采出水余热利用项目应用研究
Research on the Application of Produced Water Waste Heat Utilization Project
李诚诚 赵佳宁
Li Chengcheng, Zhao Jianing
森诺科技有限公司 山东东营 257000
Seno Technology Co., Ltd.
Dongying, Shandong, 257000
摘要：胜利油田既是产能大户又是用能大户，随着油田的不断开发，原油采出液含水率持续上升，由此分离产生出大量的采出水，其中里面蕴含着丰富的热能资源，目前未得到充分利用。为了达到节能降耗、充分利用热能资源目的，需要研究优选出在适合油田采出水特点的前提下，又能充分利用采出水余热的项目方案，来满足油田的低耗能、高效清洁生产，同时也符合国家节能减排的政策要求。
关键词：采出水余热利用；热能资源；吸收式热泵机组；板式换热器；节能降耗
Abstract: Shengli Oilfield is both a major producer and a major energy consumer. As the oilfield continues to be developed, the water cut of crude oil increases, resulting in the separation of a large amount of produced water, which contains rich thermal energy resources that are currently not fully utilized. In order to achieve energy conservation and consumption reduction, and fully utilize thermal energy resources, it is necessary to study and optimize project solutions that are suitable for the characteristics of produced water in the oilfield while effectively utilizing its waste heat. This will help the oilfield to achieve low energy consumption, high-efficiency clean production, in line with national energy-saving and emission reduction policies.
Keywords: Produced water waste heat utilization; thermal energy resources; absorption heat pump unit; plate heat exchanger; energy conservation and consumption reduction.
1 引言
针对胜利油田原油生产分离出的富裕采出水余热资源优势[1]，亟须优选一种高效经济适应性强的采出水余热利用项目方案，达到充分利用热能资源、节能降耗、清洁绿色生产的目的。
2 采出水余热利用原理
热泵通过把水从低位置抽到高位置，实现水由低位置向高位置流动，同样可以把热量从低温流向到高温，实质上是一种热量提升装置，运行时本身消耗能量很少，却从从周边环境中提取数倍的能量使用。
3 实际案例分析
本次实际案例以胜利油田某联合站进行应用效果研究。方案采用“吸收式热泵+换热器”工艺，以天然气作为驱动源，提取油田采出水余热，替代现有卧式加热炉，达到节能降耗、清洁生产。
该联合站承担周边区块井排来液处理、来油交接计量及采出水处理、外输任务。该联合站内来液提温和站内冬季供暖负荷均由燃气加热炉承担，年用气量75×104m³，能耗较高。其次该联合站采出水外输量1.00×104m³/d～1.26×104m³/d，采出水温度40℃～42℃，含有丰富的余热资源。
采用采出水源热泵系统为游离水脱除器出口液和冬季站场采暖供热。主要设备包括高温热泵、热交换器、热泵系统内循环水泵、仪表及自动控制系统以及电气柜等。根据上述思路，提出两套方案设计：
方案一：第一类吸收式热泵；
方案二：电动压缩式热泵。
(1) 方案一
本方案采用板式换热器+第一类吸收式热泵机组工艺，以周边临近天然气预处理站的天然气作为驱动源，提取采出水中的热量替代现有的燃气加热炉。
① 工艺流程
方案一系统工艺流程示意见图1。
图1 方案一系统工艺流程示意图
② 主要设备选型
A、第一类吸收式热泵机组
第一类吸收式热泵机组蒸发器侧进出水温度为50℃/45℃，冷凝器侧被加热供热热水进出水温度为70℃/90℃，热泵COP值为1.57。
供热系统热负荷为5990kW，选用制热量3000kW吸收式热泵机组2台，一台热泵机组检修时，另一台热泵机组可满足最大热负荷50％工况下运行。
第一类吸收式热泵机组主要参数见表1。
表1 第一类吸收式热泵机组主要参数表
序号 | 名称 | 单位 | 第一类吸收式热泵机组 |
1 | 名义制热量 | kW | 3000 |
2 | 制热COP |
| 1.58 |
3 | 热泵溶液泵电功率 | kW | 20 |
4 | 天然气耗量 | m3/h | 186.7 |
5 | 数量 | 台 | 2 |
B、板式换热器
与采出水及原油接触的板式换热器采用宽通道钛材，板式换热器的主要技术参数见下表2。
表2 板式换热器主要参数表
序号 | 名称 | 单位 | 原油加热 板式换热器 | 采出水提热 板式换热器 | 采暖 板式换热器 | |||
1 | 一次侧进水温度 | ℃ | 90 | 温差 15 | 54 | 温差 6 | 90 | 温差 15 |
2 | 一次侧出水温度 | ℃ | 70 | 48 | 70 | |||
3 | 压力损失 | kPa | ≤60 | ≤60 | ≤60 | |||
4 | 二次侧进水温度 | ℃ | 55 | 温差 15 | 40 | 温差 10 | 65 | 温差 15 |
5 | 二次侧出水温度 | ℃ | 70 | 50 | 50 | |||
6 | 换热量 | kW | 2050 | 2500 | 320 | |||
7 | 换热面积 | m2 | 117 | 130 | 8 | |||
8 | 材料 |
| 钛板 | 钛板 | 不锈钢 | |||
9 | 耐压 | MPa | 1.0 | 2.0 | 1.0 | |||
10 | 数量 | 台 | 3用1备 | 2用1备 | 1用 | |||
C、水处理装置
水处理装置为程控钠离子交换器(含树脂交换罐2个，盐罐1个)，该装置通过微电脑控制控制器和液压多路阀，自动完成交换罐的运行、再生、停止、清洗、正洗等工作，可实现自动循环连续制水。
D、定压补水装置
热泵系统中包括两个闭式循环系统，系统内管线较短，总水容量较少，不易发生泄露。采用定压罐补水的方式，系统定压0.2MPa。当系统中的水温度变化产生的体积变化而引起的压力变化。
E、配套管网
配套管网包括采出水管道、原油管道和高温清水管道。采出水余热换热站最大用气量672m3/d，可利用加热炉原有天然气管线，气源引自周边临近天然气预处理站，无需新铺设站外天然气管线。
采出水管道内运行介质为采出水，运行温度为56～49℃。考虑不停输带压开口，在站内围墙西侧已建采出水外输管线（DN600）上开孔，新接流程至采出水余热换热站3台采出水余热换热器，带压开口规格为DN500。
原油管道内运行介质为含水30％的原油，运行温度为55～70℃。原油管线接自加热炉进口汇管，新接流程至4台原油换热器，管线规格为DN500。
高温清水管道内运行介质为软化水，运行温度为70～90℃。由高温清水管线由采出水余热换热站输送至原油换热器，在换热器中换热降温至70℃后返回采出水余热换热站完成循环，管线规格为DN300。
管道均采用低支架架空敷设方式。管道均采用螺旋缝埋弧焊钢管，管线均做保温，保温采用聚氨酯预支保温管。
③ 采出水余热换热站选址
平面布置原则为尽量利用站内有效空间，并严格按照《石油天然气工程设计防火规范》(GB 50183-2004)中设备布置防火间距。
根据胜利油田已实施的采出水余热工程，项目实施后可完全替代在用的加热炉。拆除站内西北角负担工艺加热负荷的2台4000kW分体相变式加热炉及负担供暖负荷的1台2000kW相变加热炉，在其位置新建采出水余热换热站1座。在余热站南侧、加热炉西侧空地布置新建的原油换热器。
采出水余热换热站选址平面位置见图2。
(2) 方案二
本方案采用板式换热器+第一类吸收式热泵机组工艺，以周边临近天然气预处理站的天然气作为驱动源，提取采出水中的热量替代现有的燃气加热炉。
① 工艺流程
本方案采用板式换热器+电动离心式热泵机组工艺，以电能作为驱动源，提取采出水中的热量替代现有的燃气加热炉。
方案二系统工艺流程示意见图3。
图3 方案二系统工艺流程示意图
② 主要设备选型
A、高温离心热泵机组
高温离心热泵机组蒸发器侧进出水温度为50℃/40℃，冷凝器侧被加热供热热水进出水温度为65℃/75℃。
高温离心热泵机组主要参数见表3。
表3 高温离心热泵机组主要参数表
序号 | 名称 | 单位 | 高温热泵机组 |
1 | 名义制热量 | kW | 6000 |
2 | 制热COP |
| 5.0 |
3 | 电机功率 | kW | 1200 |
4 | 数量 | 台 | 1 |
B、板式换热器
与采出水及原油接触的板式换热器采用宽通道钛材，板式换热器的主要技术参数见下表4。
表4 板式换热器的主要技术参数表
序号 | 名称 | 单位 | 原油加热 板式换热器 | 采出水提热 板式换热器 | 采暖 板式换热器 | |||
1 | 一次侧进水温度 | ℃ | 75 | 温差 15 | 54 | 温差 6 | 75 | 温差 15 |
2 | 一次侧出水温度 | ℃ | 60 | 48 | 60 | |||
3 | 压力损失 | kPa | ≤60 | ≤60 | ≤60 | |||
4 | 二次侧进水温度 | ℃ | 55 | 温差 15 | 40 | 温差 10 | 65 | 温差 15 |
5 | 二次侧出水温度 | ℃ | 70 | 50 | 50 | |||
6 | 换热量 | kW | 2050 | 2500 | 320 | |||
7 | 换热面积 | m2 | 285 | 130 | 12 | |||
8 | 材料 |
| 钛板 | 钛板 | 不锈钢 | |||
9 | 耐压 | MPa | 1.0 | 2.0 | 1.0 | |||
10 | 数量 | 台 | 3用1备 | 3用1备 | 1用 | |||
C、水处理装置
水处理装置设计内容同方案一。
D、定压补水装置
定压补水装置设计内容同方案一。
E、配套管网
配套管网设计内容同方案一。
③ 采出水余热换热站选址
同方案一。
(3) 两种方案设计系统配套
① 电力部分
A、方案一
根据工艺专业要求热泵溶液泵、低温水循环泵、高温水循环泵均为二级负荷，其他为三级负荷。用电负荷计算见表5。
表5 用电负荷计算表
序号 | 用电设备名称 | 设备容量(kW) | 工况 | 需要系数(Kx) | 功率因素(CosФ) | 计 算 负 荷 | 备注 | ||
有功(kW) | 无功(kvar) | 视在(kVA) |
| ||||||
1 | 热泵溶液泵 | 15 | 1用 | 1 | 0.80 | 15 | 11.25 | 18.75 | 二级 |
2 | 低温水循环泵 | 30 | 2用1备 | 1 | 0.80 | 60 | 45 | 75 | 二级 |
3 | 高温水循环泵 | 30 | 2用1备 | 1 | 0.80 | 60 | 45 | 75 | 二级 |
4 | 照明及其他 | 20 | 1用 | 1 | 0.90 | 20.00 | 9.69 | 22.22 | 三级 |
合计:同时有功系数Kp=0.9同时无功系数Kq=0.95,P=193.50kW,S=243.70kVA，电容补偿100kvar。 | |||||||||
新增低压用电负荷193.50kW。站内消防配电室低压配电室均能满足新增负荷要求。
主要内容为新建热泵机房内配电室内设GCS低压配电柜4面，其中进线柜1面、出线柜2面、电容补偿柜1面。
各用电设备配电方式采用放射式，电缆室内穿钢管暗敷或沿电缆沟敷设。接地系统采用TN-S系统，电气设备正常不带电的金属外壳及工艺设备等均做可靠接地。
B、方案二
根据工艺专业要求高温热泵、低温水循环泵、高温水循环泵均为二级负荷，其他为三级负荷。用电负荷计算见表6。
表6 用电负荷计算表
序号 | 用电设备 名称 | 设备容量(kW) | 工况 | 需要系数(Kx) | 功率因素(CosФ) | 计 算 负 荷 | 备注 | ||
有功(kW) | 无功(kvar) | 视在(kVA) | |||||||
1 | 6kV高温离心热泵 | 1200 | 1用 | 1 | 0.80 | 1200 | 900 | 1500 | 二级 |
2 | 低温水循环泵 | 30 | 2用1备 | 1 | 0.80 | 60 | 45 | 75 | 二级 |
3 | 高温水循环泵 | 30 | 2用1备 | 1 | 0.80 | 60 | 45 | 75 | 二级 |
4 | 照明及其他 | 20 | 1用 | 1 | 0.90 | 20.00 | 9.69 | 22.22 | 三级 |
合计:高压负荷=1200kW， 低压负荷：同时有功系数Kp=0.9同时无功系数Kq=0.95,P=180kW,S=186.15kVA，电容补偿90kvar。 | |||||||||
新增高压负荷1200kW,低压用电负荷180kW。站内消防配电室高低压配电室均能满足新增负荷要求。
主要内容为6kV高温离心热泵电源引自消防泵房处6kV高压配电室，6kV高压配电室内4#高压柜为备用出线柜，柜内已建630A 12kV隔离开关、LK-VLSB(H)1 630A 12kV负荷开关、200/200A熔断器，能够满足6kV高温离心热泵高压电源要求，本次采用YJV22-8.7/10kV 3×95电力电缆由4#高压备用出线柜敷设至6kV高温离心热泵自带控制柜。
新建热泵机房内配电室内设GCS低压配电柜4面，其中进线柜1面、出线柜2面、电容补偿柜1面。
各用电设备配电方式采用放射式，电缆室内穿钢管暗敷或沿电缆沟敷设。接地系统采用TN-S系统，电气设备正常不带电的金属外壳及工艺设备等均做可靠接地。
② 自控通信部分
方案一同方案二内容。
本系统采用计算机控制，根据负荷的变化，通过全面的参数采集，利用智能动态计算机控制技术及优化算法模型，以系统集成和变频技术为手段，实现中央控制运行参数的实时调整，使流量、温度跟随负荷的变化而变化，以达到最佳节能效果。同时实现了对换热站运行参数的集中监视、控制，可以大量的减少维护人员，提高了经济效益。具体实现的功能如下：
A、控制功能
实现对现场设备的远程自动、就地手动控制功能。
B、显示与调节功能
工艺流程：显示换热站工艺流程，包括温度、压力、流量、液位等工艺参数、所有设备运行状态及各控制回路的详细参数等。
调节回路显示：包括所有调节回路，可修改设定值、控制方式、调节参数等，并有实时趋势图便于进行PID回路整定。
设定参数显示：包括所有必需参数的设定值、控制方式、调节参数以及其他连锁值、报警值等。
报表显示：向用户提供存取计算机监控数据的功能，实现历史数据查询及报警数据查询并可生成详尽的报表。
C、测控内容
换热站内主要测控参数包括：
板式换热器供热侧、需热侧供回水/油液分别设温度、压力检测，其中回水管线温度与板式换热器一次侧回水调节阀实现闭环调节控制；
补水箱设液位检测，实现液位超限报警，并连锁全自动软化水装置的启停。
补水管线设压力检测。
以上检测内容均上传至监控中心PLC自动控制系统。
D、自控仪表选型
所有远传仪表均按照防爆区域划分确定防爆等级，并根据安装环境确定适当的防护等级。仪表信号输出均采用标准信号。
压力检测仪表：压力检测选用智能压力变送器，4～20mA信号输出，24VDC供电。
温度检测仪表：温度检测选用智能温度变送器，4～20mA信号输出，24VDC供电液位检测仪表
软化水箱液位检测选用单法兰液位变送器，4～20mA信号输出。
软化水箱高、低液位报警联锁选用浮球液位控制器，开关量信号输出。
控制阀门：换热器热水流量控制采用电动调节阀，配套电动执行机构。
(4) 经济评价效益分析
① 评价基本原则
A、效益与费用计算范围的一致性原则[2]；
B、静态分析和动态分析相结合，以动态分析为主的原则；
C、已知基础数据确定的稳妥性原则。
② 收入
本次项目的收入为燃气加热炉运行成本，按照该站临近预处理站天然气热值37.5MJ/m3，天然气价格1.96元/m3，锅炉效率90%进行测算，单位供热单价为58.1元/GJ。
③ 成本
A、人工成本
本项目采出水余热站全年运行。该运行单体配置运行值班人员为4人，全年值班，年人工成本为15.60万元。
B、材料成本及用水成本
估算项目供热系统年耗水量总计1500m3。
软化水处理材料费3.0元/m3，年需要材料费0.45万元。
站内用水价格按4.8元/m3计算，年需要水费0.72万元。
C、动力成本
a、电费成本
电费单价执行峰谷电价，日平均电价0.723元/kWh。项目改造后方案一预计年用电量为94.61×104kWh，年电费成本68.40万元；方案二预计年用电量为697.87×104kWh，年电费成本504.56万元。
b、燃气成本
本次改造后，方案一全年耗气量为183.1×104m3，天然气单价1.96元/m3，年燃气费用为358.85万元，方案二不消耗天然气。
D、维修成本
项目维修成本主要为采出水余热站内设备保养维护，维修费率按照固定资产原值的2.0％进行测算。
E、期间费用
本项目分摊管理费用按照供热收费的2％计算。财务费用按还款期年利息的平均数计算，以建设投资70％申请贷款，30％自筹资金，借款偿还期10年，等额还本，按年付息，5年以上长期贷款利率4.90％计算。其他费用按照供热收入的1％计算。
F、固定资产折旧
换热设备、泵、自动化控制仪表、热泵机组、水处理装置、供热管网及集中控制装置折、构筑物、变配电设备及其他设备按照直线折旧法测算。
G、总成本
方案一、方案二成本对比分析见表7。
表7 方案一、方案二成本对比分析表
序号 | 成本组成 | 单位 | 方案一 (第一类吸收式) | 方案二 (电动离心热泵) |
1 | 项目投资 | 万元 | 1184.34 | 1333.93 |
2 | 供暖量 | 104GJ | 11.05 | 11.05 |
3 | 人工成本 | 万元/a | 15.60 | 15.60 |
4 | 用电成本 | 万元/a | 68.40 | 504.56 |
5 | 燃气成本 | 万元/a | 358.85 | 0.00 |
6 | 维修成本 | 万元/a | 23.69 | 26.68 |
7 | 管理费用 | 万元/a | 13.94 | 13.94 |
8 | 其他费用 | 万元/a | 6.97 | 6.97 |
9 | 运行成本(3+4+5+6+7+8) | 万元/a | 487.44 | 567.74 |
10 | 折旧成本 | 万元/a | 82.06 | 92.42 |
11 | 完全成本(9+10) | 万元/a | 569.50 | 660.17 |
由成本分析可知，完全成本方案一低于方案二90.67万元，运行成本方案一低于方案二80.30万元。因此，本项目推荐采用方案一。
④ 财务盈利能力分析
根据测算，方案一项目税前静态投资回收期4.91年，税前财务内部收益率为19.38％，税前财务净现值670.68万元。项目税后静态投资回收期5.63年，税后财务内部收益率为14.72％，税后财务净现值386.20万元。
4 结论
(1) 本项目利用“吸收式热泵+换热器”工艺，由采出水余热替代站内部分燃气供热热源，以节约宝贵的天然气资源。
(2) 项目完成后，每年供热量为11.05×104GJ，节约天然气159.1×104m3，节省消耗能源为1874.80tce，CO2减排量为4612.02t。
(3) 本项目符合国家采出水余热开发宏观政策，经济效益显著，社会效益明显，对于建设资源节约型、环境友好型和谐社会将起到促进作用。
参考文献：
[1] 唐志伟；刘爱洁.油田污水余热资源开发利用[J].化工进展，2009(S1)：423-425.
[2] 邓寿禄；王贵生；黄学义.开发研制油田污水源燃气机热泵的热经济性分析[J].节能，2010,(12)：40-42.
作者简介：李诚诚（1990.09--）；性别：男，民族：汉，籍贯：山东省东营人，学历：本科；现有职称：中级工程师；研究方向：油气储运工程。
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