2015油田污水余热利用调研报告

1、2015油田污水余热利用调研报告一、引言人口、粮食、能源和环境问题均是当今世界面临的重大问题，人口增长导致对能源需求量增大，使得能源供应紧张状况愈加恶化，节能技术成为缓解能源紧张局面的重要手段，得到世界范围的普遍重视。在众多的节能技术中，热泵余热回收技术以其运行平稳、操作方便并且高效节能和具有显著经济效益的特点引人注目，非常适合在余热资源丰富的场所应用。本报告针对油田的余热资源状况，分析吸收式热泵在油田生产过程中的节能应用前景，具体设计了应用方案，并对方案节能、经济效益进行详细的测算，通过应用案例的分析旨在寻求在油田开展节能项目的机会。二、油田用热状况及余热资源分析在油田生产过程中一方面需要消

2、耗大量的能源。首先，油田在从产生到成为成品原油输生系统的过程中,原油的脱水和外输都需要加热，有向井口提供热水、对油水混合液加热、对成品原油加热等三种用热需求。其次是稠油，稠油集输工艺主要包括掺热水、掺稀油和三管伴热三种流程，相应的加热炉也分为稠油加热炉、稀油加热炉和热水炉三类。由于其粘度较高，必须加热降粘之后才可以外输。另外，生产厂矿的宿舍、值班房间、泵房等的采暖用热。目前这些用热需求基本是以天然气和原油为燃料的水套加热炉提供的，原油加热的温度范围为4070C,这种形式的能量利用方式实际是采用燃烧高品位能源获得低品位热能，有用能效率较低。即使不考虑有用能效率的问题，这种加热炉的一次能源利用效率

3、约为85%另一方面在油田生产过程中产生大量温度较高的含油污水，我国油田每天含油污水日产量为190万方（来自1998年陆地油田统计数据），海上油田每年含油污水排放4648万吨（2000年中国海洋环境质量公报）。随着油田的开发进入中后期，油井的含油污水量越来越大，诸多的加热过程需要耗费大量的能量，我国油田含油污水的余热回收潜力巨大，这就需要对油田生产节能深入研究，节约原油在集输过程中的能耗，降低成本。如上所述，由于石油生产系统存在大量的低温余热，同时又需要大量的温度较低的用热需求（温度高于余热温度30-40C）,吸收式热泵余热回收技术，不仅适合于回收这种水平的低温余热，同时所提供的热能适合于石油生

4、产系统的用热温度要求，将吸收式热泵应用于石油生产系统，在技术上是可行的，而且已经在类似的系统中有实际应用的案例。如胜利油田应用吸收式热泵回收油田生产系统余热，用于住宅小区供暖和油田生产用热，取得了良好的经济效益和社会效益。三、油田污水余热利用市场情况分析以胜利油田为例，油田的含油污水在夏季可以达到57C,在冬季可以达到53C,目前油田日产含油污水30万吨（12500t/h）o如果采用高温热泵从中提取5c的热量进行回收，则可回收的能量为73000kW考虑到热泵输由端的热量，可达10万kW左右，相当于10t/h原油全部燃烧的热值。照此核算，相当于每年87600吨原油的产能。如果利用热泵将含油污水温

5、度下降20C,达到30c排放，则每年可以节约原油35万吨，相当于胜利油田1%勺原油产量。2013年以来油田加快地热余热资源开发利用步伐，推动转型发展，通过“项目带动、示范引领”，促进油田地热余热资源开发利用。胜利油田具有污水余热资源开发价值的联合站有57个，市场规模六到十亿元左右市场，项目投资回收期九年左右（含财务成本和折旧后的估算，具体回收期有待进一步落实）。目前已经建设了聚园小区地源热泵冷热联供代油供暖、临盘宏祥小区深井地热供暖、鲁胜集油站污水余热利用等八个项目，累计实现新增和替代供暖（制冷）面积67.82万平方米，代油5978吨，节约标煤1.96万吨，减排二氧化碳4.94万吨。在加快推进

6、项目建设的同时，地热余热资源开发项目部通过总结近两年项目推进经验、梳理项目运作程序，在凝聚油田各部门、单位意见建议的基础上，制定了胜利石油管理局胜利油田分公司地热余热资源开发利用项目管理办法，于今年7月22日以胜油局发201595号文件下发。四、油田污水余热利用相关政策为进一步推广地源热泵技术的应用，财政部与住房和城乡建设部联合发文，关于印发可再生能源建筑应用专项资金管理暂行办法的通知（财建2006460号），要求对地源热泵应用工程提供资金补贴。文件规定，财建2006460号第二条：本办法所称“可再生能源建筑应用”是指利用太阳能、浅层地能、污水余热、风能、生物质能等对建筑进行采暖制冷、热水供应

7、、供电照明和炊事用能等。第十三条（三）财政部、建设部综合考虑不同气候区域及技术应用水平差别等，在补贴额度中给予上下10%的浮动。（四）对可再生能源建筑应用共性关键技术集成及示范推广，能效检测、标识，技术规范标准验证及完善等项目，根据经批准的项目经费金额给予全额补助。目前北京、河北、山东、山西等省市对地源热泵技术已有明确的优惠政策，包括节能投资项目实行无偿补助、按投资规模给予资助、按节能效果给予奖励等。天津、广东、南京、长沙等省市还设立了节能专项资金。其中北京早在2006年就对应用地源热泵技术项目进行了财政补贴，凡选用地源热泵的项目，可获得每平方米50元的补助。五、油田污水余热利用方案图一：吸收

8、式热泵应用于油田生产系统供热方案示意图根据油田生产系统的用热需求，利用吸收式热泵供热可以有多种方案，图一是较全面的综合方案示意图。本方案由热泵提供联合站外输原油加热、脱水过程加热（一段加热）和采暖加热的用热。由于油井掺水需要从中转站向外掺生,而余热资源在联合站，所以本方案没有考虑中转站掺水加热。方案的原理为：将注水站40C的污水引入污水换热器降温，所得热量作为吸收式热泵的热源引入热泵蒸发器，吸收式热泵产生的热水通过原油加热器、一段加热器、采暖加热器分别加热外输原油、脱水前混合液、采暖用水。为防止外围流体对热泵本体的腐蚀、污染，采用热媒封闭循环系统，即在热泵与热源之间、热泵与用户之间分别设置清水

9、循环，将热源的热能引入热泵，并将热泵供由的热量引到热用户。该方案在供热量、温度、介质性质等方面都适合油田生产的实际情况因此在原理上是可行的。六、油田污水余热利用技术路线与原理（一）污水余热利用技术路线1、对于高温污水，采用高效热交换技术，直接将热量交换给混合液；2、对于低温污水，采用热泵技术回收其余热，制取高温热水，再通过换热器将热量交换给混合液。图二：高温污水换热器剖面图图三：高温污水换热装置图（二）污水余热利用技术原理1、高温污水直接换热外输高温污水温度达80C,将这部分高温污水引入污水换热器，利用热传导原理与分水后的油水混合液进行换热，换热后高温污水温度降低到55c用于掺水，被换热的油水

10、混合液得以吸热初步升温至56Co2、低温污水余热回收通过使用澳化锂吸收式热泵技术，将外输低温污水中的余热提取由来，制取90C的热水对混合液进行加热。七、热泵供热方案经济效益测算热泵供热的目的在于获得节能效益，进而获得一定的经济效益，因而对热泵供热方案的评价应包括两个方面，即一是节能效益评价，二是经济效益测算。(1)节能效益评价按油田生产实际情况，油田原来配备的加热炉、锅炉的运行效率按70%+算，吸收式热泵的性能与热泵的工况有关具体可参考文献。对于上述方案，热泵的供热系数可以达到1.7,即：COP=(Q+Q)/Qz=1.7式中Q工作流体在吸收器内吸收的热量；Q工作流体在冷凝器内吸收的热量；CZ再

11、生器消耗的热量，对于直燃型吸收式热泵CZ=nzXQ；Tlz再生器效率，一般可达92%以上；Q供给热泵的天然气总发热量；提供等量热能时，加热炉的燃料消耗量与热泵的燃料消耗量差即为节能效益。即：用加热炉供热：提供1MW热量需要消耒1的天然气(折合发热量)为：1/0.7=1.43(MW)用吸收式热泵供热，提供等量热量(1MW)时，需要消耗天然气(折合发热量)为：1/(1.7X0.92)=0.64(MW)节能率为：(1.43-0.64)/1.43=55.2%由此可见，与传统的加热炉供热相比，利用吸收式热泵供热可以获得55.2%的节能效益，也就是说可以节约1半以上的天然气消耗，节能效益十分明显。(2)经

12、济效益测算由于吸收式热泵与传统的加热炉消耗的能源都是天然气，燃料种类相同，如果视节约的燃料费用为经济效益，那么,节能效益与经济效益是统一的，即可节约一半以上的燃料费用。如果二者消耗的燃料种类不同，节能效益与经济效益将由现偏差，实际中应根据原有的供热系统情况区别对待。在讨论经济效益时，需要考虑设备投资，经调研证明，吸收式热泵投资比加热炉投资要高得多，这是采用吸收式热泵的不利之处。八、油田污水余热回收案例分析(一)鲁胜集油站污水余热利用项目概况鲁胜集油站建于1998年7月份，是一座稠油处理站，年外输原油约45万吨。站内原油脱水和外输加热使用高温蒸汽，蒸汽由当地电厂提供。2012年使用蒸汽5.5万吨

13、，加热费用1200多万元。鲁胜集油站流程如图四所示，集油站污水余热回收利用项目由山东美琳达再生能源开发有限公司采用合同能源管理模式于2013年10月底建设完成，11月投入运行。该项目是利用高温热泵技术和高效换热技术，对联合站采油污水余热资源进行利用，部分替代电厂部分蒸汽和常规能源对原油进行加热的节能环保技术。卸油货来油1550C汨水站品效分水器加热炉跛九何懂加UHIkrf/d图四：鲁胜集油站流程图（二）鲁胜集油站污水余热利用项目流程设计该项目污水余热回收系统流程如图五所示，污水余热及其利用主要分两部分:一是高温污水直接与原油换热：外输80C的高温污水1000吨，将此部分高温污水引入污水原油换热

14、器，与含水原油进行换热。换热后的污水温度降至约65C后外输；二是低温污水余热回收，利用高温热泵从低温污水中回收热量，制取高温软水与原油换热：集油站每日外输低温污水6000吨，外输污水温度45Co通过使用高温吸收式热泵技术，将低温污水中的余热提取由来，制取8090C的热水,对原油进行加热。将原油加热到70-75Co（三）鲁胜集油站污水余热利用项目工程投资情况鲁胜集输总站污水余热利用项目于2013年7月正式开始建设，11月1日起开始逐步投入运行。项目投资情况如表一：表一：系统主要装置及投资情况表一、高温污水余热回收系统科目名称型号数量备注主要污水原油螺旋板TSY2.5-340-3可拆型、污水原油换

15、热，设备换热器2换热面积340m2/台投资280万元含土建、安装、电气二、低温污水余热回收系统科目名称型号数量备注主要设备高温热泵RHP020D1制热量2000kW燃气直燃型软水原油螺旋板换热器TSY1.6-360-26可拆型、软化水与原油换热，换热面积360m2/台污水软水螺旋板换热器SST2.5-80-002不口拆型、软化水与污水换热换热面积80m2/台投资940万元含土建、安装、电气总投资：1220万元。（四）鲁胜集油站污水余热利用项目系统运行效果根据山东美琳达再生能源开发有限公司宣传牌显示：2014年与2013年相比，节约蒸汽1.4万吨，节省天然气72万方，节省加热费用410万元。通过

16、现场数据调研和相关数据比对，可以得由如下计算结果：1、高温污水直接与原油换热理论可以获得的热量为104.6GJ/d;但现场查看时，高温污水温度约为70C,降温后污水温度为65C,此部分按额定1000吨/天计算，实际可获得的热量为20.9GJ/d,远低于设计预期；2、低温污水余热回收部分设计预期为：低温污水温度43C,降至40c时，理论可以获得的热量为75.3GJ;现场实际查看时，低温污水温度达到51c左右，利用后污水温度为45C,则通过高温热泵可以获得的热量为150.6GJ,远高于设计预期。经整理，系统实际运行参数如下表所示:污水进/出温度流量日供热量Cm/hGJ高温余热回收部分70/6541

17、.720.9低温余热回收部分51/45250150.6总计171.5（五）鲁胜集油站污水余热利用项目经济效益分析经济效益分析详见下表：收入费用支出投资收益回收期供热量年收入耗气量燃气费用电耗电费人工费维护费GJ/d力兀Nn3/h力兀万kWh/Y力兀万元力兀力兀力兀年iWj温污水部分20.955.700000328052.75.3低温污水部分150.6401.3126129.43225.61220940214.34.4总计171.5457126129.43225.6122312202674.57以上计算价格分别为：热量73元/GJ;天然气1.17元/Nm3;电价0.8元/kWh;未计算财务成本。

18、九、竞争对手情况和集团公司的优劣势分析目前在胜利油田从事污水余热利用的公司比较多，主要是油田内部单位和热泵生产厂家。如：1、中石化新星公司2012年底胜利油田即派由工作组赴新星公司学习，推进地热项目开发战略合作。2013年年初，油田成立了地热余热资源开发利用推进工作领导小组，油田主要领导担任组长。2013年4月初，油田与新星公司签署战略合作框架协议。2、山东美琳达再生能源开发有限公司。3、山东胜利水务有限责任公司。4、山东宝莫生物化工股份有限公司。5、山东海利丰地源热泵有限公司。6、东营市中信同创石油科技业有限责任公司。7、东营市瑞多节能环保科技有限公司等等。油田污水余热利用项目对于集团公司是

19、开拓非专业市场的一种尝试。优势体现在：1、集团公司有完整的体系，无需借助外力提供整体的解决方案；2、对油田相关业务较为熟悉，近水楼台先得月。劣势主要是：1、非集团公司专业领域，不确定的因素较多，投资风险控制能力相对较低；2、相对热泵厂家，此类项目热泵厂家可以维持项目的低利润率拿下项目卖设备获取利润，而集团公司在该领域起步较晚，进入该市场面临低价竞争的风险；3、目前竞争对手已经在该领域布局时间较长，各油田都有示范项目如：华北油田公司第一采油厂、胜利油田鲁胜公司、胜利油田现河采油厂、胜利油田河首站、河南油田下二门联合站、中原油田采油二厂、大庆油田第二采油厂、大港油田孔店联合站。十、油田污水余热利用项目存在的风险和问题目前油田污水余热利用项目已经标准化，初期投资透明,主要存在的风险和问题：1、初期投入大，部分替代燃油和燃气锅炉的联合站项目投资在1000万元左右，全部替代燃油和燃气锅炉单站的投资在2500万元左右；2、油田减产的风险,随着国际油价进一步跌到50美元/桶以下，油田减产，天然气产量和污水余热资源相应下降；3、电价和气价调整对项目投资产生不确定因素。十一、下一步的拟推进工作计划（一）详尽了解竞争对手，与有合作潜力的对手进行合作交流，了解对手项目运作的详细情况以作将来运作项目