降低采油站伴热系统燃气量探析.pdf

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1、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)摘要：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。关键词：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，地面生产流程采进行了对比，回流温度上升12℃，伴热效果较好。用伴热管线为其加热。后期大部分油井转为SAGD方式开发，2.3外输泵停运使大部分生产井转为注汽井。以采

2、油二区三站为例：该站管辖三站与八站外输泵房的直线距离只有400m，三站的液量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，而其伴热规模泵和高架罐的伴热就可以不投送了。一直未做相应调整。伴热工艺流程存在着能源浪费的现象。通过以上三项对策的实施后，51#平台加热炉所负担的1造成加热炉热能浪费的原因分析伴热分支已全部停运，所以51#平台的两台加热

3、炉就可以完1.1无生产井的平台始终投送伴热全取消了。这样两套伴热流程就合并成一套流程了。43#、47#、49#、50#平台的油井大部分转为SAGD注3结语汽井，还有一部分为防窜井、长停井、观察井，目前已经没有生通过伴热工艺流程的优化，其伴热系统由4台加热炉减少产井，没有再投送伴热的必要(表1)。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，1.2伴热流程不合理加热炉的年燃气量由27.3万方下降到14.1万方，燃气费用节对距离加热炉较近的平台，和偏远平台的伴热回流温度进约了27.9万元。开发方式转换后，大部分采油站的伴热系统存行比较，发现回流温度相差1

4、0℃，比较偏远的49#平台的回流在这种现象，可以借鉴推广。温度只有67℃，导热油偏流现象严重。表1油井生产状况统计表1.3外输泵低效运行，伴热始终投送序号平台井号生产状态序号平台井号生产状态由于三站产液量较低，外输泵只能在低频率157-61防窜856-156SAGD注汽下运行，泵没有充分发挥作用，在这一年里外输泵24358-60SAGD注汽955-53防窜发生两次维修费用。在外输温度较低的情况下，为493馆观1观察井1057-51长停保证泵正常运行，高架罐、外输泵必须投送伴热。455-63防窜1156-152SAGD注汽2降低加热炉燃气量相关措施47556-

5、62SAGD注汽1250-158SAGD注汽2.1停止无生产井平台的伴热653-55防窜135052-158SAGD注汽49对没有生产井的4个平台(43#、47#、49#、755-57防窜1453-59防窜50#)的混输、计量管线进行扫线后留作备用并停止伴热。43#47#49#50#2.2优化伴热流程无生产井无生产井无生产井无生产井油井生产是动态变化的，考虑到无生产井的二站伴热平台，将来可能有老井要复产，所以它的伴热流程停用不能完全舍弃。具体实施(图1)。51#台燃煤炉取消由八站外输(1)把站内采暖、43#、47#、50#平台的伴热高架罐外输泵流程从原51#

6、平台的加热炉上摘除，改接到60#站内台的燃煤炉上。60#台加热炉(2)49#台属于边远平台，这个平台距离二站60#52#51#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，我图1改进后的伴热流程们对距离加热炉较远的52#平台的伴热回流温度2016年08月 

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