南海某油田熱介質系統(tǒng)節(jié)能增效的應用創(chuàng)新

熊相軍(中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057)

0 引言

南海某油田伴生氣經冷卻—滌氣處理后，一部分供給鍋爐使用，一部分繼續(xù)經壓縮—冷卻—過濾—滌氣—加熱處理成為壓力、溫度、烴露點滿足透平主機使用要求的高壓燃氣，剩余氣則進入放空系統(tǒng)用于生產LPG與輕質油，維持火炬燃燒。油田伴生氣利用示意圖如圖1所示。

圖1 油田伴生氣利用示意圖

油田熱介質系統(tǒng)由3臺鍋爐組成。1#/2#鍋爐一用一備，用戶包括燃燒器加熱器、大艙熱油加熱器，原油加熱器，洗艙加熱器，機艙造淡水機。3#鍋爐主要用于LPG系統(tǒng)生產，用戶包括脫丁烷塔重沸器，再生氣加熱器，初級丙烷蒸發(fā)器，低溫級丙烷蒸發(fā)器，外輸補壓蒸汽發(fā)生器。

1 流程優(yōu)化背景分析

1.1 伴生氣使用現(xiàn)狀分析

1.1.1 伴生氣產量大幅遞減

南海某油田經過17年的開采，伴生氣量逐漸衰減，到2019年伴生氣產量僅60 000 m3/d，不到投產初期的1/3，雖然目前油田伴生氣日產氣量基本恰好能維持油田的日消耗量。但是在生產出現(xiàn)異常情況，如：井口大排量氣井停井、大功率用電負荷增加等主機供氣將難以保證，勢必對生產造成較大影響。

1.1.2 伴生氣用戶用氣量恒定

維持油田正常生產需要及LPG產量穩(wěn)定，伴生氣總用量是恒定的。要維持LPG與輕質油產量穩(wěn)定，及火炬正常燃燒，該部分伴生氣消耗量維持穩(wěn)定不變，要確保主機用氣量充足，且能略有盈余，應對電力負荷波動和部分異常情況造成的用氣消耗量的增加，只能通過減少鍋爐用氣消耗量。伴生氣用戶用氣量分布圖如圖2所示。

圖2 南海某油田伴生氣用戶用氣量分布圖

1.1.3 主機用氣需求

透平主機正常使用時用氣的需要滿足2個關鍵因素：

(1)保證主機用氣量的盈余，雖然主機有33 000 m3左右的氣量就可以滿足使用，主機在使用上可能有出現(xiàn)功率波動或大功率的設備的啟動則耗氣量會變大，所以，必須保證主機用氣量存在盈余。

(2)保證主機燃氣較高干氣占比，伴生氣全組分分析及氣量組成如表1所示。供給主機燃氣壓強2 000 kPa下，重組分大部分會成液，且重組分燃燒熱值高，容易造成主機超溫停機，啟機困難，所以供給主機燃燒的伴生氣宜保證干氣占比70%左右為宜。

表1 南海某油田伴生氣全組分分析及氣量組成

目前，除主機干氣消耗量外，鍋爐是最大的干氣消耗用戶，要保證主機干氣用量，也只有減少鍋爐用氣量消耗。

綜上，目前隨著伴生氣產量的遞減，目前的伴生氣產量情況下，既要保證LPG輕質油產量穩(wěn)定，又要維持火炬燃燒，且還要保證主機用氣量的盈余以及對干氣的需求，應對電力負荷波動和部分異常情況造成的用氣消耗量的增加，只能通過減少鍋爐用氣消耗量。

1.2 熱介質系統(tǒng)使用現(xiàn)狀分析

1.2.1 1#/2#鍋爐使用現(xiàn)狀分析

目前南海某油田存在2套熱介質鍋爐系統(tǒng)，其中1#/2#鍋爐一用一備，鍋爐出口溫度約96 ℃，大艙熱油加熱器為油田熱交換大戶(為油田14個油水艙室加熱)；洗艙加熱器與機艙造淡水并非經常使用，僅洗艙作業(yè)或造淡水時偶爾使用，所以1#/2#鍋爐長期固定用戶僅燃氣加熱器，將燃氣加熱至60 ℃。燃氣加熱器熱油管線僅為1寸管線，換熱量小，但由于1#/2#鍋爐通往大艙用戶流程管線眾多，熱損失較大，導致1#/2#鍋爐使用效率不高、燃氣消耗量較大。

1.2.2 3#鍋爐使用現(xiàn)狀分析

3#鍋爐專供LPG系統(tǒng)使用，鍋爐出口溫度160 ℃，用戶中初溫級丙烷蒸發(fā)器加熱流程已廢除，使用壓縮機出口熱丙烷與氣體自身加熱蒸發(fā)代替；低溫級丙烷蒸發(fā)器已停用，外輸補壓蒸汽發(fā)生器由于穿孔拆除通過流程改造使用未冷卻的C3/C4組分進行補壓代替。所以，3#鍋爐的長期固定用戶僅脫丁烷塔重沸器與再生氣加熱器，所以3#鍋爐負荷較小。

1.3 優(yōu)化可行性分析

1.3.1 停用大艙加熱用戶

因從二級分離器出來的原油溫度為60 ℃左右，經原油冷卻器冷卻至40 ℃后下艙。經分析，原油下艙經大艙加熱器和不經大艙加熱器對比，原油中的游離水均能得到很好的自然沉降分離，后逐步減少大艙加熱艙室數(shù)，直到所有艙室不用加熱，該項可節(jié)省鍋爐用戶功率如下計算(每天加熱由40 ℃加熱至45 ℃的10 000 m3原油)：

根據(jù)公式Q=c·m(T2-T1)，

可得：Q=2 160 J/(kg·℃)×104×0.843 2×103×5=9.11×1010J；

原油比熱容為2 160 J/(kg·℃)，密度為0.843 2×103kg/m3；

該熱量由鍋爐提供的功率：

1.3.2 燃氣加熱器所需熱量

供給主機天然氣從40 ℃加熱至60 ℃。

根據(jù)公式Q=c·m(T2-T1)，

可得：Q=2 156 J/(kg·K)×3 3000×0.717 4×20=1.020 8×109J；

天然氣比熱容為2 156 J/(kg·K)，密度為0.717 4 kg/m3，T=t+273.15；

該熱量由3#鍋爐提供將增加功率：

考慮上燃氣加熱器(熱效率約為70%)和熱油管線的熱效率損失(約10%)，鍋爐大約需要47 kW。

綜上可得：通過流程改造使用3#鍋爐向燃氣加熱器僅會增加3#鍋爐的有效熱功率為48 kW，所以增加的負荷對3#鍋爐正常運行不會造成明顯影響。

2 熱介質流程優(yōu)化實踐

2.1 原則

為達到流程優(yōu)化改造目的，結合通過最小的改造，實現(xiàn)3#鍋爐對燃氣加熱器加熱，停1#/2#鍋爐，減少1#/2#鍋爐用氣，同時又能保證1#/2#鍋爐原加熱流程不變，實現(xiàn)對燃氣加熱器備用加熱的目的。

2.2 流程改造實踐

根據(jù)流程優(yōu)化改造原則，現(xiàn)場調研分析，流程改造具體方案：

(1)從3#鍋爐原熱介質用戶即已拆除的蒸汽發(fā)生器熱油管線進口引熱油至燃氣加熱器熱油進口，燃氣加熱器熱油出口引熱油回流至蒸汽發(fā)生器熱油出口管線，從而建立3#鍋爐對燃氣加熱器加熱的熱油循環(huán)。

(2)燃氣加熱器熱油進出口管線通過改造加裝三通，且在接入口位置各加裝一個2寸閘閥(如圖2所示)，從而使得原熱油流程以三通的形式保留，通過閥門的開關隔離使得燃氣加熱器既可以通過1#/2#鍋爐加熱，又可以通過3#鍋爐加熱。

通過上述實際流程改造優(yōu)化，最終實現(xiàn)了3#鍋爐對燃氣加熱器加熱的目的，同時保留了1/2#熱介質鍋爐對燃氣加熱器加熱的原流程。

2.3 流程測試及運行

記錄相關原始數(shù)據(jù)如1#與3#鍋爐燃氣日均消耗量。待3#鍋爐至燃氣加熱器熱油管線循環(huán)5 min左右后，隔離1#/2#熱介質鍋爐對燃氣加熱器加熱流程，使用3#鍋爐單獨對燃氣加熱器進行燃氣加熱，錄取相關測試數(shù)據(jù)，根據(jù)測試相關數(shù)據(jù)可以得出以下結論：

(1)通過3#鍋爐給主機燃氣加熱是可行的，在燃氣進口閥開度1圈情況下，便能維持主機燃氣溫度處于58 ℃穩(wěn)定，且能能夠在分子篩切換，即3#鍋爐熱介質用戶吸熱量發(fā)生變化時，維持主機燃氣溫度穩(wěn)定。

(2)使用3#鍋爐對主機燃氣加熱對3#鍋爐安全運行沒有明顯影響，在加熱過程中3#鍋爐主要運行參數(shù)如泵出口壓力，加熱功率，爐膛溫度，尾煙溫度都處于正常范圍內波動。

3 結論

通過熱介質系統(tǒng)流程優(yōu)化，不僅減少鍋爐用氣，還解決了主機燃氣溫度不高，易生成液烴的問題；3#鍋爐與1#/2#鍋爐均可對燃氣加熱器供熱，互為備用，為主機供氣溫度提供了保障。

熱介質系統(tǒng)流程優(yōu)化改造是南海某油田立足工作實際問題，推動降本增效的重大實踐舉措。在深入分析和梳理原有熱油工藝發(fā)揮的實際效能后，我們認為油田的原油加熱器、大艙熱油用戶隨著工藝變化不是必須連續(xù)加熱運行的前提下，決定對當前的熱油工藝進行節(jié)能優(yōu)化改造，此舉既滿足了現(xiàn)有生產需求，又減少了燃氣和柴油消耗，并轉化為LPG增產，實現(xiàn)了一舉多得的節(jié)能減排和節(jié)能增效的目的，為其他具有類似能耗設備的油田特別是老油田終端從生產問題中挖掘潛力，推動降本增效工作實踐提供了思路，具有較強的借鑒意義。