集输加热系统

集输加热系统（精选八篇）

集输加热系统 篇1

1 加热炉存在的问题

1) 加热炉热效率低, 负荷率低。据统计, 使用时间在15年以上的加热炉有53台, 系统投产至今, 由于产能下降, 造成加热炉低负荷运行;监测力度不够, 无法保证加热炉的运行状态真正达到最佳;缺乏完善的维护保养机制。

2) 部分加热炉内部结垢淤积严重。加热炉在长时间运行后, 介质中的泥沙等杂质会在烟火管外表面逐渐沉积, 造成烟火管外表面结垢淤积, 一方面导致加热炉排烟温度升高, 热效率降低;另一方面产生烟火管鼓包甚至烧穿现象, 给安全运行带来隐患。

3) 冬夏季运行负荷变化较大。随着油田降温集油技术的推广, 加热炉运行负荷率尤其是夏季负荷率逐年降低, 而负荷率是影响加热炉运行效率的重要因素之一。目前, 在运掺水加热炉的负荷率冬季为64.4%, 夏季为47.8%, 低负荷率运行使加热炉热效率降低, 燃料损耗率加大。

4) 加热炉运行有待进一步优化。由于加热炉运行负荷波动较大, 现场操作人员只能凭经验通过对火焰的观察调节配风, 难以按加热炉运行负荷变化及时合理地调节燃烧器的进风量, 配风偏大, 不能做到最优化控制。因此, 造成加热炉的各项运行参数都偏于保守, 空气系数和排烟温度偏高, 造成能源的浪费。

2 节能措施及效果分析

针对集输系统加热炉存在的问题, 主要从生产管理和技术改造两方面, 对加热炉实施一系列节能技术改造措施, 取得了一定成效。

2.1 节能管理措施

1) 优化加热炉冬夏季运行台数。由于冬夏季的温差较大, 为保证正常生产, 冬季各站掺水用量较多, 进入夏季后, 环境温度升高, 掺水用量减少。如果掺水加热炉的数量不变, 则加热炉的负荷率将明显降低。低负荷率运行将会增大热能损失的比例, 加大燃料损耗率。为此, 进入夏季后, 根据气温的变化, 合理调整掺水用量, 并根据掺水量的变化, 对加热炉的热负荷进行核算。同时, 利用烟气分析仪的炉效测试结果, 及时调整加热炉运行负荷和参数, 以合理降低加热炉的运行台数。2014年冬季运行掺水加热炉53台, 平均运行负荷率64.4%, 其中有16座站的负荷率低于50%, 14座站可以减少运行加热炉15台;夏季运行33台, 平均运行负荷率为47.8%, 其中有15座站的负荷率低于50%, 5座站可以减少运行加热炉5台[1]。调整后, 加热炉热效率整体提高了1%, 年可节气60×104m3 (标况) 。

2) 加强加热炉清淤除垢。根据统计, 加热炉在一个生产周期 (1年) 内结垢最小量为4 mm, 将增加燃料消耗26.6%。为提高掺水系统加热炉的运行效率和运行安全性, 需定期对加热炉进行人工清垢或化学清洗除垢。按照上一年度加热炉节能测试的结果, 确定合理的加热炉清垢周期, 建立按周期清垢制度, 提高炉效。累计清淤除垢150余次, 热效率可提高2%, 年可节气50×104m3 (标况) 。

2.2 节能技术措施

1) 真空加热炉。真空加热炉采用真空相变换热技术, 即燃烧产生的热烟气经火筒和烟管将热量传递给炉体壳程内的水, 水吸收而沸腾, 产生蒸汽, 蒸汽将热量传递给管程内的介质后冷凝成水并下落, 再次吸收热量被加热成蒸汽, 如此反复, 形成热平衡状态。由于蒸汽的冷凝, 使炉内产生负压, 形成真空状态。截至目前, 集输系统共有相变真空加热炉57台, 根据节能测试报告, 相变加热炉的热效率一般要比其它加热炉高2%~5%。

2) 高效燃烧器。高效燃烧器通过改变燃烧器的结构和进气方式等来提高燃烧效率, 降低空气系数, 达到节能的目的。具有燃气泄漏自动检测、双重电磁阀组保护、火焰监测系统等功能。目前, 集输系统131台加热炉已经全部安装了节能燃烧器, 通过检测, 加热炉热效率提高了5%以上 (表1) 。

3) 高效除防垢装置。高效除防垢装置采用超声波除垢, 破坏垢类产生和沉积的条件, 阻碍在管壁上的沉淀, 同时又能够破坏原有垢的内部结构, 使垢在金属表面上产生疲劳、裂纹、疏松、破碎而脱落, 达到除垢, 从而提高炉效的目的。已安装除防垢装置84套, 改造后, 实现了加热炉持续防垢, 减少设备维护和更新费用, 延长了设备的使用寿命[2]。

4) 加热炉粉刷远红外线涂层。在加热炉内部涂刷节能涂料, 发射热射线, 将热能转换成远红外辐射能, 直接辐射到被加热物体上, 引起被辐射物质分子的激烈运动, 迅速升温, 从而达到提高加热速度, 节约能源消耗的目的。对61台加热炉粉刷了远红外线节能涂料, 经测试, 加热炉粉刷远红外涂层后, 热效率平均提高了2%以上。

5) 真空加热炉超导液。超导液是一种淡黄色透明液体, 无毒、不挥发、无腐蚀、不结垢、-40℃不结冰、沸点低的有机化合物, 与水相比有不同的特性:沸点比较低。在标准状态下, 超导液的沸点为55℃, 水的沸点是100℃。加热相同单位体积的介质时, 超导液所需要的热量仅为加热水的热量的45%。汽化温度高、传热快, 超导液汽化后温度可达160℃。汽化潜热值高。对11台真空加热炉应用了超导液, 取代水作为传热介质。根据测试, 炉效可以提高2%~5%以上, 同时, 由于超导液沸点降低到55℃, 降低了炉膛温度, 减少了加热炉烟火管烧损概率。

3 认识及建议

1) 通过加强加热炉管理和应用节能技术改造措施, 提高了加热炉热效率, 减少了能源消耗。

2) 每项加热炉节能技术都有各自的特点和适用性, 在应用时应尽量依托生产实际进行合理的选择, 同时应注意技术的组合应用, 取长补短, 从而达到最佳效果。

3) 由于真空相变加热炉采用正压燃烧设计, 可有效降低排烟温度, 从而提高加热炉热效率, 且具有结构简单紧凑、钢耗低、安装方便等特点, 应从加热炉运行时间和热效率等方面整体考虑, 逐年更换高耗能加热炉。

4) 由于节能涂料的有效期一般不超过2年, 对已涂刷过节能涂料的加热炉应重新进行涂刷。

摘要：针对加热炉热效率低、负荷率低、结垢严重、冬夏季运行负荷变化大等问题, 从生产管理和技术改造两方面寻求提高加热炉热效率的方法, 优化加热炉冬夏季运行台数、建立加热炉按周期清垢制度等管理措施, 及采用真空加热炉、高效燃烧器、辐射管、高效除垢装置、真空加热炉超导液等技术措施, 分析了实施效果, 并对实际生产中节能措施的应用提出了建议, 保证加热炉高效运行, 从而达到降低能耗的目的。

关键词：集输系统,加热炉,生产管理,技术改造

参考文献

[1]周宏伟.提高加热炉热效率技术浅析[J].中国石油和化工标准与质量, 2012 (9) :69-70.

油田集输系统节能技术分析 篇2

[关键词] 脱水；注水；污水处理；地面防腐

【中图分类号】 TE86 【文献标识码】 A 【文章编号】 1007-4244（2014）03-191-1

一、地面系统主要表露出来的问题

1.油气集输和处理系统负荷增大，现有的工艺流程复杂，系统能力不能满足开发后期的生产要求。各油田现有设备主要是针对开发中期的特点而设计配套的，进入开发后期后，采出液的乳化特性、介质特性都有较大变化，原油集输方式、设备结构不能适应这一变化的需要。

2.污水处理系统主要是处理量的增加和水质标准的提高，现有流程和设备落后，按常规的处理方式已不能满足生产要求。

3.进入开发后期，为了进一步提高采收率，各油田都在进行三次采油矿场试验，有的已进入工业性推广应用阶段，如大庆、大港、河南等油田。由于驱注液对原油乳化液特性有较大的影响，为地面处理工艺带来了新的课题。

4.注水系统由于注入量的增加，电力负荷急剧增长，注水井洗井次数增多，造成洗井能耗和污水处理系统的负担增大。

5.油田开发后期防腐问题日益突出。由于东部油田开发建设较早，地面工艺管线设备运行时间长，防腐措施破坏严重，经常性的管线穿孔、设备腐蚀已严重影响了油田的正常生产运行。

针对油田开发后期的生产特点，通过地面工艺的系统配套攻关，研制能耗低、效益高、投资省的工艺设备和合适的节能降耗工艺技术，使开发后期原油集输处理、污水处理，三次采油工艺、注水工艺及油田防腐工艺技术达到一个新水平。从而达到实现油田地面工艺在开发后期的技术改造投资省、效益高的目的。

二、地面系统问题的分析与解决

（一）污水处理工艺方面。国内外含油污水处理工艺是基本相同的，主要分为除油和过滤两级处理，处理污水进行回注。根据注水地层的地质特性，确定处理深度标准、选择净化工艺和设备。对渗透性好的地层，一般污水经除油和一段过滤后即进行回注；而对低渗透地层，则要进行二级或三级过滤。在设备方面，国外开发应用的设备有许多不同类型，其处理效率都较高，如使用较广泛的气浮选装置就有立式罐和卧式槽型，除油效率达98%以上。精细过滤设备对悬浮物的控制含量<1mg/l，颗粒直径<1μm。同时，开发了精细过滤器，PE、PEC微孔过滤器等，对2μm颗粒的控制能力在85～95%，基本满足了各种地层的注水水质要求。从初步应用来看，旋流分离器具有体积小，处理量大等特点，分离效率一般在50—80%，目前陆上部分油田已应用于污水处理中。

（二）注水工艺方面在注水工艺方面，我国注水流程一般采用二级流程。由于注水系统效率较低和采用了落后的固定洗井工艺，使得注水系统能耗较高。进入开发后期，由于注水量和洗井工作量的增加，注水系统用电将继续增长，如何采用新工艺、新技术，降低注水能耗和洗井费用将是新的研究课题。

（三）三次采油工艺方面三次采油工艺地面部分主要包括注入工艺和产出液的处理工艺。在注入工艺中，国内外主要考虑的是如何防止聚合物降解的问题，因此一般均采用除氧、杀菌、除铁后的清水作为混配介质，注入流程为单泵对单井。设计院研制出DJQ型聚合物驱低剪切流量控制器，使聚合物溶液的粘度保留率达到96%以上，实现了一泵对多站和一泵对多井的工艺流程，已得到较好的应用。随着三次采油大规模的实施，完全采用清水配注，将造成油田污水无法回注，采用单泵对单井流程由于工程投资高，给三次采油推广造成了困难。因此有必要开发污水混配和新的注入工艺研究，以期使三次采油技术得到较好的应用。

（四）防腐涂料主要有煤焦油、沥青、石蜡、预制薄膜和热敷涂层等五大类，据文献报道煤焦油层寿命可达50年以上。内防腐涂料主要有煤焦油环氧、催化环氧聚合物、纤维玻璃加强聚脂等。近年来又开发了高密度聚乙烯（HDPE）外涂料，其温度范围-45℃～80℃，在寒冷和沙漠地区寿命可达30年。 国内油田埋地管线普遍采用石油沥青涂层，一般50～80℃的油气水管线采用专用沥青，防腐等级分为普通绝缘、加强绝缘和特加强绝缘三级。近年来，各油田又根据需要相继开发了环氧粉未涂料，防水防腐型涂料等。相比之下，我国在防腐材料种类、施工技术、补口工艺方面与国外存在一定差距。油田开发后期，污水闭路循环，水质进一步恶化，我国东部油田大部分又建于二十世纪六、七十年代，针对这些地下地面设施面临着的重新防腐的问题，防腐技术的发展趋势将是系统防腐技术研究和新型防腐涂料的研制。

三、结束语

油田开发后期集输系统改造与节能降耗是一项系统工程，既要有针对性地解决关键问题，又要较全面地把握和研究各系统环节技术的特点和规律；既要积极借鉴国外的经验和技术，又要研发具有本国特色的拳头产品，如河南油田研发成功的移动洗井车（专利产品），在多个油田得到了较好的应用效果就是最好的例证。只有这样，才能较好地解决我国油田开发后期所面临的一系列难题，从而达到油田开发经济与效益俱佳。

参考文献：

[1]朱益飞.胜利油田油气集输系统现状及能耗控制对策[J].石油工业技术监督，2008，（01）.

[2]张奎文.原油集输及处理系统节能对策[J].油气田地面工程，2007，（08）.

[3]李建，梁婷，刘伟，吴艳.老油田集输系统现状及改进策略[J].油气田地面工程，2010，（01）.

集输加热系统 篇3

关键词：分体相变加热炉,系统改造,节能减排

坪桥集中处理站现有WNS4-0.98-QT燃气蒸汽锅炉三台, 负责处理站生产供热、值班室和泵房供暖及坪桥作业区生活区供暖;3 500kW高效稳定加热炉一台, 负责进站来油的稳定加热。

站内加热生产设施主要有:10 000m3净化罐二具, 3 000m3沉降罐二具, 1 000m3净化罐三具, 200m3净化罐四具, 85.5m2浮头式换热器三具, 85.5m2浮头式外输换热器一具。

坪桥集中处理站供热系统共有二套:一套是稳定加热炉系统。净化油通过高效稳定加热炉加温, 使用来油换热器给进站含水原油换热;第二套是蒸汽锅炉系统。通过站内蒸汽管网给坪桥生活区、站内房间取暖、外输净化油和灌区保温伴热, 冷凝水经污水池回收外排。

一、存在问题

1. 使用蒸汽锅炉供热, 高温冷凝水未能有效利用, 大量热能被排放到污水池, 造成浪费。

2. 使用高温稳定净化油对进站含水原油进行换热, 循环加温, 来油稳定性差, 易导致净化油温度较高而结焦, 原油损耗大且能源浪费较大。

3. 存在两套供热系统, 生产效率低。

二、分体相变加热炉与系统改造

1. 使用分体相变加热炉代替蒸汽锅炉和高效稳定加热炉, 密闭流程, 杜绝能源浪费和水资源浪费, 减少锅炉水处理费用, 节能减排。

(1) 对每个换热单元进行单独热工计算, 该站热负荷见表1。

(2) 合理设计分体相变加热炉参数, 为减少站内热网改造内容, 设计为每台加热炉两台相变换热器共两组盘管, 含水原油及外输净化油使用外置换热器加温。

(1) 加热炉换热器一。来油加温及灌区伴热、外输净化油加温、集中处理站采暖及轻烃回收、装车站和卸油站采暖。由于管线较长, 加热炉进出口水温100℃/ (60～70℃) , 外置换热器进出口水温只能达到90℃/65℃, 考虑到热水管程热损失及二次换热效率, 取安全系数1.1, 则所需功率经计算冬天为3.67MW, 夏天4.30MW。

(2) 加热炉换热器二。用于作业区、消防队生活区供暖, 取安全系数1.1, 则实际功率为3.21MW。

按冬季运行设计, 则总功率为6.88MW。需3.5MW分体相变加热炉二台, 则单台加热炉换热器功率配比为:第一台1.87MW, 第二台1.63MW。

2. 系统改造。

通过上述热负荷计算, 更换二台3.5MW分体相变加热炉后, 可拆除原来三台蒸汽锅炉, 停用3.5MW高效稳定加热炉, 使用二台分体相变加热炉给整个热网提供热能, 优化热网系统效率, 密闭流程, 杜绝了热能与水资源浪费。

为了优化供热管网, 提出了两套方案, 并用系统工程理论对两个方案进行优化和对比。

方案一:使用加热炉换热器对站内各单元热负荷提供热能, 供热主管网形成环供管线回到加热炉换热器进口。

方案二:站内热负荷使用分水器, 两路主管道并联回到分水器, 降低水力损失, 增加热网的自适应性和可调节性。

通过对上述两个方案的优化对比, 经济流速选1.4m/s, 方案二比方案一减少1/4无缝钢管, 降低系统水力损失0.2MPa, 站内热网系统稳定性更突出, 具有优秀的热平衡自适应性和调剂功能, 因此最终选用了方案二。

三、经济性评价

改造前坪桥集输站冬季运行160天, 启用二台锅炉和一台稳定加热炉, 夏季运行200天, 启用一台锅炉和一台稳定加热炉, 锅炉日消耗热水65t/台, 改造后冬季启用二台加热炉, 夏季启用1台加热炉, 稳定加热炉始终关停, 密闭流程, 热水损耗可忽略不计。

1. 分体相变加热炉热效率高, 节约燃料。

按天然气热值10kW·h/m3, 夏天热负荷3.91MW, 冬季热负荷6.26MW, 计算则改造前年消耗天然气577.7×104m3, 改造后年消耗天然气536.4×104m3。年节约气源的价值 (按1.7元/m3天然气计算) 70.21万元。

2. 使用密闭流程, 杜绝高温冷凝水外排和二次热量损失。

经改造年可节水3.64万t, 同时年减少软化水处理用工业盐30t (0.1万元/t) , 水费按1元/t计算, 则年节水费3.64万元, 年节盐费3万元, 共计6.64万元/年。

3. 锅炉冷凝水外排热能浪费的计算:

冷凝水温度70℃, 夏季锅炉上水温度25℃, 冬季锅炉上水温度5℃, 则改造前锅炉高温冷凝水年带走热量损失为47万元。

4. 投资回收期。

综合上述经济性分析, 年可节约123.85万元, 二台3 500kW分体相变加热炉投资130万元, 可算出投资回收期不足13个月。

四、结束语

集输加热系统 篇4

1 超导热管加热炉的结构以及特点

超导热管加热炉本身又可以叫做介质导热管, 之所以叫做超导热管主要是因为这种技术由超导材料和热管技术结合起来构成的。与以水为主要介质的传统热管不同, 超导热管采用的介质是无机或者是有机复合化学物质。这种化学物质经过相变来进行传热。效果要明显优于传统加热管。

超导热管加热炉采用的是一种两侧对称螺纹管烟道结构。与传统结构最大的不同在于火筒位置安装了数根超导热管。超导热管加热炉本身上下两部分是不同的, 上部分是气相空间原油加热盘管、下部液相空间中间则是超导热管火筒。超导热管加热炉的加热主要是通过蒸汽加热, 超导热管能够帮助水迅速加热, 同时利用对称螺纹烟管可以有效降低排烟温度, 这对于降低热量损失, 提升效率具有重要意义。

了解超导热管自身特点, 是实现超导热管加热炉有效应用的关键。我们通过对超导热管进行专业分析就会发现超导热管具有等温性能好、传递热量大、导热系数高、温度范围广等特点。正是因为具有这些优点, 因而能够有效提升传热效率。超导热管加热炉工作过程中有两个最为典型的特点, 一个是方便生产管理。在使用过程中加热炉调节正常之后就不需要在管理, 超导热管加热炉本身由于结构优良, 在使用过程中不会有太大消耗。二是运行安全可靠。所谓运行安全主要指的是导热液体本身是属于不可燃物质, 在运行过程中不会出现燃烧爆炸事故。液体本身对金属并没有腐蚀作用。

2 超导热管加热器关键技术

在超导热管加热器中一些关键技术是我们在应用过程中需要认真掌握。这里指的关键技术是超导热管本身的性能。通常情况下超导热管本身包含容器、吸液芯以及工作液体。吸液芯本身是通过具有毛细作用的多空衬在金属管道内壁的, 容器一般是由两端封口的金属管构成。在工作过程中热量的传递主要是通过毛细作用来实现的。在油气集输系统中超导热管本身的导热性和均热能力将能够得到充分应用, 系统本身的换热能力以及热效率也将迅速提升。超导热管加热炉是一种高效加热炉, 加强对这种加热炉的研究非常重要。

3 超导热管加热炉的应用

某厂经过对水套炉、热媒炉、火筒炉以及超导炉经过详细对比之后决定在原有油气集输系统的基础上采用超导炉来进行节能改造。某厂结合自身实际在所辖油站逐步安装了10台规格各不相同的超导炉。在经过详细检查之后发现当前水套加热炉的平均热效率是77%, 方箱炉是60%, 而超导热管加热炉的平均热效率却能够达到90%, 可见超导热管加热炉的性能是优于传统热管的。超导炉的一个显著优势是能够充分利用烟气热量, 这是其他热炉所不具备的。

(1) 效果分析。某厂在应用超导热管加热炉之后具有明显效果, 无论是从设备自动化还是从节能效益来看都非常好。首先从设备的自动化程度角度来进行考虑, 超导热管加热炉本身是能够实现对火焰和油温的严格控制的。同时设备在运行过程中还能够自动调节加热温度, 从而能够有效降低人工作业时间, 这对于提升热效率也是具有重要意义的。节能效益高是当前超导热管加热炉的明显特点, 在使用超导热管加热炉之后炉子本身的吸热面积以及换热速度都有所提升, 通过对超导热管加热炉的专门测试之后我们发现炉子本身能够节约8%的燃料。在降低能耗这个角度分析, 超导热管加热炉的应用还是很有用处的。

(2) 经济效益分析。超导热管加热器本身由于其自身性能的优异, 不仅有助于提升设备自身的水平, 同时还有助于降低运行成本, 提升经济效益。当前该油气集输公司古洛东管道在集贤站拆除了原来的2台方箱炉, 换成了2台3000kw的超道路, 在集贤站全年所需要加的原油是590*104t, 平均下来就是16164t/d。全年点炉是180天, 改装之后我们比较超导炉的年耗燃油与方箱炉年耗燃油就会发现超导炉年耗燃油要比方箱炉少1642t, 同理我们对其余各站进行合计, 发现全年能够节省的燃料由是2224t, 每吨按照3000元计算就可以节省667万, 从这一点可以看出当前超导热管加热炉具有巨大经济效益。

(3) 社会效益分析。超导热管加热炉的应用能够增加对低温烟气的吸热, 可以有效降低排烟温度, 能够降低燃气消耗, 减少烟气排放量, 减少大气污染, 保护环境。在可持续发展理念深入人心的今天, 应用超导热管加热炉能够有效降低污染, 这对于保护环境具有重要意义。从以上分析来我们就可以看到在油气集输过程中应用超导热管加热器可以有效降低能耗, 提升效率, 实现设备自动化, 降低环境污染。超导热管加热器本身不仅具有明显的经济效益, 同时还具有社会效益。这样的装置在今后生产经营过程中将会得到有效应用。

4 结语

随着经济社会的快速发展, 我国石油化工行业取得了明显进步。在能源形势日益紧张的背景下超导热管加热炉的作用越来越重要。超导热管本身具有的特性能够有效降低能耗。在降低能耗形势迫切的背景下加强超导热管加热器的应用具有重要意义。本文首先分析了超导加热器的结构以及自身特点, 而后又介绍了关键技术, 最后以某厂的实际应用为例详细分析了当前超导热管加热器在油气集输系统中应用所取得的经济效益与社会效益。在今后工作过程中应该不断加强这方面的研究。

参考文献

[1]庄骏, 徐通明.热管与热管接热器[M].上海交通大学出版社.1989

[2]赵树言.油田加热炉的节能途径[J].油气田地面工程.1983 (2)

集输加热系统 篇5

1 超导热管的结构及工作原理

1.1 超导热管的结构

超导热管加热炉的结构和水套加热炉的结构极其相似, 而唯一的区别在于超导热管加热炉应用了超导热管加热技术, 并使用了两侧对称螺纹管烟道结构, 其目的是为了提高热效率。超导热管加热炉的特点在于其放射状的火筒上被安装了多根超导热管。超导热管加热炉的大致结构是上部分是原油加热盘管, 下部分是被安装导热管的火筒, 而两侧则是对称的螺纹管烟道。超导热管加热炉上部分的原油加热盘管是通过蒸汽进行加热的, 而下部分的火筒由于安装有多根超导热管, 因此, 可以在很短的时间内将水烧至沸腾, 此外, 对称的螺纹管烟道的作用则是有效地降低炉子的排烟温度, 在降低热量损失的同时可以很好的将排烟温度控制在150至160摄氏度左右, 从而有效地提高炉子的热效率, 并且大大减少了燃料消耗。根据对实际情况的分析, 油田油气集输系统的温度在正常情况下为70摄氏度左右, 通过在油气集输系统中安装超导热管加热炉, 并对原油出口的温度进行了设置, 超导热管加热炉可以自动控制燃烧器的火焰, 并且能保证蒸汽温度低于110摄氏度, 这样就可以达到生产标准, 由于蒸汽压力低于0.1MPa, 属于常压容器, 因此不用办理压力容器操作证。此外, 由于各站对工艺自动化程度及需求的不同, 通过选择使用进口的燃烧器, 可以有效地提高自动化水平和燃烧效率。

1.2 超导热管的工作原理

超导热管是以热管技术为基础研究而成的, 它也被称为介质导热管, 超导热管体现出了热管技术与超导材料的完美融合。超导热管的诞生彻底取代了以水为介质的传统传热方式, 而超导热管的传热介质则是具有高效传热的有机复合化学物质或者无机复合化学物质, 然后采用相变传热。超导热管具有较高的传热效率以及较大的传热能力, 它可以通过超小的截面积将大量的热量在较远的距离中进行快速传输, 而不用外部动力的帮助。从而达到节能、高效以及低耗的效果。经实践证明, 超导热管的传热速度每秒可高达80至100厘米, 是铝质、铜质以及银质等导体的几千倍。超导热管具有温差小的特点, 它的热量可以瞬间从热源的一端传送至另一端, 这种等温传热的传输过程避免了热损耗的产生。

2 超导热管加热炉在油气集输系统中的实际应用情况

针对工艺条件、技术特点以及热效率等因素, 对水套炉、热媒炉、火筒炉和超导热管加热炉进行对比, 决定在原油储运热力系统的节能技术改造过程中应用超导热管加热炉。胜利采油厂、东辛采油厂、河口采油厂、临盘采油厂以及桩西采油厂先后在各个分厂安装了580k W至3000k W不同千瓦的超导热管加热炉。2004年, 孤罗东管道为了提高系统效率, 在进行技术改造的过程中安装了2台3000k W的超导热管加热炉, 其总功率高达42760k W。油气集输公司曾在2005年的油库迁建过程中安装了2台1750k W的超导热管加热炉, 这些加热炉在加热输送外输原油的过程中彻底替代了炉效较低的水套炉和方箱炉, 在提高油气集输系统效率的同时实现了能源的节约, 从而取得了较高的经济效益。经过相关部门的检测结果显示, 目前我国胜利油田所使用的水套加热炉的热效率为70%, 方箱炉的热效率为60%, 而超导热管加热炉的热效率竟然高达90.8%, 由此可见, 水套加热炉和方箱炉的排烟温度高达300摄氏度以上, 是超导热管加热炉的两倍。由于超导热管加热炉能充分的利用烟气的热量, 因此, 超导热管加热炉具有较高的热效率。

3 超导热管加热炉的应用效果

3.1 自动化程度高

超导热管加热炉在实际应用过程中, 可以严格的控制火焰的大小和油温, 并能自动调节加热温度, 在减少人工作业的同时, 大大提高了油气集输系统热效率以及自动化管理水平。

3.2 安全可靠性高

超导热管加热炉在实际应用过程中, 可以在不影响正常工作的情况下进行常压运行, 由于属于非压力容器, 因此, 有效避免了爆炸危险的发生。在操作方面, 工作人员也无需具备压力容器操作证, 超导热管加热炉在常压状态下运行, 彻底解决了火筒炉以及方箱炉在运行过程中存在的安全隐患。

3.3 节能效益高

由于超导热管加热炉使用了超导热管技术, 且结构设计较为合理, 使炉子的吸热面积和换热速度有了很大程度的提高, 热效率可高达90.8%, 与热效率为83.1%的全局加热炉相比, 超导热管加热炉可以节约8%的燃料。

4 结论

综上所述, 由于我国油气集输热力系统中所使用的方箱炉、水套炉、热媒炉以及火筒炉等加热炉存在炉效低以及极易引发安全隐患等缺点, 而超导热管加热炉具有节能、高效以及低耗的优点, 因此, 被广泛应用于油气集输系统中。通过对超导热管加热炉在油气集输系统中实际应用情况进行分析, 可以明显的看出超导热管加热炉的应用取得了良好的经济效益。

参考文献

[1]庄骏, 徐通明.热管与热管接热器[M].上海变通大学出版社.1989

[2]赵树言.油田加热炉的节能途径[J].油气田地面工程.1983, 2 (3) ;55—57

[3]陈磊, 李增瑞.火筒式加热炉应用热管技木现场试验[J].油气田地面工程, 1997, 16 (3) ;54—55

[4]昊存真, 刘光泽.热管在热能工程中的应用[M].水利电力出版社.1993

集输加热系统 篇6

随着科学技术的发展, 大庆长垣外围“三低”油田不断投入开发。在油田开发过程中, 由于油田伴生气缺乏, 油田远离厂区, 附近无天然气资源。同时, 本着降低投资、简化流程、减少占地, 提高经济效益的原则。因此, 在新区块开发中, 集输工艺技术采用了简单、实用的单管树状电加热地面集输工艺流程。

2 工艺流程及设计参数

2.1 工艺流程

A区块油井55口, 其中52口井分布在17个平台上, 3口井为单井。集输工艺技术采用单管树状电加热地面集输工艺流程, 即原油从井口流出进入井口高频电磁加热器加热后, 汇集经集油支线, 进入集油干线。集油支线和干线采用缠绕碳纤维加温电热管进行加热保温。集油管网呈树状, 整个集油流程靠井口油压驱动, 形态上类似树枝状。如图1所示 (圆形表示温控箱, 方形表示加热器) 。

2.2 设计参数:

(1) 井口高频电磁加热器加热后油温≥60℃

(2) 碳纤维维温电热管加热保温后末端油温≥50℃

(3) 原油进站温度40~45℃

(4) 原油进站压力≥0.1MPa

(5) 单井井口回油压力≤0.5MPa

3 生产中达到的技术指标及应用效果分析

A区块投产后, 我们设置了专人每天对电加热负责现场检查和记录, 并进行了统计和分析, 结果如下:

(1) 井口高频电磁加热器加热后平均油温达到63.9℃, 最高井口温度达到84.7℃, 最低在55.4℃左右, 见表1。

(2) 碳纤维电热管加热保温后末端油温最低54.2℃, 最高75.1℃。

(3) 原油进站温度达到50℃以上。

(4) 原油进站压力在0.3MPa左右。

(5) 单井井口回油压力平均在0.4MPa左右。

A区块自2008年7月1日投产至今, 没有发生井口憋压现象, 生产中各项技术指标均达到了设计要求, 保证了原油集输, 简捷了集油途径, 降低了集油能量损耗, 降低了投资, 提高了经济效益。

4 经济效益分析

4.1 节约投资效益对比

采用单管树状电加热地面集输工艺流程, 与单管环状集输工艺流程相比 (在A区块) , 可节省管线12.4km, 折合人民币243.68万元, 见表2。

采用单管树状电加热地面集输工艺流程不需要建集油间, 可节省投资25万元左右。节省二合一加热炉1台和掺水泵房及设备, 节约投资约80万元左右。电加热管线沿路在地面铺设, 与掺水管线比节省了临时征地和挖沟回填土等费用约70.2万元。

项目

内容管径 (mm) 长度 (Km) 价格 (万元/Km) 投资 (万元)

A区块单管树状电加热地面集输工艺流程增加投资: (1) 加热器22台, 每台2.05万元, 共计45.1万元; (2) 碳纤维加温电热管14.6Km, , 每米40元, 共计58.4万元。两项合计103.5万元。

单管树状电加热地面集输工艺流程与单管环状集输工艺流程相比减少投资315.38万元, 平均单井减少投资5.74万元。

4.2 节约能耗效益对比

4.2 节约能耗效益对比

单管环状集油工艺流程能耗情况

(1) 把1m3水从30℃加热到80℃, 通过计算, 需耗天然气5 m3, 平均单井日掺水按5 m3计算, 55口井掺水量为275 m3/d, 日耗气需1375 m3, 天然气价格按1.38元/m3计算, 年耗气折算成人民币:1375 m3×1.38元/m3×365天=69.3万元。

(2) 掺水泵年耗电折算成人民币:45KW×2台×24小时×365天×0.5472元/KW·h=43.1万元。

上述两项合计112.4万元。

单管树状电加热集输工艺流程能耗情况

A区块目前有加热器22台 (其中5KW18台、10 KW1台、15 KW1台、20 KW1台) , 日耗电3600 KW;碳纤维维温电热管日耗电28 KW/Km×14.6 Km=408.8 KW, 年耗电折算成人民币:4008.8 KW/d×365天×0.5472元/KW=80.1万元。

单管树状电加热集输工艺流程比单管环状集油工艺流程节约能耗, 年节约能耗折算成人民币约32.3万元。

5 结论

单管树状电加热地面集输工艺流程, 保证了原油集输, 简化了集油工艺, 简捷了集油途径, 降低了投资及能耗, 在一定程度上缩小了集油管径, 有效降低转油站气液分离能力, 大大简化低渗透低产油田集油工艺, 充分发挥低投入、高效益的技术优势。

摘要：单管树状电加热地面集输工艺中, 采出的原油经过井口高频电磁加热器加热后, 汇入集油支线, 然后进入集油干线——集油支线和干线是带碳纤维加热线的防腐黄夹克管。整个集油流程靠井口油压驱动进站, 集油单管在形态上呈树状。对单管树状电加热地面集输工艺的现场应用进行监测和分析, 证明了该集输工艺能够保证原油正常集输。具有工艺简单, 投资少, 耗能小, 经济效益高的特点。

关键词：碳纤维,电加热管线

参考文献

[1]罗塘湖.《管道输油的工艺与研究》.油气储运.1993:12

集输加热系统 篇7

1 加热集油系统技术构

电热集油集气管道系统由井口加热器、电热保温管道、温控装置、在线自动监测系统以及电缆接头共五部分构成。井口加热器为井口原油提供初始输送温度, 电热保温管道保证原油输送过程中的恒定温度, 温控装置为电热保温管道提供温度监测和控制, 在线自动监测系统通过无线网络对整套电热集油集气系统进行监测、数据采集及记录, 电缆接头为电热保温管道之间连通电源。

2 单管电加热树状自压集油流程

我队大量采用丛式井方式布井, 共有油井平台22个, 单井3口。39座井口电加热器, 加热功率为453KW, 共分3条加热集油干线, 其中1、3号集油干线采用电热管方式加热, 二号干线采用缠绕加热带方式加热。3条加热干线功率为346.63KW。

集油原理为:该流程为单井或多井串联进站, 集油管网呈枝状。每口独立油井或每个平台井场各设置1台或两台电加热器把油井产液由井口产出靠自身压力进入井口的低温油、气、水混合液, 经电加热器后其温度达到集输油所需的温度值。然后经井口电加热器加热进入保温干线, 靠油井自身压力把油输送回站内。与目前常规掺水流程相比, 减少了地面设施和工程投资, 降低了运行能耗。

由于使用的是单管电加热自压集输流程, 再加上由于部分平台比较远, 井口末点回压比较大。在生产运行实践发现, 我队3#平台和7#平台井口回压能达到1.2 MPa以上。

而针对油井回油压力较高, 必须通过控制油井回油温度, 降低原油粘度, 减小油流阻力来解决。然而控制回油温度高, 势必增加抽油机电能消耗。所以我们要在生产过程中, 通过现场试验, 将回油温度和压力关系控制一个合理范围之内。

我们通过初期运行, 发现在所有加热器温度设定为最高值时, 各集油干线末端油井油压也达到0.8MPa, 高于常规掺水流程。我们采取的方法为在每一平台上安装1个油压表 (由于同一平台油井油压基本相同) , 用来监测油井油压, 通过不断调整干线电加热带加热温度及平台电加热器加热温度, 找出各平台油井油压最低值。通过对数据分析, 我们发现在电加热集油干线温度控制在50℃时, 油井油压控制较低。

3 具体实验分析

二号干线采用电加热带缠绕方式加热, 井口加热器功率为149KW, 干线加热功率为116KW。二号干线油井情况如下表1所示:

温度控制情况如下表2所示:

通过采取以上方式, 针对平台井不同地质开发参数和井口不同压力和温度, 产液量和产油量、含水比例等优选出合理加热器的参数, 优化加热效率。优化后三条集油干线回油温度降低到30℃左右, 而末端井口油压控制在0.9MPa左右。共停运9座井口加热器。日可节电100KWh。

4 几点认识

(1) 使用单管电加热混输流程可以精简站内工艺流程, 减少投资。因我队采用混输及电加热集油流程决定我队较常规掺水流程的小队可以节省一座500m³、一座三合一装置、两台掺水炉等设备投资。

(2) 回油温度可以控制较低。因干线外缠有的加热带可以给管线外壁进行加热， 所以原油中蜡质不易吸附在管壁，进而回油温度可以控制比掺水流程温度低，目前我队平均干线回油温度只有30℃左右，低于原油凝固点。

(3)设备多，防盗性能差。现场有电 加热器39台，保温和电缆易被破坏，现场温控箱等未采取防盗措施，经常被盗，一号干线四个平台井口加热器曾同时被破坏，造成一号回油压力激增，极大的影响抽油泵的正常运行。

参考文献

[1]贾菲等.电加热工艺的选择及配套应用.2004, 33 (89-91)

[2]郭雄华等.空心杆过泵电加热装置在孤东稠油开采中的应用.油气采收率技术, 1999, 19 (6)

[3]金丰, 张庚祥等.混输泵的现场应用.山东农机出版社, 2000, 20 (5)

[4]关醒凡.泵的理论与设计.机械工业出版社, 1987

集输加热系统 篇8

关键词：太阳能,聚光热,稠油,集输加热

稠油属于难动用的油气资源, 在我国分布广泛, 资源量丰富。然而, 由于稠油具有高黏度及高凝点的特性, 在开采、集输等环节都需要燃烧燃料对原油进行加热处理, 造成了大量的能源消耗和CO2排放。利用太阳能聚光热技术替代传统加热锅炉, 可以大幅节省石油和天然气消耗, 减少排放[1,2,3,4]。太阳能聚光热技术应用在国外已经比较成熟, 国内对太阳能聚光热技术研究较晚, 尚没有在稠油集输加热应用的先例。笔者以槽式太阳能聚光热技术为基础, 重点研究该技术在稠油集输加热中的可行性, 并以准噶尔地区日处理液量100 m3的小型计量站为例, 设计了一套适合于油田集输加热的槽式太阳能聚光热系统, 为太阳能聚光热技术在油田集输加热领域的应用提供理论支撑和实践基础。

1 槽式太阳能聚光热系统

槽式太阳能聚光热技术指利用槽型抛物面反射镜将太阳光聚焦到集热器上对传热工质进行加热, 将光能转变成热能, 加热后的传热工质通过换热器换热, 进行热量输出。槽式太阳能聚光热技术既可以产生中低温的热水, 也可以产生高温的过热蒸汽, 带动汽轮机组发电。

槽式太阳能聚光热系统主要由聚光集热系统、储热系统、换热系统、补燃系统、供热系统以及控制系统组成 (图1) 。

聚光集热系统是最核心的系统, 由多个槽式聚光集热器串并联组合而成。槽式聚光集热器是由聚光反射镜、钢结构支架、真空集热管和跟踪装置组成的关键设备 (图2) 。整个系统可采用一维跟踪方式, 南北、东西布置。另外, 根据实际需要和场地情况, 还可以配置储热系统, 采用水或熔盐作为储热介质, 实现白天储热晚上放热的功能;当遇到连续阴雨天, 或储热系统的热量不足以加热稠油时, 可启动补燃系统加热。当遇暴风、冰雹时, 系统自动进入保护状态, 避免设备损坏。

2 可行性技术方案

准噶尔地区光照资源和稠油资源都很丰富。根据该地区某稠油油田作业区小型计量站的实际运行情况及基础资料, 设计了一套适合于油田集输加热的太阳能供热系统。该小型计量站日处理液量100 m3, 平均每天需消耗伴生天然气约200 m3, 每年6—9月可采用常温输送方式, 其它时间需加热输送。

2.1 光照资源

准噶尔地区光照资源丰富, 每年光照时间高达2820 h。根据美国航空航天局 (NASA) 的卫星数据资料进行分析, 可查得该计量站附近22年各月日均DNI数据 (图3) 。该地区年DNI达1934 k Wh/m2, 年时数2820 h, 直接辐射强度为686 W/m2。

2.2 流体物性参数

油田作业区内原油采出液含水率达到60%, 原油黏度2000 m Pa·s (20℃) , 属于普通稠油, 凝固点较高, 为32℃, 常温输送下容易结蜡。原油比热为2.582 k J/ (kg·℃) , 采出水比热为4.187 k J/ (kg·℃) , 伴生天然气比热为2.156 k J/ (kg·℃) , 天然气密度取3.75 kg/m3。

2.3 热量需求分析及计算

该油田作业区原有的集输供热方式是燃烧天然气对水套炉加热, 采出液生产数据如表1所示。

通过对水套炉进液温度的监测, 得到了不同月份采出液平均进站温度数据 (图4) 。采出液冬季进站温度较低, 为33~36℃, 夏季进温较高, 为40~42℃。冬季需利用水套炉加热, 采出液出温为44~50℃, 升温11~17℃;夏季采用常温输送, 不加热, 升温0℃。

太阳能供热系统设定采出液出温为55~60℃, 采出液可以升温17~20℃, 同时夏季仍然可以进行维温, 减少管道清蜡维护成本。根据采出液不同月份的升温变化规律, 计算出太阳能供热系统需提供的热量[5,6]。计算方法为

式中:Q——热量, k Wh;

c——流体比热, k J/ (kg·℃) ;

m——流体质量, kg;

Δt——升高温度, ℃。

则太阳能供热系统需提供的总热量为

式中:Ql——总热量, k Wh;

Q0——原油升温所需的热量, k Wh;

Qw——地层水升温所需的热量, k Wh;

Qg——天然气升温所需的热量, k Wh。

平均每天的热量需求计算结果如图5所示。

2.4 技术方案

根据不同月份每日平均的热量需求, 可以计算出需要配置的槽式集热器镜场面积。计算方法如下:

式中:Qs——采出液升温平均每天所需热量, k Wh;

DNI——日均直接辐射量, k Wh/m2;

As——集热器面积, m2;

ηs——聚光效率;

ηt——换热器转换效率;

ηl——管路热损失。

计算时, 日均DNI值见图3, 聚光效率取0.75, 换热器效率取0.8, 管路热损失取0.22。则不同月份平均每日所需集热器镜场面积计算结果如图6。

在太阳能供热系统中, 槽式聚光集热镜场由集热器组合构成, 每个集热器组合包含8个集热器单元, 每个集热器单元由10面反射镜组成, 面积为20 m2, 则集热器组合数量计算结果见表2。

为实现太阳能供热系统的热量利用最大化利用, 槽式聚光集热器镜场面积应大于设定温度55℃的最大面积, 同时应小于设定温度60℃的最大面积, 则集热器组合数量为4.74<n<5.83, 取整后得到n=5, 即经优化后集热器组合的数量为5组, 聚光集热系统的配置参数见表3。

聚光集热系统总配置平面图[7], 见图7。

在额定工况下本供热系统总集热功率为257 k W (辐照强度为686 W/m2) , 平均每天日照时数7.7 h, 每天输出总热量为1953 k Wh。为保证24 h连续供热, 需配备16.3 h储热系统, 储热量为1326 k Wh。系统可以使100 m3的采出液升温17~20℃, 采出液出站温度达到55~60℃。

3 效益分析

3.1 节能减排指标估算

根据项目地的气象数据, 在每年12月和1月太阳辐射总量最小, 在5月和6月太阳辐射总量最大, 在7月和8月阴雨天数最多。经过估算, 每年平均需要补燃的天数约30 d。原有的加热工艺参数与太阳能供热系统设计工艺参数对比见表4。

3.2 经济效益估算

在光照正常条件下, 本系统可实现24 h连续供热。除自用部分天然气外, 每年可实际节省天然气4.8×104m3, 年节省天然气成本约12万元, 同时减少管道清蜡的周期和费用, 年降低运维费用约2万元, 7年时间内可收回全部投资 (表5) 。如果考虑夏季6—9月份太阳能未充分利用, 且采出液温度升温更高等因素, 则本系统经济效益会更好。

4 结论

综上所述, 槽式太阳能聚光热技术是一项成熟可靠且经济可行的节能减排新技术, 对于日处理液量100 m3的小型计量站, 如采用槽式太阳能聚光热系统, 在25年内, 可累计节约天然气120×104m3, 累计减少CO2排放2125 t。同时, 在夏季太阳能集输供热系统加热采出液, 提高了采出液的集输传输能力, 延长了输油管道的清理周期, 降低其维护成本。另外, 随着槽式聚光热系列产品的规模化应用, 投资成本也会大幅下降。因此, 将太阳能聚光热技术其应用于稠油集输加热中应用是完全可行的, 具有较好的应用前景。

参考文献

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[6]Badran A A, Hamdan M A.Utilization of solar energy for heating fuel oil[J].Energy Conversion and Management, 1998, 39 (1) :105-111.