高级工程师职称论文范文推荐及期刊简介
高级工程师职称论文范文赏析，期刊推荐《中国科技投资》杂志(国际刊号ISSN：1673-5811，国内刊号CN：11-5441/N，邮发代号82-979)创刊于 2002年，曾用刊名：中国创业投资与高科技;经国家新闻出版总署正式审批，由国家发展和改革委员会主管、中国信息协会主办的科技财经综合类国家级学术期 刊，旬刊，每月10日、20日、30日出版。
摘要：本文对SAGD高温产出液余热伴热进行研究并对其应用效果进行分析。
关键词：SAGD
1．技术背景
吞吐开采方式是特油公司采油作业二区的一种主要开采方式。
在SAGD开发方式下，井口产液量在200～400t/d之间，含水率在65%～85%之间，井口温度150～180℃，产出液携带大量可利用热能。为满足集输二段式热化学脱水工艺要求，高温产出液需经高温接转站密闭外输至集输高温换热站降温至90℃以下。
解决目前吞吐伴热工艺的诸多问题的关键点在于找到一个合适的热源并以一种合适的加热方式为伴热系统提供热能。而在SAGD开采方式下井口采出液携带大量热能并且为满足集输脱水工艺又需要降温处理。两种开采方式下：一个具有加热的需求；一个具有放热的需求，我们是否可以SAGD高温产出液的热能利用到稠油吞吐伴热工艺中去呢？目前采油作业二区10站采取稠油吞吐伴热工艺并与SAGD3#计量接转站相邻可以作为我们的研究与实验的对象。
2．SAGD产出液余热伴热技术的研究
要实现将SAGD高温产出液的热能利用到稠油吞吐工艺中去我们需要解决这样几个问题：SAGD高温产出液究竟有多少热能可以利用，是否能与目前伴热系统达到热平衡；通过何种技术手段使两种介质进行热能互换?
2.1．SAGD产出液携带的可利用热能分析
由于超稠油在特定温度下的热焓值不能确定，但其在特定温度下的比热容值确定，且具有经验公式，为此依据其比热容经验公式进行可利用热能计算。超稠油的比热容计算公式：
C0=(1.6848+0.0039T)/y00.5
依据已转入SAGD开发的水平井生产情况计算，采油二区日产液量平均为5000t/d，单井日产液量平均为240t/d，含水为80%，井口温度为150～180℃(进入接转站温度为160℃)。带入以上推导的公式可得SADG产出液携带的总热能如表1所示。
2.2．SAGD产出液热能与燃煤伴热系统热平衡分析
导热油的比热在不同温度下恒定,可由热能公式计算温变后水释放的热能。公式如下：
△Md=QdCd△T。
目前采油作业二区十站导热油循环泵排量为50m³/h，密度为8.5×103kg/m³，导热油的比热为0.65kj/kg.℃，导热油进出口温度为80～110℃。代入计算可得排量为50m³/小时导热循环泵伴热系统每日需吸收19.9×106kj的热量。而将此热量带入上文所推倒的高温产出液携带热能公式可得释放出19.9×106kj的热量需要100t/d的160℃的高温产出液降温至110℃，如换热器热效率为80％则需要125t/d的高温产出液。
1台40万大卡燃煤炉如满功率无热损失运行每天产生的热量为：
Q=4200×40×10000j×24h=40×106kj
2.3．SAGD产出液余热伴热技术的工艺设计
余热伴热工艺所需要的主要设备换热器可利旧原有SAGD开采工艺井口降温换热所用的浮头式换热器。目前3#接转站来液压力在1.0MP以下、温度在160℃左右对比浮头示换热器的技术参数可得浮头示换热器满足现场换热工艺需求
3．现场试验及应用效果分析
该技术于2012年6月入现场试验，由于采油作业二区十站具有以下特点：1）10站采取导热油加热伴热且与SAGD3#计量接转站相邻便于工艺改造；1）可利用高温液充足，目前3#接转站日夜平均5000t/d；2）10站吞吐伴热系统矛盾集中、突出，主要表现为套管气回收不足燃煤消耗量大，燃煤炉热效率低伴热温度满足不了生产需求。综合以上分析我们选定采油二区10站进行现场试验。
同时为方便现场操作我们设计了一套自动化控制系统：1）通过远程控制电动阀的开启度来控制进入换热器中高温采出液的液量从而调节导热油温度；2）通过安装温度远传探头并与电动阀设计联动，实现自动恒温控制；3）通过安装超温超压报警装置与安全阀保证生产安全。
3.1．SAGD产出液余热伴热技术完全可以取代传统伴热工艺，且热效率大幅提升
通过分析我们可知：进液量为28t/d时可达到原有伴热系统最差效果；当换热器进液量为75t/d时可达到原有伴热系统最好效果；当换热器进液量为140t/d时已经达到吞吐伴热工艺要求最佳温度；当大幅度进入高温产出液液量为230t/d时导热油出口温度达到140℃、回流温度达到100℃，这个伴热温度是原有伴热系无法达不到的。经过以上分析我们可以得出结论：SAGD高温采出液余热伴热技术在技术上完全可以取代传统伴热工艺且热效率大幅提升。
3.2．该系统能够稳定运行与自动化控制，大幅降低了工人劳动强度
根据分析可知在系统自动运行的两个月内导热油进出口温度与系统设定温度偏差值为O,而传统伴热工艺要保持恒定温度需要每日不定时调节加煤量。
通过以上分析我们可以得出结论：该系统能够稳定运行与自动化控制，大幅降低了工人的劳动强度。
3.3．该系统消除了原有伴热工艺的安全隐患，伴热系统安全可靠
为分析该伴热系统的安全性我们做了以下实验：1）当手动控制换热器后高温产出液的出口阀门使系统压力达到1.0Mp时，超压保护系统超压报警；2）当手动控制换热器后高温产出液的出口阀门使系统压力达到1.5Mp时，安全阀自动起跳系统停运；3）当手动控制换热器前高温产出液的进口阀门使系统温度降到90℃时，温控保护系统实现自动报警。同时导热油通过换热器换热的形式进行彻底加热，避免了传统工艺由于导热油渗漏后与明火接触造成火灾的安全隐患。
通过以上分析我们可以得出结论：该系统消除了原有伴热工艺的安全隐患，伴热系统安全可靠。
4．效益分析
4.1．经济效益2011年采油二区10站全年燃煤成本20万元，如果改用燃烧天然气，成本为14万元，而SAGD高温产出液换热系统全年节最低约成本14万元。
而随着SAGD工业化的进程开展SAGD井组不断增加，SAGD高温产出液余热换热技术发展前景广泛，具有显著的经济效益。
4.2．社会效益
使用SAGD高温采出液余热伴热技术避免了燃煤伴热方式下存在的环境污染与火灾隐患；同时此项技术伴热效果良好实现了全自动化操作与报警降低了工人的劳动强度，具有显著地社会效益。
5．结论
（1）SAGD高温产出液余热伴热技术，有效地利用了SAGD油井的高温余热，为进一步节能减排提供了有效的技术手段。
（2）SAGD高温产出液余热伴热技术，可以取代传统燃煤炉加热伴热工艺，扩大了高温产出液余热利用技术的应用范围。
（3）SAGD高温产出液余热伴热技术，具有运行稳定与自动控制的优点，大幅度降低了工人的劳动强度，更好的满足了生产的需要，提高了生产管理水平。
（4）SAGD高温产出液余热伴热技术，降低了生产成本、杜绝了安全隐患、避免了环境污染，可以为同类油田的开发提供借鉴经验。
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