油田生产污水低品位热能回收技术

油田生产污水低品位热能回收技术油田生产污水低品位热能回收技术1、生产污水余热资源分析近年来，由于污水处理系统运行的需要，原水一般在联合站和注水站之间调配，考虑生产污水处理和调运过程中的温降，一般到达含油污水处理站温度在40℃左右。含油污水原水经过普通处理站处理后，温降不超过2℃，经过深度处理站处理后温降亦不超过2℃，处理后的水输送至注水站储罐时一般温降在2℃～4℃，因此达到注水站后的温度在35℃左右。从目前油田生产看，这些低温污水大部分未能充分利用，仅用于注水井回注，如能将石油生产中的污水余热资源充分利用，不仅可以降低原油生产能耗，而且可减少热污染。生产污水的余热按下式计算（1）式中，按照设计提取污水温差10℃计算，假设一个油气处理站的日处理污水量为5000t，油田含油污水可用热能为2.1×105MJ（理论热负荷为2.43MW），最高日可替代7.1652tce，相当于5833.33m3天然气的热量，考虑到热源与用户的系统关系，低温含油污水水源的利用率最高按60%考虑，年节约天然气约213×104m3，可替代约1569.18tce。2、生产污水余热回收方案随着油田进入开发后期，采出液中含水体积分数不断攀升，较多油田已高达90%以上，经集中处理站脱水处理后的含油污水产量日益加大，而污水中又含有大量低品位余热。这些生产污水没有进行充分利用就进行大罐存储、回注或外排，造成余热浪费。同时，在采出液处理过程中又需要大量热能以满足生产需要，油田用热能温度一般较低，如采暖及原油加热、掺水等原油集输处理要求的工艺温度一般在70~90℃左右。由此可见，在石油生产过程中，有良好的污水热源，同时也有合适的用热要求，可以通过余热回收方式节约大量能源消耗。同时把油田低温水温度进一步降低，可以避开细菌繁殖最佳温度，抑制细菌的滋生对提高油田注水水质起到一定作用。常用污水余热回收方案是在外排污水中通过应用水源热泵技术，提取现有污水中外排的余热，制取中温热水，用于原油换热器和油管道伴热，或者作业区的生活供暖。热泵驱动源可用油田采油伴生气，在伴生气供应不足的情况下，可补充使用自产原油。热泵系统通常由热源污水换热器、污水以及被加热介质与热泵之间采用换热器进行能量交换。油气处理站采出污水处理系统而设计的水源热泵系统分为压缩式热泵和吸收式热泵两大类，由于油田环境不同，设计形式也不尽相同。压缩式热泵机组要利用电能等高品位能量压缩机驱动工质，运行成本较高，同时需要考虑电力增容等，受上述原因的影响，即使节能效果很好的情况下，其经济性也会因为使用条件的不同而有很大的不同。热泵系统设计选择的主要内容包括热源污水用换热器、循环水泵、热泵、加热介质用换热器的选择等，关键问题是加热介质用换热器的形式选择和原油对应换热参数的确定。（1）加热介质用换热器的具体结构加热介质通常为油井产出液，在换热器中通过软化水与之换热。原油成分复杂，除了含有一定比例的烷类、烃类外，还含有一定比例的水、淤泥，甚至还有细小粒度的砂石。在换热器结构上，不能选用板式或者螺旋板式换热方式，否则易产生原油流通截面堵塞。当选用对流排管式换热器时，还需考虑管径的大小。若管径太小，会导致高黏度原油的输送摩阻过大，需消耗动力过多问题；同时原油流通截面也容易产生堵塞。若管径过大，由于原油导热热阻远大于水，想要实现同等换热负荷，其换热面积也会大很多，从而影响整体项目的总体投资额度及投资回收周期。（2）原油侧表面传热系数和污垢热阻的确定由于原油组成的不确定性，造成表面传热系数和污垢热阻的不确定性。当换热器刚投入运行，如果没有腐蚀，则管内原油侧、管外软化水侧污垢热阻可暂时略去不计。根据换热器传热系数公式：在设备应用初期、的情况下，可计算得到原油侧的表面传热系数。当这组换热器投入运行一段时间之后，利用式(1)计算时，式中原油软水换热器换热管软化水侧的污垢热阻和换热管原油侧的污垢热阻需要根据水质、腐蚀和结垢情况调整。式中为加热介质换热器总传热系数，W／(m2.℃)；别为管内被加热介质侧、管外软化水侧表面传热系数，W／(m2.℃)；分别为管内被加热侧、管外软化水侧污垢热阻，W／(m2.℃)；分别为管内被加热侧、管外软化水侧传热面积，m2。（3）被加热介质换热器换热面积的确定假设被加热介质的质量流量为，软化水进出口温度为，进出口温度分别为，则对数平均温度和被加热介质的有效热负荷Q计算式为：加热介质换热器换热面积的计算式为：生产污水换热器的换热量和换热面积可参考被加热介质用换热器。根据两种换热器的热力计算结果，即可确定热泵机组的制热量和机组数量，以及循环水泵的流量、扬程、配备功率等。3、适用性分析由于油田区域内的许多用热点位与含油污水水源点位各自相对独立布局，其间的距离不同，同时各用热点分散，热负荷较小。根据各用热点位的负荷、污水管线的投资、含