本课题以活动式油田注汽锅炉的余热利用为主要研究对象。油田注汽锅炉是稠油开发的关键设备，其设计热效率在85%左右。注汽锅炉的热损失主要为排烟热损失、锅炉散热损失及燃料不完全燃烧热损失。针对以上三点，分别在实践中寻找有效的节油措施。鉴于燃料不完全燃烧热损失所占比例很小，热采锅炉节能方案从两方面入手：一是废热再利用，二是降低热损失。基于以上思路，采取两步措施，一是对锅炉炉水取样流程进行改造，利用锅炉入口冷水冷却高温样品蒸汽，同时高温样品蒸汽提高锅炉入口水温;二是在对流段后部加装给水预热器，利用高温烟气提高锅炉入口水温。通过以上两个措施来提高锅炉入口水温之后，经锅炉燃烧加热后达到70%湿蒸汽所需要的热量减少，从而达到节约燃料油的目的。
一、概述：
我国油田蕴藏有丰富的稠油、超稠油油藏，主要分布在辽宁、新疆及山东等地区。近年来，随着原油价格的不断攀升及寻找新的油气资源的难度不断增加，我国稠油及超稠油开发规模越来越大。当前稠油开发的主要工艺为注汽热采，即用专用设备产生蒸汽后注入稠油层，一方面加热稠油层，稠油升温后粘度降低，有更好的流动性;另一方面高压蒸汽注入油层增加了地层能量，增加地层渗透率。热采注汽又分为吞吐式和蒸汽驱。吞吐式适用于大部分稠油区块，为单井注入，闷井扩散后采出;蒸汽驱适用于油层较厚且区块大的油层，由一口井连续注入，周边多口井同时采出。油田注汽锅炉又称为湿蒸汽发生器，是油田开采稠油的专用注汽设备。它是利用所生产的高温高压湿蒸汽注入油井，加热地底油层中的原油以降低稠油的粘度，从而增加稠油的流动性，大幅度地提高稠油的采收率。现用油田注汽锅炉热效率为85%左右。根据油田注汽锅炉的特性可知，油田注汽锅炉的热损失主要为排烟热损失、锅炉散热损失及燃料不完全燃烧热损失，各项损失所占比例中排烟热损失所占比例为最大。各油田针对这一项目均开展了许多节能降耗的工作，取得了很好的效果。我们吸取了各地经验，总结并实施了一套自己的方案。
二、余热利用方案及效果：
1、针对废热再利用，对高温炉水取样流程进行了改造。
注汽锅炉高温炉水取样，被常温水换热降温后取出用做干度化验。取样系统由两条对流水路组成，改造前高温炉水由单独冷凝水冷却，冷凝水最终变为污水排放，热量白白损失。为减少热浪损失浪费，并减少冷凝污水外排，我们通过分析，对取样流程进行了改造。用φ10mm不锈钢管盘成螺旋状，置于锅炉给水管线内，不锈钢管内走高温取样水，由锅炉给水作为冷凝水冷凝取样水。用锅炉给水代替单独冷凝水，冷却样品炉水，既免去冷凝水外排污染，又提高锅炉入口水温。采用内外套管形式，以炉给水代替取样冷凝水。冷却样品炉水的同时，提高了锅炉入口水温，并消除了冷凝水外排造成的环境污染及污水回收费用。
改造前流程：
高温炉水由单独的低温水经过冷凝器进行降温取样，变为低温取样水，冷凝水经过换热后变为高温废水，排污处理。
改造后流程：
相比旧取样流程，改造后简化了流程，免去取样冷凝水，样品炉水直接在锅炉给水管线中冷却，避免了冷凝水的外排，从根本上减少了污水产生，同时提高锅炉入口水温，最终提高注汽干度，节省燃料原油。改造后，简化了流程，高温炉水由锅炉的入口水经过冷凝器降温后变为取样水，锅炉入口水经过换热后温度提升，进入柱塞泵。这样免去单独冷凝水的排放，每台锅炉每天节水10方，日节约收污水车一台运费392元;同时提高了锅炉的入口水温2～3℃，达到同样干度的蒸汽所需热量减少。按照水的比热是4.2KJ/Kg，入口水温提高2℃，锅炉排量8.0t/h，燃油热值40000kj/kg计算：每天每台锅炉所需水量为：
8.0t/h×24h=192000kg
日节油量：
按照每台锅炉运行时率55%计算，年运行200天，每天排放冷却水10方，原油价格按3000元/吨计，每台锅炉每年：
节约燃料费用：0.04吨×200天×3000元/吨=24000元
节收污水运费：392元×200天=78400元
2、针对高温烟气，在对流段后部加装给水预热器。
以一台9.2t/h注汽锅炉为例，按7000m3烟气量计算，假定排烟温度由250℃降到180℃，烟气余热利用热量可达185KW。因此，油田注汽锅炉烟气余热利用的空间巨大，针对油田注汽锅炉开展烟气余热利用节能研究不仅符合当前国家节能减排要求，而且也会为企业带来较大的经济效益。
高温烟气可以用来加热助燃空气、燃油及锅炉入口水。
(1)加热空气方案需附设大量风道，增加注汽锅炉高度2m，只适合固定安装蒸发量大的注汽锅炉，考虑到活动式油田注汽锅炉搬迁较频繁，固不宜选用。
(2)加热燃油方案。一台9.2t/h注汽锅炉燃油消耗量约为520kg/h，燃油比热容以1.94kJ/Kg?K计，即使按燃油从40℃加热到90℃，温升达50℃计算加热所需热量也只有14KW，占可利用烟气余热总热量的7.6%，效率很低，故不太适宜。
(3)鉴于活动式注汽锅炉搬迁频繁，不适宜加装大尺寸复杂性高的装置，针对比例最大的排烟热损失，所能利用的热量的方法为利用排烟余热提高锅炉入口水温。以9.2t/h注汽锅炉运行水量为9t/h测算，取20℃锅炉进水比热容为4.175kJ/Kg?K，全部185KW烟气余热可使锅炉进水温度升高20℃。锅炉进水温度升到40℃，进口水温不超过60℃，柱塞泵无须改造即可正常运行。因此，利用烟气余热加热锅炉进水方案应为活动式油田注汽锅炉最佳余热利用方案。
在烟气与水的换热中，换热器的选择主要有普通管式换热器和热管换热器两种。热管换热器是近年来随着热管技术的发展而发展起来的一种换热器。因其管壁温度较高，对防止低温腐蚀和粘结性结灰有利，在低温余热回收利用中得到较快推广。 热管传热技术是国际上60年代以来发展起来的先进、高效传热技术。热管一般由管壳和内部工作液体(工质)组成。管壳是钢制的、抽成真空的密封管壳，工质是经过特殊处理的液体。热管加热段吸收热流体热量，热量通过热管壁传给管内工质，工质吸热后蒸发和沸腾，转变为蒸汽。蒸汽在微小压差的作用下上升至放热段，受管外冷流体的冷却作用，蒸汽冷凝并向外放出汽化潜热，冷流体获得到加热。由于热管内部抽成真空，工质极易蒸发与沸腾，热管起动迅速。
热管换热器是利用热管传热元件制作而成的一种换热器。它可以通过调整热管元件蒸发段和冷凝段外表扩张传热面的大小等手段来调节管壁温度，使之高于烟气露点或避开最大腐蚀区，对防止锅炉尾部的低温腐蚀、积堵灰非常有效。
普通管式换热器与热管换热器的优缺点对比：
优点：
普通管式换热器：1.结构简单，外观简捷
2.耗钢材少，造价较低
热管换热器：1.可避开低温腐蚀，设备寿命较长(5～7年)
2.烟道内换热管干燥不粘灰
3.二次间壁换热，不会造成两侧介质相混现象
缺点：
普通管式换热器：1.无法避免低温腐蚀，设备寿命较短(1～2年)
2.换热管腐蚀穿孔后，会造成进水窜入烟气，使锅炉被迫停炉
3.换热管外壁湿润粘灰，会逐渐加大烟道阻力
热管换热器：1.设备结构较复杂
2.耗钢材多，造价较高
可见，在低温烟气余热回收中由于低温腐蚀的不可避免，普通管式换热器寿命很短。既使改用耐腐蚀材质，但因其壁温太低造成的管壁粘灰亦会加大尾部烟道阻力，甚至堵灰，从而增大清灰工作量。而热管换热器因其真空相变传热方式使壁温较高，设备寿命期长;同时，二次间壁传热等优点又提高了系统的安全稳定性。
综上分析，活动式油田注汽锅炉烟气余热利用方案应选用热管换热器加热锅炉进水为宜。
软化水由水处理出口首先进入对流段尾部热管加热，升温后进入锅炉柱塞泵。以9.2t/h注汽锅炉运行水量为9t/h测算，取20℃锅炉进水比热容为4.175kJ/Kg?K，全部185KW烟气余热可使锅炉进水温度升高20℃。锅炉进水温度升到40℃，进口水温不超过60℃，柱塞泵无须改造即可正常运行。因此，利用烟气余热加热锅炉进水方案应为活动式油田注汽锅炉最佳余热利用方案。
热管换热器设计参数：
型号：SGR―11.2II
烟气量：7000Nm3/h
烟气进口温度：250℃ 烟气出口温度：180℃
水量：9t/h
给水进口温度：15℃ 给水出口温度：35℃
回收热量：217KW
换热器计算阻力：≤150Pa
外形尺寸：(接口法兰和锅炉对流段法兰相同)
以一台11.5t/h注汽锅炉为例，按7000m3烟气量计算，假定排烟温度由250℃降到180℃，烟气余热利用热量可达185KW。以11.5t/h注汽锅炉运行水量为8t/h测算，取20℃锅炉进水比热容为4.175kJ/Kg?K，全部185KW烟气余热可使锅炉进水温度升高20℃。锅炉进水温度升到40℃，进口水温不超过60℃，柱塞泵使用水温要求小于70℃，无须改造即可正常运行。因此，利用烟气余热加热锅炉进水方案应为活动式油田注汽锅炉最佳余热利用方案，该方案资金预算25万元。
烟气量：7000Nm3/h
烟气进口温度：250℃ 烟气出口温度：180℃
水量：8t/h
给水进口温度：15℃ 给水出口温度：35℃
回收热量：185KW换热器计算阻力：≤150Pa
该方案预计一次性投入资金为25万元左右，使用年限为5-7年。
假定注汽锅炉原运行热效率为84%，经烟气余热利用后排烟温度降低了约60℃。按注汽锅炉烟温每降15～20℃，锅炉热效率提高1%的经验数据，热效率提高了近3%。注汽锅炉运行以8t/h排量，燃油消耗量约为520kg/h。
考虑注汽锅炉维护保养及搬迁需要，以锅炉全年运行200天计，每年每台锅炉可节约燃料油为：200×430.56/1000=86.112吨
以每吨原油3000元计算，每台锅炉每年可节约费用为：3000×86.112=258336元
通过以上分析可以看出，该节能方案一年即可收回投资，具有良好的经济效益和推广价值。
