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【摘要】我区块采用电加热集输工艺的抽油机有159口，出于生产要求和运行成本考虑，、需要作电加热改掺水，本文主要是对电加热系统与掺水系统的生产运行成本进行对比，一次性投资、折旧情况以及经济评价等情况进行分析，讨论方案的适用性。
【关键词】电加热 掺水 成本
1 基本情况
我区块采用电加热集输工艺的抽油机159口，占油井井数的77%。电加热管线总长度为63.163Km，占全公司电加热管线总长度的57%（其中：A区块主干线长度8.697Km，支线长度20.536Km；B区块主干线长度8.861Km，支线长度11.26Km；C区块主干线长度8.22Km，支线长度5.589Km）。
2 电加热系统与掺水系统生产运行成本对比2.1 电加热系统用电计算方法
（1）排除法：电加热用电=电表数-注水泵电机用电-抽油机电机用电-其它（间内电灯用电可忽略），以戊线12月17日用电为准，C区块电加热日用电量=14400Kwh（当日电表数）-1420Kwh（注水泵用电）-7459Kwh（抽油机用电）求出电加热日用电量5521Kwh。
（2）实测电流公式计算法：电加热用电量=UItcos∮（其中cos∮为0.85），C区块电加热日用电量=UIt*0.85=220V*1238A*24*0.85/1000=5556Kwh（1238A为电加热温控箱实际总电流）。通过两种算法求电加热日用电量值比较吻合，证明公式计算法数值可用，最后确定C区块电加热日用电量为5556Kwh，同类方法计算A区块电加热日用电量为8832Kwh；B区块电加热日用电量为6831Kwh。全区合计电加热日用电量为21219Kwh。
2.2 掺水系统耗能计算方法
站内一台掺水泵日耗电=额定功率*24小时*效率=110Kw*24h*0.8=2112Kwh；以掺水岗为例，根据高效炉天燃气进口气表的平均读数98m3/h，计算出全天用气量=98m3/ h *24h=2352m3，按2400 m3天燃气计算，可保证每天一台高效炉加热掺水量1500 m3，掺水出口温度可达82℃，高效炉将每立方米掺水量加热到82℃需要消耗天燃气1.6 m3。单井掺水量按0.5 m3/h计算，全区159口井每天总掺水量为159*0.5 m3/h*24h=1908 m3，高效炉每天加热掺水量按2000 m3计算，掺水出口温度达82℃每天所需要的天燃气量是2000 m3*1.6=3200 m3。
电加热系统的主要运行成本是每年耗电费用和维修费用之和。
掺水系统的主要运行成本是每年耗气费用、耗电费用和维修费用之和。
今年11月份，用电电表计量为185万Kwh，电加热为21219Kwh/d×30d=63.657万Kwh，占全区用电的34.4%，通过计算，电加热系统运行成本比掺水系统运行成本每年
高出305.6万元。电加热系统比掺水系统吨液运行成本高出28.52元；电加热系统比掺水系统吨油运行成本高出76.11元。
3 电加热系统和掺水系统一次性投资及折旧情况
3.1 电加热系统一次性投资及折旧情况
三个区块电加热系统所需管线费用1656万元，基建施工费用为1300万元，临时征地费用为1100万元，一次性投资费用为4056万元。
电加热系统使用寿命为7.5年，平均每年的折旧费用为541万元。
3.2 掺水系统的一次性投资及折旧情况
在A区块建加热站一座（含2座2.0Mw高效炉、一台3000m3三合一、三台流量100 m3/h扬程250m掺水泵）需投资1100万元；
在三个井区各建立2个掺水间，共计6座，需投资300万元；
需站间管线长31Km（直径114mm）需投资1300万元；需单井管线90Km（直径76mm）需投资1500万元；
需管线临时征地1000万元、掺水间征地需300万元。
投资费用共计5500万元。
掺水系统的使用寿命为15年，平均每年的折旧费用为367万元。
说明：我区掺水间6#间至联合站为5Km，联合站掺水出口为82℃，到达6#间温度降为75℃，每公里温度降低1.4℃；源二联掺水出口压力为2.0Mpa，到达6#间压力降为1.5Mpa，每公里压力降低0.1Mpa。联合站至B区块最远井为14Km，掺水由联合站输送至最远井温度降至62.4℃，壓力降为0.6 Mpa，掺水无法将原油输送回联合站，所以需在A区块建加热站一座，该站距B区块最远井和A区块最远井距离均为5Km左右，加热站出口温度80℃、掺水出口压力2.0Mpa，到最远井掺水压力降至1.5Mpa、掺水温度降至73℃，这样才能保证将原油输送至联合站。
通过一次性投资测算对比，掺水系统比电加热系统一次性投资多出1444万元，但掺水系统使用寿命比电加热系统使用寿命长一倍，按折旧率计算在第八年电加热系统将无法使用，如果重新建电加热系统，以15年为标准电加热系统两次投资8112万元，比掺水系统一次性投资高2612万元。图2
按电加热系统和掺水系统年总成本对比，在第5.18年两者持平。以后电加热系统总成本逐年增加的幅度会高于掺水系统成本的增加幅度。
综上所述，将电加热系统改成掺水系统，将是降低生产运行成本的可行途径，并能极大减少工人的检查维修工作量，为油田可持续平稳生产提供有力保障。
参考文献
[1] 杨洪梅.电伴热采油工艺在东胜堡油田的应用[J].科技创新导报，2012.26
[2] 王禹博.油管电加热技术在榆树林油田的应用[J].价值工程，2012.27
【关键词】电加热 掺水 成本
1 基本情况
我区块采用电加热集输工艺的抽油机159口，占油井井数的77%。电加热管线总长度为63.163Km，占全公司电加热管线总长度的57%（其中：A区块主干线长度8.697Km，支线长度20.536Km；B区块主干线长度8.861Km，支线长度11.26Km；C区块主干线长度8.22Km，支线长度5.589Km）。
2 电加热系统与掺水系统生产运行成本对比2.1 电加热系统用电计算方法
（1）排除法：电加热用电=电表数-注水泵电机用电-抽油机电机用电-其它（间内电灯用电可忽略），以戊线12月17日用电为准，C区块电加热日用电量=14400Kwh（当日电表数）-1420Kwh（注水泵用电）-7459Kwh（抽油机用电）求出电加热日用电量5521Kwh。
（2）实测电流公式计算法：电加热用电量=UItcos∮（其中cos∮为0.85），C区块电加热日用电量=UIt*0.85=220V*1238A*24*0.85/1000=5556Kwh（1238A为电加热温控箱实际总电流）。通过两种算法求电加热日用电量值比较吻合，证明公式计算法数值可用，最后确定C区块电加热日用电量为5556Kwh，同类方法计算A区块电加热日用电量为8832Kwh；B区块电加热日用电量为6831Kwh。全区合计电加热日用电量为21219Kwh。
2.2 掺水系统耗能计算方法
站内一台掺水泵日耗电=额定功率*24小时*效率=110Kw*24h*0.8=2112Kwh；以掺水岗为例，根据高效炉天燃气进口气表的平均读数98m3/h，计算出全天用气量=98m3/ h *24h=2352m3，按2400 m3天燃气计算，可保证每天一台高效炉加热掺水量1500 m3，掺水出口温度可达82℃，高效炉将每立方米掺水量加热到82℃需要消耗天燃气1.6 m3。单井掺水量按0.5 m3/h计算，全区159口井每天总掺水量为159*0.5 m3/h*24h=1908 m3，高效炉每天加热掺水量按2000 m3计算，掺水出口温度达82℃每天所需要的天燃气量是2000 m3*1.6=3200 m3。
电加热系统的主要运行成本是每年耗电费用和维修费用之和。
掺水系统的主要运行成本是每年耗气费用、耗电费用和维修费用之和。
今年11月份，用电电表计量为185万Kwh，电加热为21219Kwh/d×30d=63.657万Kwh，占全区用电的34.4%，通过计算，电加热系统运行成本比掺水系统运行成本每年
高出305.6万元。电加热系统比掺水系统吨液运行成本高出28.52元；电加热系统比掺水系统吨油运行成本高出76.11元。
3 电加热系统和掺水系统一次性投资及折旧情况
3.1 电加热系统一次性投资及折旧情况
三个区块电加热系统所需管线费用1656万元，基建施工费用为1300万元，临时征地费用为1100万元，一次性投资费用为4056万元。
电加热系统使用寿命为7.5年，平均每年的折旧费用为541万元。
3.2 掺水系统的一次性投资及折旧情况
在A区块建加热站一座（含2座2.0Mw高效炉、一台3000m3三合一、三台流量100 m3/h扬程250m掺水泵）需投资1100万元；
在三个井区各建立2个掺水间，共计6座，需投资300万元；
需站间管线长31Km（直径114mm）需投资1300万元；需单井管线90Km（直径76mm）需投资1500万元；
需管线临时征地1000万元、掺水间征地需300万元。
投资费用共计5500万元。
掺水系统的使用寿命为15年，平均每年的折旧费用为367万元。
说明：我区掺水间6#间至联合站为5Km，联合站掺水出口为82℃，到达6#间温度降为75℃，每公里温度降低1.4℃；源二联掺水出口压力为2.0Mpa，到达6#间压力降为1.5Mpa，每公里压力降低0.1Mpa。联合站至B区块最远井为14Km，掺水由联合站输送至最远井温度降至62.4℃，壓力降为0.6 Mpa，掺水无法将原油输送回联合站，所以需在A区块建加热站一座，该站距B区块最远井和A区块最远井距离均为5Km左右，加热站出口温度80℃、掺水出口压力2.0Mpa，到最远井掺水压力降至1.5Mpa、掺水温度降至73℃，这样才能保证将原油输送至联合站。
通过一次性投资测算对比，掺水系统比电加热系统一次性投资多出1444万元，但掺水系统使用寿命比电加热系统使用寿命长一倍，按折旧率计算在第八年电加热系统将无法使用，如果重新建电加热系统，以15年为标准电加热系统两次投资8112万元，比掺水系统一次性投资高2612万元。图2
按电加热系统和掺水系统年总成本对比，在第5.18年两者持平。以后电加热系统总成本逐年增加的幅度会高于掺水系统成本的增加幅度。
综上所述，将电加热系统改成掺水系统，将是降低生产运行成本的可行途径，并能极大减少工人的检查维修工作量，为油田可持续平稳生产提供有力保障。
参考文献
[1] 杨洪梅.电伴热采油工艺在东胜堡油田的应用[J].科技创新导报，2012.26
[2] 王禹博.油管电加热技术在榆树林油田的应用[J].价值工程，2012.27