稠油热采注汽锅炉烟气余热利用综述

马　强（中国石油辽河油田分公司质量节能管理部）



稠油热采注汽锅炉烟气余热利用综述

马强（中国石油辽河油田分公司质量节能管理部）

稠油热采注汽锅炉大量应用于稠油热采开发的辽河油田、新疆油田、胜利油田等，注汽系统是油田生产的主要能耗单元。在生产过程中注汽锅炉存在排烟温度高、热量损失大等问题。通过分析稠油热采注汽锅炉的能耗特点，介绍了烟气余热利用的主要形式及其应用效果，为进一步应用余热利用技术，提高用能水平奠定了基础。

稠油热采注汽锅炉余热利用

引言

目前，我国能源利用仍然存在着利用效率低、经济效益差、生态环境压力大的主要问题，节能减排、降低能耗、提高能源综合利用率作为能源发展战略规划的重要内容，是解决我国能源问题的根本途径，处于优先发展的地位。我国工业领域能源消耗量约占全国能源消耗总量的70%，主要工业产品单位能耗平均比国际先进水平高出30%左右。除了生产工艺相对落后、产业结构不合理的因素外，工业余热利用率低，能源没有得到充分综合利用是造成能耗高的重要原因，我国能源利用率仅为33%左右，比发达国家低约10%，至少50%的工业耗能以各种形式的余热被直接废弃［1］。因此，从另一角度看，我国工业余热资源丰富，广泛存在于工业各行业生产过程中，余热资源约占其燃料消耗总量的17%～67%，其中可回收率达60%，余热利用率提升空间大，节能潜力巨大。

注汽锅炉的能耗约占总能耗的40%，吨汽生产综合能耗为101.8 kg/t，注汽锅炉平均热效率为81.61%。在生产过程中注汽锅炉排放到大气中的烟气温度仍达到200℃左右，造成大量余热热能损失。注汽系统的总热损失占系统能量的25.67%，分别由排烟损失（占51.3%）、管网损失（占21.35%）等组成［2］。

1　注汽锅炉的能耗特点

注汽锅炉是将生产出的高压蒸汽直接注入到地下油层内，以降低稠油黏度便于开采。注汽锅炉为直流性高压蒸汽锅炉，软化水经柱塞泵升压后进锅炉产生高压蒸汽，一般柱塞泵允许的最高工作温度为65℃。

根据能量平衡原理［3］，确定平衡体系，建立热平衡模型（图1）。由能量守恒原理可得热平衡方程式，即

式中：

Qr——燃料带入系统的热焓，kJ/kg；

Qgs——给水热焓，kJ/kg；

Qq——蒸汽带出热焓，kJ/kg；

∑Qss——锅炉各项热损失，kJ/kg。

图1　能量平衡分析

由此可得的热效率为注汽锅炉有效利用热量为锅炉工质出、入口热焓差，其中热损失主要以排烟损失为主，一般排烟温度每升高12～15℃，排烟热损失将提高1%。

2　烟气余热利用的主要形式

2.1烟气-给风热交换

通过换热器将烟气余热与助燃空气交换，换热后的助燃空气进入炉膛燃烧（图2）。目前，该方式应用较为普遍，广泛应用于辽河油田各类热注锅炉。辽河油田实施42台，经检测，实施后平均节能率达到2.7%，排烟温度由207℃降低到118℃，注汽锅炉热效率由80.3%提高到82.5%；但由于风比热小，有效吸热率低，加热面积多大及空间有限等因素，节能效果具有一定的局限性［4-5］。

图2　注汽锅炉烟气-给风余热利用流程示意图

2.2烟气-低压水热交换

通过换热器将烟气余热与注汽锅炉给水进行交换（图3），但被加热水的温升受到柱塞泵运行温度的限制，一般水被加热的温度不能超过60℃，导致烟气可利用率低，效果不明显。辽河油田实施26台，平均节能率达到3.5%，排烟温度由210℃降低到112℃，锅炉给水温度由17℃提高到56℃，注汽锅炉热效率由82.5%提高到85.5%。

图3　烟气-低压给水余热利用示意图

为了解决温度限制问题主要从5个方面考虑：

1）换热器设计上按锅炉最低运行工况设计，使换热面积减小，直接影响换热效果，烟温降低不明显。

2）通过仪表控制旁通烟道气量来满足温度限制，烟气利用率有所提高，但只利用了烟气的部分热能（图4）。

3）选择高温柱塞泵，放大温度限制范围，但要通过严格的测试和计算。

图4　烟气-低压给水（仪表控制）余热利用示意图

4）选择给水温度低的锅炉，同时进行严格的测试和计算，使其满足运行要求。在胜利油田、河南油田的稠油区块进行过应用，其给水温度小于20℃［6-7］。

5）将余热供站区（或临近站场）的采暖系统，余热利用率相对较高，但其受站场布局的影响较为严重，在胜利、河南等油田得到部分应用［8］。

2.3烟气-高压水热交换

通过高压换热器将烟气余热与注汽锅炉高压给水（泵后）进行交换，被加热水的温升不受柱塞泵运行温度的限制，能够最有效地吸收烟气余热（图5），不影响柱塞泵的正常运行。辽河油田实施4台，经检测，实施后平均节能率达到5.2%，排烟温度由209℃降低到110℃，锅炉给水温度由45℃提高到87℃，注汽锅炉热效率由81.2%提高到85.7%；但由于制造成本高、安全管理难度大等因素，难以在油田注汽系统推广应用［2］。

图5　烟气-高压给水余热利用示意图

3　结论

1）烟气-给风热交换具有较强的适用性，但效果有限，利用率不高。

2）烟气-低压水热交换具有一定的经济性，可以在低温给水锅炉上得到较好的节能效果，但针对辽河油田平均45℃给水温度下节能效果有限。

3）烟气-高压水热交换具有较高的节能效果，但制造成本较高，可从在保证安全的前提下开展实验研究，摸索节能效果。

［1］连红奎，李艳，束光阳子，等.我国工业余热回收利用技术综述［J］.节能技术，2011，29（2）：123-128，133.

［2］钱正斌，钱正刚，张翔华.稠油热采注汽锅炉烟气余热利用设想［J］.新疆石油科技，1998，8（4）：20-24.

［3］王建君.提高油田注汽锅炉热效率，降低能源消耗［J］.科技博览，2012（4）：11-12.

［4］马强.油田注汽锅炉烟气余热利用与低碳减排［C］//辽宁省石油石化学会.低碳经济与石油石化未来论文集.2011：153-155.

［5］翁雷.活动式油田注汽锅炉烟气余热利用方案研究［J］.化学工程与装备，2010（9）：115-117，75.

［6］冯球业，曾保森，卢刚，等.余热回收技术在注汽锅炉上的应用及效果［J］.油气田地面工程，2002，21（3）：49.

［7］苗振宝，沈和平，李防震，等.注汽锅炉烟气余热利用技术现场应用［J］.河南石油，2004，18（增）：90-91.

［8］田学华，张殿瑞，祁涛.余热利用装置在热采注汽锅炉上的应用［J］.油田节能，2000（4）：55-57.

国内首台电驱700型压裂泵车“问世”

近日，由西北油田分公司采油三厂、油田供电管理中心及承包方联合研制的700型压裂泵车在TH10428X井顺利完成测试，这是国内首台以电驱为动力的700型压裂泵车。

近年来，压裂泵车费用占成本比重逐年上升。“以柴油驱动的泵车作业为例，每小时支出作业成本近500元。”该厂生产运行科副科长陈震告诉记者，“去年，仅泵车费用这一项，该厂花费成本1456万元。”

进入2015年，在低油价的新常态下，面对盈利变窄、成本压缩的严峻形势，该厂坚持低成本开发的新常态。如何降低泵车费用，成为亟待解决的难题之一。

今年初，为了降低泵车作业费用，该厂联系施工单位及生产厂家进行联合攻关。按照该厂提出油改电的设计思路，开发出国内首台700型电驱压裂泵车，并于6月9日将首台泵车运抵采油三厂TH10428X注水现场。

6月12日，在TH10428X井的作业中，该泵车运行平稳，能够满足现场生产需求，设备性能得到充分认可。

700型电驱压裂泵车的“问世”，不仅填补了国内700型电驱压裂泵车的空白，而且进一步降低了该厂泵车的作业费用。与此同时，“油改电”既降低了作业现场安全风险，还实现了清洁生产。

“与传统的柴驱泵车相比，通过测算，扣除电费成本，单台泵车预计每小时至少降低作业成本150元。”陈震说，“投用后，该台泵车年预计可节约成本100万元。”

来源：中国石化新闻网付亚荣供稿

北京国贸上空呈现的湛蓝天空

《环境保护税法》即将出台

6月10日，国务院法制办公布了《环境保护税法（征求意见稿）》，并向社会各界征求意见。酝酿近10年之久的环保税征收也将进入倒计时。此次意见稿划定，环境保护税的纳税人，为在中国领域以及管辖的其他海域，直接向环境排放应税污染物的企业、事业单位和其他生产经营者。意见稿中提到，将对超标、超总量排放污染物单位加倍征收环保税。

胡庆明

10.3969/j.issn.2095-1493.2015.12.004

2015-10-12）

马强，高级工程师，2003年毕业于东北石油大学（石油工程专业），从事节能管理工作，E-mail：starmq@163.com，地址：辽宁省盘锦市兴隆台区惠宾街91号辽河油田质量节能管理部节能技术科，124010。

中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“低碳关键技术研究”（2011E24）。