大庆油田喇压浅冷天然气净化技术方案(附录2).docVIP

天然气分公司天然气处理厂循环水回收利用工程 设计方案 一、概述 依据2008年油田基本建设工程计划，拟对萨南动力站、南压浅冷战、南压深冷站、北Ⅰ－Ⅰ动力站、红压动力站及北压动力站的循环水场的工艺进行改造。根据目前上述循环水场循环冷却水处理现状及存在的实际问题，工艺改造方面应新建循环水场补水过滤设备，循环水旁滤设备、自动加药设备、腐蚀结垢监测设备及冷却塔化冰设备。工艺改造结束后，应重点在运行加药管理，水质监测及系统腐蚀结垢控制上下功夫。切实解决目前循环水水质不良及水资源浪费的现状。 二、现状分析 天然气公司拟改造循环水场基本情况如下表 （表一） 序号 装置名称 工艺类别 投产日期 设计规模 设计补水量 每小时用水量 加药设施 旁滤设备 加药状况 1 萨南动力站 浅冷、深冷 1986 1200m3/h 28.5 m3/h 28.5 m3/h 无 运行 每次50kg 2 南压浅冷战 浅冷 1990 800 m3/h 9.31 m3/h 9.31 m3/h 无 无 每斑8kg 3 南压深冷站 深冷 2006 400 m3/h 6.25 m3/h 6.25 m3/h 无 无 每斑8kg 4 红压动力站 浅冷 2002 1966 m3/h 29 m3/h 29-50 m3/h 有 停运 不加药 5 北压动力站 浅冷 1999 1000 m3/h 41.5 m3/h 20-60 m3/h 有 停运 不加药 6 北Ⅰ－Ⅰ动力站 浅冷 2005 1000 m3/h 22.5 m3/h 22.5-120 m3/h 有 停运 加杀菌剂 1、运行方式现状 据调查，夏季水温偏高压缩机冷却系统冷却效果不好，经常使压缩机排气系统温度高报警至停机。上述6个循环水场每年的5月1日至10月1日之间采用直流供水或补充大量新鲜水的运行方式，仅在每年10月至次年的5月间采用循环冷却的方式。由于夏季补充水量大，最高时到达120T/h，比正常循环运行时补水量高出近5倍，因此设备改造应兼顾两种不同的补水量。 2、水源水质现状 由于天然气公司油气初加工装置布置分散，所采用的水源尽不相同，目前已建循环水场来自9个水源，它们分别是杏二水源、红岗水源、八百响水源、南二水源、东水源、龙虎泡水源、新村水厂、大庆水库和喇水源。另外，大庆地区供水管网大多数是相通的，除了固定水源以外还掺有其它水源的水，实际水质与固定水源是有差别的。例如杏二水源与南水源的水质就有很大差别 表二、杏二水源水质分析报告 水源与水质调查(杏三、杏二水源) 补充水水质分析报告 表二： 项目 浊度 PNU 钙 mg/l 硬度 mmol/l 氯离子 mg/l 碳酸根 mg/l PH 总铁 mg/l 数值 28．3 55．9 3．96 108 1280 7．35 6．0 表三、南水源水质分析报告 水源与水质调查(萨南、南水源) 补充水水质分析报告 表三： 项目 浊度 PNU 钙 mg/l 硬度 mmol/l 氯离子 mg/l 碳酸根 mg/l PH 总铁 mg/l 数值 0．03 31．26 2．36 34 690 7．58 0．52 根据以上水质分析数据说明，不同循环水场的水质差别很大，采用同一种水质处理方法是不科学的，也是无效的。 循环水旁滤现状 从表一可以看出，做为循环冷却水处理的重要设备——旁滤设备，有的水场配备了，有的水场没有配备。同时经调查，各循环水场所配备的旁滤设备尽不相同，有石英砂过滤器、活性炭过滤器、纤维过滤器、叠片过滤器等。少数旁滤设备能够实现全自动运行，大多数旁滤设备为手动运行，而且设备老化严重，设备内部构件腐蚀、滤料老化、阀门失灵等现象随处可见。同时手动的旁滤设备在运行中很难实现定时反冲洗，大大影响了循环冷却水的旁滤效果，甚至有的设备形同虚设，另外旁滤设备的参差不齐，给生产管理和生产考核带来了一定的难度。 加药处理现状 表一中所列的加药设备均为手动加药设备，手动加药设备的缺点就是只能加药却无法准确计量。实际操作中，人工冲击加药的方式代替了设备加药。人工冲击加药不但起不到阻垢、防腐的目的，而且浪费了水处理药剂，对环境也造成了一定的污染。 循环水补水、排污、浓缩倍数控制现状 目前，天然气公司多数循环水场补水、排污没有设流量仪表，补水量、排污量没有进行科学、有效的控制，有的循环水场一直采用直流冷却的方式，也就是说其运行的循环冷却水浓缩倍数是1，至使循环冷却这一技术失去了其应有的意义，浪费了大量水资源，排污水的回收也成了生产中的一大难题。 系统结垢、腐蚀现状 由于循环冷却水系统没有进行必要的水质稳定处理，设备泥砂沉积，结垢，腐蚀现象严重，具体举例如下： 一大队：2002年杏三E502水冷器更换不锈钢管束，2004年水冷器上部全部被结