高含水油井采出液余热的规模利用

薛李强 苗彦平 冶维青 葛玉娇 马文娟 陈振亚 杜航

1中国石油华北油田分公司第三采油厂

2中国石油青海油田分公司采油四厂质量安全环保办公室

留北油田位于冀中坳陷饶阳凹陷中部，介于河北省河间市和献县交界处，共包括6 个开发单元：留北潜山、留23、路3、路15、路27 和路30 断块，含油层系为蓟县系雾迷山组、上第三系馆陶组、明化镇组。共有油井124口，开井89口；高含水油井9口（主要分布在留北潜山），开井5口，日产液4 281 t，日产油229.8 t，综合含水率94%；注水井27口，开井11口，日注水4 052 m3。目前运行联合站1 座（留一联合站）、接转站3 座（路15 接转站、路27 接转站、路三接转站）、计量站8 座。集油工艺以三管伴热为主，生产用热主要由燃油加热炉供应，4座供热站场共有加热炉11台，年消耗燃油2 000 t。5口高含水油井日产液3 800 m3，井口温度107 ℃，余热资源丰富；因此，充分利用特高含水老井余热供留北油田开发使用至关重要[1-2]，对于替代加热炉供热、降低能耗及碳排放意义重大。

1 余热利用工艺优化设计与实施

1.1 规模替代

前期将高含水油井采出液集中至余热站，一部分采出液通过高效换热器给生产伴热水换热升温，供89 口油井集油、4 座站场维温换热及生活区采暖，充分利用原供热系统，实现留北油田区域内地面系统加热炉全替代。同时依托余热站新建油管修复厂、污油污泥净化点，一部分采出液直接去油管修复厂清洗油管、卸油点化油，为全厂油管修复、油泥无害化处理提供热能。然后采出液通过注水系统回注地层，保持开发能量。前期高含水油井采出液余热利用工艺流程见图1、站外集油维温干线示意图见图2。

图1 前期高含水油井采出液余热利用工艺流程Fig.1 Process flow of waste heat utilization of produced fluid in high water-cut wells in the early stage

图2 前期实施后站外集油、维温干线Fig.2 Oil gathering and heating lines outside the station after early implementation

前期工作开展后，虽然实现了区域内加热炉全替代，但由于单井集油采用三管伴热工艺、地面系统维温采用换热器间接供热，因此依然存在系统热负荷高、余热利用效率低的问题，从而使高含水油井采出液需求量居高不下，注采成本高，需进一步优化工艺降低热能需求。

1.2 集油工艺

1.2.1 工艺优化

对于站外89 口油井，根据现场分布情况，按照充分利用旧管线、压缩新建管线投资的原则，集油管线通过简短串接[3]，使高产液井带低产液井、高含水油井带低含水油井、井口温度较高井带井口温度较低井，提高串接井组整体液量、含水率和温度，降低集油过程中沿程摩阻。同时，对高液量、高含水串接首端井应用保温油管[4]，减少井筒举升过程中的热能损失，充分利用地层热能进一步提高集油温度，使区域内4座站场所辖的油井全部实现单管不加热集油，8座计量站简化为阀组间，减少单井集油系统热负荷。路三接转站、路27 接转站、路15-1计量站实施情况见表1、表2、表3。

表1 路三接转站单井集油工艺优化实施情况统计Tab.1 Statistics of the implementation of single well oil gathering process optimization at Lu 3 Block Station

表2 路27接转站单井集油工艺优化实施情况统计Tab.2 Statistics of the implementation of single well oil gathering process optimization at Lu 27 Block Station

表3 路15-1计量站单井集油工艺优化实施情况统计Tab.3 Statistics of the implementation of single well oil gathering process optimization at Lu 15-1 Metering Station

1.2.2 干线掺水防腐蚀防垢的评价与实施

高含水油井采出液直接回掺接转站集油干线需进行室内配伍性试验，首先进行余热站采出液及各站混合液水质分析。由分析数据（表4）得出：余热水中SO42-的质量浓度为142.5 mg/L，该水质与富含Ba2+水质容易发生BaSO4沉积结垢；Ca2+、HCO3-含量较高，在温度较高、压力较低时容易发生CaCO3沉积结垢；同时水质偏酸性，矿化度和游离CO2质量浓度分别为4 944 mg/L和163.9 mg/L，表明该水质存在一定的腐蚀性，Fe2+的质量浓度为1.36 mg/L，也间接反映出存在腐蚀性。

表4 留北油田各站取样点水质分析数据Tab.4 Water quality analysis data of sampling points in each station of Liubei Oilfield

将余热水分别与3座接转站混合液按不同比例混合做结垢配伍性试验。从试验分析结果（图3、图4、图5）看出，温度在40～60 ℃时，混合样CaCO3结垢趋势随温度的升高而升高，结垢量随掺入余热水比例的增加而增加。

图3 路三接转站混合液与余热水配伍后CaCO3结垢趋势Fig.3 Scaling trend of CaCO3 after mixing liquid and waste heat water in Lu 3 Block Station

图4 路15接转站混合液与余热水配伍后CaCO3结垢趋势Fig.4 Scaling trend of CaCO3 after mixing liquid and waste heat water in LU 15 Block station

图5 路27接转站混合液与余热水配伍后CaCO3结垢趋势Fig.5 Scaling trend of CaCO3 after mixing liquid and waste heat water in Lu 27 Block Station

从BaSO4结垢配伍性室内试验结果（表5）看出，余热水按不同比例分别与路三接转站、路15接转站、路27 接转站混合液配伍后，均未检测出BaSO4结垢沉积。

表5 配伍后室内BaSO4结垢趋势试验数据Tab.5 Data of indoor BaSO4scaling tendency test after compatibility

综合上述室内配伍试验结果，采出液直接掺至集油干线，需对利旧管线进行防垢防腐蚀处理。现场采用了HCC 纤维增强复合防腐内衬技术[5-7]，涂层与钢材之间的附着力大于12 MPa，耐温大于120 ℃，拉伸强度大于40 MPa，达巴氏硬度40，断裂延伸率大于2%；且涂层致密光滑，防垢性能较好，有效防止了腐蚀结垢给掺水、集油干线带来的危害。现场施工包括喷砂除锈、内涂层涂敷、管道机器人检测等步骤（图6）。

图6 喷砂除锈前后图及内涂后管道机器人检测图Fig.6 Diagram before and after sandblasting and inspection diagram of pipeline robot after internal coating

1.2.3 采出液直接回掺集油干线

单井集油工艺优化[8-9]、管线防腐修复后，将高含水油井采出液集中至余热站，然后泵送至3座接转站直接掺入集油干线[10]，提高转油站混合液流量、含水率及温度，保障系统正常集输，实现采出液余热直接利用；同时配套数字化仪器仪表，实现干线掺水自动控制，形成区域内油井串联单管集油、干线掺余热水的集输工艺，取代了间接换热维温的三管伴热集油工艺，从而提高了余热利用效率。留一联合站系统、油管修复厂、油泥净化点、生活采暖供热方式不变，参数优化后高含水油井采出液需求量下降至1 300 m3/d，系统热负荷得以进一步下降。实施后站外工艺管网示意图见图7，站内余热利用工艺见图8。

图7 实施后站外工艺管网示意图Fig.7 Diagram of process pipe network outside station after implementation

图8 实施后站内余热利用工艺示意图Fig.8 Diagram of waste heat utilization in station after implementation

2 现场应用及效果

前期工作完成后，利用5口高含水油井的采出液余热替代了整个留北油田生产区域内的加热炉供热，系统运行平稳，年规模利用余热量为9.5×1013J，停用加热炉11 台，实现区域内燃油零消耗，年节约燃油2 000 t（表6），折合标煤约2 800 t，年可减少碳排放6.73×104t，取消加热炉岗4 个，减少用工16人。

表6 实施前后加热炉数量及燃料消耗对比Tab.6 Comparison of heating furnace quantity and fuel consumption before and after implementation

后期工艺进一步优化后，集输、供热系统简化，8座计量站降级为阀组间，高含水油井采出液量由3 200 m3/d下降至1 300 m3/d，采出液注采耗电下降59.37%，实现系统能耗进一步下降。下步计划将该区域丰富的余热水调至周边其他油田进行利用，进一步扩大余热利用范围。

3 结论

（1）将老油田高含水油井采出液集中，与原加热炉供热系统无缝对接，充分利用原有热力系统设备及配套工艺，通过高效换热的方式供油田生产、生活系统用热，实现了采出液余热区域内全覆盖，使高含水油井采出液余热得到了规模利用，取代了全部燃油加热炉，达到了节能降耗、清洁环保的目的。

（2）在留北油田区域内实现由采出液余热供热后，进一步探索了降低热负荷、提高余热利用效率的方法，通过优化集油工艺、变间接换热为直接掺水等技术措施，实现系统用热与采出液需求量双下降。

随着环保要求的日趋严格，尤其是地处京津冀地区的华北油田，加热炉燃烧原油、天然气等一次能源的供热方式已不能满足油田节能低碳、清洁环保的要求，寻求更加节能高效、清洁环保的地面供热模式对于油田效益开发至关重要。留北油田充分依托已建热力系统及集输工艺管网，通过不断的工艺优化、配套技术的应用，实现高含水老井采出液余热的规模利用，代替了区域内加热炉供热，其经济、社会效益十分明显；同时也为老油田高含油水井、特高含水油井采出液的规模利用提供了借鉴模式，为老油田区域性利用清洁的地层热能提供了新思路、新方法。