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(qū)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(fā)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(fā)，到后期原油含水率會不斷升高，水區(qū)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(tài)。基于上述分析，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(huán)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(jié)能降耗的目標要求；因此，從余熱回收再利用層面出發(fā)，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(qū)計轉站來油處理任務，設計稀油處理規(guī)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(guī)模為5 000 m3/d，主要負責該片區(qū)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(xù)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(xù)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(guī)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(huán)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(tài)。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(fā)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(huán)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(xù)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(huán)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(huán)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(xù)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(jié)約加熱爐耗天然氣125×104m3，節(jié)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(jié)約加熱爐耗天然氣645×104m3，節(jié)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(jiān)控運行。方案二有燃氣熱泵、循環(huán)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(huán)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(jié)約能耗等方面進行對比分析，最終確定方案一為最優(yōu)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(huán)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(huán)保隱患風險，為保證塔河油田后期高效注水開發(fā)、減少對油區(qū)生態(tài)環(huán)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(yè)形象，社會效益顯著。