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    西北油田聯(lián)合站中采出水余熱回收工藝設(shè)計(jì)與應(yīng)用

    2019-02-06 01:33:20何巍楊劉勇毛應(yīng)濤徐靜張向輝杲靜
    石油石化節(jié)能 2019年12期
    關(guān)鍵詞:稀油外輸進(jìn)站

    何巍楊 劉勇 毛應(yīng)濤 徐靜 張向輝 杲靜

    (中國石化西北油田分公司)

    西北油田某聯(lián)合站采出水處理區(qū)主要負(fù)責(zé)對進(jìn)站原油沉降后脫出的采出水進(jìn)一步重力沉降除油、壓力除油、除懸浮物,處理合格后外輸回注至油井中。目前管道外輸壓力為0.5 MPa,溫度為65~72℃,2012年出現(xiàn)玻璃鋼管老化、失效、刺漏問題。截至目前,該管線失效100余次,嚴(yán)重影響聯(lián)合站外輸注水任務(wù)。

    為了找出導(dǎo)致上述問題的原因,對處理后的采出水進(jìn)行取樣化驗(yàn),結(jié)果發(fā)現(xiàn)其具有高礦化度(21×104mg/L)、高Cl-(13×104mg/L)、高Ca2+(1.1×104mg/L)、高M(jìn)g2+(1.0×103mg/L)、高總硬度(3×104mg/L)、低p H值(6.7)的特點(diǎn),水質(zhì)存在較強(qiáng)的腐蝕性、結(jié)垢性。詳細(xì)的水質(zhì)物性分析如表1所示。雖然采出水外輸管材采用的是耐腐蝕性、耐熱性、抗老化性等綜合性能較好的酸酐固化玻璃鋼管,但是在長期高溫工況條件下,會加速外輸管線的腐蝕速率[1],致使采出水侵蝕、滲入玻璃鋼管內(nèi)襯層引起破壞,最終導(dǎo)致管材失效。

    隨著油田逐步開發(fā),到后期原油含水率會不斷升高,水區(qū)處理負(fù)荷加大。如果不及時(shí)解決管線頻繁腐蝕穿孔現(xiàn)象,處理后的凈化水將不能及時(shí)外輸,而2座700 m3凈化水罐一旦到達(dá)高液位,前端原油將不能正常沉降脫水,整個(gè)系統(tǒng)將處于紊亂狀態(tài)?;谏鲜龇治?,從采出水外輸溫度方面進(jìn)行考慮,只要降低外輸溫度,破壞加速腐蝕的溫度環(huán)境條件,腐蝕速率就會在很大程度上降低,從而延長管線的使用壽命。而在采出水處理后端增加降溫設(shè)備,其不僅會增加成本,而且也不符合節(jié)能降耗的目標(biāo)要求;因此,從余熱回收再利用層面出發(fā),設(shè)計(jì)出采出水余熱回收工藝方案,在給外輸采出水降溫的同時(shí),對進(jìn)站稀油進(jìn)行加熱,實(shí)現(xiàn)從根源因素上解決問題。

    1 聯(lián)合站當(dāng)前工藝現(xiàn)狀

    西北油田某聯(lián)合站主要擔(dān)負(fù)著該片區(qū)計(jì)轉(zhuǎn)站來油處理任務(wù),設(shè)計(jì)稀油處理規(guī)模50×104t/a。原油處理采用加熱分離沉降脫水工藝,給密度為0.82 g/cm3的稀油加熱熱源由1臺4 000 k W相變加熱爐承擔(dān)。目前該聯(lián)合站稀油進(jìn)站液量在2 400~2 700 t/d之間,原油含水率約3%,進(jìn)站溫度在35~43℃之間,加熱爐出口稀油溫度為60℃。

    表1 處理后的采出水水質(zhì)物性

    該聯(lián)合站采出水處理系統(tǒng)設(shè)計(jì)規(guī)模為5 000 m3/d,主要負(fù)責(zé)該片區(qū)油田采出水處理任務(wù)。目前日處理量為4000~4909m3,平均每天處理量為4 711 m3,設(shè)計(jì)處理指標(biāo)含油量為10 mg/L,懸浮物為10 mg/L。

    2 采出水余熱回收方案設(shè)計(jì)

    2.1 換熱器直接換熱

    本工藝根據(jù)該聯(lián)合站采出水溫度特性及進(jìn)站稀油加熱需求,結(jié)合當(dāng)前稀油和采出水處理工藝流程以及運(yùn)行現(xiàn)狀,采取利用換熱器[2]將采出水與稀油直接換熱,回收利用采出水的余熱。換熱器出口稀油溫度與現(xiàn)有加熱爐聯(lián)鎖,換熱器出口的稀油溫度達(dá)到60℃后,則進(jìn)入后續(xù)流程的原油破乳脫水處理系統(tǒng)進(jìn)行沉降脫水;稀油溫度達(dá)不到60℃,則需進(jìn)入相變加熱爐進(jìn)一步加熱至60℃,然后進(jìn)入后續(xù)流程。方案一工藝流程如圖1所示。

    圖1 方案一工藝流程示意圖

    通過對該聯(lián)合站稀油目前實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)進(jìn)行調(diào)研,結(jié)果(表2)表明:稀油來液實(shí)際處量已基本達(dá)到原設(shè)計(jì)規(guī)模量,且進(jìn)站溫度及處理后的采出水溫度均有較大波動(dòng),夏季稀油來液溫度為35℃,處理后的采出水溫度為67℃;冬季稀油來液溫度為43℃,處理后的采出水溫度為60℃。

    通過熱量計(jì)算公式,數(shù)據(jù)采用設(shè)計(jì)數(shù)據(jù),稀油比熱容取2.5 kJ/(kg·℃),可計(jì)算出稀油設(shè)計(jì)工況下總熱負(fù)荷,夏季為1 982 k W,冬季為1 348 kW。

    式中:Q為所需熱量,k W;m為介質(zhì)循環(huán)量,kg/s;C為介質(zhì)比熱容,k J/(kg·℃);ΔT為溫差,℃[3]。

    根據(jù)表2設(shè)計(jì)參數(shù)和能量平衡原則,分別計(jì)算出采出水〔采出水比熱容取4.2k J/(kg·℃)〕與稀油在夏季、冬季條件下的平均對數(shù)溫差(公式2)、換熱功率。具體計(jì)算結(jié)果見表3和表4。

    表3 稀油加熱校核計(jì)算數(shù)據(jù)(夏季)

    表4 稀油加熱校核計(jì)算數(shù)據(jù)(冬季)

    當(dāng)ΔT1/ΔT2>1.7時(shí),用公式(2)表示,即

    當(dāng)ΔT1/ΔT2≤1.7時(shí),用公式(3)表示,即

    由表3和表4可知,夏季稀油通過換熱器換熱后,溫度上升23℃,達(dá)到58℃,基本滿足稀油破乳沉降脫水溫度要求;冬季稀油通過換熱后溫度上升至55℃,此時(shí)則需要進(jìn)入相變加熱爐進(jìn)行補(bǔ)充加熱,再進(jìn)入下一步工藝流程;采出水與稀油換熱運(yùn)行工況期間,稀油加熱爐需處于熱備狀態(tài)。而對于采出水,冬夏季溫度均能通過換熱降至60℃以下,符合外輸溫度的要求。通過計(jì)算平均對數(shù)溫差發(fā)現(xiàn),均滿足標(biāo)準(zhǔn)推薦值大于或等于5的要求。

    通過上述論證分析可以得出,直接利用采出水余熱為進(jìn)站稀油加熱,在保持現(xiàn)有原油處理工藝的基礎(chǔ)上,可實(shí)現(xiàn)采出水余熱利用和降低采出水外輸溫度、消減采出水滲漏環(huán)保隱患兩大目標(biāo)。

    2.2 梯級利用采出水余熱

    梯級利用采出水余熱是在方案一的基礎(chǔ)上,采用熱泵技術(shù)深度提取采出水余熱,將稀油二次加熱到稀油處理工藝需要的溫度60℃,完全替換現(xiàn)有原油相變加熱爐。現(xiàn)有原油相變加熱爐作為備用設(shè)備,以防熱泵系統(tǒng)出現(xiàn)故障時(shí),原油相變加熱爐可以立刻投入生產(chǎn)。方案二工藝流程如圖2所示。

    表2 稀油數(shù)據(jù)調(diào)研結(jié)果

    圖2 方案二工藝流程示意圖

    由圖2可知,此方案分為直接換熱部分和熱泵提溫?fù)Q熱部分。處理后的采出水首先通過浮頭式換熱器直接給進(jìn)站稀油換熱,然后通過采出水-中間水換熱器進(jìn)一步提取采出水中的熱量后,進(jìn)行外輸注水任務(wù)。

    稀油通過浮頭式換熱器后,進(jìn)入高溫水換熱器再次加熱至60℃以上,進(jìn)入后續(xù)原油破乳脫水處理工藝流程。

    中間水則通過中間水換熱器獲得采出水余熱,接著通過中間水循環(huán)泵輸送給熱泵機(jī)組,熱泵機(jī)組將低品位的熱量轉(zhuǎn)化為高品位的熱能后,通過冷凝器側(cè)的循環(huán)水泵將蘊(yùn)含高品位熱能的水輸送給高溫水換熱器,為稀油繼續(xù)加熱提供熱源[4-5]。

    3 兩種工藝改進(jìn)效果分析

    為了將處理后的采出水所蘊(yùn)含的熱能充分回收利用,設(shè)計(jì)出兩種工藝方案,但是上述兩種方案的技術(shù)路線、達(dá)到的效果差異較大,現(xiàn)將從以下幾個(gè)方面進(jìn)行對比分析。

    1)方案一建設(shè)投資為407.18萬元,投資回收期6.03年。方案二建設(shè)投資(不含增值稅)為2 197.68萬元,投資回收期9.87年。方案二投資高,投資回收期長。

    2)根據(jù)現(xiàn)場調(diào)研,電費(fèi)按0.46元/kWh計(jì)算,天然氣按0.83元/m3計(jì)算,熱費(fèi)按36.9元/GJ計(jì)算。

    方案一每年可回收余熱量為3.62×104GJ。原油加熱爐實(shí)際效率取80%,可計(jì)算出年節(jié)約加熱爐耗天然氣125×104m3,節(jié)約天然氣能耗費(fèi)用104萬元。方案二每年產(chǎn)生的熱量為18.59×104GJ,可計(jì)算出節(jié)約加熱爐耗天然氣645×104m3,節(jié)約天然氣能耗費(fèi)用535萬元。

    3)方案一僅安裝1臺換熱器,換熱器采用戶外型,無需建設(shè)換熱站,占地面積小,管理方便。方案二需要設(shè)熱泵系統(tǒng),故需設(shè)熱泵機(jī)房,熱泵系統(tǒng)包含設(shè)備多,占地面積大,維護(hù)管理難度大。

    4)方案一沒有動(dòng)力設(shè)備,僅增設(shè)1套換熱器,且換熱器進(jìn)出口溫度、壓力參數(shù)均傳至聯(lián)合站中控室,可由現(xiàn)有人員監(jiān)控運(yùn)行。方案二有燃?xì)鉄岜?、循環(huán)水泵等設(shè)備,維護(hù)管理難度大,需設(shè)專人值班。

    綜上所述,方案一工藝簡單成熟,不影響聯(lián)合站現(xiàn)有工藝,設(shè)備少,工藝簡單,管理方便,建設(shè)投資低,投資回收期短。方案二工藝復(fù)雜,設(shè)備多,需設(shè)專人值班,投資回收期長。

    4 結(jié)論

    針對西北油田某聯(lián)合站因采出水外輸管線頻繁刺漏的問題,分析導(dǎo)致因素主要為水質(zhì)、外輸管線材質(zhì)、溫度。本文主要從加速腐蝕所需溫度環(huán)境考慮,設(shè)計(jì)出兩種采出水余熱回收方案,在給外輸采出水降溫的同時(shí),利用其熱量對進(jìn)站稀油進(jìn)行加熱。對兩種方案從投資、節(jié)約能耗等方面進(jìn)行對比分析,最終確定方案一為最優(yōu)方案。該方案投資低,效果好,不改變該聯(lián)合站原油處理工藝及采出水處理工藝。項(xiàng)目實(shí)施后,可有效改善采出水外輸玻璃鋼管的運(yùn)行溫度環(huán)境,緩解該聯(lián)合站采出水外輸管線頻繁腐蝕刺漏現(xiàn)象,消減采出水外輸管線滲漏造成的環(huán)保隱患風(fēng)險(xiǎn),為保證塔河油田后期高效注水開發(fā)、減少對油區(qū)生態(tài)環(huán)境的污染、安全清潔生產(chǎn)奠定了基礎(chǔ);同時(shí),可提高西北油田分公司企業(yè)形象,社會效益顯著。

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