西北油田聯合站中采出水余熱回收工藝設計與應用

何巍楊 劉勇 毛應濤 徐靜 張向輝 杲靜

（中國石化西北油田分公司）

西北油田某聯合站采出水處理區主要負責對進站原油沉降后脫出的采出水進一步重力沉降除油、壓力除油、除懸浮物，處理合格后外輸回注至油井中。目前管道外輸壓力為0.5 MPa，溫度為65～72℃，2012年出現玻璃鋼管老化、失效、刺漏問題。截至目前，該管線失效100余次，嚴重影響聯合站外輸注水任務。

為了找出導致上述問題的原因，對處理后的采出水進行取樣化驗，結果發現其具有高礦化度（21×104mg/L）、高Cl-（13×104mg/L）、高Ca2+（1.1×104mg/L）、高Mg2+（1.0×103mg/L）、高總硬度（3×104mg/L）、低p H值（6.7）的特點，水質存在較強的腐蝕性、結垢性。詳細的水質物性分析如表1所示。雖然采出水外輸管材采用的是耐腐蝕性、耐熱性、抗老化性等綜合性能較好的酸酐固化玻璃鋼管，但是在長期高溫工況條件下，會加速外輸管線的腐蝕速率[1]，致使采出水侵蝕、滲入玻璃鋼管內襯層引起破壞，最終導致管材失效。

隨著油田逐步開發，到后期原油含水率會不斷升高，水區處理負荷加大。如果不及時解決管線頻繁腐蝕穿孔現象，處理后的凈化水將不能及時外輸，而2座700 m3凈化水罐一旦到達高液位，前端原油將不能正常沉降脫水，整個系統將處于紊亂狀態?；谏鲜龇治?，從采出水外輸溫度方面進行考慮，只要降低外輸溫度，破壞加速腐蝕的溫度環境條件，腐蝕速率就會在很大程度上降低，從而延長管線的使用壽命。而在采出水處理后端增加降溫設備，其不僅會增加成本，而且也不符合節能降耗的目標要求；因此，從余熱回收再利用層面出發，設計出采出水余熱回收工藝方案，在給外輸采出水降溫的同時，對進站稀油進行加熱，實現從根源因素上解決問題。

1 聯合站當前工藝現狀

西北油田某聯合站主要擔負著該片區計轉站來油處理任務，設計稀油處理規模50×104t/a。原油處理采用加熱分離沉降脫水工藝，給密度為0.82 g/cm3的稀油加熱熱源由1臺4 000 k W相變加熱爐承擔。目前該聯合站稀油進站液量在2 400～2 700 t/d之間，原油含水率約3%，進站溫度在35～43℃之間，加熱爐出口稀油溫度為60℃。

表1 處理后的采出水水質物性

該聯合站采出水處理系統設計規模為5 000 m3/d，主要負責該片區油田采出水處理任務。目前日處理量為4000～4909m3，平均每天處理量為4 711 m3，設計處理指標含油量為10 mg/L，懸浮物為10 mg/L。

2 采出水余熱回收方案設計

2.1 換熱器直接換熱

本工藝根據該聯合站采出水溫度特性及進站稀油加熱需求，結合當前稀油和采出水處理工藝流程以及運行現狀，采取利用換熱器[2]將采出水與稀油直接換熱，回收利用采出水的余熱。換熱器出口稀油溫度與現有加熱爐聯鎖，換熱器出口的稀油溫度達到60℃后，則進入后續流程的原油破乳脫水處理系統進行沉降脫水；稀油溫度達不到60℃，則需進入相變加熱爐進一步加熱至60℃，然后進入后續流程。方案一工藝流程如圖1所示。

圖1 方案一工藝流程示意圖

通過對該聯合站稀油目前實際運行數據進行調研，結果（表2）表明：稀油來液實際處量已基本達到原設計規模量，且進站溫度及處理后的采出水溫度均有較大波動，夏季稀油來液溫度為35℃，處理后的采出水溫度為67℃；冬季稀油來液溫度為43℃，處理后的采出水溫度為60℃。

通過熱量計算公式，數據采用設計數據，稀油比熱容取2.5 kJ/(kg·℃)，可計算出稀油設計工況下總熱負荷，夏季為1 982 k W，冬季為1 348 kW。

式中：Q為所需熱量，k W；m為介質循環量，kg/s；C為介質比熱容，k J/(kg·℃)；ΔT為溫差，℃[3]。

根據表2設計參數和能量平衡原則，分別計算出采出水〔采出水比熱容取4.2k J/(kg·℃)〕與稀油在夏季、冬季條件下的平均對數溫差（公式2）、換熱功率。具體計算結果見表3和表4。

表3 稀油加熱校核計算數據（夏季）

表4 稀油加熱校核計算數據（冬季）

當ΔT1/ΔT2＞1.7時，用公式（2）表示，即

當ΔT1/ΔT2≤1.7時，用公式（3）表示，即

由表3和表4可知，夏季稀油通過換熱器換熱后，溫度上升23℃，達到58℃，基本滿足稀油破乳沉降脫水溫度要求；冬季稀油通過換熱后溫度上升至55℃，此時則需要進入相變加熱爐進行補充加熱，再進入下一步工藝流程；采出水與稀油換熱運行工況期間，稀油加熱爐需處于熱備狀態。而對于采出水，冬夏季溫度均能通過換熱降至60℃以下，符合外輸溫度的要求。通過計算平均對數溫差發現，均滿足標準推薦值大于或等于5的要求。

通過上述論證分析可以得出，直接利用采出水余熱為進站稀油加熱，在保持現有原油處理工藝的基礎上，可實現采出水余熱利用和降低采出水外輸溫度、消減采出水滲漏環保隱患兩大目標。

2.2 梯級利用采出水余熱

梯級利用采出水余熱是在方案一的基礎上，采用熱泵技術深度提取采出水余熱，將稀油二次加熱到稀油處理工藝需要的溫度60℃，完全替換現有原油相變加熱爐?，F有原油相變加熱爐作為備用設備，以防熱泵系統出現故障時，原油相變加熱爐可以立刻投入生產。方案二工藝流程如圖2所示。

表2 稀油數據調研結果

圖2 方案二工藝流程示意圖

由圖2可知，此方案分為直接換熱部分和熱泵提溫換熱部分。處理后的采出水首先通過浮頭式換熱器直接給進站稀油換熱，然后通過采出水-中間水換熱器進一步提取采出水中的熱量后，進行外輸注水任務。

稀油通過浮頭式換熱器后，進入高溫水換熱器再次加熱至60℃以上，進入后續原油破乳脫水處理工藝流程。

中間水則通過中間水換熱器獲得采出水余熱，接著通過中間水循環泵輸送給熱泵機組，熱泵機組將低品位的熱量轉化為高品位的熱能后，通過冷凝器側的循環水泵將蘊含高品位熱能的水輸送給高溫水換熱器，為稀油繼續加熱提供熱源[4-5]。

3 兩種工藝改進效果分析

為了將處理后的采出水所蘊含的熱能充分回收利用，設計出兩種工藝方案，但是上述兩種方案的技術路線、達到的效果差異較大，現將從以下幾個方面進行對比分析。

1）方案一建設投資為407.18萬元，投資回收期6.03年。方案二建設投資（不含增值稅）為2 197.68萬元，投資回收期9.87年。方案二投資高，投資回收期長。

2）根據現場調研，電費按0.46元/kWh計算，天然氣按0.83元/m3計算，熱費按36.9元/GJ計算。

方案一每年可回收余熱量為3.62×104GJ。原油加熱爐實際效率取80%，可計算出年節約加熱爐耗天然氣125×104m3，節約天然氣能耗費用104萬元。方案二每年產生的熱量為18.59×104GJ，可計算出節約加熱爐耗天然氣645×104m3，節約天然氣能耗費用535萬元。

3）方案一僅安裝1臺換熱器，換熱器采用戶外型，無需建設換熱站，占地面積小，管理方便。方案二需要設熱泵系統，故需設熱泵機房，熱泵系統包含設備多，占地面積大，維護管理難度大。

4）方案一沒有動力設備，僅增設1套換熱器，且換熱器進出口溫度、壓力參數均傳至聯合站中控室，可由現有人員監控運行。方案二有燃氣熱泵、循環水泵等設備，維護管理難度大，需設專人值班。

綜上所述，方案一工藝簡單成熟，不影響聯合站現有工藝，設備少，工藝簡單，管理方便，建設投資低，投資回收期短。方案二工藝復雜，設備多，需設專人值班，投資回收期長。

4 結論

針對西北油田某聯合站因采出水外輸管線頻繁刺漏的問題，分析導致因素主要為水質、外輸管線材質、溫度。本文主要從加速腐蝕所需溫度環境考慮，設計出兩種采出水余熱回收方案，在給外輸采出水降溫的同時，利用其熱量對進站稀油進行加熱。對兩種方案從投資、節約能耗等方面進行對比分析，最終確定方案一為最優方案。該方案投資低，效果好，不改變該聯合站原油處理工藝及采出水處理工藝。項目實施后，可有效改善采出水外輸玻璃鋼管的運行溫度環境，緩解該聯合站采出水外輸管線頻繁腐蝕刺漏現象，消減采出水外輸管線滲漏造成的環保隱患風險，為保證塔河油田后期高效注水開發、減少對油區生態環境的污染、安全清潔生產奠定了基礎；同時，可提高西北油田分公司企業形象，社會效益顯著。