油田污水余熱利用工程

文 // 王莉莉 黨偉 中國石油化工股份有限公司石油勘探開發研究院 于承迎 北京節能環保中心

圖1 聯合站工藝流程示意圖

表1 聯合站加熱負荷

目前，我國大部分油田已進入中后開采期，采出液含水率高，東部老油田多數含水率已達80%以上，油田產出污水量大，僅中石化各油田產水量就超過940000m3/d。污水產出水溫度一般50℃左右，余熱資源豐富，產出污水一般處理后直接回注地層，其中大量的熱能沒有充分利用而被浪費，同時為保證油田聯合站生產運行所需熱能，需要消耗大量燃料油、天然氣、煤。若將污水余熱回收利用，可降低燃料消耗，符合國家有關節能減排的政策要求。

本文以中石化某聯合站污水余熱回收利用為例，研究污水余熱回收利用技術及效益。

1 聯合站概況

該聯合站設計液量處理能力30000m3/d，實際處理液量19300m3/d，原油外輸量700t/d，采用熱化學沉降、電脫水原油處理工藝。污水量為13000m3/d，采用“除油－氣浮－沉降－過濾”的處理工藝，處理后的污水用于油田注水。聯合站原油及污水處理工藝詳見圖1。

聯合站內主要的加熱負荷為外輸原油加熱、摻水加熱、稠油加熱及建筑采暖。聯合站建有10臺加熱爐，其中2臺用于稠油進站加熱及脫水加熱，2臺用于原油外輸加熱，3臺用于取暖，3臺用于摻水加熱，全部為燃氣加熱爐。聯合站冬季負荷為8147.8kW，用氣量20000m3/d；非冬季負荷為4895.1kW，用氣量12000m3/d。加熱負荷具體見表1。

2 污水可供熱量

該聯合站污水量為13000m3/d，溫度為46℃，采用熱泵技術回收污水余熱，按照熱泵可產生熱源溫降為10℃的熱量計算，該聯合站污水余熱可回收熱負荷為6319kW，熱值為199300GJ/a，相當于天然氣17500m3/d的熱量，可滿足原油外輸、摻水所需熱量（5478.5kW）。

3 污水余熱利用改造

3.1 設計參數

⑴ 低溫熱源換熱器一次側進口溫度46℃、出口溫度36℃，二次側進口溫度32℃、出口溫度42℃。

⑵ 摻水換熱器一次側進口溫度77℃、出口溫度67℃，二次側進口溫度50.9℃、出口溫度70℃。

⑶ 原油換熱器一次側進口溫度77℃、出口溫度67℃，二次側進口溫度49℃、出口溫度70℃。

3.2 工藝流程

采用8500kW蓄能式高溫水源熱泵機組。由于峰谷電價相差較大，熱泵系統在電價平、谷電價期，熱泵機組滿負荷運轉，將產生的多余熱量儲存于蓄能水罐中，在電價尖峰電價期，停運熱泵機組，采用蓄能水罐中的熱水用于摻水及原油加熱。

主要工藝流程為：污水通過低溫熱源泵增壓后與低溫循環水換熱，溫度由46℃降低到36℃，然后回注。低溫循環水吸收污水中的余熱，溫度從32℃升高到42℃。高溫熱泵系統中通過蒸發器吸收低溫循環水中的熱能，輸出溫度為77℃的熱水，向蓄能水罐、摻水換熱器和原油加熱換熱器供熱，經過換熱器后的熱水溫度降低至67℃。摻水溫度從50.9℃提升至70℃，原油溫度從49℃提升至70℃。工藝流程見圖2。

3.3 主要設備

3.3.1 換熱器

板式換熱器同管式換熱器相比，傳熱系數高，結構緊湊，重量輕，熱損失小，不易結垢。其缺點是，由于板片間通道窄，當換熱介質含有較大顆粒或纖維物質時，容易堵塞板間通道。

該聯合站處理后的污水含油、懸浮物較少，不易堵塞板式換熱器。故本工程采用板式換熱器。換熱器前安裝過濾器，解決水中雜質堵塞問題。采用Na3PO4、Na4P2O7、(NaPO3)6、Na5P3O10等防垢劑解決換熱器結垢的問題。

按照冬季的加熱負荷計算換熱器的換熱面積，低溫熱源換熱器換熱面積為1580m2，選用換熱量2500kW換熱器4臺。摻水加熱換熱器換熱面積為464m2，選用換熱量3370kW換熱器3臺。原油加熱換熱器換熱面積為150m2，選用換熱量500kW換熱器2臺。

3.3.2 高溫熱泵

冬季高溫熱泵功率為8354.5kW，非冬季為4483.2kW，詳見表2。選擇制熱量8500kW高溫熱泵1臺，熱泵制熱額定功率為1884kW，備用制熱量1500kW高溫熱泵1臺。

3.3.3 二級泵

二級泵冬季加熱負荷5478.5kW，流量為471m3/h，非冬季加熱負荷2561.8kW，流量為220m3/h，詳見表3。選用Q=200m3/h、H=24m、P=18.5kW電機4臺，冬季3用1備，非冬季2用2備。

3.3.4 一級泵

一級泵選型同二級泵，選用Q=200m3/h、H=24m、P=18.5kW電機4臺。

3.3.5 蓄能水罐

熱泵機組的運行方式為在電價平、谷期時運行，在電價峰、尖峰期停用。冬季峰值、尖峰值為8h，即全天運行16h（電價平、谷期），考慮5%熱損失，經計算，蓄能水罐加熱功率為2876kW，容積為1972m3。非冬季時，熱泵機組的運行方式為在電價平、谷期時運行14h，其余10h停用，考慮5%熱損失，經計算，蓄能水罐的加熱功率為1921.4kW，容積為1646.9m3。選取2000m3水罐2座，采用聚乙烯泡沫塑料保溫。詳見表4。

3.3.6 低溫熱源泵

聯合站污水量為13000m3/h，流量為542m3/h，選用Q=200m3/h、H=24m、P=18.5kW電機4臺（3用1備）。

圖2 聯合站工藝流程示意圖

表2 高溫熱泵參數計算

表3 二級泵選型參數計算

4 污水余熱利用效益分析

4.1 經濟效益

該項目運行成本包括電費、設備折舊費、設備維護費用、人員工資、管理費用等。

冬季運行時間為16h/d，非冬季運行時間為14h/d，按需要系數0.8計算，則全年耗電量為9101000Wh。按平谷期平均電價0.449元/kWh計算，全年電費408.6萬元。

設備折舊年限取10a，按直線折舊，設備殘值取3%，每年折舊費335.4萬元。

蓄能式高溫水源熱泵的設備年維護費用按投資的5%計取，為172.9萬元/a。

該項目定員7人，人員工資按照5萬元/人/a取，共計35萬元/a。

管理費按工資的150%計取，為52.5萬元/a。

項目總運行成本1004.4萬元/a，不含折舊費用的運行費用為669.0萬元/a。現有燃氣加熱爐系統總運行成本為1410.0萬元/a，不含折舊費用的運行費用為1291.6萬元/a。兩種系統的運行成本對比見表5。

項目收益為原系統年運行費用與新系統年運行費用差值（不含折舊費用），共計622.6萬元/a。

該項目總投資3458.1萬元，其中工程費2831.50萬元。項目的靜態投資回收期為5.6a。

4.2 節能效果

項目實施后，充分利用污水余熱，有效降低聯合站生產能耗，每年節能量折合標準煤2246.4tce，見表6。

4.3 環境效益

加熱爐主要空氣排放指標主要包括氮NOx、SO2、煙塵等，按照《環境保護實用數據手冊》（1994版）規定的計算系數，項目實施后，減少NOx排放1165.5kg/a，減少SO2排放185.0kg/a，減少煙塵排放444.0kg/a。

表4 蓄能水罐參數計算

表5 蓄能式高溫水源熱泵及燃氣加熱爐系統運行成本對比及經濟運行參數

表6 項目節能量

按照天然氣CO2排放量55.662tCO2/TJ計算，根據電力等價值將耗電量折算成天然氣消耗量后，原燃氣加熱爐系統每年排放CO210570.2t，蓄能式高溫水源熱泵系統每年排放CO26563.1t，減排量4007.1t/a。

5 結論

中石化某聯合站污水礦化度較低，經處理后水質較好，適用于污水余熱回收利用；污水對鈦質掛片的腐蝕、結垢速率較低，污水余熱利用換熱器宜采用鈦材質換熱器。

采用8500kW蓄能式高溫水源熱泵機組回收油田污水余熱，熱泵系統在電價平、谷電價期滿負荷運轉，將產生的多余熱量儲存于蓄能水罐中，在電價尖峰電價期停運，采用蓄能水罐中的熱水用于摻水及原油加熱。主要設備包括制熱量8500kW高溫熱泵1臺、制熱量1500kW高溫熱泵1臺、換熱量2500kW換熱器4臺、換熱量3370kW換熱器3臺、換熱量500kW換熱器2臺等。

項目總投資3458.1萬元，運行效益622.6萬元/a，靜態投資回收期為5.6年。每年節能量折合標煤2246.4tce，減排NOx1165.5kg，減排SO2185.0kg，減排煙塵444.0kg，減排CO24007.1t，經濟及環保效益顯著。