油田回收

油田回收（精选7篇）

油田回收 篇1

吉林油田公司始终把老油气田稳产、新油田建设视为创效之源、生存之本, 认为提质增效是油田持续发展的必由之路。结合零散天然气资源情况和分布特点, 综合考虑市场形势和需求, 吉林油田积极创新零散气回收工艺, 全面实施零散气回收项目。不仅降低投资和成本, 而且实现有效节能。2015年上半年, 累计回收零散气16 30.1×104m3, 完成全年指标的54.3%。偏远井伴生气资源在油田勘探开发过程中占有较大比例, 而以往对伴生气的处理是就地放空, 造成了能源的浪费和环境的污染。针对这一实际, 吉林油田公司在对不同井分门别类制定不同方案, 进行研究探索的基础上, 于2013年下半年全面启动实施了“回收零散气”项目。其中, 积极采用“带料加工”和购买设备等形式, 并利用小型撬装装置体积小、开停灵活、转移方便优势, 及时进行天然气处理和加工。据悉, 截至2015年8月, 已顺利实施了龙深305压缩站、龙深2压缩站、龙深3天然气处理站、长春采油厂双伊联合站伴生气回收处理站、新立采油厂联合站伴生气脱硫工程等5个项目。该项目作为管道天然气的“延伸”, 不仅大大降低了投资和运行成本, 减少环境污染, 而且能有效节约能源, 创造较大经济效益, 对吉林油田实现有质量有效益可持续发展具有重要意义。

油田回收 篇2

高纬度油田原油凝固点较高, 因此采用加热集油工艺, 采出液处理过程中也要保持一定的温度。由于油田的这一特点, 导致在开采过程中, 需要消耗大量热能, 最后这些热能却随着污水回注而白白浪费。

随着油田综合含水不断的增高, 吨油成本呈逐步上升趋势, 地面系统如何通过应用新技术节能降耗, 对提高油田开发效益, 保障油田可持续发展具有重要意义。

2、热泵技术原理及特点

热泵技术作为地热资源综合利用的手段之一, 近年来在中低温热源的开发利用越来越引起人们的重视。热泵本身不是能源, 而是开发利用热能的工具, 通过输入较少量的电能, 将热量从低温介质转移到高温介质。因此, 借助热泵可以把低温热能变为高温热能, 提供了一条节约燃料、合理用能、减轻环境污染的途径。

热泵技术是根据逆卡诺循环原理, 通过输入少量高品位能源 (如电能) , 将低温热源中的低品位热能进行提取, 转换为高品位热能的一种高新技术产品。低品位热能是指温度比较低的能量, 高品味就是指温度比较高的能量。比如说, 1立方水从20℃降到10℃所放出的能量与同样的1立方水从80℃降到70℃所放出的能量是完全相同的, 但区别在于后者品味高, 可以直接利用, 而前者属于低品位的能量不可以直接利用。

3、热泵技术现场应用情况

3.1 改造后热泵房概况

在某单位利用热泵技术对原锅炉房进行改造, 总采暖面积为45220m2, 供热负荷为5653kW、制冷负荷为1780kW。热泵房内设4台1915kW含油污水超高温热泵机组及配套设施, 总供热能力7660kW。低温热源采用某含油污水处理站35℃左右的含油污水, 设计温度降至23℃再回到注水罐, 热泵房距热源约1.6km, 最大负荷运行时含油污水需求量约为515t/h。

主要技术参数:

冬季供热参数:供回水温度80/60℃;供回水压力0.4Mpa/0.2 Mpa;

夏季制冷参数:供回水温度12/7℃, 供回水压力0.4Mpa/0.2 Mpa;

回注水供回水参数:Q=515m3/h;T供=35℃;T回=23℃ (冬季) ;T回=45℃ (夏季) 。

3.2 现场应用情况

热泵房于2009年9月底开始试运行, 运行至今已正常投运满一个采暖期, 采暖期内累计耗电量534.95×104kWh, 平均日消耗电量2.923×104kWh。运行期间, 热源来水始终保持在29℃~34℃之间, 平均为32.1℃, 循环水平均出口温度61.2℃, 最远端值班室温度可达19.3℃, 能够满足采暖需求。电量及运行情况见下图。

4、效益评价

根据油田公司提供数据:1万m3天然气折算13.3t标准煤, 1t原油折算1.4286t标准煤, 1万kwh折算1.229t标准煤;天然气0.90元/m3, 电0.5946元/kWh, 原油2380元/吨, 生水3.95元/m3, 工业盐520元/t。

4.1 节能分析

按采暖期计算, 应用热泵技术与传统燃油、燃气锅炉相比, 消耗能源对比情况见下表。

4.2 经济效益分析

热泵与燃油锅炉及燃气锅炉比, 年分别节约3062.5t标准煤、2069.1 t标准煤。虽然运行费用最高, 但是节能效果最明显。

5、认识及结论

一是高效节能。水源热泵是目前空调系统中能效比 (COP值) 最高的制冷、制热方式, 理论计算可达到7, 实际运行为4~6。

二是属可再生能源利用技术。利用了含油污水中所储藏的热能作为冷热源, 进行能量转换的供暖空调系统。

三是环保效益显著。热泵机组供热时省去了燃煤、燃气、然油等锅炉房系统, 无燃烧过程, 避免了排烟、排污等污染;供冷时省去了冷却水塔, 避免了冷却塔的噪音、霉菌污染及水耗。

四是一机多用, 应用范围广。水源热泵系统可供暖、空调, 还可供生活热水, 一机多用, 一套系统可以替换原来的锅炉加空调的两套装置或系统。

五是运行稳定可靠, 维护方便。含油污水温度一年四季相对稳定, 使得热泵机组运行更可靠、稳定, 也保证了系统的高效性和经济性;采用全电脑控制, 自动程度高。由于系统简单、机组部件少, 运行稳定, 因此维护费用低, 使用寿命长。

六是符合国家政策, 获得政策性支持。国家十分重视可再生能源开发利用工作, 《中华人民共和国可再生能源法》已于2006年1月1日起实施;同时, 在《国家中长期科学和技术发展规划纲要》中, 又把大力发展和规模化应用新能源和可再生能源作为能源领域的优先发展主题。从国家立法和发展战略的高度, 对可再生能源的发展应用予以强力推动。根据国家建设部政策规定, 凡采用水源热泵空调技术的建筑物, 通过向当地建委申报, 可获得政府的政策性支持, 减免建筑配套费用140~200元/m2。

摘要：高纬度油田原油凝固点较高, 因此采用加热集油工艺, 这导致在开采过程中, 需要消耗大量热能, 最后这些热能却随着污水回注而白白浪费。地面系统如何通过应用新技术节能降耗, 对提高油田开发效益, 保障油田可持续发展具有重要意义。

油田回收 篇3

热泵技术的应用在上世纪60年代起源于美国,主要用于建筑行业,进入70年代,热泵工业迎来了黄金时期,并被世界各国所重视,到90年代末,热泵技术被引进到中国,并得到了蓬勃发展。在北京、上海、广州等城市已规模应用地源热泵技术为居民供暖和制冷。在2008年北京奥运会主体育场“鸟巢”中,地源热泵也得到了应用。在胜利油田和华北油田应用了吸收式水源热泵提取污水余热给生活采暖供热。

孔店油田位于河北省黄骅市孔韩庄西。随着油田勘探开发规模的不断扩大,油田产液量逐年增高,目前,孔店油田每天产出污水7 300 m3,产出污水的年平均温度在48~52℃,因为污水温度高,无法满足油田污水生化处理系统要求,需要进行降温处理,经计算每小时散失热量5 000 k W左右,增加了污水处理成本,同时造成了污水中的大量热能浪费。

1 工艺现状

孔店联合站担负着孔店油田的原油和污水处理,以及大港南部油田的来油加热和转输任务。其主体工艺为:油田产出液经过加热炉升温后进入分离缓冲罐脱气,再进入沉降罐沉降脱水,沉降后的低含水原油进入储油罐,和南部来油一起加热后转输;污水则进入污水处理系统,经过一次处理后,部分污水作为油田回注水注入地层,剩余污水经冷却塔降温后进行生化处理,达到国家二级排放标准后外排(图1)。站内加热系统主要由6具加热炉组成,分别为南部来油、脱水系统、原油外输、油田产出液、油田掺水、生活采暖供热,最高负荷为8 403 k W,加热炉燃料为油田伴生气和原油,年消耗天然气401×104m3,原油3 409.5 t。

2 技术原理

结合孔店联合站主体工艺现状,在不改变其他工艺的情况下,以油田伴生气为驱动源,应用吸收式水源热泵技术,提取外排污水余热,利用列管换热器对需热介质进行加热,替代传统加热炉加热工艺,实现污水余热回收再利用。

2.1 热泵工作原理

热泵机组主要由蒸发器、吸收器、发生器、冷凝器4部分组成(图2),以天然气为驱动源,利用冷媒介质的气液转化,以溴化锂溶液为载体,提取热源污水中的低品位余热,并完成低品位热能向高品位热能的转变,服务于油田生产。

在蒸发器中,中介水与液态冷媒介质进行热交换,液态冷媒介质吸热气化变成冷媒蒸汽进入吸收器,完成污水余热回收。

在吸收器中,高温高浓溴化锂溶液吸收冷媒蒸汽后,变成低温低浓溴化锂溶液,释放的热量被热媒水吸收,实现低品位余热利用。

在发生器中,来自吸收器的低温低浓溴化锂溶液加热后变为高温高浓溴化锂溶液,同时产生大量的高温冷媒蒸汽进入冷凝器。

在冷凝器中,高温冷媒蒸汽与热媒水进行第二次热交换,冷媒蒸汽放出热量后液化变成液态冷媒介质进入蒸发器,同时产生高温热媒水。

2.2 热泵系统热交换工艺过程(图3)

2.2.1 热源污水放热

利用泵给热源污水提供动力进入板式换热器,在板式换热器内,热源污水与中介水发生热交换,换热后的热源污水进入污水处理系统进行一次处理后,部分污水作为油田回注水注入地层,剩余污水进行生化处理,达到国家二级排放标准后外排。

2.2.2 中介水循环

利用泵给中介水提供动力进入板式换热器,在板式换热器内,中介水提取热源污水中的余热,升温后的中介水进入热泵机组,在热泵的蒸发器内与液态冷媒介质发生热交换,换热后的中介水重新进入板式换热器提取热源污水余热。

2.2.3 热媒水循环

利用泵给热媒水提供动力进入热泵机组,在热泵吸收室内,热媒水进行一次热交换后进入冷凝室,二次热交换后变成高温热媒水,产生的高温热媒水进入列管换热器与需热介质进行热交换,换热后的热媒水重新进入热泵进行热交换。

2.2.4 需热介质吸热

需热介质进入列管式换热器,与热泵机组出来的高温热媒水发生热交换,升温后的需热介质温度达到生产要求。

2.3 技术难题及创新

2.3.1 如何提高板式换热器的换热效率

针对水源热泵的热源为油田产出污水易结垢的难题,配套了板式换热器清洗除垢工艺,并对垢的组成和成垢周期进行了分析,筛选了有效的除垢剂,制定了周期除垢措施。

2.3.2 如何提高热泵机组运行的稳定性

针对热泵机组的驱动源为油田伴生气稳定性差的难题,在热泵机组的前端增加了伴生气稳压处理装置,同时对热泵机组设置了低压停机保护系统。

2.3.3 如何准确匹配列管换热器的供热量

针对需热介质的需热量不同,列管换热器准确匹配供热量的难题,在列管换热器前端配套自动调节系统,通过自动调节高温热媒水循环水量,匹配不同需热介质的供热量。

3 孔店油田余热回收工程应用

孔店联合站在不改变主体工艺的情况下,应用2台水源式热泵消耗油田伴生气,提取热源污水余热产生高温热媒水,通过5具列管换热器给孔店联合站脱水系统、油田产出液、油田掺水、冬季生活采暖、原油外输加热,替代原有加热炉加热系统。热泵系统(图4)投运后运行平稳,孔店联合站各需热系统加热温度能够满足实际生产要求(表1)。

4 效果评价

孔店联合站加热系统在进行热泵技术改造前后,经具有资质的第三方检测机构进行了能耗测试,测试方法为“效果比较测定法”,测试结果显示应用热泵技术回收利用污水余热与传统加热炉加热系统相比,具有很好的节能效益和社会效益(表2)。

依据第三方测试数据:孔店联合站加热系统应用热泵技术改造前,加热系统能源消耗总量为33 035.34 MJ/h,所有热量均由加热炉燃烧油田伴生气或原油提供;改造后,加热系统能源消耗总量为27 621.62 MJ/h,其中22 680.80 MJ/h由热泵和加热炉消耗油田伴生气提供,另外4 940.8 MJ/h为热泵系统从污水预热中提取。通过对比,新系统应用后节约能源量为10 354.52 MJ/h,原油低位发热值按41.868 MJ/kg计算,则每小时节约原油247.31 kg,原油价格按照4 696元/t计算,年节约资金1 017.4万元。

5 认识

热泵系统与加热炉供热系统相比,具有更高的热利用率,同时热泵机组实现了生产中低品位热能的回收,并应用于油田生产,减少了烟尘和氮氧化合物的排放,节能减排效果显著。

热泵系统现场应用自动化程度高,通过网络组态技术实现了生产参数自动录取及动态监测;应用PLC技术实现了生产运行的自动控制,员工劳动强度明显降低。

水源热泵技术在油田的应用,需要有充足的低温污水作为热源和连续的油田伴生气作为热泵的驱动源,在应用热泵技术的前期调研中要对这两个关键参数做好预测。

列管换热器是热泵系统中热转换的关键设备之一,其换热面积大小决定了换热效果,在换热器的选型和换热面积计算时,要充分做好介质需热量和换热面积的匹配。

热泵技术作为一项新技术在油田现场应用时,应充分考虑联合站生产工艺的适应性,为确保安全稳定运行,可适当保留部分加热工艺,作为热泵检修时的备用工艺。

6 结束语

大港油田孔店联合站成功应用热泵技术回收利用油田污水余热,替代传统加热炉加热系统,热泵机组整体橇装,施工简便;自动控制程度高,员工劳动强度小;余热回收利用率高,节能效果显著。同时为特高含水油田原油加热处理和污水降温处理系统实现高效平稳运行开辟了新途径,对热泵技术服务于油田生产,实现节能减排具有借鉴作用。

摘要：针对孔店油田产出污水处理合格后外排,污水中的大量余热散失到环境中,造成热量浪费和环境热污染等问题,研究应用了吸收式水源热泵技术,该技术以油田伴生气为驱动源,提取外排污水余热,替代孔店联合站现有加热炉加热系统。通过热泵技术的应用,实现了污水余热回收利用,提高了孔店联合站加热系统热能利用效率,减少了烟尘和氮氧化物的排放量,达到了节能减排的目的。

油田回收 篇4

采油二厂目前大多数油水井生产极不正常, 油管不出油, 相反套管高油气多, 造成井筒内动液面下降, 泵的沉没度下降, 产量下降。有的水井套管也出现油气泄漏, 造成串层、互串现象, 给地质人员进行井下分析造成很大难度。而对于套管产生的油气, 加强油套联通改造或者加强收油措施, 都无法避免油气的绝对损失。有的采油区一天按套管油5t计算, 可浪费掉的天然气多于5t当量。因此, 如果能对收油罐车进行技术革新, 把这部分油气进行充分回收, 不仅能提高油井产能, 也把套管油气进行回收, 从而增加油气产量。

2 油水气井生产流程图及原理

如图1、图2、图3所示, 对于自喷井流程, 在生产中, 油气在自身动能作用下由总阀门流经生产阀门进入生产管网, 此时套管阀门都处于关位。

对于抽油井生产流程, 动力由井口光杆带动井下抽油泵上下往复运动, 把油气从地下抽出, 经生产阀门进入生产流程。

在生产中, 由于生产阀门连接的是油管, 所产出的油气就从油管流出。套管阀门连接的是套管, 套管起支撑和封隔地层的作用, 套管和油管之间有环形空间。油管和套管由封隔器隔开, 油管生产压力约1MPa, 套管环形空间压力正常为0。如果套管压力上升, 表明井下出现问题。油气则通过油套联通进入生产管线, 但是油气回收相对较低。如果套压高, 为了油井生产正常, 有时候会把套管气放掉。既浪费资源, 又污染大气, 还存在很多安全隐患。有的井就利用油罐车进行套管内油气回收, 但是回收过程粗放。就是把管线联在套管闸门出口处, 把另一端放进罐车, 回收时套管压力为1MPa左右的套管气都被白白放掉, 然后原油才从套管出来进入油罐。过程中还有大量的天然气损失, 容易引起火灾 (曾有过3次静电引发罐车火灾) 。因此, 对罐车进行技术革新, 加强回收油气, 对油田增产意义非同一般。

目前油罐车大多都是普通不承压罐体, 在回收油气中, 必须把顶部人孔打开泄压, 否则容易因套管油气压力过高造成罐体的安全隐患。但是如果改装成承压密闭罐体, 无法回收气体, 造成压力升高后无法回收原油, 压力太高, 不安全。这就需要把承压罐体内的天然气压力释放回收, 注入采油流程, 随着压力降至平衡, 套管内的油气就会源源不断地进入罐体内部。但是如何将罐车罐体内的压力释放并注入生产管线, 还需要在罐体安全的基础上, 加装天然气增压机。用于将罐体内的天然气抽出增压注入流程中。这就需要对罐车进行多方面的改造。

3 罐体及增压机的改造

由于平时在回收套管油气时, 套管内的压力较高 (1MPa左右) , 需要针对罐体的承压结构进行改造: (1) 罐体加厚, 人孔密封, 承压要求达到5MPa左右。 (2) 在罐车顶部安装两个安全阀, 设计压力1.5MPa。 (3) 在靠近罐体后顶部400mm处安装磁翻板式液位计, 用于显示原油液面。 (4) 在顶部安装设计压力为2MPa的爆破片。 (5) 在罐体前顶部安装套管油气进口管线接头, 后顶部安装出气口管线接头。罐体后底部安装出油口接头, 罐体内底部安装伴热管线, 用蒸汽加热。 (6) 15t罐车罐体减少1/3左右, 留出空间安装天然气增压机。 (7) 在人孔上加装放空闸门, 以150mm内径为宜。 (8) 在罐体上部装压力表。

天然气增压机结构如图5所示, 规格型号及性能指标如表1所示, 可以根据工程需要选定所需的规格型号。

改装后的油罐车结构如图6所示。

收油工作时, 将罐车油气进口的管线连接在油井的套管上, 天然气增压机出口连接在油井的生产阀门流程上。增压机电源接在油井抽油机的电源上。油气在罐车内分离, 气被增压机压缩后注入生产流程中回收, 油进罐车待收满后卸到联合站回收。

4 回收油气罐车的操作规范

(1) 回收套管油气时, 先看表压, 最好判断是否为油气。如果是油气, 连接套管至油罐进油气口管线, 待罐体内压力到天然气增压机需要进口压力时, 连接天然气增压机至井口生产闸门流程 (注水井连接到原油管线上) , 出口管线在增压机出口处装单向阀。确认流程正确后, 开压缩机向管线内输气。

(2) 在操作中注意罐体内压力变化及液位显示, 如果液位到达要求位置, 停止操作。待泄油后再进行重新操作。

(3) 天然气压缩机电源用井口匹配电源。

(4) 在压缩机运行中密切注意压缩机的运行参数, 杜绝抽真空或者超压运行。严谨原油冒罐造成原油进入天然气压缩机。

(5) 在回收油气时, 必须接地线, 防止在操作中产生静电, 以免发生安全隐患。

(6) 待套管中没有压力显示时, 停止回收油气。同时停止天然气压缩机工作, 卸开管线接头, 回收电源线, 收油结束。

(7) 泄油时, 开罐体顶部泄压闸门, 开罐后部放油闸门至卸油槽, 如果原油凝固, 开加蒸汽进伴热管线, 进行加热后泄油。

5 结语

油田回收 篇5

1 油田轻烃回收装置生产工艺改造中存在的问题

膨胀制冷系统停止之后, 由原油伴生气产生的原料气进入装置, 经初级分离器进行游离水、杂质处理, 之后进入天然气压缩机进行压缩、换热, 换热后再进入三相分离器内, 将分离出的轻烃灌入料罐内, 往料罐内注入防冻剂, 再次进入氨蒸发器进行制冷, 温度约在-19℃左右, 第二次放入低温三相分离器内进行分离, 将分离出的气体与脱乙烷顶部的气体相结合, 作为干气输管网外输, 分离出来的轻烃存放在料罐内, 运用脱乙烷进行处理, 产生液化石油气, 如果将塔底轻质油继续进入下一步程序就会产生丁烷及戊烷等多种产品。

经表1分析发现, 这套回收装置设备的整个过程就是:增压—制冷—分离产生轻烃—结合伴生气处理进行外输。由此可见, 整个过程中最关键的步骤是制冷, 制冷效果的好坏将直接影响此装置内所消耗的能量以及轻烃的收率。产生这些问题的原因大概总结为:

(1) 压缩机温度与换热后分离出的温度偏差相对较大, 导致氨的蒸发量大, 因此会直接增加氨压缩机的负荷。如果处于夏天温度较高时候氨压缩机会出现自动停机保护现象, 耽误工作正常进行又增加了维修的工作量, 两害无一利。

(2) 低温三相分离器分离后的气体直接与脱乙烷结合, 在缺乏复热的情况下直接进入外输管网, 致使低温的天然气没有得到充分利用, 造成能量损失, 另外, 加上温度过低外输管网容易冻结, 易造成安全危害。

2 油田轻烃回收装置生产工艺改造措施

(1) 原油伴生气在油田轻烃回收装置中具有十分重要的作用。原油伴生气装置工艺流程改造:原油伴生气放入装置内, 经过过滤式分离器将其中存在的水、少量的固态杂质以及小部分的烃除去, 气相进入二级往复式压缩机组 (压缩机必须是2台并联) 进行增压, 压缩机出口处的气体经过冷却进入换热器 (换热器必须是两台串联) 预冷, 进入三相分离器将其中的冷凝水以及小部分的液态烃去除。三相分离器出来的气象进入换热器回收冷量之后进行外输, 而液相进入换热器内回收冷量进入脱乙烷塔, 塔顶气换冷之后作为干气外输, 而塔底液相经过脱丁烷塔的二次分割之后得到液化气, 还有少量轻烃等。

(2) 油田轻烃回收装置生产工艺改造过程中, 换热器的选择十分重要。轻烃回收装置本身采用的是氨制冷压缩机, 不管是型号还是蒸发温度都必须加强重视。比如说压缩机什么样的的型号冷冻效果最好, 蒸发的温度是否在合理的范围内, 一般情况下温度范围为-20℃至-30℃左右, 干气外输的温度控制在21℃左右最好。整个过程进行之前必须加强两者之间的温度偏差的估量, 并作出相应的改造措施, 以便提高轻烃的收率。

(3) 油田轻烃回收装置生产工艺改造的过程中, 除了要做好回收装置的工作, 还需要做好对目前所应用的制冷装置进行改善的工作。

(1) 将油田轻烃回收装置中浅冷装置内的油田气压压缩在1.2-1.5Mpa的范围内, 并采取氨压缩或者是氨吸收制冷等方式。

(2) 将油田气进行冷却来回收轻烃, 温度控制在-19—25℃左右最好。假设在这样的装置上再增加一套膨胀机组的压缩设备, 就必须将制冷的温度调整至-55℃左右, 以此来回

组分甲烷乙烷

含量 (%) 59.2416.41

收浅冷干气内的液化气以及干气进行组分, 这样既可以减少油田回收装置改造的成本, 还可以大幅度的提高轻烃的产量, 除此之外, 也为乙烯工业提供了丰富的优质材料等等。

3 结束语

经过对生产工艺的改造, 氨气蒸发器出口的温度得到适度的调整, 换热器的直径更换长度, 对其温度适度控制, 保证外输干气的温度及冷量的利用率大大提高;对于冷量过低问题, 直接观察原因将换热器的材料定位在保温质量比较好的材料上, 这样能够降低运动过程中能耗;面对凝析油含量较低的天然气, 必须采取低温分离法用来控制天然气的烃露点, 但气体节流之后的温度必须保持在一定的阶段, 不宜过低, 否则外输气烃的露点得不到满足, 会影响整个过程的效果;此外, 在温度降低的情况下, 不宜采取低温钢等, 不利于轻烃收率。

参考文献

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[2]李中增, 刘现涛, 周爱华, 顾光智.李新奎河南油田轻烃回收装置氨蒸发器技术改造[J].石油与天然气化工, 2007, 36 (1) :129—130[2]李中增, 刘现涛, 周爱华, 顾光智.李新奎河南油田轻烃回收装置氨蒸发器技术改造[J].石油与天然气化工, 2007, 36 (1) :129—130

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油田回收 篇6

“十五”时期以来, 随着国内主力油田进入中后期开发, 原油生产综合含水率不断攀升, 油田采出污水量逐年增多。以中国石油所属油田为例, 原油生产综合含水率由2001年的82.98%, 上升到2011年的87.6%;采出污水总量由2001年的4.94亿m3, 上升到2011年的6.525亿m3。

油田采出污水温度较高, 蕴含着大量的热能, 例如辽河油田稠油污水温度可以达到70℃, 大庆等常规油田采出污水温度一般在35~45℃, 这些采出污水经过处理后, 直接用于油田注水开发或存放使之自然蒸发, 既浪费了大量的热资源, 又对周围环境造成一定的热污染。而在油田建筑采暖、制冷及原油集输、处理及外输等生产过程中却需要大量的热能, 诸多的加热过程需要耗费大量的能量。

目前, 中国石油用于油田工艺和采暖加热的锅炉达到1800余台、加热炉12000台左右, 这些加热设备一次能源效率平均为80%左右, 每年热力消耗需要的能源超过800万吨标煤。

含油污水中的能量具有品位较低、水中成分复杂等特点。如何回收利用这部分热能来为油田生产和生活服务, 实现变害为宝、保护环境、造福社会是人们一直关注的问题。大庆油田采油五厂作业大队、生产维修大队采用热泵技术回收含油污水的余热用于供暖、制冷项目的实施, 是一个降低油、气能源消耗, 节约生产成本, 提高能源利用效率的成功实践。

1 采用热泵技术供暖前存在的问题

采油五厂作业大队、生产维修大队分别建于1980年、1982年, 两个大队场区内分别有办公楼、各种车间、锅炉房、热水站、软化水站、车库、库房等建筑70栋和24栋, 合计建筑面积分别为45840m2、16044m2。

两个大队场区各建1座锅炉房, 主要承担着相应大队冬季供暖以及作业工浴室、洗衣间供热水任务。作业大队锅炉房拥有锅炉4台, 其中燃油热水锅炉2台, 主要用于冬季采暖供热, 总供热能力14MW。油气两用蒸汽锅炉1台、燃油蒸汽锅炉1台, 主要供浴室及洗衣间用热水, 总供热能力为8t/h, 燃料为原油和天然气。冬季运行1台热水锅炉、1台蒸汽锅炉;生产维修大队锅炉房拥有锅炉3台, 其中热水锅炉2台, 供热能力为8.4MW, 蒸汽锅炉1台, 供热能力为6t/h, 燃料为原油。冬季运行1台热水锅炉、1台蒸汽锅炉;供热参数均为80℃/60℃热水。

主要存在的问题有如下几个方面:

1) 锅炉外壳腐蚀严重, 保温层多处损坏, 燃烧器结焦严重, 炉体内部漏水, 锅炉热效率低, 循环泵以及补水泵已运行20多年, 老化严重, 维修困难。

2) 作业大队锅炉房4#炉经锅炉检验所检测, 炉管严重变形, 已定为报废锅炉, 当3#炉出现故障时没有备用炉。

3) 两锅炉房变压器整体老化、耗能高, 照明线路、动力电缆由于长时间运行, 已严重老化, 经常出现故障, 维护工作量大;自动点火及熄火保护装置是多个厂家生产, 产品质量及售后服务不一致, 管理难度较大, 存在运行不可靠及报警不正常等问题。

2 供热、制冷方案的选择

采暖改造将作业大队与生产维修大队供热、制冷统一考虑, 对采用热泵技术和燃气加热炉技术方案做出综合对比分析, 通过分析得出热泵技术方案投资高于加热炉方案, 但年运行成本和十年净现值指标数据都低于加热炉方案, 且管理方便, 故推荐采用热泵技术方案。

2.1 热负荷计算

两个大队计算采暖面积合计为65075m2。按照建筑性质不同, 根据国家行业标准《城市热力网设计规范》CJJ34-2002推荐值, 采暖热指标分别取80~180W/m2, 制冷指标分别取120~200W/m2, 并参照已建锅炉房年耗油量情况, 新建热源采暖负荷为7963k W (包括规划预留1925k W) 、制冷负荷1780k W。供热负荷和制冷负荷计算如表1所示。

2.2 热泵机组供热、制冷技术方案的实施

热源站选址位于作业大队厂区的西北侧, 利用杏V-1联合站油田回注水, 采用热泵机组冬季供热、夏季制冷, 并对两个大队供热管网进行整合改造。

1) 工艺流程。

冬季采暖:35℃的含油污水经污水泵升压后进入热泵机组蒸发器释放热能, 温度降至23℃再回到杏V-1联合站。60℃的采暖回水进入热泵机组冷凝器吸热后, 温度升至80℃送至采暖系统供热。热泵技术供暖工艺流程如图1所示。

夏季制冷:12℃的制冷回水在热泵机组蒸发器散热后, 温度降至7℃送至用户制冷。45℃的中间清水在热泵机组冷凝器吸热后, 温度升至50℃后进入制冷换热器, 在制冷换热器散热温度降至45℃后回热泵机组冷凝器循环使用。35℃的含油污水经污水泵升压后, 进入制冷换热器, 吸热后温度升至40℃返回杏V-1联合站。

洗浴及洗衣生活用水:10℃的生水在板式换热器吸热, 温度升至60℃后分为2个回路, 一路直接送至浴池;另一路经电加热器加热至80℃后送至洗衣间。

2) 低温热源 (含油污水) 、供水管道及升压泵。

杏V-1联合站距新建热源站距离1.6km, 新建ф377×8供、回水管道3.2km。在杏V-1联合站新建升压泵房 (内设供水泵2台Q=400m3/h、H=50m) 向热源站提供含油污水, 日供水量9600m3, 来水35℃、回水23℃。

3) 热泵机组及设施选型。

选用4台1915k W、1台445k W超高温热泵机组, 冬季5台热泵机组全部运行, 夏季运行1台1915k W热泵机组制冷, 1台445k W热泵机组供热。并配备循环水泵、中间水循环泵、补水泵、生水泵、生活热水泵共计12台, 电加热器、板式换热器、双级软化水装置共6套, 100m3热水罐、生水罐、软化水罐各1座。

4) 供配电。

热泵机组新增用电负荷2227k W由杏V-1变35/6k V变电所供电。热源站新建外附式变电站1座, 内设变压器2台 (6.3/0.4k V、1600k VA) , 引自杏V-1变电所2回6k V架空敷设LJ-150型线路3.2km, 并配备相应低压配电屏、照明配电箱7面。

5) 供暖外管网。

新建埋地ф219×7黄夹克保温采暖管道3km、架空ф159×6岩棉保温采暖管道9.5km。

6) 建筑部分。

新建总建筑面积为714m2, 包括升压泵房、热泵房、水处理及水泵间、值班控制室、化验室盐库等;新建6m宽道路40m, 水泥地坪场地300m2。

3 节能效果分析

采油五厂作业大队、生产维修大队采用热泵技术供热、制冷改造工程于2009年投产运行, 几年来取得了良好的经济效益和社会效益。工程建设投资2900万元, 年运行成本453.9万元, 采用热泵技术方案与原锅炉运行方案相对比, 每年节约原油2523万t、天然气72.4万m3、多耗电624.4万k Wh, 热泵技术运行方案比原燃油锅炉运行方案每年节约标准煤3813.8t。能源消耗对比如表2所示。

物耗按原油3156元/t, 天然气1.21元/m3, 电0.5473元/k Wh计算, 改造后采用热泵技术方案比原燃油锅炉运行方案仅燃料费一项每年就节约544.97万元, 达到了预期的节能效果和良好的经济效益。

4 结语

1) 大庆油田采油五厂作业大队、生产维修大队采用热泵技术供热、制冷改造工程利用油田污水余热提取后提供供暖、制冷, 替代燃油气锅炉, 符合国家鼓励的节能减排技术发展方向。能源利用效率高, 热泵式加热系统的一次能源利用效率与原有的锅炉相比可提高50%以上;可转变或改善高品质矿物燃料能源用于低品质用途的不合理的现状, 每年节约了大量宝贵的原油和天然气。

2) 热泵技术成熟、安全可靠, 系统建成后运行稳定, 易于推广应用。虽然工程建设一次性投资比锅炉或常规加热炉高, 但运行成本费用低, 可以通过节约运行费用在短时间内收回初期投资。

3) 有利低碳生产和环境保护, 其效果显著。热泵式加热系统没有矿物燃料的燃烧过程, 废气的排放量大幅度降低;系统在充分利用了含油污水余热的前提下, 降低了含油污水的温度, 减少了含油污水对环境的热污染, 具有明显的环保优势。

4) 热泵式加热系统适用于电力来源充足和方便的工作环境和场合, 这在油田的主要站场上都是可以得到保证的。

5) 有条件的油田企业在充分做好技术经济方案比选论证的基础上, 在资金、技术、管理上给予扶持和激励政策导向, 利用热泵技术回收油田采出污水余热用于油田生产、生活供热和制冷的前景是可观的。

参考文献

[1]栾艳丽, 王京萱, 包新善, 等.吉林石油集团利用热泵建设回收热电厂循环冷却水低温热量供暖工程可行性研究报告[R].北京中陆石油工程咨询公司、山东富尔达空调设备有限公司, 2005.

[2]于宏新, 李志峰, 杨光, 等.热泵替代原油加热炉进行污水处理[J].油气田地面工程, 2010, (5) :67-68.

[3]大庆油田有限责任公司油田建设设计研究院.大庆油田地热 (余热) 资源2008~2010年综合利用规划[R].2008.06.

油田回收 篇7

一、回购再造战略的内涵及逆向物流

1. 回购再造战略的内涵。

回购再造战略是指对油田生产单位所拥有的废旧生产物资进行回购、再造 (再加工) 、处理的过程, 是物资流、信息流、资金流集成网络。

2. 逆向物流管理的内涵。

我们通常所说的物流是指“正向物流”, 但一个完整的供应链不仅应该包括“正向”的物流, 还应该包括“逆向”的物流。逆向物流属于油田供应链回购再造网络的一部分, 是一种包含产品退回、物料代替、物资的回收再利用、废弃物处理、旧物资修复与再制造等流程的物流活动, 是对生产废旧物资的收集、分类、再处理、再使用进行管理的过程, 具体包括了退回检验控制、回收再造流程的确立、管理信息系统整合、物资回购集中管理四个方面。

二、油田物资供应链实施回购再造战略的必要性

1. 回购再造战略是降低生产成本, 实现降本增效的重要途径。

油田供应链实施回购再造, 既可以提高资源综合利用水平, 节约生产物资采购成本, 又可推动内部管理由粗放型向集约型转变, 促进资源永续利用。

2. 回购再造战略是保护油田生产环境, 实现油田可持续发展的必然要求。

油田实施物资回购再造战略, 能够减少生产过程产生的废旧物资对环境的污染以及资源的消耗, 既可以节约大量的资源, 又可实现经济效益的提高。

3. 回购再造可杜绝潜在质量事故的发生。

油田生产单位在淘汰产品、废品中暴露出的产品品质问题, 将透过逆向物流信息系统不断传递到物资供应管理阶层, 物资供应部门的管理者可以根据反馈的质量信息优选供应厂商、促使供应厂商在事前不断的改进产品品质管理, 以根除产品品质不良的隐忧, 可以提高潜在事故的透明度, 让质量事故防患于未然。

4. 回购再造行业发展效益优势明显, 具有广阔的发展前景。

再生资源回收利用有着巨大的经济价值和环保价值, 它不仅可以减少对原生资源的开采、利用, 提高资源综合利用水平, 还能节约了大量的资源, 推动油田生产管理由粗放型向集约型转变, 促进资源永续利用, 为油田创造增效之道, 也可增加一定的就业岗位, 具有广阔的发展前景。

三、油田物资回收领域的现状及存在的问题

1. 沿袭传统经营模式, 管理机制有待创新。

近几年来, 在国家鼓励再生资源回收利用的政策下, 油田再生资源回收利用已有一定的规模, 设立了专门的机构, 取得了一定的经济和社会效益, 但基本还是采取“收进来、卖出去”的传统经营模式, 没有向产业化方向发展。

2. 油田废旧物资回收机构规模小、技术手段落后。

由于油田对再生资源回收利用技术开发投入严重不足, 油田废旧物资回收管理依然采用传统经营模式, 对废旧物资仅限于“收”和“卖”, 基本没有引进或采用新技术、新工艺、新设备用于再生资源的预处理和再加工, 阻碍了油田再生资源回收利用的发展进程。

3. 资源回收率低, 不易回收利用的再生资源丢弃现象严重。

油田生产每年投入约80亿的生产物资, 物资种类涵盖56个大类, 油田生产每年产生大量的废钢铁、旧设备、废有色金属、废纸、废塑料、废玻璃、废电池, 由于油田生产区域面积广阔, 生产过程产生的废旧物资零星分散, 其回收、再加工、运输费用高, 回购价格低;另一方面, 油田废旧物资调剂中心受机构、人员因素影响, 向生产单位回购废旧物资的种类和数量偏少。种种因素导致目前油田废旧物资再回收利用率不到20%, 可回收再生资源隐性流失严重, 不易回收利用的再生资源丢弃现象更加严重。

4. 职工的资源意识、节约意识不高。

在油田内部, 对能源节约与资源综合利用的重要性和迫切性还缺乏足够的认识, 在发展思路上还没有转到通过存量调整, 挖潜改造, 提高企业经济效益的轨道上来, “资源意识”、“节约意识”有待加强。

5. 激励机制不健全。

油田目前在废旧物资回收利用方面的政策、措施不完善, 缺乏促进生产单位节能降耗、提高资源综合利用率的激励政策。由于回收废旧物资需要耗费一定的人力、物力, 如果废旧物资回购价格过低, 激励措施不到位, 调动不了生产单位的积极性。

四、油田物资回收、再造、处理的策略和方法

1. 建立油田物资回购再造管理机构。

任何一种管理体制的推行, 都要有与之相适应的管理机构具体运行才能实现。油田供应链要实施物资回购战略, 首先要建立相应的管理机构, 应当在对油田现有物资供应管理体制及油田物资供应链进行全面分析的基础上, 自上而下建立物资回购再造专门机构, 使之能够覆盖油田各级生产管理部门。我们可以以油田物资供应体制为主线, 将现有的油田物资回收调剂中心改建成油田物资回购再造集中管理中心, 将各二级供应部门设为物资回购再造的中转中心, 各三级基层单位为物资回购再造物资供应点, 形成一个建立在供应链有关环节上的完整的物资回购再造管理体系。油田物资回购再造集中管理中心行使油田废旧物资回购管理职能, 主要负责全油田生产性废旧物资的集中回收、利用、处置、调剂和检查, 负责向修复点、油田范围内再加工点、油田外再生资源回收利用单位、生产物资供应厂商提供回购的可再生或可利用资源, 负责旧品再造后的分配、供应。

2. 建设再生资源回收利用体系。

物资回购再造是一个系统工程, 它是一个地区、一个企业整体经济发展模式和经济发展思路在一个方面的具体体现。所以, 在油田物资供应链实施物资回购再造要从全局角度进行规划。首先要要克服和纠正“重大轻小, 重新轻旧”的倾向, 积极组织收购可再生资源, 特别是对那些生产部门非常需要, 但价值小、利润低或对环境污染严重的再生资源品种, 更应千方百计组织回收。其次, 要摒弃“收进来、卖出去”的传统经营模式, 建立具有一定规模和水平的回收加工厂, 采取清洗、除油、去污、干燥、拆解、剪切、打包、破碎等加工预处理手段, 加工生产各类再生原料;最后, 要根据物资回购的管理目标和业务流程, 建立以三级物资回购供应点为基础的点多面广和服务功能齐全的物资回收体系、可再生物资交旧体系、废旧物资拆解体系、物资修复管理体系、返厂再加工管理体系, 形成以回收和集中加工预处理为主体、为原油生产和油田建设提供合格再生原料的再生资源回收、加工、利用的产业链条, 从而提高整个油田物资供应链的总运行效率。

3. 完善物资回购再造管理机制, 畅通物资综合利用渠道。

目前, 虽然油田再生资源回收利用已有一定的规模, 设立了专门的机构, 但是, 油田供应链要实施物资回购战略, 还需完善机制。首先, 要认真落实国家鼓励再生资源回收利用的有关政策, 争取油田有关管理部门和财务部门的支持, 获得对再生资源回收、加工、处理部门和回购再造信息网络等方面项目的投资, 加快资源综合利用的步伐;其次, 要同有关部门结合, 制定有效促进油田再生资源回收利用的政策措施;第三, 要加强与油田外再生资源加工行业及行业协会的联系, 寻求与它们的交流与合作;第四, 协调好废旧物资上交、回收、分拆、再加工、利用单位的协作关系。

4. 开发物资回购信息系统。

信息流与物资的流通是相辅相成的, 信息流在物资回购和逆向物流中也起着至关重要的作用。虽然, 信息在正向物流和逆向物流中所采用的形式有些不同, 但从根本上讲, 信息都是为物流顺利、通畅的完成所服务的。油田目前实施物资回购战略、发展供应链的逆向物流所面临的最重要的问题是废旧物资信息数据的缺乏, 包括废旧物资存在的准确位置、数量、可利用的程度、目前的管理状况等等, 因此建立为物资回购和逆向物流服务的信息系统和数据库, 强化信息服务, 实现信息资源共享, 提供准确、充足的附加信息对逆向物流的顺利完成有着重要的意义。另外, 目前, 一些网站从事某些二手产品的广告和销售, 我们也可以加强与这类网站的联系, 一方面可以了解到市场行情、产品信息、可再生资源利用的信息, 另一方面还可以通过这类网站为自己做宣传, 寻求与油田外可再生资源加工厂商的合作。

5. 建立相关激励机制。

为促进再生资源的回收利用, 油田应当出台一定的激励政策, 加大对再生资源回收利用的支持力度, 鼓励生产建设单位回收和利用。对上交的废旧物资, 给予一定的价值返还;对利用再生资源的单位, 可以按节约新物资的比例予以适当的奖励。

6. 搭乘网络配送的运输载体, 实现物资回购再造与网络配送整合。

网络配送是正向物流的终点, 而物资的回购再造是逆向物流的起点, 二者可以通过油田物资供应链的运输载体实现物流供应链起点和终点的整合。即通过信息系统在完成网络配送的同时, 利用网络配送的车辆, 搭载回需回购再造物资至所需地点。

7. 与供应厂商建立长期协作关系。

回购再造物资只有在完成了销售环节, 才能实现利润再造、盘活闲置报废物资的目的, 达到逆向物流的终结点。因此, 物资回购集中管理中心应当发挥物资供应行业的优势, 与有关的供应厂商建立长期协作关系, 将油田没有能力修复或再加工的可再生物资、可利用的产品部件提供给生产厂商, 由其加工检验合格后再进入油田资源市场。这样, 使供应厂商、生产厂商、油田各方的参与者都能从中获益, 达到共生共赢的局面。