油田采出水余熱資源利用技術(shù)路線及項目優(yōu)選

曹建寶

（中國石油化工集團有限公司發(fā)展計劃部，北京 100728）

某油田在原油生產(chǎn)過程中伴隨產(chǎn)生的采出水量豐富，日處理采出水總量達90萬m3/d，平均溫度為40～50℃，采出水大多在處理合格后直接回注地下，其蘊藏豐富的余熱資源未得到合理充分利用。在油氣生產(chǎn)過程中，油氣集輸能耗占比較大，尤其是在輸送過程中需要維持較高的溫度，一般在集輸站（庫）通過燃氣加熱爐進行加熱。2013年，油田集輸站（庫）共有加熱爐548臺，總熱負荷130.25 MW，年耗油、氣量折合標煤約31.1萬噸，若按市場價測算，僅油田集輸系統(tǒng)加熱原油耗能就需約8億元。針對油氣集輸耗能大的情況，采用采出水余熱進行燃料替代，在不改變站內(nèi)原有工藝流程的前提下，2013年以來共實施了18項油田采出水余熱利用項目，回收采出水余熱用于原油加熱和生活供暖，節(jié)省在原油加熱過程中的原油和天然氣消耗量，以實現(xiàn)降低加熱成本和節(jié)能減排。

2019年，為了科學評價油田采出水余熱利用項目，對已實施的18項油田采出水余熱利用項目進行調(diào)查統(tǒng)計，研究已實施項目采用的工藝技術(shù)路線和應用場景，綜合評價項目實施效果，在此基礎(chǔ)上形成油田余熱資源利用技術(shù)路線及項目優(yōu)選方法，以指導綠色油田建設(shè)。

1 某油田采出水余熱利用現(xiàn)狀

1.1 油田采出水余熱資源情況

1.1.1 資源特點

油田采出水余熱是油氣生產(chǎn)伴生水經(jīng)油田聯(lián)合站、污水站、接轉(zhuǎn)站等處理后富含在水中的熱量，一般溫度大于40℃，溫度適中，水量較大、水質(zhì)較差（含油、顆粒物、礦化度高），與油田生產(chǎn)流程結(jié)合緊密，利于就地消納。典型的集輸站（油田聯(lián)合站）生產(chǎn)工藝流程見圖1。

圖1 典型油田集輸站(聯(lián)合站)生產(chǎn)工藝流程

1.1.2 資源分布

2019年，油田擁有采出水資源的集輸站（庫）72座，日處理采出水總量90.25萬m3。從采出水水量來看，水量大于10 000 m3/d的大中型集輸站（庫）有33座，采出水量72.2萬m3/d，占總水量的80%；從采出水溫度來看，水溫≥40℃的集輸站（庫）65座，采出水量79.42萬m3/d，占總水量的88%。

1.2 資源利用情況

2019年9月，在運行油田采出水余熱利用項目18個，涉及17座原油集輸站（庫），利用采出水總量22.8萬m3/d，占油田采出水總量的25%；正在建設(shè)的余熱利用項目5個；未實施余熱利用的站（庫）有50座。

2 已實施的油田采出水余熱利用項目

2.1 油田采出水余熱發(fā)展歷程

自2000年開始，油田對采出水進行余熱開發(fā)利用，期間大致經(jīng)歷了3個發(fā)展階段。

起步探索階段（2000-2012年）：在此期間油田實施了采出水余熱利用項目9個，主要利用工藝是板式換熱器直接換熱，用于居民采暖，工藝相對簡單；由于處理后的采出水水質(zhì)較差，換熱器技術(shù)不成熟，項目運行中存在換熱器堵塞、換熱效率低等情況，故障頻發(fā)，運行效果較差。隨著集中供熱供暖方式的發(fā)展，部分站點陸續(xù)停用。

合作發(fā)展階段（2013-2017年）：為了實現(xiàn)余熱利用的專業(yè)化管理，油田成立了地熱余熱資源開發(fā)項目部，負責油田地熱、余熱開發(fā)項目的管理。為了規(guī)避投資技術(shù)風險，油田采用了建設(shè)—擁有—經(jīng)營（BOO）、建造—運營—移交模式（BOT）、合同能源管理模式（EMC）等合作模式，先后完成了樂安聯(lián)合站等18個油田采出水余熱利用項目，工藝利用方向從民用轉(zhuǎn)向工業(yè)生產(chǎn)，技術(shù)利用方式由簡單的直接利用發(fā)展為“換熱器換熱＋熱泵機組提溫”的高效利用方式，取得了較好效果。

全面推進階段（2018年以后）：油田將地熱余熱項目部更名為新能源開發(fā)中心，并賦予其投資建設(shè)主體的責任，主要通過自建模式全面推進油田采出水余熱利用項目。

2.2 已實施在用采出水余熱項目

為了科學評價油田采出水余熱利用項目，對已經(jīng)實施的18項油田采出水余熱利用項目基礎(chǔ)條件、建設(shè)規(guī)模、投資、工藝等進行重點調(diào)研。主要采用前后對比法、現(xiàn)金流量法。前后對比法主要是項目實施前和實施后的效果對比，主要指標有燃料消耗量、項目投資、運行成本，通過對比來分析研究項目實施效果?，F(xiàn)金流量法，主要針對項目整個生命周期進行財務(wù)評價，重點是研究其經(jīng)濟性，運用投資、收入、成本和評價參數(shù)，對項目周期內(nèi)的現(xiàn)金流量進行測算，評價項目是否在經(jīng)濟上可持續(xù)。經(jīng)過項目實地調(diào)研，分析不同采出水特性，不同的集輸系統(tǒng)用能特點，在不改變集輸站（庫）內(nèi)原有工藝流程的前提下，通過研發(fā)高溫高效熱泵技術(shù)，實現(xiàn)油田采出水余熱低耗高效開發(fā)利用，并優(yōu)化采出水余熱利用系統(tǒng)能流參數(shù)，指導油田余熱利用項目的開展。

3 油田采出水余熱利用綜合評價

3.1 技術(shù)適應性評價

在已實施的18個油田采出水余熱項目中，按照能源利用的形式，主要應用了3種技術(shù)路線，分別是余熱直接利用、余熱＋燃氣、余熱＋電能，這3種技術(shù)路線綜合考慮了油田采出水余熱資源條件、現(xiàn)場能源條件、用能需求等情況。油田已實施采出水余熱利用項目基本情況見表1。

表1 油田已實施采出水余熱利用項目基本情況

3.1.1 余熱直接利用

余熱直接利用是油田采出水與軟化水經(jīng)換熱器換熱，換熱后的軟化水為熱用戶提供熱量的工藝路線。其工藝特點是工藝簡單、投資少，運營成本低、經(jīng)濟效益好。一般適用于油田采出水余熱資源較好，用熱需求溫度低于45℃，且熱源距離熱用戶較近的項目。景苑西區(qū)余熱供暖、勝北佳苑余熱供暖等4個項目均為居民采暖項目，熱需求溫度低，且住宅小區(qū)距離采出水站庫均較近，采用了工藝簡單的余熱直接利用技術(shù)路線。余熱直接利用技術(shù)路線工藝流程見圖2。

圖2 余熱直接利用工藝流程

3.1.2 余熱＋燃氣

余熱＋燃氣是利用天然氣作為驅(qū)動熱源，通過吸收式熱泵從采出水中提取熱量供熱用戶使用的技術(shù)路線。其工藝特點是充分利用了油田集輸站（庫）自產(chǎn)天然氣或者油田伴生氣資源，采用吸收式熱泵技術(shù)提高出水溫度。熱泵COP一般為1.4～1.6，與壓縮式熱泵相比稍低，采出水余熱占比介于28%～37%，出水溫度介于60～95℃，比壓縮式熱泵溫度上限有所提高。用熱溫度需求高于85℃的項目，且天然氣資源充足的場站，一般應用余熱＋燃氣技術(shù)。

魯勝集油站余熱利用、純梁首站余熱代油代氣、孤東新灘聯(lián)余熱代氣等7個余熱利用項目，站庫內(nèi)均含有豐富的自產(chǎn)天然氣資源，并且需工藝加熱溫度均高于85℃，選擇采用了余熱＋燃氣技術(shù)路線。余熱＋燃氣技術(shù)路線工藝流程見圖3。

圖3 余熱＋燃氣工藝流程

3.1.3 余熱＋電能

余熱＋電能是利用電壓縮式熱泵從采出水中提取熱量供熱用戶使用的技術(shù)路線。其工藝特點是充分利用電能，采用壓縮式熱泵技術(shù)提高產(chǎn)出水溫度，整體能效較高，一般COP在3.0～5.0，采出水余熱占比介于60%～80%，出水溫度介于60～80℃。一般適用于電力充足、天然氣源缺乏的站庫，溫度需求低于80℃的項目。

樂安聯(lián)合站余熱代氣、永一聯(lián)合站余熱代氣、樁西106接轉(zhuǎn)站余熱代氣等7個項目因為站庫內(nèi)缺乏伴生氣自產(chǎn)氣缺乏、或有豐富的電能補充，工藝用熱需求低于80℃等因素，設(shè)計采用了余熱＋電能技術(shù)路線。余熱＋電能技術(shù)路線工藝流程見圖4。

圖4 余熱＋電能工藝流程

3.2 效益分析

3.2.1 用戶方效益分析

已實施采出水余熱利用項目實施前耗原油0.5萬噸/年（原油價2 300元/噸），耗氣量2 527萬立方米/年（氣價2.64元/立方米），實施前總成本1.1億元/年，實施后購熱成本7 821萬元/年，實施后節(jié)約成本3 179萬元/年；年節(jié)約標煤3.86萬噸、年減排二氧化碳8.77萬噸，社會效益顯著。已實施采出水余熱利用項目效益測算見表2。

表2 已實施采出水余熱利用項目效益測算

3.2.2 建設(shè)運行方收益

油田采出水余熱均采用BOO、BOT或EMC建設(shè)模式，根據(jù)調(diào)研項目投資方實際運行效益、效果和可研方案預測基本保持一致。18個項目分別根據(jù)不同的技術(shù)方案和特點，采取招標方式選擇建設(shè)運營方，項目每吉焦熱量合同價格在55～59元，實際運行成本在50～55元，建設(shè)方運營方的收益在10%左右。

4 采出水余熱利用項目優(yōu)選

經(jīng)過近20年的發(fā)展，油田采出水余熱開發(fā)利已趨于成熟，具備了全面推進的條件，本次調(diào)研提出了采出水余熱利用項目的技術(shù)經(jīng)濟邊界條件，并進行項目優(yōu)選，為油田采出水余熱利用全面發(fā)展提供參考。

經(jīng)調(diào)研，油田預計可以實施余熱開發(fā)利用的50座集輸站（庫）剩余可利用采出水總量為60.2萬m3/d，占油田采出水總量的67%。若按照余熱利用溫差10℃，年運行天數(shù)為300天計算，理論上可利用采出水資源總量約為757×104GJ/a，綜合考慮余熱項目供熱量、熱泵COP、耗電量等因素影響，項目實施后預計可以節(jié)約標煤約9.7萬 t/a。

4.1 油田集輸系統(tǒng)用熱需求測算

油田采出水余熱利用需求主要是集輸站（庫）工業(yè)用熱或站（庫）及周邊居民用熱。本次調(diào)研中無熱需求的集輸站（庫）共16座，主要存在3種情況：一是油氣生產(chǎn)中本身無加熱需求站（庫）7座，如樁1接轉(zhuǎn)站、樁82接轉(zhuǎn)站等，此類站（庫）不考慮采出水余熱利用項目建設(shè)；二是油氣生產(chǎn)中有加熱需求，已使用外購蒸汽加熱的集輸站（庫）8座，考慮到此類站（庫）外購熱源穩(wěn)定，無燃氣、燃煤消耗，且實施余熱利用項目后增加站（庫）危險控制點并消耗燃氣、電能等，暫不考慮采出水余熱利用；三是已經(jīng)進行其他工藝形式的余熱利用的站（庫），如海洋采油廠中心一號站采用燃氣輪機發(fā)電機余熱加熱等。經(jīng)熱需求初步篩選后，可實施余熱利用集輸站（庫）34座。

4.2 經(jīng)濟規(guī)模（以采出水量測算）

油田采出水余熱利用項目經(jīng)濟規(guī)模與集輸站（庫）工藝用熱負荷、采出水水量、余熱利用溫差等因素有關(guān)，以34座油田集輸站（庫）中最小用熱需求720 kW測算，按余熱利用溫差10℃、項目內(nèi)部收益率8%測算，所需最小采出水量為1 900 m3/d。當集輸站（庫）水量小于1 900 m3/d時，余熱資源量無法滿足用熱需求。從項目經(jīng)濟性、可行性角度考慮，采出水量小于1 900 m3/d的集輸站（庫）暫不考慮實施余熱利用。經(jīng)調(diào)查及采出水量經(jīng)濟規(guī)模測算，34座油田集輸站（庫）的采出水量大于1 900 m3/d，可充分論證及實施余熱利用工程。

4.3 采出水年平均水溫

根據(jù)調(diào)研目前集輸站（庫）加熱需求溫度一般大于80℃，熱泵機組要求采出水年平均溫度大于40℃以維持較高的COP，保證運行效率，且根據(jù)調(diào)研目前采出水年平均溫度為40～50℃，且溫度分布集中在40～50℃以上，故采出水年平均溫度優(yōu)選值為大于40℃。經(jīng)調(diào)查及數(shù)據(jù)對比，26座采出水量大于1 900 m3/d的可實施余熱利用場站中采出水年平均水溫大于40℃的集輸站庫有22座。

4.4 其他

另外，海洋采油廠中心二號站等項目位于海洋平臺，無余熱項目擴建空間，不宜采出水余熱利用項目開發(fā)建設(shè)。通過四輪篩選，初步確定在21座集輸站（庫）重點開展采出水余熱利用項目。

5 需要解決的問題

5.1 采出水水質(zhì)對換熱技術(shù)的影響

通過調(diào)研，油田采出水的含油量影響換熱器的換熱效率，若水中含油量高則會大幅度降低板式換熱器的換熱效率，所以含油量是影響項目效果的重要因素，對于采出水的水質(zhì)處理工藝尤為重要。油田采出水成分比較復雜，普遍有較高的礦化度、多樣的有機物，尤其采出水中程度不一的油品乳化、富含蠟質(zhì)等，會較大程度的使板式換熱器結(jié)垢或者堵塞。實施采出水余熱利用項目，需要對水質(zhì)進行詳細研究，選用耐腐蝕和便于維護清洗的換熱設(shè)備，確保設(shè)備運行可靠。

5.2 油田就地分水短流程改造對余熱利用的影響

為了減少集輸系統(tǒng)的能耗，油田針對高含水采出液聯(lián)合站，采用了高效預分水技術(shù)。已在樁西、純梁、東辛、河口等采油廠接轉(zhuǎn)站應用就地分水、就地處理、就地回注的工藝，部分場站采出水量下降，有效解決了區(qū)域聯(lián)合站采出水處理能力不足、資源利用不足、輸送能耗大等問題。采出水水量的減少標志著余熱資源的減少，這對余熱利用造成較大的影響。油田就地分水短流程改造后，21座場站中有11座站場因為水量下降，導致用熱量需求下降，經(jīng)過財務(wù)分析，這些場站內(nèi)部收益率均低于8%而無法實施。今后，油田在采出水余熱利用方面需繼續(xù)集輸站（庫）油（水）系統(tǒng)改造進行具體分析，確保項目實施效益和效果。

6 結(jié)語

中國石化始終堅持“綠色低碳”發(fā)展戰(zhàn)略，提出在“十四五”期間加快新能源布局，積極引領(lǐng)發(fā)展氫能，推進太陽能、風能發(fā)展，優(yōu)化發(fā)展生物質(zhì)能，著力構(gòu)建清潔低碳、安全高效的能源體系，大力推進上游企業(yè)新能源項目落地實施，進一步推動新能源業(yè)務(wù)的發(fā)展。油田正面臨低油價以及創(chuàng)建綠色低碳企業(yè)的新形勢，這對油田在生產(chǎn)中適用新能源提出了更高的要求，在油田生產(chǎn)中的集輸系統(tǒng)，開展油田采出水余熱利用，并統(tǒng)籌考慮太陽能、風能的綜合利用，可以有效提高油田系統(tǒng)綜合用能水平，解決油田企業(yè)在節(jié)能減排中的效率問題。