某海上平臺組原油生產的熱媒評估和優化研究

蔣榮坤

中石化石油工程設計有限公司，山東東營 257026

2017年，作業方計劃對某區塊產能進行調整，新打部分油井。本文主要結合該區塊新增產能開發預測指標，開展海上平臺熱媒和原油處理系統現有能力分析和評估，重點對不同索拉發電機組可能的組合運行工況熱媒和原油處理系統的能力進行模擬和分析，得出可行的發電機組運行組合工況。對于無法滿足生產運行的組合運行工況，針對性提出具體的改造措施，為生產運行提供關鍵的技術支撐。

1 系統建設現狀及開發指標預測

1.1 原油處理系統現狀

該區塊含水原油設計處理能力11 447 m3/d（72 000 BOWPD），原油處理能力1 908 m3/d（12 000 BOPD），原油海底管道的外輸能力為2 226 m3/d（14 000 BOPD）。目前某平臺組原油處理系統的主要分離和換熱設備以及主要設計參數分別見表1和表2。

1.2 熱媒系統現狀

該平臺組建有熱媒系統1套，主要包括熱媒循環橇1座（包括1臺熱媒媒循環泵和2臺熱媒油循環泵），3套熱媒油余熱回收裝置（其中2套位于A平臺，單套額定功率為9.0 MMBtu/h；另1套位于C平臺，額定功率為9.31 MMBtu/h）。熱媒設計循環溫度為223～350 ℉（106.1～176.7 ℃）。熱媒系統工藝流程見圖1，設備主要參數見表3。

表1 主要分離設備及主要設計參數

表2 主要換熱設備及主要設計參數

圖1 熱媒系統工藝流程示意

表3 熱媒系統主要設備及參數

目前，A平臺運行2臺余熱回收裝置，運行熱媒系統的1臺熱媒循環泵，循環流量為328 GPM，熱媒循環溫度為289～372 ℉（143～189 ℃），與其設計值有所偏差，其中熱媒系統循環流量小于設計值（開2臺泵共400 GPM），熱媒循環溫度高于設計值 （223 ～ 350 ℉）[1]。

1.3 電力系統現狀

目前，A平臺建有3 500 kW索拉發電機2臺，每臺機組配套設計有功率為9.0 MMBtu/h的余熱回收裝置1套；B平臺建有3 800 kW索拉發電機1臺；C平臺建有3 800 kW索拉發電機1臺，并配套設計功率為9.31 MMBtu/h的余熱回收裝置1套。平臺發電機組發電能力及最大負荷率見表4。

表4 發電機組發電能力及最大負荷率

1.4 開發指標預測

該區塊未來15年的開發預測指標見表5。

2 原油處理和熱媒系統能力評估

2.1 原油處理系統熱負荷需求

2.1.1 模擬和分析條件

目前來液溫度均為133℉（56℃），2018—2032年來液溫度均為135℉；目前平臺來液為41 679 BPD，來油為8 403 BPD。

開發預測指標：游離水脫除器出口原油含水質量分數33%，生產分離器運行溫度162℉（72℃），其出口原油含水質量分數為12%，原油處理器運行溫度維持在201℉（94℃），原油處理器出口原油含水質量分數小于1%。

表5 區塊開發指標預測

2.1.2 換熱器負荷需求

采用 HYSYS 軟件對平臺的生產現狀及未來15年原油處理系統的工藝流程進行了模擬和分析，典型的 HYSYS 計算模型見圖2[2-3]。

圖2 典型的HYSYS計算模型

2.1.2.1 采用熱媒油作為熱源的換熱器能力核算

采用熱媒油作為熱源的換熱器共3臺，分別為2 號生產加熱器HBG-1430、生產加熱器 HBG-1450 和原油處理預加熱器HBG- 1730，不同年份各換熱器負荷率見圖3～6。

圖3 HBG-1430負荷率預測

圖4 HBG-1450負荷率預測

圖5 HBG-1730負荷率預測

圖6 原油系統對熱媒系統熱負荷總需求

通過對各換熱器負荷計算結果進行分析，主要得出以下結論：

（1）2號生產加熱器HBG- 1430額定加熱負荷為5.6 MMBtu/h，目前加熱負荷為2.66 MMBtu/h，負荷率僅為48%，具有較大的提升空間。在未來15年內該加熱器的熱負荷需求均小于目前值，因此，在保持設備完好的前提下，該加熱器的換熱能力能夠滿足需求。

（2）生產加熱器HBG-1450 的額定加熱負荷為0.7 MMBtu/h，目前加熱負荷為0.49 MMBtu/h，負荷率為70%。在未來15年內該加熱器的最大熱負荷需求為70%，與目前該換熱器的換熱值持平，因此，在保持設備完好的前提下，該換熱器的換熱能力也能夠滿足需求。

（3）原油處理預加熱器HBG-1730 的額定加熱負荷為6.7 MMBtu/h，目前的加熱負荷為2.96 MMBtu/h，負荷率僅為43.3%，具有較大的提升能力。在未來15年內該加熱器的最大熱負荷需求為50%，略高于目前該換熱器的換熱值，但遠小于其額定的換熱值，因此，在保持設備完好的前提下，該換熱器的換熱能力也能夠滿足需求。

（4）目前原油處理系統對熱媒油系統的總需求為6.05 MMBtu/h，未來15年對熱媒系統的總需求為6.07～1.48 MMBtu/h；隨著該區塊原油產量的降低，對熱媒油系統的熱負荷需求也逐年降低。

2.1.2.2 采用污水或凈化原油作為熱源的換熱器能力核算

采用污水或凈化原油作為熱源的換熱器共2臺，分別為1號生產換熱器HBG- 1410 和原油處理預加熱器HBG-1710/1720，不同年份各加熱器負荷率見圖7～8。

圖7 HBG-1410負荷率預測

圖8 HBG-1710/1720負荷率預測

通過對各換熱器負荷計算結果進行分析，主要得出以下結論：

（1） 1號生產換熱器HBG- 1410 的額定加熱負荷為2.0 MMBtu/h，目前加熱負荷為0.36 MMBtu/h，負荷率僅為18%，遠未達到額定負荷，具有較大的能力提升空間。在未來15年內該加熱器的最大熱負荷需求為18.3%，略高于目前該換熱器的換熱值，但遠小于其額定的換熱值，因此，在保持設備完好的前提下，該換熱器的換熱能力也能夠滿足需求。

（2）原油處理預加熱器HBG- 1710/1720的額定加熱負荷為3.5 MMBtu/h，目前的加熱負荷為0.55 MMBtu/h，負荷率僅為15.6%，遠未達到額定負荷，也具有較大的能力提升空間。在未來15年內該加熱器的最大熱負荷需求為16.9%，略高于目前該換熱器的換熱值，但遠小于其額定的換熱值，因此，在保持設備完好的前提下，該換熱器的換熱能力也能夠滿足需求。

2.2 熱媒油系統能力校核

2.2.1 組合運行工況

該平臺組目前有4臺發電機組，其中A平臺上的2臺索拉發電機組和C平臺上的1臺發電機組均配套有熱媒余熱爐，B平臺上的1臺發電機組沒有配套熱媒余熱爐，根據平臺用電負荷需求預測，平臺至少需要開2臺發電機組才能滿足供電需求，因此，對以下7種可能的發電機組組合運行工況，就熱媒系統能力是否滿足原油處理系統的熱負荷需求進行校核，具體如下：

（1）運行3臺發電機組工況：

工況1：A平臺2臺+B平臺1臺發電機組運行。

工況2：A平臺2臺+C平臺1臺發電機組運行。

工況3：A平臺+B平臺+C平臺各1臺發電機組運行。

（2）運行2臺發電機組工況：

工況4：A平臺2臺發電機組運行。

工況5：A+C平臺各1臺發電機組運行。

工況6：A+B平臺各1臺發電機組運行。

工況7：C+B平臺各1臺發電機組運行。

2.2.2 各工況分析

（1）工況1：A平臺2臺+B平臺1臺發電機組運行。在該工況下，由于B平臺發電機組沒有配套余熱回收裝置，因此只有A平臺2臺余熱回收裝置運行。熱媒系統能力計算和分析結果見圖9。

圖9 工況1熱媒系統總負荷需求與總熱負荷能力相對關系

分析圖9得出：該工況下熱媒系統總負荷需求為6.27～1.68 MMBtu/h，供用戶使用的總熱負荷能力為11.34～10.53 MMBtu/h，熱媒系統能力能夠滿足生產需求。

（2）工況2：A平臺2臺+C平臺1臺發電機組運行。在該工況下，A平臺2臺余熱裝置和C平臺的1臺余熱裝置同時運行，熱媒系統能力達到了最大值，其計算和分析結果見圖10。

圖10 工況2熱媒系統總負荷需求與總熱負荷能力相對關系

分析圖10得出：該工況下熱媒系統總負荷需求為6.27～1.68 MMBtu/h，供用戶使用的總熱負荷能力達到了18.04～16.81 MMBtu/h，熱媒系統能力能夠滿足生產需求，且具有較大的余量。

（3）工況3：A平臺+B平臺+C平臺各1臺發電機組運行。在該工況下，由于B平臺發電機組沒有配套余熱回收裝置，因此，只有A平臺和C平臺各1臺余熱回收裝置運行，熱媒系統能力計算和分析結果如圖11所示。

圖11 工況3熱媒系統總負荷需求與總熱負荷能力相對關系

分析圖11得出：該工況下，熱媒系統總負荷需求為1.68～6.27 MMBtu/h，供用戶使用的總熱負荷能力達到了11.55～12.37 MMBtu/h，熱媒系統能力能夠滿足生產需求，且具有較大的余量。

（4）工況4：A平臺2臺發電機組運行。在該工況下，A平臺2臺余熱回收裝置運行，因此，熱媒系統能力計算和分析結果同工況1。熱媒系統能力能夠滿足生產需求，且具有較大的余量。

（5）工況5：A+C平臺各1臺發電機組運行。在該工況下，A平臺和C平臺各運行1臺余熱回收裝置，因此，熱媒系統能力計算和分析結果同工況3。熱媒系統能力能夠滿足生產需求，且具有較大的余量。

（6）工況6：A+B平臺各1臺發電機組運行。在該工況下，由于B平臺發電機組沒有配套余熱回收裝置，因此，只有A平臺1臺余熱回收裝置運行，熱媒系統能力計算和分析結果如圖12所示。

圖12 工況6熱媒系統總負荷需求與總熱負荷能力相對關系

從圖12可以看出：該工況下，2017—2021年熱媒系統總負荷需求為6.27～5.92MMBtu/h，而熱媒系統供用戶使用的總熱負荷能力為5.67 MMBtu/h，熱媒系統能力不能滿足生產需求，最大熱負荷能力缺口為0.6 MMBtu/h；從2022年開始，熱媒系統總負荷需求小于熱媒系統供用戶使用的總熱負荷能力，熱媒系統能力能夠滿足生產需求。

（7）工況7：C + B 平臺各1臺發電機組運行。在該工況下，由于B平臺發電機組沒有配套余熱回收裝置，因此，只有C平臺1臺余熱回收裝置運行，熱媒系統能力計算和分析結果如圖13所示。

圖13 工況7熱媒系統總負荷需求與總熱負荷能力相對關系

從圖13看出：該工況下，熱媒系統總負荷需求為6.38～1.71 MMBtu/h，供用戶使用的總熱負荷能力達到了6.70～6.28 MMBtu/h，熱媒系統能力基本能夠滿足生產需求。

通過對上述7種可能運行工況的分析，可以看出，除了工況6以外的其他組合運行工況均能夠滿足生產需求。

3 技術解決措施

3.1 工況6問題的解決方案

針對2018—2021年A+B平臺各1臺發電機組組合運行時（工況6）熱媒系統能力無法滿足生產需求等問題，提出了8套解決方案，具體如下：

（1）方案一：調整生產運行溫度，不改造。通過降低生產分離器或油處理器的操作溫度或原油產量，達到降低對熱媒油系統的熱負荷需求的目的。

（2）方案二：采取限產措施。通過適當減少原油產量，從而達到解決A和B兩臺發電機組同時運行時，供熱能力不足問題的目的。

（3）方案三：挖掘換熱器MBG- 1710/1720的潛力。措施1：對換熱器MBG-1710/1720進行清洗，以提升其換熱能力；措施2：若無法對換熱器MBG-1710/1720內部的污垢進行徹底清除，因該換熱器已運行多年，可考慮更換其內部盤管。

（4）方案四：采用水源井水作為補充熱源。平臺擁有一口水源井，井的水溫達到了160℉（71.1℃），因此，可考慮從水源井引出一路水作為1號生產換熱器HBG-1410的補充熱源。經計算，2018—2021年需補充的水量如表6所示。

表6 換熱器HBG-1410需補充的水源井水量

采用ASPEN EDR軟件對現有生產換熱器HBG-1410補充水源井水后的換熱能力進行了模擬計算，計算表明，換熱能力只能達到0.25 MMBtu/h。這主要是因為目前該換熱器內部結垢較為嚴重，因此換熱器的實際換熱能力仍無法滿足需求。

為此，考慮主要采取以下兩種措施解決問題。措施1：對1號生產換熱器MBG-1410進行清洗，以提升其換熱能力；采用Aspen EDR軟件對清洗后的換熱器換熱能力進行評估，評估表明，清洗后的換熱能力基本能夠滿足熱負荷需求，但隨著使用年限的增加，換熱效果將變差，因此需要定期清洗；措施2：考慮到采取措施1時換熱器清洗頻率較高，因此可考慮更換其內部盤管，以提升換熱能力。

（5）方案五：采用生產分離器分出污水作為補充熱源。由于目前生產分離器操作溫度為162℉（72.2℃），因此，可考慮將該生產分離器分出的污水送入換熱器MBG-1410作為補充熱源。經模擬計算，2018—2021年需補充的水量如表7所示。

表7 換熱器HBG-1410需補充的污水量

從表7可以看出，前2年生產分離器分出的污水能夠滿足補充熱源的水量要求，但后3年無法滿足，此時，仍需要引入部分水源井水（約需10～13 m3/h）作為補充熱源。由于目前該換熱器內部結垢較為嚴重，因此需要采取以下兩種措施以解決問題。措施1：對1號生產換熱器MBG-1410進行清洗，以提升其換熱能力；采用Aspen EDR軟件對清洗后的換熱器換熱能力進行了評估，評估表明基本能夠滿足熱負荷需求，但隨著使用年限的增加，換熱效果將變差，需要定期清洗。措施2：考慮措施1換熱器清洗頻率較高，因此，可考慮更換其內部盤管，以提升換熱能力。

（6）方案六：B平臺新增余熱回收裝置。由于目前B平臺天然氣發電機組沒有配套余熱回收裝置，因此，本次考慮對B平臺索拉發電機組排氣系統進行改造，新增余熱回收裝置1套。由于受平臺空間的限制，因此余熱裝置采用立式結構，同時對甲板進行擴建，尺寸為5 m×4 m。通過核算，確定新增余熱回收裝置功率與B平臺發電機余熱功率保持一致，為9.31 MMBtu/h。

（7）方案七：新增電加熱裝置。由于當A+B平臺各1臺發電機組組合運行時（工況6），2018—2021年熱媒系統能力不能滿足生產需求，最大熱負荷能力缺口為0.6 MMBtu/h（176 kW），因此，考慮在C平臺新增200 kW的電加熱器1臺，橇塊尺寸為2.5 m×2.5 m×4.0 m，布置在待建的游離水分離器西側，對游離水分離器出口的含水原油進行加熱。

根據平臺的運行現狀及新增負荷預測，2017—2021年，平臺計算總負荷為6400～7800kW。考慮到平臺實際負荷與計算負荷存在一定的差異，當A平臺3 500 kW的發電機組和B平臺3 800 kW的發電機組同時運行時，用電負荷已達到其發電機機組的能力上限（屆時操作方還應根據發電機組的實際最大供電能力及生產實際情況，確定是否需要停一部分電力用戶，以確保2臺發電機組能夠正常運行），在該運行工況下，已不具備解決新增用電負荷問題的能力，因此，該方案不作推薦。

（8）方案八：更換A平臺索拉發電機組。由于A平臺索拉發電機組已運行多年，接近使用壽命，設備負荷率下降明顯，因此本方案考慮對其進行更換。目前平臺上計算總負荷為6 416 kW，將來新增最大負荷為1 391 kW，總負荷為7 807 kW。當A和B平臺各運行1臺發電機組時，B平臺發電機組發電量為3 800 kW，按照80%負荷率計算，發電量為3 040 kW，能力缺口為4 766 kW，新增機組負荷率按照80%計算，因此，A平臺新發電機組的容量應為6 000 kW，6 000 kW的燃氣輪機配套余熱裝置最大功率約為14 MMBtu/h（4 100 kW）。

3.2 工況6問題解決方案的優化研究

對上述8種解決方案的優缺點進行對比，結果見表8。通過方案對比分析，推薦采用方案三解決工況6熱媒系統能力無法滿足生產需求的問題[4-5]。

表8 8種解決方案的優缺點對比

4 結束語

通過對該平臺組的原油生產進行熱媒評估和優化研究，得到了以下結果：

（1）對該平臺組原油處理系統換熱器的現有能力進行評估表明，換熱器運行能力均未達到設計值，具有一定的潛力可挖。

（2）對7種不同發電機組組合運行工況下的熱媒系統能力進行校核發現，當A+B平臺各1臺發電機組組合運行時（工況6），2017—2021年熱媒系統運行能力無法滿足生產需求，而對于其他6種發電機組組合運行工況，熱媒系統運行能力均能夠滿足生產需求。

（3）針對當A、B平臺各1臺發電機組組合運行時，熱媒系統運行能力部分年份無法滿足生產需求的問題，共提出了8套可行的技術解決方案。通過方案對比，推薦采用方案三，即通過對換熱器MBG-1710/1720進行清洗或更換其換熱盤管，以提升其換熱效果，來解決工況6存在的問題。