吸收式水源熱泵技術在油田聯合站的應用

劉清源 祖賀川 王嬙 姚俊鑫

（1.中國石油華北油田公司二連分公司；2.中國石油華北油田公司第五采油廠；3.中國石油華北油田公司華佳綜合服務處）

隨著油田開發進入中后期，部分區塊的產能逐年下降，含水率逐年上升，采出水量也隨之增加，經沉降、過濾后的采出水由于之前隨采出液經換熱器加熱因此溫度較高（40～50℃），這部分采出水往往被直接回注到地層用于水驅油藏，所蘊含的低溫廢熱沒有被有效利用，同時通過對某聯合站站內加熱爐進行監測，發現無論是采用原油還是油氣混燒做為燃料，其煙氣排放均達不到GB 13271—2014《鍋爐大氣污染物排放標準》中在用鍋爐的排放指標[1]，因此以該聯合站為例，應用吸收式水源熱泵，將采出水中的低溫廢熱提取出來用于替代燃油燃氣加熱爐，不僅可以降低生產能耗，也有助于環境保護，符合能源行業降本增效的企業理念[2]。

1 基本概況

該站具備原油脫水、外輸、采出水處理、注水等功能，實際處理產液量達4000 m3/d，產油量達1000 m3/d，伴生氣量6000 m3/d，回注水量2911 m3/d，回注水溫度在45～50℃，站內循環熱水供水溫度80℃，回水溫度65℃。目前有4臺管式加熱爐，單臺熱負荷為2330 kW，冬季運行3臺，夏季運行2臺，主要用于原油外輸升溫、站內維溫、站內采暖以及管線伴熱，加熱爐燃料以伴生氣為主，兼燒原油，自產伴生氣全部用于燃燒，另外還需燃燒2～3.5 t/d原油滿足站內用熱需求，站內熱負荷分析見表1。

表1 熱負荷分析 單位：kW

由表1可知夏季總共需求熱負荷為3890 kW，其中站內需求為750 kW，冬季總共需求熱負荷為4570 kW，其中站內需求為1030 kW，由于后期要針對站外集輸工藝進行簡化優化，站外負荷變化較大，因此這次設計只考慮解決站內采暖、維溫以及原油外輸升溫這3部分熱負荷。

2 工作原理及工藝流程

2.1 工作原理

熱泵按驅動源可分為吸收式熱泵和壓縮式熱泵[3]，兩種熱泵驅動源、工作原理不一致，根據對兩種熱泵的對比，吸收式熱泵的能耗成本更低，同時一次能源利用率要高出30%，但熱效率遠遠不及壓縮式熱泵[4]，熱效率之間的差距主要是由于吸收式熱泵依靠化石燃料、蒸汽等做為熱源驅動，而壓縮式熱泵則直接利用高品位的二次能源電能實現壓縮機組的運轉。由于該站具有豐富的低溫回注水資源和伴生氣資源，同時若采用壓縮式熱泵需對現行電網進行擴容以保證用電負荷的安全，所以該站采用吸收式熱泵技術。

吸收式熱泵技術應用原理為逆卡諾循環，整個系統共分為3個能量變化過程。第1過程：機組將水源能量進行回收的過程，水源在蒸發器中與機組內工作介質進行熱交換，將熱量釋放給介質，介質吸收熱量蒸發；第2過程：機組將得到的能量向末端系統端轉換的過程；第3過程：末端系統將機組提供的能量釋放給熱水升溫的過程。從熱力條件分析，利用熱泵機組可以回收含油污水中的熱量用于供暖以取代現有加熱爐，可節約大量天然氣，降低運行成本；同時熱泵技術的應用無任何污染和廢棄物產生，減少煙塵排放量，減少對環境的污染，達到積極明顯的環保效益。采用這種供熱設備的安全系數高，有利于安全生產和減輕勞動強度。

吸收式熱泵中蒸發器的原理主要是利用水在5mm汞柱的真空狀態下，4℃便蒸發，蒸發吸熱后水蒸氣進入吸收器，吸收器中的溴化鋰濃溶液被稀釋放出熱量，隨后稀釋后的溴化鋰被轉移到發生器，經燃料或蒸汽加熱后又濃縮成溴化鋰濃溶液返回吸收器中，水蒸氣則進入冷凝器凝結成液態水，放出熱量，液態水進入蒸發器隨后進入下一組循環，熱泵機組原理見圖1。

圖1 水源吸收式熱泵機組原理圖

2.2 工藝流程

首先，將過濾后45℃的回注污水經污水泵抽出，送至熱交換器直接換熱利用至32.5℃，然后進行地層回注。清水經熱交換器換熱后，溫升至36.4℃，再進入吸收式熱泵機組進行利用至28℃。水源吸收式熱泵機組在伴生氣燃燒的驅動下，將熱泵出口熱供水溫度提升至80℃，經各類供熱單體使用后，溫度降至65℃返回吸收式熱泵機組進行加熱，工藝流程見圖2。

圖2 工藝流程

3 設備選型

3.1 熱泵機組

該站內每天有2911 m3凈化污水回注油田，且水量比較穩定，污水溫度約45～50℃，污水溫度按溫降12.5℃計算，站內可回收的余熱熱負荷為1.81 MW，合157 GJ/d。

該站目前站內加站外熱負荷約為4500 kW（冬季），本次設計只考慮站內用熱，按冬季站內所需1030 kW設計，熱網效率（用戶所得熱量與熱量發生裝置向熱網所輸出熱量的比值）取0.96，熱泵效率取0.7，則熱泵機組的設計功率為1532 kW，因此本項目先采用1臺1525 kW水源吸收式熱泵機組作為技術試點，熱負荷不足部分暫由燃氣加熱爐補充，待站場摻水改造完畢后，再根據站場負荷情況考慮是否增設熱泵機組。其中余熱可回收熱負荷603.9 kW，燃燒伴生氣可產生熱負荷1 023.5 kW，燃氣機組的熱效率取0.9，則可利用的高溫熱源熱負荷為921.1 kW，共計輸出1525 kW熱負荷，熱效率為1.49，熱泵機組主要參數見表2。

表2 吸收式水源熱泵機組主要參數

表3 應用水源熱泵前后大氣污染物排放監測數據 單位：(mg·m-3)

3.2 換熱器組

水源熱泵的熱源為凈化后采出水，根據水源熱泵對低溫熱源的水質要求：pH=6.8～8.2，氯離子小于200 mg/L，硬度小于200 mg/L（CaCO3）。由于采出水中氯離子含量較高，腐蝕性大，熱泵機組無法適應。采取間接換熱方法，將其先進入中間換熱器(耐腐蝕)，在另一側使用循環清水，將置換出的熱量供給熱泵機組，避免水源直接進入熱泵機組，克服了氯離子含量高腐蝕大的問題。

其中，污水流量為62 m3/h，溫度為45℃，換熱后溫度為32.5℃，熱交換器的熱負荷用公式[5]計算為904.16 kW，由此確定換熱器的換熱面積：

式中：F——換熱面積，m2；

K——冷熱流體之間的傳熱系數，W/(m2·℃)，取2500 W/(m2·℃)；

Q——總的熱負荷，kW；

ΔTm——平均溫差，℃。

計算結果用熱交換器面積95 m2，為保證熱交換器在檢修時不影響生產，單臺熱交換器應滿足總負荷的70%，因此需用2臺70 m2熱交換器，同時為防止腐蝕，換熱器采用鈦板換熱器。

4 現場應用

伴生氣經過脫碳脫硫預處理后再進行直燃供熱泵機組運轉，原冬季運行3臺，現可停用1臺，目前冬季運行2臺即可滿足站內外工藝用熱，運行一段時間后進行大氣污染物排放監測，均達到了國家標準要求，前后排放監測數據見表3。

該項目初始投資371萬元，每年的運行費用為106萬元，主要包括燃料費、燃氣處理費、設備維護費、大修費、電費等，之前的加熱爐系統年運行費用主要為燃料費用約220萬元，燃氣量由之前的175.2×104m3/a降低至89.6×104m3/a，年節約燃氣85.6×104m3，運行費用可降低48%，折合標煤1 051.15 t，CO2排放減少 2754 t，SO2減少 8935 kg，NOx減少7778 kg，投資回收期為3.24年。

5 結論

與傳統的加熱器相比，水源吸收式熱泵機組置有明顯的優勢[6]。普通加熱爐的熱效率為0.9～0.95，而水源吸收式熱泵機組置可利用燃料、蒸汽、高溫熱水或煙氣等較高品位的能源再回收一部分余熱能源，比普通加熱爐可節省約45%的能量。主要有以下特點：

1）適用范圍廣。水源吸收式熱泵機組置可利用的余熱水水體溫度為20～60℃，可制取的熱水水溫為50～90℃。在石油化工領域，存在著大量的低溫循環水，而大部分工藝流程又有熱需求，所以水源吸收式熱泵機技術得到廣泛應用。

2）高效節能。水源吸收式熱泵機組置系統所提供的熱負荷中有很大部分是從低溫側無償獲得，若水源吸收式熱泵機組置的制熱系數為1.49，相當于只消耗1 kW高品質熱能，有0.49 kW的能量從低溫側無償獲得。

3）環境效益顯著。水源吸收式熱泵機組置基本不耗電能，使用溴化鋰-水溶液循環使用吸收和釋放能量，運行時沒有任何污染，也不產生廢物的二次處理，不必設置廢料堆砌場地。