关于油井伴热使用量测算方法的研究
关于油井伴热使用量测算方法的研究
【摘要】稠油生产中，为了降低管线内原油流动阻力，大多是采用加热的方式。例如采用蒸汽线与油管线并行，利用热传递的方式给管线内的原油加热。但是现场使用中对于伴热使用量始终没有一个计算方法，往往是通过估计或者经验来判断伴热蒸汽使用量。伴热蒸汽量使用了多少、对于管网蒸汽压力的影响、对于注汽井效果的影响、一直没有具体的理论数值。本论文就是针对这种情况，研究对于伴热蒸汽使用量的计算方法，通过计算求得油井伴热需要消耗的蒸汽量，对于现场蒸汽使用具有参考意义，尤其是对于注汽井的注汽安排提供比较可靠的理论依据。
【关键词】伴热使用量 计算方法 注汽安排
1 前言
稠油开采中，降低原油粘度最直接也是最有效地方法就是提高温度。目前普遍使用的就是热交换的方法。作业区一直是使用热蒸汽作为提高原油温度的主要手段，铺设管线时，伴热线与油井管线并行，通过伴热线内的汽与油管线内原油的热交换，达到降低原油粘度，提高输送效率的目的。但是直到目前为止，对于油井伴热蒸汽消耗的数量，始终没有一个比较准确的计算方法。只能通过以往的经验来判断蒸汽的使用量。但是对于冬季伴热保温究竟要耗费多少气量，始终没有一个具有理论依据的计算方法。
因此，对于单井伴热消耗量的计算，显然会带给我们一种新的管理模式，通过计算，用总供气量减去保温及伴热所需要的蒸汽量，即为可使用注汽量。这样就能更加方便准确的安排注汽生产。对于蒸汽压力或者供气锅炉数量的突然波动可以提前或者更迅速地作出相应的改变。
2 计算方法的可行性研究
2.1 情况分析
2.1.1 水蒸气的性质
水被加热到沸点时，在水的表面和内部便产生大量气泡，气泡升至水面时就破裂开来放出水汽，水就这样逐渐地变成了水蒸气。水由液态变为气态（水蒸气）的过程叫做汽化。水沸腾时，沸水汽化所生成的蒸汽温度与沸水温度相同，始终保持在饱和温度，这种蒸汽叫做饱和蒸汽，这种水叫做饱和水。
饱和蒸汽又分为1、湿饱和蒸汽2、干饱和蒸汽干饱和蒸汽：不含水的饱和蒸汽叫干饱和蒸汽。它是指饱和水全部被汽化，而蒸汽温度仍等于该压力下的饱和温度时的状态。
湿饱和蒸汽：含有水分的饱和蒸汽叫做湿饱和蒸汽，它是指饱和水汽化过程中，处于气与水共存的状态。
虽然蒸汽性质不同，但是都是同质量的水加热到不同温度及压力下所形成的物质。由于其干度不同，所以热量不同，即焓不通。
通过上面的公式，我们可以看出，单位体积蒸汽所具备的热量与蒸汽的干度、压力有关。
2.1.2 现场情况分析
因此我们对作业区内使用伴热的油井做了一次调查（表1）： 通过以上统计可以看出，井口出油温度为10-20℃之间，经过伴热蒸汽线并行加热之后，管内油温升至40-50℃。但是不管伴热使用量再怎么加大，对于油温的提高作用却不明显，站内测得管线油温维持在40-50℃。
我们对作业区单井伴热使用情况调查后得到伴热出口水量与管线油温关系图1：
管线内原油温度增加的程度和出口伴热的状态并没有一定的直线关系。当出口为水汽混合物时，增加伴热的供气量并不能明显的增加管线内原油的温度。蒸汽在通过管线时，并没有进行热交换就被放空。因此合适的伴热控制程度为，伴热出口为热水加少部分蒸汽。
2.1.3 分析结论
我们可以认为：
井口伴热利用率最高的情况为，以水为主稍见蒸汽。
蒸汽使用量与管线长度存在一定关系。
2.2 计算分析
2.2.1 对管线内蒸汽运行情况进行分析：
界面a通过的流体为：ρaava
界面b通过的流体为：ρbavb
式中ρ、a、v分别为流体的密度、有效截面、及有效截面上的平均速度。连续性方程表明通过流体各有效断面的质量流量相等。
由质量守恒定律可知，单位时间内出口物质质量之和，等于单位时间内入口物质质量之和。
在合格的调控下，单井伴热出水为95%以上的水加少部分蒸气，此种情况下蒸汽只占很少的一部分。在运用质量守恒定律计算初始蒸汽体积时我们可以将出口的这部分蒸汽质量忽略不计。
我们对于井口伴热出水量做了大量统计，根据水量与该井管线长度的关系得到散点图，并求得趋势曲线：
由上图可知，其出水量与管线长度基本上呈现正比例函数关系
其计算公式为：y=0.0425x+1.9902
由此我们可以求的在已知管线长度的情况下，伴热出口物质的质量。
3 分析计算
通过公式：
y=0.0425x+1.9902
可以求得理论伴热出口物质质量，由质量守恒原则，通过查询饱和蒸汽状态表，查得在不同的压力下饱和蒸汽密度。即可还原为初始供气条件下所需要的蒸汽数量。
例如：
以出口水量2l/小时计算
可以求得入口处质量为2.0752kg/h，通过《饱和蒸汽性质表》可以查的在1.2mpa下，蒸汽的密度为6.127kg/m3，即入口状态下需要蒸汽体积为0.34m3/h。
以此类推，可以计算出不同出口水量下所消耗的蒸汽量。4 研究意义
（1）对于伴热所耗费的蒸汽量有了一定了解，方便了生产的调控
（2）通过供汽压力可以计算出理论伴热消耗蒸汽量，进而实现汽量的合理安排。
（3）对于注汽压力的突然波动可以更为迅速地查找出变化原因，做出快速反应。
参考文献
[1] 武占.油田注汽锅炉.上海交通大学出版社，2008
[2] 傅秦生 .热工基础与应用. 机械工业出版社，2007
作者简介
种新明（1977-）男，锡伯族，新疆人，工程师，主要从事石油开采工作。
石油化工装置中工艺管道的伴热设计探讨
石油化工装置中工艺管道的伴热设计探讨
摘 要：在我国的现代化建设中，石油化工企业为各行业的发展提供着保障，在石油化工的生产过程中，管道伴热一直是重点性的工作，伴热在石油化工装置中的主要作用是补偿设备因为各种原因散失的温度，从而保障设备的正常运转。就目前的情况来看，由于工艺技术的成熟和科技的发展，伴热方式呈现多样化，在针对不同介质和不同操作环境的管道中发挥着重要作用，本文就管道的伴热设计中的各要素进行了分析，探讨了不同类型结构的设计。
关键词：石油化工生产；工艺管道；伴热；结构设计
一、伴热介质及伴热温度的选用
1.在管内介质温度低于九十五摄氏度的情况下，可以将0.3——0.7MPa的蒸汽选用作为热源，当出现伴热点较为集中的情况时，可以使用热水作为伴热。
2.当管内介质温度在九十五到一百五摄氏度之间时，可以将0.8——0.9MPa的蒸汽作为伴热。
3.当管道输送的温度高于一百五十摄氏度时，0.9MPa的蒸汽已经不能再满足工艺需要，这时，在伴热介质的选择上，可以考虑热载体。
4.不同类型的管道，其伴热采用的方式不同，对于以下管道，应当采用夹套管或是伴管：
4.1需要借助外部热量来补偿管内损失的介质热，以便能够保障被输送的介质的温度的管道。
4.2在进行介质的输送时，因为热损产生凝液，出现腐蚀现象，从而不能正常运转的气体管道。
4.3在进行操作时，因为介质压力的骤降，出现自冷现象，从而冻结堵塞的管道。
4.4在衔接环节，由于伴热停止，使得介质热量损耗无法补偿，介质凝固后无法放净吹扫的管道。
5.伴热介质如何确定温度也具有严格的要求和标准，根据不同的情况，可以按如下要求确定。
5.1被伴介质的温度和介质温度的温差高于三十摄氏度时，其要使用导热胶泥的情况下，伴热介质温度当高于被伴介质温度十摄氏度以上。
5.2伴热热水温度宜低于一百摄氏度，当被伴介质温度较高时，热水温度可高于一百摄氏度，但是不能高于一百三十设施度，伴热热水回水温度不宜低于七十摄氏度。
油井井筒传热模型及温度计算
第四节 油井井筒传热模型及温度计算
正确计算油井井筒温度是进行油井动态分析，特别是油井结蜡预测和井筒热力分析的基础性工作之一。本节根据能量守恒原理导出井筒传热基本方程，重点介绍Shiu & Beggs井筒温度计算方法。
一、油井井筒传热模型
将流体在井筒油管内流动考虑为稳定的一维问题，建立如图1-21所示的坐标系。对管流dz微元段，建立下式能量守恒方程（SI单位制）。
sindhdqvdvgdzdzdz (1-107)
式中 h——流体比焓；
q——流体径向热流量。
由热力学基本方程可导出流体比焓梯度。
fppJdTdhdpccdzdzdz (1-108)
式中cp——流体的定压比热；
Tf——油管内流体流动温度；
αJ——焦耳－汤姆孙系数；
以上其它符号的意义同前。
考虑油套管同心，其井筒径向结构如图1-26所示。若忽略油管内壁水膜及金属的热阻，根据复合多层圆筒壁热阻串联原理，考虑环空流体和水泥环热阻的井筒总传热系数为
图1-26 井筒径向温度分布
1ln1towbcotorccemrrrUhhK （1-109）
式中 rwb、rto、rco——井眼半径、油、套管外半径（图1-26）；
Kcem——水泥环导热系数；
hr、hc——环空流体辐射系数、对流换热系数。
在单位井段上，产出流体从油管至井壁的热流量梯度为
2totofhmrUdqTTdzW 油
管 地
层 水泥环
rti rh rco rci rto Tf Tti
Tto
Tci Tco 环
空 流
体 套
管
Th Te
∞ (1-110)
华北油田维温换热技术的研究
华北油田维温换热技术的研究
发表时间：2012-09-04T08:20:05.950Z 来源：《时代报告》2012年第6期 作者： 陈勇1,2 王昶1 张相龙1
[导读] 而各站已建燃油热水炉系统作为备用系统，暂停使用。
陈勇1,2 王昶1 张相龙1
(1.天津科技大学 海洋科学与工程学院，天津 300000；2.华北油田公司，河北 任丘 062552) 中图分类号：TE8 文献标识码：A 文章编号：1033-2738（2012）06-0324-02
摘要：本文对华北油田维温换热技术进行了分析，利用地热水代替燃油热水炉对维温水进行加热升温，实现了地热水的有效利用，节省燃
油，达到了节能的目标。对相关工艺参数进行了计算，并根据地热水性质及工艺要求，对换热方式和换热器进行了选择。
关键词：维温换热；节能；地热能
引言
地热能是一种综合性的有用矿产。作为一种新能源，它具有分布广、洁净、可直接利用等优点[1]。地热能的开发利用有悠久的历史，早在几千年前，人类就利用热泉治病和洗浴。随着人类社会的不断发展，地热能开发利用的范围越来越广，已受到世界各国的普遍重视。
尤其是七十年代以后，人口增长、世界性能源短缺、燃料价格不断上涨以及矿物能源消耗对环境的危害，使得人类更加重视开发利用地热
能[2-3]。到目前为止，全世界已有83个国家在进行这方面的工作，其中50多个国家具有相当的开发规模。我国地处世界两大地热带，东南
沿海属环太平洋地热带，包括海南岛、台湾、广西、广东、福建、浙江、山东、河北、天津、辽宁等地的地热以及位于地中海、喜马拉雅
地热带的西南滇藏地热田。因此，地热在我国是一种大有希望的潜在能源，具有广阔前景[4-5]。
华北油田地热资源十分丰富，利用地热水代替燃油热水炉对维温水加热升温，可实现地热的高效利用和节约能源的目的。
一、留北油田基本情况
留北油田目前有联合站1座，接转站两座，集中供热站1座，开井59口。留一联共接收路27、路15、路3、留北潜山、留23五个断块来液，日产纯油输至河一联，产出污水经处理后在留北地区潜山井回注。
石油开采中新型伴热工艺的探索与应用
石油开采中新型伴热工艺的探索与应用
在各个油田的开采中，原油的组成和性质不尽相同。辽河油田的稠油具有高粘度、高密度等特点，在稠油井的开采过程需要伴热。目前电伴热工艺应用较普遍，在为产出液伴热的同时消耗了大量的电能，近年随着电费的上涨，高额的伴热电费阻碍了石油企业降低开采成本。为了降低稠油井的开采伴热成本，本文探索了新型的伴热工艺用于替代电伴热。
1 项目原理
以单位发热量下成本更低的天然气作为伴热能源，替代油井井筒举升过程中能耗高的电伴热，形成新型低成本伴热工艺。
2 新型伴热工艺的探索
新型伴热工艺主要有两种，分为空心杆内连续管热水循环工艺和真空保温空心杆泵上掺水伴热工艺。
2.1空心杆内连续管热水循环工艺
空心杆内连续管热水循环工艺是在Φ89mm油管内下入外径Φ42mm，内径Φ31mm的空心杆，在空心杆内下入内径Φ16.4mm、外径Φ24mm连续保温隔热管，二者形成密闭环形空间，热水在环形空间内正循环给产出液进行伴热的采油工艺。
该技术主要应用于抽油机井，与空心杆内热线工艺的伴热形式相同，都是通过空心杆向产出液换热，提高产出液温度，实现伴热开采。由于采用的Φ42mm空心杆和保温连续管，且内部空间循环热水，整体杆柱负荷较相同情况下空心杆内热线工艺重约15KN，应用时需进行抽油机选型匹配。
根据空心杆内循环热水的来源可将空心杆内连续管热水循环工艺分为开式循环和闭式循环两种形式。
⑴开式循环
空心杆内循环的热水来自地面掺水系统、循环后与产出液混合进站的循环方式为开式循环。开式循环的特点是能够和稠油地面掺水系统相结合，利用现有的掺水系统提供井下循环所需的热水，具有一次性投入少，地面设备简单的优点。
为了确保井下循环伴热效果，并保证循环过程中空心杆内的循环通道不会因杂质或原油等造成堵塞，对井口的掺水温度和水质都有适用条件限制：掺水温度不低于70℃；水质要求机杂≤50mg/L，含油≤30mg/L。
油井井筒传热模型及温度计算 2
第四节 油井井筒传热模型及温度计算
正确计算油井井筒温度是进行油井动态分析，特别是油井结蜡预测和井筒热力分析的基础性工作之一。本节根据能量守恒原理导出井筒传热基本方程，重点介绍Shiu & Beggs井筒温度计算方法。
一、油井井筒传热模型
将流体在井筒油管内流动考虑为稳定的一维问题，建立如图1-21所示的坐标系。对管流dz微元段，建立下式能量守恒方程（SI单位制）。
sindhdqvdvgdzdzdz (1-107)
式中 h——流体比焓；
q——流体径向热流量。
由热力学基本方程可导出流体比焓梯度。
fppJdTdhdpccdzdzdz
(1-108)
式中cp——流体的定压比热；
Tf——油管内流体流动温度；
αJ——焦耳－汤姆孙系数；
以上其它符号的意义同前。 考虑油套管同心，其井筒径向结构如图1-26所示。若忽略油管内壁水膜及金属的热阻，根据复合多层圆筒壁热阻串联原理，考虑环空流体和水泥环热阻的井筒总传热系数为
图1-26 井筒径向温度分布
1ln1towbcotorccemrrrUhhK
（1-109） 油
管 地
层 水泥环
rti rh rco rci rto Tf Tti
Tto
Tci Tco 环
空 流
体 套
管
Th
Te
∞ 式中 rwb、rto、rco——井眼半径、油、套管外半径（图1-26）；
Kcem——水泥环导热系数；
hr、hc——环空流体辐射系数、对流换热系数。
在单位井段上，产出流体从油管至井壁的热流量梯度为
2totofhmrUdqTTdzW
(1-110)
式中 Th——井壁温度（图1-26）；
Wm——产出流体质量流量。
应用Ramey推荐的无因次时间函数f(tD)，上式可表示为
热水伴热计算
热水伴热计算是一种热力学计算方法，主要用于研究热水系统在加热和保温过程中的热力学特性。其计算原理主要基于热力学第一定律和第二定律。
热力学第一定律表明，能量不能被创造或消失，只能从一种形式转化为另一种形式。而热力学第二定律则说明了在热力学过程中，热量不可能自发地从低温物体传递到高温物体。
在实际的工程应用中，对于热水伴热的计算往往需要考虑许多因素，如热水系统的设计压力、运行温度、保温要求、散热量等。这些因素会影响到热水的用量和加热时间等参数。
在进行热水伴热计算时，一般需要先确定热水系统的设计压力和运行温度等参数，然后根据实际情况选择合适的保温材料和保温方式，最后根据热力学原理计算出所需的热水量和加热时间等参数。
需要注意的是，热水伴热计算是一项比较复杂的工程计算，需要具备一定的热力学知识和实践经验。在实际应用中，建议咨询专业的工程师或技术人员进行设计和计算。
低压边远零散井伴生气产量预测计算研究
第50卷第13期2022年7月广 州 化 工GuangzhouChemicalIndustryVol.50No.13
Jul.2022
低压边远零散井伴生气产量预测计算研究
李 琳
(重庆市能源利用监测中心(重庆市节能技术服务中心),重庆 400000)
摘 要:针对油田边远零散井的产量和压力低、稳产时间短的特点,通过在解析生产井配产二项式模型基础上,构建简化
生产动态曲线模型和产气量预测模型。根据某油田典型边远零散井生产参数条件开展实例应用,绘制了产能动态关系曲线,验证
了其生产状态,并计算得到往后5年的产气量预测。研究分析结果可基本判断单井的生产变化,为油田实际生产提供一定的理论
指导作用。
关键词:零散井;伴生气;动态曲线;产量预测 中图分类号:TQ015.9 文献标志码:A 文章编号:1001-9677(2022)13-0170-03
作者简介:李琳(1987-),女,硕士,工程师,主要从事天然气综合利用方面的咨询和研究工作。StudyonPredictionandCalculationofAssociatedGasProductionin
Low-voltageandRemoteZero-dispersionWells
LILin
(ChongqingEnergyUtilizationMonitoringCenter(ChongqingEnergySavingTechnology
ServiceCenter),Chongqing400000,China)
Abstract:Aimingatthecharacteristicsoflowoutputandlowpressureandstableproductiontimeofoilfieldremote
scatteredwells,asimplifiedproductiondynamiccurvemodelandgasproductionpredictionmodelwereconstructedbased
自动控制节能技术在稠油井口伴热工艺中的应用
研究与
ｌ吉 了ｌ ｉ 稠油开发主要采用高温蒸汽注入地层加热油藏， 层原油加热至自然流动态时，以自喷和机械举升 ：将原油输送至地面。生产中，受原油粘度大的影 许多油井原油举升和输送不畅，造成井口同 偏 光杆不同步、井口盘根刺漏，油井无法正常生产。 确保油井正常生产，油井常采用手动蒸汽伴热， ｊ水蒸气良好的热力学特性．在油井生产过程中， ［选择热损失最小的管道途径，将水蒸气输送到井 ｝定的深度位置，根据油井井深、油层供液能力、含 含砂及流体性质的不同，通过对所输送到井下水 质量、流量调节和控制，使水蒸气按一定的速度 ＝下流体充分、有效地进行热交换，以提高井筒流 ｌ度，降低流体在井筒内的流动阻力，达到流体降 噌加油井产量或稳定正常生产的目的。油井手动 伴热为稠油正常生产的措施之一。 阵热工艺现状及存在问题 因无法准确掌握伴热规律，伴热参数，目前现场 ２０７０ 年第６期７２月出版 蒸汽伴热流量为人Ｔ控制，主要根据经验来调节蒸汽 伴热压力和流量的多少，带有较大的随意性，管理难 度和劳动强度很大，这样就使很多蒸汽浪费到大气 中，而不是注入到地层中，因此如何减少蒸汽排放量， 达到节能降耗目的，对整个油田生产将有重要意义， 对稠油生产管理水平的提高也将有重要的推动作用。 经测算，目前新疆油田公司采油一厂共有稠油井 ２０００口，每口稠油单井日消耗蒸汽１．５～２．３ｍ ，日消 耗总量约３０００～４６００ｍ 以上，稠油伴热Ｅｔ消耗蒸汽成 本为１８～２７．６×ｌ０ 元以上（６０元／ｍ ），能源消耗大，具 有很大的节能潜力。 国内蒸汽节能主要通过自动温度控制技术进行 控制，经过研究，选择出了适合公司生产的实际需要 的稠油井伴热蒸汽流量自动控制技术，该技术安装、 操作简便，易于维护和推广。 ３ 自动控制节能技术设计 ３．１优选温控阀 在红浅Ｈ１
１８１井上设计不同的通道，将自力式温 控阀门、ＬＦ型波纹管式节能自动温控阀、ＪＨＺ自动控 温阀 种型号的温控阀同时安装在此井上，通过蒸汽 流量测试装置测试伴热流量和产品质量的对比，选取 ＪＨＺ自动控温阀，节约蒸汽量为８３．９％。 ＪＨＺ自动温控阀，主要南阀体、感温元件、阀座、 调节螺钉、复位弹簧及过滤网等组成，采用不锈钢制 成，见冈ｌ。金属感温元件与温度成线性关系，当热水 进入阀体内时，利用感温元件对热水温度的敏感性， 产生推力来自动控制阀门的开启，关闭或自动调节阀 门的开度，从而达到自动控制凝结水排放温度，充分 利用蒸汽能量的目的。
江汉油田油井常温集输工艺探讨
２０１５年Ｏ３月 江汉石油职工大学学报 Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｊｉａｎｇｈａｎ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｔａｆｆ ａｎｄ Ｗｏｒｋｅｒｓ 第２８卷第２期 江汉油田油井常温集输工艺探讨
陶庆华，郑耿 （中国石化江汉油田分公司江汉采油厂，湖北潜江４３３１２３） ［摘要］江汉油田单井集输主要有不加热单管集输、井口加热单管集输、双管掺输、三管伴热集输４种模式。三管 伴热、双管掺输掺热水很大程度增加了接转站的能耗，针对这一问题，以王广集输系统为研究对象，开展油井常温集输 工艺的研究。江汉油区老油田改造和新油田建设可以根据实际情况，将三管伴热集输工艺改为单管常温集输工艺，可 大大降低建设投资，节约集输系统能耗，降低管网维护费用。采用常温集输工艺，新区块掺水单井可建掺清水管线，老 区块可利用原伴热管线进行产清水，将原本掺伴热水流程改为单井掺凉水加药、解盐工艺，既满足了生产需求，又节约 了系统能耗。 ［关键词］ 油井常温集输工艺；三管伴热；双管掺输；枝状串联 ［中图分类号］ＴＥ８６６［文献标识码］Ａ［文章编号］１ＯＯ９—３Ｏ１Ｘ（２０１５）Ｏ２一ＯＯ３５一Ｏ４
江汉油田单井集输主要有不加热单管集输、井口加 热单管集输、双管掺输、三管伴热４种模式。就王广集 输系统来讲，集油模式主要采用的是三管伴热、集中翻 斗计量的三级布站工艺，单井加药、解盐掺水为系统伴 热水。这种集输模式存在集输管网复杂、建设投资高、 运行能耗大等问题。油井三管伴热、掺热水加药、解盐 大大提高了王广区块的集输能耗，针对这些问题，以王 广集输系统为研究对象，开展了油井常温集输及配套工 艺的研究。 １集输现状 王广集输系统所辖５个接转站，有油井９２口，开井数 ８１口，其中掺热水的油井有４２口。由于系统所辖接转站数 量太多，所有接转站都是计量接转站，要负责单井掺水、伴 热，因而集输系统用于接转站的能耗较多、单耗较高。 ２接转站能耗高原因分析 ２．１油井掺热水能耗大 王广集输系统掺热水的油井有４２口，日掺热水９６．４ ，掺热水的加热炉出口平均温度为５５．６℃，加热这些水 需要日耗伴生气３２０ Ｎｍ３，年耗气量约（１．１５×１０ ）Ｎｍａ， 浪费大量的热能。 ２．２用于单井伴热的能耗大 实际上，王广集输系统所辖接转站用于接转的能耗 是很低的，５个接转站输油泵运行总功率３７．８１ ｋｗ，而５ 个接转站热水泵电耗总和达１２１．０１ ｋｗ。整个接转站用 于接转的能耗仅占接转站总能耗的１３．１ ，接转站的 ８３．５ 能耗是用于负责单井掺水、伴热（表１）。 表１王广集输系统所辖接转站能耗情况表
东庄油田综合节能技术的研究与应用
东庄油田综合节能技术的研究与应用
【摘要】东庄油田具有含蜡高（46%）、凝固点高（52℃）、产能规模小的特征，生产过程中易结蜡和凝固，井筒举升和管道集输难度大。为保证油井正常生产，采用单井拉油生产方式，辅助大罐电加热、地面电伴热技术工艺，单井用电负荷达到160kw。为实现油井的经济、高效、低能耗运行，根据油井不同产状，开展了地面节能技术的研究与应用，从而达到降低东庄油田单井用电单耗，不断降低电力消耗的目的。
【关键词】能耗 成本 优化 节能
东庄项目部通过对存在问题的不断摸索、分析并加以实践对存在的高能耗弊端进行优化，取得了很好的效果。
1 东庄油田生产工艺现状
东庄油田产能规模小，距离魏岗主力油田较远，原油凝固点高，目前油井全部采用单井拉油方式生产。
为解决高凝原油拉油加热问题，设计采用了电加热方式，单井配置40m3集油大罐，内置30kw电加热器，地面管线采用电伴热带加热，岩棉保温。
2 东庄油田地面节能技术研究内容
2.1 低能油井优化间开技术研究
（1）液面恢复法。通过连续监测液面恢复，确定油井的供液能力，根据井下供液状况确定油井的停抽时段。在油井正常生产情况下停抽，由于油井续流[1]现象的存在，地层内的液体继续流入井筒，使油井环形空间的持续液面上升，直到地层压力和井底压力达到平衡。
（2）功图法。由于东庄油田低能油井液面深，液面测试准确度低，测试困难，而示功图测试结果直观，操作方便，通过定时连续监测抽油井示功图，根据示功图变化情况确定间开时间。
2.2 大罐电加热优化技术研究
2.2.1 油水分离加热
水的比热容为4.2*103j/kg.℃，原油的比热容大约2.2*103j/kg.℃，水的比热容大约是原油的2倍。高含水油井产出液在大罐内经过重力分离，大罐底部为水，上部为油，底水不需要加热就可以装车拉运，经过油水分离后再加热，可以大大减少原油加热能耗。油井产出液经过大罐的重力分离后，含水一般在30%-60%，影响沉降脱水效果的主要因素是油井产液量。大罐容积一定（40m3），油井产液量的大小决定产出液在大罐停留时间，即沉降时间。影响沉降脱水效果的因素还有原油含水和温度，含水率的增大使得游离水量增加，有利于沉降脱水；温度对乳化原油稳定性有很大的影响，随着温度的升高，乳化原油稳定性下降，有利于原油脱水；但升温也使原油伴生气分离，增加油气的损耗。