油田采出水余热回收利用CCER项目实践与认识

鲁胜公司采出水主要集中在集输总站和坨28分水站，日产水量分别为7500m 3/d 和4300m 3/d。

由于坨28分水站只进行分水，尚不具备热量综合利用条件，故选择具备条件的集输总站进行了采出
油田采出水余热回收利用CCER 项目实践与认识
申世峰（胜利油田分公司鲁胜石油开发有限责任公司）
摘要：鲁胜公司集输总站每日产生45～80℃的采出水7500m 3，余热长期没法回收利用；需购买蒸汽和燃气加热集输原油到80℃才能达到沉降脱水要求，产生大量有毒烟气污染环境；人工现场巡护抄录，费时费力，效率低，安全性差。

针对上述问题，鲁胜公司采用能源管控系统和安全生产管理平台，建设油田采出水余热智慧回收利用CCER 项目系统，高温采出水采用换热器热交换技术，直接将热量交换给原油，低温采出水采用热泵技术回收其余热，将低品位热能提质，制取高温热水，再通过换热器将热量交换给原油；利用安全生产管理平台，实时在线监控监测和采集余热回收参数，全面有效利用余热，节约能源保护环境，双碳背景下，建设智慧化绿色集输总站。

关键词：智慧；采出水余热；回收利用；节能环保DOI :10.3969/j.issn.2095-1493.2023.06.011
Practice and understanding of the CCER project of recovery and utilization of waste heat in oilfield produced water SHEN Shifeng
Shengli Oilfield Company Lusheng Petroleum Development Co ．，Ltd ．
Abstract：The gathering and transportation station of Lusheng Company is produced 7500m 3of pro-duced water at 45~80℃per day，and the waste heat hasn't been recovered and utilized for a long time ．What's more，the steam and gas are purchased to heat the gathering and transportation crude oil to 80℃，which is up to the requirement of sedimentation and dehydration，leading to producing a great deal of toxic fumes and polluting the environment．Additionally，the manual inspection and recording on site are time-consuming，laborious，inefficient and unsafe．In view of the above problems，the energy management and control system and safe management platform of Lusheng Company are adopt-ed to construct the CCER project for intelligent recovery and utilization of waste heat from oilfield pro-duced water．On one hand，the high-temperature produced water using the heat exchange technolo-gy of heat exchanger is exchanged directly to the crude oil，while the low-temperature produced water using heat pump technology to recover waste heat is improved the quality by the low-grade heat ener-gy，produced high-temperature hot water，and then is exchanged to the crude oil through heat ex-changer．On the other hand，by using the safe management platform，we can monitor it online in re-al time and collect the recovery parameters of waste heat，fully and effectively utilize waste heat，save energy and environmental protection，and build a smart green gathering and transportation station un-der the background of carbon peak and carbon neutrality ．
Keywords：intelligent；waste heat of produced water；recovery and utilization；energy conservation and environmental protection
作者简介：申世峰，2016年毕业于中国石油大学（油气开采技术专业），从事生产管理、技术监督工作，177****6183，shenshifeng.
****************，胜利油田鲁胜石油开发有限责任公司QHSSE 监督中心，257077。

引文：申世峰．油田采出水余热回收利用CCER 项目实践与认识[J]．石油石化节能，2023，13（6）：60-64.
SHEN Shifeng．Practice and understanding of the CCER project of recovery and utilization of waste heat in oilfield produced water[J]．Energy Conservation in Petroleum &PetroChemical Industry，2023，13（6）：60-64.
水余热利用研究与实践。

建设油田采出水余热智慧回收利用CCER项目：高温采出水采用换热器热交换技术，直接将热量交换给原油，低温污水采用热泵技术回收其余热，将低品位热能提质，制取高温热水，再通过换热器将热量交换给原油；利用安全生产综合管理平台和鲁胜公司能源管控系统，实时在线监控监测和采集余热回收参数，全面有效利用余热，实时规划最优回收利用方案，提高采出水余热利用效率。

1实施背景
鲁胜公司集输总站是一座集原油卸油、油气分离、原油脱水、采出水处理、原油外输为一体的大型联合站。

现场依靠人工巡护、抄录各种数据，加注药剂等，统计不准确安全性差。

设计原油处理能力50×104t，液量8500m3/d，主要担负着鲁源管理区井口采油液的处理及外输任务。

年外输油21.9×104t，年外输水273.75×104t，外输原油600t/d左右，产生采出水7500m3/d，采出水温度45～80℃。

每日产生6300m3（45℃)低温污水余热量（低品位热能），外输水每降低10℃，每日可以提供能量253GJ；每日产生1200m3（80℃)高温采出水余热量（高品位热能），外输水每降低10℃，每日可以提供能量41.8GJ。

长期以来，由于没有相应的回收措施，采出水中的大量热能以回灌的形式被浪费掉。

另一方面原油沉降脱水需达到80℃，外输含水率必须控制在1%以下，需要采购蒸汽及消耗天然气为原油加温。

全年加热费约1300万元。

2采出水余热回收利用CCER项目建设2.1信息化、系统化建设
采用GIS、GPS、视频、组态集成技术，开展顶层设计，确定了该系统“481”体系架构，即：4个层级、8个功能模块、1个平台。

在总体系统架构下，根据系统功能需求分层次系统开发。

采集层，在现场通过安装各类摄像头、传感器，通过RTU/PLC实现数据采集；平台层，通过SCADA系统采集存储生产现场实时数据并通过分析处理机制，形成满足需要统一标准规范的动态大数据库，为应用层提供统一技术支撑；应用层，公司级、管理区级的油田采出水余热智慧回收利用CCER系统，在线采集图像、数据处理→SCADA服务器→各级生产指挥中心的直观显示到屏幕上，通过人工智能诊断分析采出水余热回收利用系统运行情况，实时规划最优回收利用方案，实现采出水余热的有效利用[1]。

2.2技术难点与设计原则
高效、全面利用余热资源，针对集输总站同时存在高温沉降采出水和低温外输采出水的实际生产现状，设计对高温采出水和低温采出水中的余热都进行回收利用[2]；保证加热温度达到要求、管输压力不能升高；系统要安全平稳运行，采出水余热系统投入使用后，需保证能够稳定持续的供热，不得间歇性中断运行，保证加热系统平稳运行，杜绝安全隐患[3]。

2.3采出水余热回收利用技术开发
2.3.1设计与工艺流程
对于高温采出水，采用换热器热交换技术，将热量交换给油水混合液；对于低温采出水，采用热泵技术回收其余热，将低品位热能提质，制取高温热水，再通过换热器将热量交换给油水混合液。

设计流程见图1。

停用加热炉，在加热炉与换热器之间加入采出水余热利用设备[4]。

工艺流程见图2。

2.3.2设备优化选型
根据热量公式；确定高低温系统的供热功率。

Q=C mΔt（1）式中：Q为热量，J；C为比热，J/(kg·K)；m为固体燃料的质量，kg；Δt为物体的温度变化，℃。

高温采出水供热功率：高温采出水从80℃降低到55℃，经换热器释放，加热功率1308kW，原油混合液经一次加热从43.4℃提升至58.4℃。

低温采出水供热功率：设计二次加热过后油水混合液温度达到80℃，所以还需提升21.6℃。

原油混合液温升21.6℃需要的加热功率1911kW[5]。

2.3.3选择热泵
热泵按照原理分为蒸汽压缩机热泵和吸收式热泵两种。

从机组效率、供热量单价可以看出，吸收式热泵具有更好的经济性，而且集油站内有富余的天然气，因此选择使用燃气吸收式热泵机组对低温污水余热进行回收[6]。

热泵性能比较见表1。

低温采出水需提供1911kW的热量，所以选取热泵制热功率为2000kW。

根据热泵制热功率2000kW，污水温度为47℃，流量为4660t/d，热泵热水制取温度为90℃，选择RHP020D吸收式热泵机组[7]。

2.3.4选择换热器
常用换热器有管壳式换热器和螺旋板式换热器。

考虑到集油站原油黏度大，同时原油在采出水
余热回收系统中流动还必须保持较小的阻力，因此在形式上选择了可拆式贯通型螺旋板式换热器，原油走轴向通道，热水走螺旋通道[8]。

1）计算换热器总换热系数。

根据传热系数公式，计算换热器总传热系数K 值[9]为95.6W/(m 2·℃)。

2）高温部分换热面积计算及流程设计。

换热器：垂直串联2台A1、A2，原油总流量为10.4×104kg/h，分3路进入换热器。

螺旋板板宽H =1.5m ，螺旋中心管直径d =0.4m ，换热面积A =150m 2，钢板厚度d =0.004m。

A1总传热系数K =95.6W/(m 2·℃），平均温差Dt =16.4℃，换热
器负荷Q =221kW，计算换热面积A1=141m 2。

A2总传热系数K =95.6W/(m 2
·℃），平均温差Dt =20.3℃，换热器负荷Q =215kW，计算换热面
积A1=111m 2。

高温采出水余热利用系统流程见图3，增加10%余量后，选择3台340m 2的螺旋板换热器作为高温采出水换热器，总换热面积为1020m 2。

图3高温采出水余热利用系统流程Fig.3Flow of waste heat utilization system with high
temperature produced water
3）低温部分换热面积计算及流程设计。

换热器：垂直串联2台B1、B2，原油总流量
为
图1设计流程
Fig.1Design
flow
图2工艺流程
Fig.2Process flow 表1
热泵性能比较
Tab.1Comparison of heat pump
performance
10.4×104kg/h，分3路进入换热器。

螺旋板板宽H =1.5m ，螺旋中心管直径d =0.4m ，换热面
积A =150m 2，钢板厚度d =0.004m。

B1总传热系数K =95.5W/(m 2·℃），平均温差Dt =10.1℃，换热器负荷Q =136kW，计算换热面积A1=141m 2。

B2总传热系数K =95.5W/(m 2·℃），平均温差Dt =9.9℃，换热器负荷Q =134kW，计算换热面积
B2=141m 2。

低温采出水余热利用系统流程见图4。

增加10%余量后，选择6台360m 2的换热器作为低温采出水换热器，总换热面积为2160m 2。

图4低温采出水余热利用系统流程
Fig.4Flow of waste heat utilization system with
low temperature produced water
4）总工艺流程（图5）。

第一步：先将热泵系统补入软化水，运行热泵机组，将热水温度提升，对换热器进行预热。

第二步：将管输原油一部分引入热水原油换热器，运行平稳后，再将全部管输原油引入热水原油换热器。

第三步：将高温采出水引入采出水原油换热器，对换热器进行预热，然后将卸车原油引入换热器，换热后，进入软水原油换热器。

第四步：将管输原油也引入采出水原油换热器，与卸车原油混合后，一起与高温采出水换热，在进入软水原油换热器，被热泵机组制取的高温软化水加热[10]。

3
项目运行及分析
3.1
实施运行
2015年4月油田采出水余热利用CCER 系统投
产运行。

截止目前，运行良好，每天制热155~165GJ ，功率最高达到1900kWh，出口水温度75~85℃。

提高采出水余热利用效率，实现采出水余热的有效利用，节约能源保护环境，实现无人值守，节约生产成本。

3.2
高温换热器的问题
1）设备设计节能目标180GJ/d，实际运行中，日制热量均值最高到154.1GJ。

分析高温换热器的问题，掺水采出水温度能够降低到53℃，可以换热900kW，每日可替代蒸汽15~20t。

管输原油进入污水原油换热器后，管输系统压力增加为0.08MPa。

分水器进口压力升高到0.58MPa，接近设计压力0.6MPa。

应更换效率高的高温换热器。

2）机组制热能力没太大的变化。

2018年9—12月，外输污水换热器的A1-A3高温污水换热器穿孔，日平均制热量下降到129.64GJ。

换热质量下降严重，应更换抗腐蚀性污水换热器。

3.3
窜油引起的问题
更换采出水换热器后，2019年日制热量151GJ，2018年9—12月因窜油停机时间达到190h。

按每小时5GJ 计算，损失950GJ 热量。

应用智能分离器，油气精准分离，杜绝窜油。

3.4
换热质量下降问题
2020年2—4月，外输采出水换器被斜板罐漏失的滤料堵塞一部分通道，导致日平均制热量129GJ，换热质量下降严重。

采出水杂质量不稳定造成换热器堵塞，因此要清洗外输采出水换热器，清除漏失的滤料，5—12月的日平均制热量
为
图5总工艺流程
Fig.5Total process
141GJ。

4效益分析
2015年4月油田采出水余热回收利用CCER项目投产，项目总投资1200万元。

与2014年比较，由2015年至今，节约蒸汽用量19.6868×104t，按280元/t计算，节省蒸汽费用5512.3万元，由2015年到2022年，节约天然气用量694.7756×104m3，节约天然气费用1459.1万元。

2015年至今，共节省费用5771.4万元，减少碳排放1.3896×104t。

5结论
1）利用鲁胜公司能源管控系统和安全生产综合管理平台构成油田采出水余热回收利用CCER系统，实现远程视频监控，在线采集图像、数据处理，实时规划最优回收利用方案，提高采出水余热利用效率，实现采出水余热的有效利用。

2）采出水余热资源成功应用到油气生产过程，实现高、低温采出水余热资源全面利用；有效的回收污水中的热能，有明显的节能作用，对经济效益和进展来说，与燃烧天然气和购买蒸汽相比，节约了空间、消减了工序、降低了费用。

3）对于环境来说，消减了有毒气体的排放、消减了废水产生，减少碳排放，保护环境，对节能减排方面有着重要作用和意义。

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收稿日期2022-12-05
（编辑王斐然）。