降低采油站伴热系统燃气量探析

邹洪超（辽河油田特种油开发公司， 辽宁 盘锦 124010）

降低采油站伴热系统燃气量探析

邹洪超（辽河油田特种油开发公司， 辽宁 盘锦 124010）

由于超稠油工艺流程的特殊性，采油生产现场采用燃气加热炉通过伴热管线对生产流程进行伴热，伴热温度达到80℃以上，才可以使原油正常流动。由于开发方式的转换（SAGD），许多生产井改为SAGD注汽井，伴热工艺流程没有相应调整，造成热能浪费的现象。

超稠油；伴热工艺；燃气量

早期超稠油的生产方式以蒸汽吞吐为主，地面生产流程采用伴热管线为其加热。后期大部分油井转为SAGD方式开发，使大部分生产井转为注汽井。以采油二区三站为例：该站管辖7个平台52口油井，由于开发方式的转换大部分油井转为SAGD注汽井，目前长开井只有8口。全站共有4台燃气炉分为两个加热点，给伴热流程加热。生产井的数量不断减少，而其伴热规模一直未做相应调整。伴热工艺流程存在着能源浪费的现象。

1 造成加热炉热能浪费的原因分析

1.1 无生产井的平台始终投送伴热

43#、47#、49#、50#平台的油井大部分转为SAGD注汽井，还有一部分为防窜井、长停井、观察井，目前已经没有生产井，没有再投送伴热的必要（表1）。

1.2 伴热流程不合理

对距离加热炉较近的平台，和偏远平台的伴热回流温度进行比较，发现回流温度相差10℃，比较偏远的49#平台的回流温度只有67℃，导热油偏流现象严重。

1.3 外输泵低效运行，伴热始终投送

由于三站产液量较低，外输泵只能在低频率下运行，泵没有充分发挥作用，在这一年里外输泵发生两次维修费用。在外输温度较低的情况下，为保证泵正常运行，高架罐、外输泵必须投送伴热。

2 降低加热炉燃气量相关措施

2.1 停止无生产井平台的伴热

对没有生产井的4个平台（43#、47#、49#、50#）的混输、计量管线进行扫线后留作备用并停止伴热。

2.2 优化伴热流程

油井生产是动态变化的，考虑到无生产井的平台，将来可能有老井要复产，所以它的伴热流程不能完全舍弃。具体实施（图1）。

（1）把站内采暖、43#、47#、50#平台的伴热流程从原51#平台的加热炉上摘除，改接到60#台的燃煤炉上。

（2）49#台属于边远平台，这个平台距离二站外输泵房的距离只有200m，因此这个平台如果有老井复产时就由二站来负责伴热。流程改造后，我们对距离加热炉较远的52#平台的伴热回流温度进行了对比，回流温度上升12℃，伴热效果较好。

2.3 外输泵停运

三站与八站外输泵房的直线距离只有400m，三站的液量通过两站之间的外输连络管线由八站来完成外输。由于三站外输液量较少，所以不会对八站的外输造成较大影响。这样外输泵和高架罐的伴热就可以不投送了。

通过以上三项对策的实施后，51#平台加热炉所负担的伴热分支已全部停运，所以51#平台的两台加热炉就可以完全取消了。这样两套伴热流程就合并成一套流程了。

3 结语

通过伴热工艺流程的优化，其伴热系统由4台加热炉减少到2台加热炉就可以满足生产需要，有效提高了热能利用率，加热炉的年燃气量由27.3万方下降到14.1万方，燃气费用节约了27.9万元。开发方式转换后，大部分采油站的伴热系统存在这种现象，可以借鉴推广。

表1 油井生产状况统计表

图1 改进后的伴热流程