水源热泵在油田集输中的应用研究

胡琪，刘逸，陈培强，苗佳雨，刘斯琪

（哈尔滨商业大学能源与建筑工程学院，哈尔滨，150028）

近年来，随着我国经济的快速发展，油田开采难度加大，用于原油加热的热量需求更高［1，2］。传统的原油集输加热方式都是以燃油、燃气锅炉系统作为加热原油的热量来源，这种方式消耗了大量化石燃料，同时带来的排放大量温室气体，导致全球变暖的情况更为严重［3］。这使得开发利用可再生能源的原油加热方式替代传统原油集输加热方式成为如今亟待解决的关键技术问题。

目前，相关学者针对利用水源热泵替代传统燃油燃气锅炉成为新型节能加热方式的研究已经开展［4-8］。王亚超等人［9］针对水源热泵作为传统原油加热替代方案的可行性进行了分析，得出该方案具有良好的节能效果。金灿等人通过对实际项目进行了改造，得出改造后的油田每天可节约2400Nm³的天然气。刘清源等人［10］对某联合站应用水源热泵技术，试运行后年运行费用降低了48%， 年节约燃气85.56×104m3，CO2、 SO2、NOx的减排量分别为2754t、8935kg、7778kg，投资回收期3.24年，该项节能技术具有很好的经济、环保收益［11］。

综上，本文在既往研究的基础上，对位于辽宁省盘锦市某油田的原油集输加热系统进行了节能改造，利用水源热泵替代原有的燃气水套炉并将原燃气水套炉改造成新加热系统的油水换热器。随后，对改造后的原油集输加热系统在冬季满负荷、夏季变工况连续运行20h的加热性能进行了分析。本文提出的改造后的加热系统对节能减排具有一定的研究意义。

1 实验系统介绍

1.1 系统运行原理

本项目所涉及油田位于辽宁省盘锦市，该地坐标为东经1 2 1°2 5′～1 2 2°3 1′、 北纬40°39′～41°27′，全年平均气温为9.3℃，土壤在11月中旬开始冻结，次年3月上旬开始融化，最大冻土深度为880mm。 全年总降水量为564.5mm，水资源较丰富，因此可以将水源热泵系统引入油田集输系统中，以期提高原油加热效率，达到节能减排的目的。

采用地下水作为热泵的低温热源对原油进行加热的系统原理见图1。系统运行时，以潜水泵作为系统运行的动力装置，按流体循环路径可分为三个子系统，即源侧循环系统、机组内循环系统、负荷侧循环加热系统。各子系统循环具体循环流程分别为：井水通过潜水泵抽吸进入旋流除砂器进行过滤后进入水源热泵机组蒸发器内与制冷剂进行对流换热，最后，被制冷剂吸热后的井水流回回灌井内；蒸发器内循环制冷剂吸收井水热量后进入压缩机，通过压缩机做功，制冷剂变为高温高压气体流入冷凝器中与负荷侧载热流体进行对流换热，换热后的制冷剂进入节流阀，最后，经过节流阀节流降压后的制冷剂流回蒸发器；负荷侧载热流体通过换热循环泵进入管壳式换热器内与原油进行对流换热，最后流回到冷凝器。

图1 水源热泵系统运行原理

1.2 系统改造方案

油田中转站改造前的原油集输加热系统流程见图2。加热原油的热量来源于燃气水套炉，该系统加热原油的效率约为160m3·天-1，原油含水率为23%，系统加热原油所需的天然气约为517m3·天-1。冬季原油进入中转站的温度约为29℃，夏季约为35～40℃，经过燃气水套炉加热后由中转站输出的原油温度约为45～50℃。

图2 改造前原油集输加热系统流程

油田中转站改造后的原油集输加热系统流程见图3。系统中原水套炉改为换热器，但保持原水套炉功能。改造后的原油集输加热系统通过水源热泵机组制取高温热水，再通过换热器与原油对流换热，从而提升原油温度。当水源热泵机组出现故障或检修时，仍可启动燃气水套炉对原油进行加热。目前，对于水源热泵的单井回灌技术已经发展的较为成熟，另外热泵机组也分为普通型（制热水温度为55℃）、高温型（制热水温度为60～65℃）。根据全年气温季节性周期变化的特殊性，改造后的原油加热集输系统在低负荷运行时（夏季），热泵机组变工况运行。因此，改造后的原油集输加热系统较改造前更具有节能、可靠性。

图3 改造后原油集输加热系统流程

1.3 设计参数

本文提出的用于原油集输加热的水源热泵系统中主要部件包括：水源热泵机组、潜水泵、换热循环泵。具体参数计算如下：

1.4 数据采集及处理方法

1.4.1 数据采集系统

为测试本文提出的原油集输加热系统的运行性能，设计了数据采集装置。测试装置见图4，测试装置内置MCGS组态软件，并将数据采集装置与计算机联合起来。其工作原理为：将测试仪器（温度传感器、多功能电力仪表、电磁流量计等）收集到的数据信号处理后输送至计算机，最后在MCGS组态软件上显示并同步储存。测试内容包括：6个温度测点（源侧井水进出口温度、负荷侧进出口温度、原油进出口温度）；2个功率测点（热泵机组功率、系统总功率）；2个流量测点（源侧流量、负荷侧流量）。

图4 测试装置外观

1.4.2 数据处理方法

1.4.2.1 热泵机组COP

机组COP的计算式为：

2 实验结果及分析

2.1 冬季满负荷工况运行实验

在冬季，改造后的原油集输加热系统满负荷工况连续运行20h后的源侧及负荷侧的进出口温度及温差逐时变化见图5。从图5a中可以看出，源侧进出口温度在小范围内波动，较稳定。源侧进口温度稳定在12.98℃左右，源侧出口温度稳定在8.87℃左右，源侧进出口温差稳定在4.1℃。从图5b中可以看出，负荷侧进出口温度在系统运行初期有明显的上升趋势，随后趋于稳定。负荷侧进口温度稳定在57℃左右，负荷侧出口温度稳定在60℃左右，负荷侧进出口温差稳定在3℃。由此可以看出，改造后的原油集输加热系统可以满足冬季用于原油加热时的热水升温的需求。

图5 源侧及负荷侧进出口温度及温差

热泵机组及系统COP、原油进出口温度及温差逐时变化见图6。从图6a中可以看出，热泵机组及系统的COP值在运行初期，有明显的下降趋势。随后，在4h内机组及系统COP波动范围较大，4h后两者均逐渐趋于稳定。稳定后的机组COP在3.18左右波动，系统COP在2.49左右波动。从图6b可以看出，原油的进口温度稳定在32.06℃，出口温度稳定在47.02℃。由此可以得出，本文提出的改造后的原油集输加热系统可以将原油升温到设计值。

图6 机组、系统COP及原油进出口温度

机组加热的热水与原油之间的换热效率逐时变化见图7。从图中可以看出，热水与原油之间的换热效率在系统运行前1h内变化较大，随后趋于稳定，两者之间的换热效率在60.8%左右波动。由之前的分析可知，改造后的原油集输加热系统可以满足原油加热需求，但热水与原油间的换热效率却不高。这是由于对原加热系统进行改造时，为保留原燃气水套炉的功能同时考虑设备费用，因此未在系统中增设新的油水换热器，而是对原有燃气水套炉进行改装，使其成为改造后的原油集输加热系统的油水换热器。但原有燃气水套炉比现有油水换热器供热水设计温度高，进而换热器内换热管面积偏小，从而导致油水换热器效率偏低。由此可以得出，系统中换热器部分的节能改造潜力同样较大，未来可对其进一步研究。

图7 热水与原油之间的换热效率

2.2 夏季变工况运行实验

水源热泵机组以50%、75%及满负荷连续运行20h后的机组COP逐时变化见图8。从图中可以看出，机组运行初期的COP下降较快，约1h后趋于稳定。3种工况下的机组平均COP从大到小依次排列为：50%负荷运行（3.44）、75负荷运行（3.35）、满负荷运行（3.19）。因此，改造后的原油集输加热系统在夏季运行时，适合采用变工况运行模式，以期达到机组最优运行状态。

图8 夏季变工况运行热泵机组COP

机组以3种不同工况运行时，改造后的原油集输加热系统COP逐时变化见图9。从图中可以看出，3种不同工况下的系统COP变化趋势基本一致，且与热泵机组相似，均在运行初期有明显的下降，随后在某一值上下波动，但波动范围不大，较为稳定。系统COP值从大到小依次排列为：机组75%负荷运行（2.59）、机组满负荷运行（2.5）、机组50%负荷运行（2.31）。对比机组在不同工况下的COP值大小分布情况，系统COP值呈现出不同的排序方式。这是由于在计算热泵机组COP时不考虑系统中循环水泵带来的能耗，而在计算系统COP时，水泵带来的能耗不能忽视，在系统改造过程中，对热泵机组内部安装了变频控制装置，而在潜水泵及换热循环泵中并未增设该装置。由此可以推论出，水泵在系统总能耗中占比较大，因此，水泵中应设置相应的变频控制装置，使其流量随机组运行工况变化变化，从而降低水泵在系统总能耗的占比，以期达到系统最佳运行工况。

图9 夏季变工况运行系统COP

3 结论

（1）本文提出的改造后的原油集输加热系统，在冬季典型日连续运行20h的源侧进出口温度分别稳定在12.98℃、8.87℃，二者温差为4.1℃；负荷侧进出口温度分别稳定在57℃、60℃，二者温差为3℃；机组COP可达3.18，系统COP可达2.49；原油进出口温度分别为32.06℃、47.02℃；热水与原油换热效率为60.8%。

（2）改造后的原油集输加热系统在夏季典型日连续运行20h的变工况运行模式下，机组COP最高可达3.44（机组50%负荷运行），其次是3.35（机组75%负荷运行），最后是3.19（机组满负荷运行）；系统COP最高可达2.59（机组75%负荷运行），其次是2.5（机组满负荷运行），最后是2.31（机组50%负荷运行）。

（3）通过本次对原油集输加热系统的改造可以看出，改造后的系统中油水换热器及水泵对系统能效的提升起着至关重要的作用，今后可对其进一步深入研究。