任大伟

大庆油田有限责任公司第十采油厂

2022 年国家电网公司上调用电价格[1]，中油电能供电公司随之调整了内部关联交易电价，电价由上年度0.637 元/kWh 调整为0.706 1 元/kWh，上涨0.069 1 元/kWh。某厂A、B、C 三个作业区部分班组由国家电网公司供电，电费按照“峰、谷、平”时段电价计费，其中“高峰”时段电价为1.12元/kWh以上，“平”时段为0.756元/kWh以上，“低谷”时段为0.39元/kWh以上，日平均电价达到0.73元/kWh以上。因本次国网和油田内部电价的上调，该厂2022 年度的电费成本支出预计增加1 800 万元左右。近年来，老井产量逐年递减，经济效益下降，另外随着产能区块不断加密和外扩，各系统用电量逐年递增，减少变压器运行耗电量可以直接减碳，降低用电成本，同时也是实现“双碳”目标的必然趋势。

某厂A作业区地处偏远、区块零散，距已建油田线路供电半径大，目前采用电加热[2]和光热[3-4]加热集输。为实现“双碳”目标，比较适宜采用新能源技术提供集输所需能量，油田目前正处于新能源技术应用的起步阶段，精准分析电加热和光热加热集输现状，可为油田下一步应用新能源技术提供可靠数据支撑。

1 耗电情况

1.1 现状

截至2021年12月，A作业区共建有各类站所6座，其中联合站1 座（停运），转油站1 座（停运），注水水质站2 座（停运1 座），变电所1 座，收油点1座。原油采用电加热和光热加热、储油罐集油集中拉运的特殊生产方式。目前A作业区在用储油罐46 座，其中20 m3储油罐12 座、40 m3储油罐24座、60 m3储油罐10座，电加热棒累计额定功率1 240 kW，2021 年A 作业区电加热总耗电量710×104kWh，占A作业区总耗电量的93%。2022年上半年，A 作业区电加热集输耗电量335.17×104kWh，相较2021 年同期减少11.58×104kWh，降幅3.3%（表1）。

表1 A作业区2021年与2022年上半年电加热集输耗电量统计Tab.1 Power consumption statistics of electric heating gathering and transportation in Operation Area A in 2021 and the first half of 2022 104 kWh

1.2 数据可靠性分析

A 作业区电源主要由1#变电所2 条出线和2#变电所2条出线、农网和A厂线路提供。用电负荷分为前线办公队部和8个生产区块，负荷主要包括油井、储罐和穿芯电伴热。2021 年集输电加热耗电数据根据储罐电热棒和穿芯电伴热功率、不同季节时段温度的变化规律等因素，综合选取适当的系数估算得出，按照季节变化将电加热总电量分摊到月；2022 年每月集输电加热耗电量由各出线总电量扣除机采系统电量和前线办公队部电量得出，数据较上年度更可靠。

2 节电措施

2.1 电加热

2021年与2022年同期电加热集输[5]耗电曲线趋势基本一致（图1）。除2 月份因为自然天数（28天）因素影响外，整体电加热集输随季节的变化用电量平缓下降，4～5月份基本保持平稳状态。

图1 A作业区2021年与2022年上半年电加热集输耗电曲线Fig.1 Power consumption curve of electric heating gathering and transportation in Operation Area A in 2021 and the first half of 2022

为深挖电加热集输节电潜力，自2021 年10 月入冬以来，在保证生产所需最低集油温度的前提下，积极探索在不同环境温度下电加热装置运行温度的设定，以达到温控精准化，实现节能降耗。针对A作业区，实行“一月一策、一罐一制”电加热装置管理措施。在电伴热带节电方面，根据季节设定电伴热带上限温度，减少电伴热带工作时间，4～5 月及10～11 月电伴热带设定温度40 ℃，6～9 月白天冷输/夜间设定上限温度30 ℃，冬季为了保证生产温度设定到65 ℃；储油罐节电方面，根据井口液量及拉运规律制定“一罐一制”加热制度满足拉运需求，同时最大限度节约电量。

“一罐一制”电加热装置管理措施主要有以下几点：①针对具备自动加热功能的储油罐调整加热上限温度，4-10月为45 ℃，冬季为53 ℃，预计年缩短加热时间300 h；②针对产液量低的储油罐继续延长拉运及加热周期，降低电加热棒工作时间；③针对无自动启停加热功能的储油罐，根据液量严格控制加热时间，降低原油温度，满足拉运条件即可；④加大电加热棒的维修更换力度，淘汰效率低的电加热设备。以上措施预计年节电20×104kWh。

2.2 光热加热

2020年11月，A作业区在1#油井应用橇装单井光热加热装置1套，集热功率16.92 kW，额定辅助功率24 kW。该装置利用光热集热装置进行热能采集、循环泵驱动传热介质，职能控制系统根据出口温度自动调节循环加热系统，当日照强度和系统储热充足时关闭低温辅热系统，反之则开启低温辅热系统。橇装内放置管壳列管式超导换热装置对管道内液体进行加热，通过温度的自动调控、优化与远程智能控制实现节电的目的，如图2所示。

图2 光热加热装置原理图Fig.2 Schematic diagram of photo thermal heating device

智能加热系统可以通过现场触控屏实现操控与实时数据采集，可根据温度需要设定出口温度，系统将自动调整循环水及换热器温度，自带低温及过热保护功能。

1#油井为井口注二氧化碳试验井，油气同出井口出液温度低，在应用光加热装置前需用2 根25 kW电加热棒对储油罐原油进行加热；同时汇管采用电热带进行保温。应用光加热装置后（图3）可以提高井口出液温度[6]，降低井口回压，保证原油拉运[7]条件。

图3 光热加热装置现场应用实物图Fig.3 Field application of photo thermal heating device

2020 年11 月4 日开始对光热加热装置进行为期近1个月的加热和节电效果跟踪测试，装置应用后，平均出口温度为59.7 ℃，储油罐拉油时平均温度为47.2 ℃，可以保证原油拉运条件，测试结果见表2。

表2 光热加热装置运行温度部分数据统计Tab.2 Data statistics of operating temperature of photothermal heating device

光热加热装置38 天累计耗电0.79×104kWh，日均耗电208 kWh（表3）。原加热系统运行2 根15 kW 电加热棒，每日平均运行16 h，耗电量为480 kWh，汇管电热带日均耗电量为58 kWh，累计日均耗电量为528 kWh。使用该装置后平均日节电量为320 kWh，累计节电量为14×104kWh，累计减少CO2排放[8]13.96×104kg，光热加热装置新能源替代率60.6%。

表3 光热加热装置运行耗电部分数据统计Tab.3 Data statistics of operating power consumption of photothermal heating device

3 结束语

通过摸索运行规律、分析油气生产特性，电加热装置可根据不同季节设定不同运行温度，验证了电加热工艺低温集输的可实施性，A作业区通过降低电加热运行温度低温集输，年可节电20×104kWh。通过加装光热装置，可以实现节能减碳，按A作业区总电加热负荷1 240 kW 计算，加装光热加热装置后年可节电270×104kWh，减少CO2排放269.19×104kg。以上技术措施在全油田外围采油厂具有一定的代表性，可以更准确地掌握单点或区域用电量，为今后新能源项目在设计风光互补[9]或单一风/光发电容量和规模上提供可靠的数据支撑，确保后期新能源项目建设规模的合理化和投资精准化，降低油田运行成本。

建议加强运行温度管理，根据不同季节设定电加热运行温度，确保节电最大化；同时，加强设备管理，确保电加热和光热加热设备运行时率和完好率，对故障设备及时进行维修维护，完善各系统主要用电设备电能计量，让方案、设计数据靠准靠实。考虑储油罐内除电加热棒外，无其他部件，罐壁结蜡、结垢[10]对罐内介质可以起到一定的保温作业，但电加热棒表面结蜡、结垢严重会造成热量传导率降低，从而影响加热效果，因此建议对储油罐内电加热棒进行清垢或更换。

实现“双碳”目标，尤其是“碳达峰”目标，必须重视节能提效[11]。“双碳”目标的实现及我国应对气候变化的实施路径应当与我国的能源战略保持一致。精准分析电加热和光热加热集输耗电情况，可以为油田应用推广新能源业务的后期效果评价提供可靠数据支撑。