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清洁生产审核在石油开采行业的应用

2015-02-08 10:46:09来源:互联网浏览:评论:0

  清洁生产,是指不断采取改进设计、使用清洁的能源和原料、采用先进的工艺技术与设备、改善管理、综合利用等措施,从源头消减污染,提高资源利用效率,减少或者避免生产、服务和产品使用过程中污染物的产生与排放,以减轻或者消除人类健康和环境的危害。与末端治理相比,清洁生产不仅具有良好的环境效益,还通过节约生产成本,提高资源利用效率、改善工作环境、提高管理水平等,为企业创造经济效益和社会效益。
 

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  1、采油生产清洁生产潜力分析

  某油田公司第二采油厂、第六采油厂钻采分离,本文所指采油生产针对采油和集输系统。

  1.1 采油生产工艺流程

  原油开采是通过各种工艺方法使埋藏在地下的原油从地层中流出并进入油气集输系统。就采油方式来说有自喷采油和机械采油。自喷采油是由于油藏压力较高,凭借自身能能量就可以使原油从地层喷出;机械采油则为增大生产压差借助深井泵将原油从井中抽出, 机械采油又分为常温采油和热力采油。 对于高黏度流动性差的超稠油为改善流动性采油蒸汽吞吐,加药降黏等采油方式。

  另外,在油田开采过程中为了保证地层压力,提高原油的采收率,需要向地层中注水或注汽,成为水驱采油或蒸汽吞吐采油。注水多采用处理后的采油污水作为回注用水。

  抽油机、螺杆泵、电泵采出的原油、天然气、水三者混合物通过井口闸门, 由单井输油管线送到计量站,计量站各单井日产液量可以通过油气分离器计量。各单井来液在计量后,由汇管将油气水混合物通过输油大干线外输到输油队集输站进行三项分离处理。

  分理出的原油计量后由管线外输或者采用罐车拉运;分离出的天然气主要做燃料使用;分理出的废水部分回注地下和部分经过污水处理站处理后达标排放。

  1.2 生产中的主要问题和解决思路

  1.2.1 COD减排

  采油生产过程中油水混合物进入大站进行油水分离,分离出的废水部分回注地下,另一部分经污水处理站处理后达标排放。

  第二采油厂有一个污水外排口,第六采油厂有两个污水外排口。虽然COD排放都实现了达标排放并达到总量控制的要求,但随着油田产液量的不断提高(第二采油厂综合含水达到89.2%,第六采油厂综合含水达到94.4%,),在保证原油生产任务的前提下污水产生量和排放量均呈现升高趋势,COD达标排放形势越来约严峻。第六采油厂采油废水回用率仅为44%(清洁生产三级标准为40%,二级标准为70%,一级标准为95%,)废水回用率低、排放量大;第二采油厂采油废水回用率为75%,达到二级标准范围,但是与一级标准相比仍有一定差距。

  理想状态下,采油生产废水可实现采注平衡,即回注水量等于采出水量。但在实际生产过程中受到多方面的影响,回注水量往往小于采出量。在审核过程中发现采油厂废水和COD外排量较大的原因有:(1)综合含水率高,废水产生量大;(2)废水回用率低,外排量大;(3)污水处理设施超负荷运行,COD稳定达标困难;(4)部分断块仍然使用污水拉运,没有实现就地回注。

  为此,在清洁生产审核过程中,主要针对减少废水产生量,提高废水回用率,确保末端治理提出解决思路。

  (1)注重源头消减

  对低产井、高含水井实施封井或间开,部分断块废水实现就地回注,从源头上减少废水的产生,同时提高回注水量;

  (2)确保末端治理

  加快孔大站污水站扩建工程施工进度,使扩建工程早日投入运行。孔大站正在进行污水站扩建工程,在原有物理处理的基础上增加生化处理工段。在下一步工作中,应该确保工程资金投入,使扩建工程按时竣工并早日投入运行。

  综合考虑输一污水站改扩建工程。

  羊中心站脱油污水进入羊污水站处理后排放。羊污水站生化池设计处理能力4000m3/d,但由于羊三木区块产量的增加,现实际处理量6000 m3/d,污水量的增加造成污水经过生化池的时间缩短,生化处理效果下降,COD指标有所上升。如果污水处理站长期超负荷运行,很难保证污水达标排放和实现COD总量控制目标。

  在下一步工作中,尽量通过多种措施控制污水站进站水量,确保现有污水处理设施的稳定运行;如果经过科学分析,进污水站水量会将在较长时间内超过现有处理能力,考虑对现有设施进行升级改造或建设二期工程,以确保环保达标和今后减排任务的完成。

  实现污水宏观调控。

  某油田公司第三采油厂回注水量不足,需抽取新水回注,浪费了大量的水资源。如果把第六采油厂外排废水输送到第三采油厂进行回注一方面可以有效减少第六采油厂废水和COD的排放,另外第三采油厂可以停注新鲜水。

  1.2.2 节能

  采油厂主要消耗能源种类有电、原油、天然气、成品油。能源主要消耗在机械采油系统、注水系统、集输系统及电力系统上。采油厂十分重视节能工作,采油能耗逐年降低,但是仍然存在明显的节能潜力。

  在审核过程中发现高能耗问题:(1)第二采油厂有51台S7系列变压器、第六采油厂有5台S7系列变压器,S7系列变压器属国家明令淘汰设备;(2)电泵转大排量螺杆泵的潜力:采油厂有部分电泵井,综合分析目前电泵井的液量、井况、产出液性质、动液面及周边环境等因素,应用大排量螺杆泵采油工艺对适合工艺转换的电泵井实施工艺转换,在保证地质产液要求的同时,减少不必要的电量消耗,可以有效降低采油成本费用支出。

  (3)采油厂部分抽油机由于油稠、地面配套设备及下泵深度不合理、外部环境影响,配件缺失,维护保养困难等因素,存在着系统效率偏低,能耗较大的现象。

  (4)采油厂单井拉油点多采用产出液进高架罐+拉油工艺生产,一般使用传统单井罐电加热棒加热方式,这种传统加热方式不仅耗电高,而且易损坏,维修困难,同时也存在着不安全隐患,给采油生产带来了一定的成本及安全压力。

  (5)高耗能设备管理不够完善;

  (6)零散天然气回收利用不完善;

  随着采出液含水量的升高,部分计量站夏季加热炉利用天然气加热作用已经不明显。如羊十五站日产天然气约2000m3,加热效果不明显,如果不加热就只能排空造成浪费。

  庄海1×1拉油点井口伴生天然气每天约有2500m3放空燃烧,浪费严重。

  为此,在清洁生产审核过程中,主要针对淘汰国家命令淘汰用电设备、对高耗能工艺进行技术改造,推广应用新型节能设备,加强对用能设备的管理等方面提出解决思路。

  (1)制定S7系列变压器淘汰计划,在2010年前淘汰现有S7系列变压器;

  (2)实施电泵工艺转换。

  电泵采油工艺虽在采油厂具有较好工艺适应性,但该工艺能耗较高,采油成本投入相对较大,给采油厂的成本运行带来一定的压力。从前期应用成果证明,电泵转大排量螺杆泵不仅具有较强的工艺适应性,而且具有较大的节能优势,在保持同等液量的情况下,可实现月平均节电2万度以上。

  (3)实施常规抽油机节能改造技术。

  针对目前采油厂抽油机系统效率及能耗现状,对这部分抽油机应用下偏杠铃装置进行节能技术改造,能够有效改善抽油机的平衡状况,提高电机的功率因数和机械效率,减少抽油机设备的磨损和地面系统自身的消耗,提高机采系统效率。改造后,单井平均节电率达11%。

  (4)单井储罐太阳能加温装置推广应用。

  单井储油罐太阳能加温装置以太阳能为主要能源,利用太阳能热交换器,采用微电脑控制、智能化自控,对储油罐盘管内的水进行加温,只在特殊气候条件下需要利用电能加热,从而减少大量的电能消耗。

  (5)加强高耗能电加热设备管理。

  根据油井的含水、回压、光杆负荷及季节等变化情况,加强电热杆、管道电加热器等高耗能电加热设备运行参数的优化调整,在满足油井正常生产的前提下,最大限度地减少用电消耗。

  (6)发掘回收利用天然气的潜力

  羊十五站可以考虑建立天然气储罐,定期运至中心站作为加热炉燃料;同时十五站所属区块井口套管气也没有回收利用,在向大气中排入大量温室气体的同时,也浪费了宝贵资源。可尝试利用移动式套管气回收撬车或井口固定回收装置回收油井的伴生气,用于加热炉燃气。另外考虑油气混输,在保证生产的前提下,充分利用现有资源,减少资源浪费和温室气体排放。

  在庄海1×1拉油点安装天然气发电机,充分利用井口伴生天然气资源,节约地方用电消耗,降低运行成本。

  2、典型的清洁生产方案

  在某油田第二采油厂和第六采油厂的清洁生产审核过程中,均严格按照清洁生产审核手册的要求,按照三个层次的思路、从八个方面找出问题,然后通过广泛的渠道产生清洁生产方案并加以实施。现对其中一些典型的清洁生产方案进行介绍,希望为其他采油厂清洁生产审核工作的开展提供有益的借鉴。

  2.1技术工艺改造

  2.1.1 单井太阳能储罐加热装置的应用

  第六采油厂单井储罐使用的是电加热棒,加热功率为48千瓦时,月耗电在3万千瓦时左右。电热棒不仅高耗能,同时也存在一定的安全隐患。经过现场考察和技术分析,提出在孔85-18、孔85-18H1、孔1058K三口井,采油二队2-16-1井经进行了单井太阳能储罐加热装置改造。

  应用单井太阳能储罐加热装置有以下特点:

  一是使用安全:该系统利用热水闭路循环,对罐内液体进行加温,杜绝了传统加温方式使用电加热棒易引起可燃气体爆炸等隐患。

  二是节电降耗:利用取之不尽、用之不竭的太阳能作为主要能源,仅在特殊气候条件下需启动电辅助加热,从而比传统电热棒加热节电率高。

  三是高效实用:该系统利用太阳能可实现持续性加温,使原油温度保持在45℃左右,确保随时拉运。

  确定方案后,第六采油厂投资68万元实施本方案,4个拉油点年节电42.2万kwh,节约电费27.43万元。

  2.1.2 扣50断块注水开发

  第二采油厂扣50断块日产油38.32吨,日产水142.12m3,每天需要向庄大站卸污水10车左右。如果实现扣50-5和扣50-6转注,地面配套采用了缓冲罐→沉降罐→污水撬装装置→清水罐→注水泵这一套工艺流程,可实现该断块的“采出→油水分离→污水处理→注水”这一过程,将断块自身采出的污水经过处理合格后注入地层,一方面解决了注水水源,另一方面解决了每天10车的污水拉运和处理问题。该断块日产污水157m3可以全部注入地下。

  第二采油厂投资420万元实施该方案,方案实施后可以解决每天10车的污水拉运和处理问题。该断块日产污水157方可以全部注入地下,每年可减少污水外排近5.7万方,COD约8t,年经济效益471.67万元。

  2.2 设备更新与维护

  2.2.1庄大站真空变相加热炉改造

  庄大站有2台2500kw快装管式外输炉(3#、4#外输炉),5#采暖炉,担负着站内系统原油外输、采暖循环用水等的加热任务。根据节能监测部门对采油厂加热炉系统能耗监测结果:加热炉平均热效率为70.76%,低于73.8%的合格指标。在用加热炉运行时间长,炉体腐蚀严重,盘管结垢严重,造成热效率低。加热介质的出炉温度一般为人为控制,控制精度低,介质温度波动大,浪费燃气。无自动点火,火焰监测、熄火保护、自动吹扫等功能,在生产上存在着不安全因素,加热炉燃烧的控制靠手动调节,燃烧的鼓风量也是人为设定,不能随着负荷的变化自动调节,燃烧效率低,工人劳动强度大。为此,对现有加热炉进行改造势在必行。于是提出对现有3#、4#外输炉和5#采暖炉进行真空相变炉改造。

  第二采油厂投资120万元对3台加热炉进行了真空相变炉改造。3台加热炉年节约天然气183.9万方,年经济效益142.35万元。

  2.2.2 电泵工艺转换

  2007年第二采油厂的采油耗电3591万 KWh,其中电泵采油耗电为1662万KWh,分别占全厂总耗电的48.4%和22.4%。电泵采液单耗12.29 KWh ,而螺杆泵生产的采液单耗1.66 KWh,螺杆泵耗电量基本为电潜泵的1/8。由此可见,电泵生产井的高耗能是第二采油厂采油单耗居高不下的一个重要因素,也是节能降耗的潜力所在。

  大排量螺杆泵代替电泵生产的油藏和工艺技术条件已经具备。采油二厂目前共有20口电泵井的动液面在600米以上,其中有12口井具备大排量螺杆泵的选井条件。这些井平均产油9.3t/d,产液287m3/d。平均泵挂深度1194m,平均液面在250m,最深的液面庄7-11井在680m,地层供液较充足,可以结合检泵作业陆续实施工艺的转换。

  经过认真研究决定在12口具备条件的电泵中,优选5口井结合检电泵作业进行电泵转螺杆泵生产的先导性试验,计划实施井号为:庄6-15-3、庄7-16-3、庄H1、庄7-11、庄7-10-2(实际实施井根据生产变化情况调整)。

  方案确定后第二次采油厂5口井投资130万元,电泵井更换为螺杆泵生产后,实现年节电200万KWh,节约电费约126万元。

  2.3 废弃物综合利用

  2.3.1发电机余热利用

  庄大站在用的2具分离器日处理液量6000m3,日处理气量1.2~2.0万方。其分离出的天然气主要用来供本站的加热炉燃气、羊二庄管理站食堂燃气、2台400kw(运行功率250kw)发电机发电燃气。2台400kW天然气发电机排烟管温度在600℃以上,机组冷却循环水的出口温度在60℃左右,没有进行利用,均自然散热,存在着大量的热能浪费。

  针对庄大站存在的热源浪费、安全隐患等问题,为了充分利用庄大站内现有2台发电机的余热,在2台发电机的排烟管分别安装KNPT-400针型管余热回收装置(在发电机的烟筒上安装),在发电机组发电的同时,所排烟气热量通过特制的余热回收装置回收作为庄大站冬季采暖和原油加热外输的热源,并停运庄大站加热炉,同时对庄大站内2台发电机供电线路进行整改减少能源和资源浪费。

  该项目投产运行后,不但可以降低排烟热效应,而且噪音治理效果颇为显着,环境噪音由原来的102分贝降至86分贝左右,大大改善了员工的工作环境。

  方案确定后第二采油厂投资91.4万元组织实施此方案。安装余热回收装置后,充分回收发电机余热用于庄大站冬季采暖和原油加热外输的热源,将来液从35℃升高到50℃,停用加热炉。停用一个2500KW加热炉后,每天节约天然气2800立方米,天然气成本按0.77元/方计算,每天则节约2156元,每年可节约78.69万元。

  2.3.2 天然气发电机应用

  庄海1×1拉油点,使用地方电源,由于电网超负荷,地方电力局经常拉闸限电,给原油生产造成影响。同时庄海1×1目前伴生气除供加热需要外,每天约有2500m3放空燃烧,浪费严重。

  在庄海1×1拉油点安装天然气发电机,充分利用井口伴生天然气,节约地方用电消耗,降低运行成本。庄海1×1三口抽油机电机功率合计87KW,由埕海3.5KV变电所架设高压线路1.8公里至庄海1×1,安装200KVA变压器一台,采用天然气发电机120KW发电并入电网供抽油机及生活用电需要。

  第二采油厂投资70万元实施本方案。方案实施后减少约2500m3/d放空燃烧产生的废气,年减少排放废气排放91.25万m3,环境效益显着。采用120KW发电机并网发电,除供抽油机及生活用电需要外,多余电量送到电网上,每年节约用电70万kwh,节约电费45万元。

  3、清洁生产审核效果分析

  在清洁生产实施过程中,根据采油厂自身情况,通过各种渠道产生一系列清洁生产方案,在审核过程中逐步实施。从实施情况看,中/高费方案的投入资金数十到数百万元不等,资金来源多为自筹,主要应用于技术工艺该改造和设备更新等。这些方案投资回收期多在3年以内,实施后均收到了良好的环境效益和经济效益。

  与中/高费方案相比,无/低费方案无需投资或投资较少,容易在短期内见到效益,以加强操作管理、改善工艺操作等为主,往往也具有很好的经济效益和环境效益。

  从表1和表2可以看出,某油田公司第二采油厂和第六采油厂通过实施清洁生产均获得了较为明显的环境效益和经济效益,COD有不同程度的削减,节能效益显着,投入能够在较短时间获得回报,为企业持续清洁生产的开展提供了动力支持和资金保障。

  4、结论

  (1)采油生产中主要废物为废水,废气和固体废物较少。从整个生产过程中控制废水的产生,对低产井、高含水井实施封井或间开,部分断块废水实现就地回注,从源头上减少废水的产生,同时提高回注水量;

  (2)采油生产中,在能源替代、技术工艺改造、设备更新与维护、严格过程控制、加强管理、提高员工素质等方面可以发现很多问题,清洁生产潜力较大。

  (3)2家采油厂通过清洁生产审核,切实地实行清洁生产方案,获得了良好的环境效益和经济效益,为持续清洁生产的开展奠定了坚实的基础。

 

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