南堡油田余熱回收利用試驗的應用及潛力分析

趙金龍 吳鵬 葉鵬 許騰瀧

中國石油天然氣股份有限公司冀東油田分公司

南堡油田主要站場生產用熱、采暖供熱均采用加熱爐直接供熱，消耗天然氣資源，同時1號構造處理后注水水源溫度在45℃以上，其他區塊水源井采出水、注水水源溫度在70℃以上，余熱資源豐富。開展余熱回收以實現集輸系統提質增效前景廣闊，進行余熱回收利用試驗及余熱潛力分析可為南堡油田后續余熱回收利用提供理論依據。

1 余熱回收技術

余熱資源屬于二次能源，是一次能源或可燃物料轉換后產物，或是燃料燃燒過程中發出的熱量在完成某一工藝過程后所剩的熱量[1-2]。余熱資源按照溫度分級情況見表1。

表1 工業余熱資源按照溫度分級Tab.1 Industrial waste heat resources graded by temperature

南堡油田余熱資源包括采出液脫水并處理后的注水水源以及水源井采出水兩部分，溫度均低于90℃，屬于低溫余熱資源，適用于油品加熱和采暖伴熱。

1.1 直接換熱技術

通過高效換熱器，將高溫介質中的熱量交換到低溫介質中，熱源與被加熱介質進行熱量的直接傳導，實現熱源水降溫、原油升溫，常用的設備為管殼式換熱器[3]。

該設備的技術難點：①需要有足夠的有效換熱面積，滿足對原油加熱的需求；②原油經過設備時應減少壓力損失，從而降低油氣集輸系統回壓；③避免經過設備的水源及介質在設備內結垢。

1.2 間接換熱技術

熱泵系統主要由壓縮機、膨脹閥（卸壓閥）、蒸發器、冷凝器組成。傳熱工質由蒸發器前往壓縮機，經壓縮后成為高溫高壓氣體，再經冷凝器換熱釋放熱量，熱量被原油帶走，之后變為高壓低溫氣液混合物，再經膨脹閥變為低壓低溫氣體進入蒸發器蒸發吸熱，吸收外界低品位的熱能，最后蒸發器出來的低壓氣體再次進入壓縮機完成循環。這期間，傳熱工質在機組內封閉運行，并通過冷凝器和蒸發器與外部發生熱交換[4-6]。熱泵工藝流程如圖1所示。

圖1 熱泵工藝流程Fig.1 Process flow of heat pump

熱泵按熱源種類不同分為空氣源熱泵、水源熱泵、雙源熱泵（水源熱泵和空氣源熱泵結合）、地源熱泵等；按照壓縮機動力類型，又分為吸收式熱泵、電驅式熱泵等?？諝庠礋岜眠m用于非嚴寒地區且地源熱泵打井費用過高的區域；水源熱泵適用于污水余熱回收，有熱力井且可以利用的區域；雙源熱泵適用于北方嚴寒地區且全年加熱的區域；地源熱泵適用于北方嚴寒地區僅冬季加熱的區域[7]。

1.3 應用情況

油田傳統的地面加熱設備主要有燃油鍋爐、燃煤鍋爐、燃氣鍋爐和電鍋爐。由于環保的強制規定，燃油鍋爐和燃煤鍋爐逐漸被淘汰，燃氣鍋爐也存在碳排放、污染、危險等因素。熱泵技術相比電加熱具有絕對的節能優勢，目前在單井罐、計量站、轉油站、聯合站、管道外輸等項目中都有應用，設備運行穩定，工況良好[8-9]。

通過打淺層水井，利用地上循環泵循環取熱提供熱量，給單井罐進行伴熱；在計量站，通過打淺層水井，利用地上循環泵循環取熱提供單井流程加熱和集油匯管加熱；在轉油站、聯合站，應用熱泵技術，利用聯合站低溫污水對預脫水原油和原穩原油進行加熱。

2 403平臺余熱利用試驗及分析

403平臺日產液量650 m3、含水率70%，產氣量5.0×104m3，注水量900 m3。站內有燃氣加熱爐3臺，冷卻塔1臺，其中加熱爐用于油氣加熱、大罐伴熱、冬季采暖。平臺有2口水源井，出水平均溫度80℃，需要經冷卻塔冷卻后再通過注水泵進行注水。該平臺集輸工藝流程如圖2所示。

圖2 集輸工藝流程Fig.2 Process flow of gathering and transportation

2.1 試驗方案

403平臺水源井溫度80℃，流量1 000 m3/d，該方案選擇超高效換熱器，換熱方式采取一次換熱（產出液和天然氣、采暖伴熱的循環水以及熱力井的熱源水同時直接進入換熱器換熱），回收利用403平臺水源井熱水熱量，用于加熱產出液及天然氣，同時滿足站內冬季采暖和伴熱的需求，取代原有天然氣加熱爐。此方案在保證平臺加熱需要的同時可減少天然氣的消耗，取消冷卻塔，減少碳排放。

2.2 設備選型

超高效換熱器外殼筒體為304不銹鋼，換熱管為B10防腐鎳白銅管，其具有以下優點：①熱水走管程、原油走殼程，內部管程有300多根，增加換熱面積，換熱效率高，加熱效果理想；②采用鎳白銅材料防腐，采用大通道內部結構的超高效換熱器防堵。

2.3 換熱面積計算

根據該平臺產液量、產氣量、水源井出水量，按照換熱面積計算公式，計算出換熱器的換熱面積。計算公式為

式中：F為換熱面積，m2；Q為總的換熱量，W；K為傳熱系數，W/(m2·℃)； Δtm為對數平均溫差，℃；平均溫差t1=熱介質的進口溫度-冷介質的出口溫度，平均溫差t2=熱介質的出口溫度-冷介質的進口溫度。

根據以上公式計算得出采暖伴熱需選用換熱面積為70 m2的超高效換熱器1臺，產出液和天然氣加熱需選用換熱面積為80 m2的超高效換熱器3臺。

設備管路示意圖如圖3所示。

圖3 設備管路示意圖Fig.3 Schematic diagram of equipment pipeline

2.4 試驗效果

該項目于2018年12月26日投產，通過換熱器換熱，水源井水溫由79℃降到59℃，采暖循環水溫度由61℃提到71℃，原油溫度由28℃提高到56℃，滿足了原油加熱脫水、采暖和大罐伴熱需求，3臺加熱爐、1臺冷卻塔全部停用，換熱效率達到93%，試驗效果理想。

2.5 經濟效益分析

本項目采用技術服務的方式實現風險轉移，服務期為6年，年付服務費用46萬元，單個服務期簽訂合同，服務期滿該項目所有設施歸南堡油田所有。

試驗前年燃氣、動力、維護費用101.74萬元，試驗后年服務費用46萬元，年利潤55.7萬元，減少碳排量折合789 t標準煤。余熱回收利用前后費用對比見表2。

表2 403平臺余熱回收利用前后費用對比Tab.2 Cost comparison of 403 Platform before and after recovering and using waste heat

3 南堡油田余熱資源

南堡油田余熱資源豐富，水源井采出水溫度達到70℃以上，1號構造采出液脫水處理后外輸給1、2、3號島的水溫也達到46℃，可以充分利用余熱代替加熱爐滿足生產用熱的需要[10]。南堡油田各島及平臺注水水源及處理后注水水源情況如表3所示。

表3 南堡油田各島及平臺注水水源情況Tab.3 Water injection source situation of platform and island in Nanpu Oilfield

南堡油田采出液加熱、采暖加熱爐總計21臺，年總耗氣量為393.4×104m3，若充分利用余熱，減少天然氣的消耗，將帶來較大的經濟效益。加熱爐用氣情況如表4所示。

表4 南堡油田加熱爐用氣情況Tab.4 Gas situation of heating furnaces in Nanpu Oilfield

表5 南堡油田平臺余熱及需求情況Tab.5 Waste heat and demand of platform and island in Nanpu Oilfield

4 余熱利用方案

計算各島及平臺原油外輸、采暖需求的熱量，對比當前注水水量可提供的熱量，除4號島因為注水水量低不能滿足要求外，其余都可實現全部利用余熱加熱和采暖。其中新堡古2平臺、403平臺（已實施）采用換熱器形式，1號島采用熱泵形式，3-2平臺采用換熱器與熱泵組合模式，具體如表5所示。

新堡古2平臺總設計熱負荷78 kW，選用1臺功率為78 kW的換熱器滿足其供熱需要，采暖循環水進水溫度56℃、回水溫度60℃。所需的水源井流量為7 m3/h，水源井設計供、回水溫度為65和62℃。

3-2平臺從流量為25 m3/h、70℃的水源井熱水中吸收熱量，對3-2平臺外輸油加熱，需采用1組熱泵系統；冬季時對采暖伴熱循環水加熱，采用1組超高效換熱器用于辦公樓采暖和平臺生產采暖；采用1組熱泵系統用于轉油站采暖季伴熱，以此取代原有的6套燃氣鍋爐。

1號島利用熱泵系統，從流量為320 m3/h、46℃的脫水處理后的采出水中吸收熱量，對1號島來液、外輸油加熱，共3組熱泵系統；冬季時對采暖伴熱循環水加熱，采暖加熱采用1組熱泵系統，以此取代原有的6套燃氣鍋爐。

5 結論及建議

（1）403平臺余熱利用項目成功投產，原油和采暖達到生產和生活需求，水源井水也達到停用冷卻塔直接回注的目的，且可實現年利潤55.7萬元，減少碳排量折合789 t標準煤。

（2）南堡油田地熱資源豐富，熱泵技術具有安全、環保、節能優點，應按照余熱利用方案逐步在各平臺實施余熱利用項目，以減少天然氣消耗，增加公司效益。

（3）可以利用油田廢棄井，開發中低溫熱能發電、供暖、原油加熱等技術，從而實現節能減排、盤活資產。

（4）建議對南堡油田區塊進行重新摸查，選取水量大、溫度高的探井作為新能源應用于油田各個領域。