35.5%，并且实际年耗电量只占理论计算值的24.8%。

下面根据现场实测数据来修正理论计算方法。

由于理论计算时地温是按冬季最低温度-6.9℃进行计算的，而全年平均地温为4℃，若地温按4℃进行计算，则电热管保温耗电量将是原计算值的70%左右，所以本次电热管耗电量在原计算值的基础上乘以0.7的系数（或环境温度直接按4℃计算）。

根据英51区块井口电加热器的控制情况，若井口电加热器在5月初至10月末6个月中按全部停运，其他6个月全开进行计算，即相当于在井口电加热耗电量Q井口的原计算值的基础上乘以0.5的系数，同时电热管按夏季开⅟3，冬季全开计算，相当于在原电热管保温耗电量(Q电热管)乘以0.7的系数后又乘0.67的系数，拟合公式为：

按公式（1）计算出英51区块年耗电量为77×104kWh，是实际耗电量的2.3倍，从该计算结果可以看出按实际运行情况模拟后，理论计算耗电量仍高于实际耗电量。分析原因如下：

1）上述分析中的第3个影响因素，即电热管运行一段时间后会形成一个稳定的温度场，管道周围的环境温度比理论计算值高，从而导致电热管耗电量降低，这也就解释了敖南区块实际耗电量只占理论计算值的14.3%，比英51区块还低10.5%的原因。敖南区块目前辖电加热集油井55口，电热管总长度为24.82 km，平均单井管线长度0.45 km，是英51区块单井管线长度（0.2 km）的2.3倍，因为电热管保温实际耗电量比理论计算值低，所以造成这2个区块实际耗电量占理论计算值的比例偏差较大。

2）井口电加热器的实际加热效率要比计算值高，从而导致计算耗电量高于实际耗电量。

本次井口电加热器的效率是按85%进行计算的，若是电加热器的加热效率按95%计算，并且电热管保温耗电量取0.1的系数来拟合各区块的耗电量，则拟合公式为：

按公式（2）拟合后电加热集油理论计算值与实际值对比情况见表4。

表4 拟合后电加热集油理论计算值与实际值对比

从拟合的结果可以看出，敖南和英51区块拟合后实际耗电量分别占理论计算值的71%和92%，比较接近实际，但另外3个区块拟合后的理论值高于实际值，并且是实际值的2～3倍左右。分析造成这3个区块实际耗电量偏高的原因是：上述3个区块采取的是常规管理模式，即高温季节里未能最大限度地采取节能措施，从而导致实际能耗偏高，同时也说明这3个区块尚有节能潜力。

若是根据上述常规管理的3个区块实际耗电情况来放宽拟合系数，即井口电加热器按5—10月只开启一半，其他6个月全开进行计算，即相当于在井口电加热耗电量的原计算值的基础上乘以0.75的系数，而电热管则按环境温度4℃进行计算，即电热管耗电量在原计算值的基础上乘以0.7的系数，则拟合公式为：