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河南油田提高集输系统热能利用率

日期:2019-01-18    来源:中国石化新闻网  作者:单朝玉 黎启莲

国际燃气网

2019
01/18
11:11
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关键词: 集油站 天然气 天然气供应量

     “1号集油站虽然减少使用1台水套炉,但外输和掺水的加热温度不降反增。”1月10日,河南油田采油二厂集输大队集输二队队长张建华在生产例会上,对该站在提高热能利用率的做法给予肯定。
 
    进入冬季生产运行以来,该队针对水套炉因烟管积灰、所供天然气质量等原因,造成热效率普遍不高的现象,定期对水套炉烟管清洗,确保烟道畅通,合理调配燃烧器风门和天然气配比量,提高水套炉的热效率。
 
    目前,该队1号集油站在只使用两台水套炉的情况下,实现了外输温度由50摄氏度提升到54摄氏度,掺水温度由52摄氏度提升到60摄氏度,不仅满足生需求,而且日节约天然气2400立方米。
 
    采油二厂稠油粘度大、流动性差的性质,决定了集输系统耗能相对较大。该厂积极在提高热能利用率上下功夫,通过采取优化工艺流程、设备升级改造、充分利用余热等措施,千方百计减少热损失,实现热能利用最大化。
 
    升级设备,优化燃料降能耗
 
    “现在用真空相变加热炉就可以满足系统加热,消耗天然气比原来减少一半。”1月11日,在集输大队集输三队王集油田1号集油站,副队长李建厂谈到他们提高热能利用率时显得格外的兴奋。
 
    王集油田1号集油站原来使用一台9.2吨锅炉,为王集油田提供掺水伴热和系统配热,每天消耗天然气6000立方米至8000 立方米。
 
    进入冬季生产后,天然气供应量持续下降,锅炉“口粮”不足,无法正常运行,导致系统配热不能满足生产运行要求,影响油井正常生产。
 
    该厂升级设备,用三台真空相变加热炉替代原来的9.2吨锅炉,对管线、系统进行改造,使加热炉燃料由原来的煤改为天然气,日消耗天然气3500立方米至4000立方米,燃烧效率达95%,满足了生产运行需求。
 
    变废为宝,热能利用最大化
 
    由于生产运行需要,该厂稠油联合站部分系统需要加热加温,系统中会产生高达90摄氏度的蒸汽回水、动态沉降罐内70摄氏度的高温出水,之前,这些水都是直接引进污水池,造成热能浪费。
 
    “如果能把这些热能充分利用起来,那将会节省不少的费用呀。”该站高级工程师岳元朝说干就干,提出了余热利用具体实施方案,从完善脱水配热工艺流程、完善脱水分离器配热盘管结构、优化运行参数等方面入手,提高热能利用率,减少热损失。
 
    实施中,技术人员统筹兼顾,科学调整运行方式,既充分利用热能,又保证设备安全平稳运行。一方面,他们开展“三个优化”,即优化一段脱水分离器油水界面,降低污水用热量;优化二段动态沉降罐加热升温,降低整体用热量;优化原油储罐维温,停止额外用热。另一方面,他们调整运行方式,将蒸汽回水、动态沉降罐高温出水回掺至脱水分离器前端,与管理区来液掺混后进入分离器,实现余热利用;同时,开展四相分离器盘管精准加热优化实验,降低污水用热量。
 
    目前,优化后的流程已顺利运行有余半年,余热得到了有效利用,节约费用200多万元。
 
    合二为一,伴热搭上“顺风车”
 
    “把两个区块的来液统一进入到一个换热器里,掺水伴热温度全部达标。”1月3日,集输大队集输一队11号集油站站长宁春燕为自己的想法变为现实感到欣慰。
 
    宁春燕说,进入冬季生产,油井掺水伴热温度需调高到55摄氏度-60摄氏度。可他们站负责的楼八区84口油井的掺水伴热温度一直在50摄氏度左右徘徊,没有达到冬季运行参数标准。
 
    为了这不到10摄氏度的温度,宁春燕和站上人员伤透了脑筋。他们通过不停地增大蒸汽量,掺水伴热温度虽然有所上升,但是造成回水压力高,严重时出现换热器浮头刺漏现象。
 
    问题出在哪里?他们从来液到油水分离,再到换热器出水,逐一排查分析,发现负责楼八区的1号换热器能效较低,处理的掺水温度只能达到45摄氏度-50摄氏度。
 
    既然是换热器的问题,他们又把目标转移到负责楼七区的2号换热器上,2号换热器处理的掺水温度能达到50摄氏度-60摄氏度。
 
    宁春燕想,如果能把两个区块的来液都进入到2号换热器上,问题或许就可以解决了。但是站内流程不能实现她的想法。于是,她把这个想法汇报给了队上。
 
    该队改造站内流程,关掉1号换热器,掺水全部由2号换热器伴热,同时将近80摄氏度的蒸汽回水管线并入大罐伴热系统,提高进入换热器前的掺水温度。通过多次调试,两个区块的掺水伴热温度均达到生产运行需求。
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