华北潜山油藏地热能评价及综合利用实践

高博翔高联益

（1.中国石油工程建设有限公司北京分公司；2.中国石油天然气股份公司华北油田分公司）

华北潜山油藏地热能评价及综合利用实践

高博翔1高联益2

（1.中国石油工程建设有限公司北京分公司；2.中国石油天然气股份公司华北油田分公司）

为合理评估油藏中蕴含的地热能、高效率地将热能转化为电能、提高地热能的利用效益，开展了华北潜山油藏地热能评价及综合利用研究。研究主要内容包括热储资源量评价、地热能发电及直接利用状况、大排量提液及降低能耗试验研究。通过上述研究，准确评价了华北潜山油藏的地热资源储量，改进了热储体积法的计算公式，优化了发电系统与直接利用系统的流程，提高了进站地热流体温度和原油采收率，降低了新型提液装置的能耗。通过对地热能的利用，可替代燃油4479 t，CO2排放量减少1673×104kg、SO2排放量减少5.42×104kg。

潜山油藏；地热能；资源评价；综合利用

在油田开发中后期，有大量的油井可以转为地热水井[1]，这些地热水井中蕴藏着丰富的地热能。在油田已有的基础设施、生产技术、储层资料等条件下，可对地热能进行开发利用，从而替代传统燃料。由于地热资源种类繁多，不同种类地热资源利用方式不同[2]。在进行地热田开发时，通常对地热资源利用价值进行评价，针对具体的地热资源提出具体的利用方案。华北油田公司对其探区内的热储资源量进行了计算，并提出了综合利用方式。

1 热储资源量评价

1.1 热储体积法

根据GB/T 11615—2010《地热资源地质勘察规范》[3]中的热储法计算公式计算潜山热田的热储量和热水量。计算公式为

式中：Q——地热水中储存的热量，J；

A——热储面积，m2；

tr——热储平均温度，℃；

t0——基准温度，℃；

h——热储厚度，m；

φ——孔隙度，无量纲；

cr——岩石比热容，J/（kg·℃）；

ρr——岩石密度，kg/m3；

ρw——热水密度，kg/m3；

cw——热水比热容，J/（kg·℃）；

C——计算系数，J/（m3·℃）；

S——弹性释水系数，无量纲；

H——自热储顶板算起的水头高度，m；

W——地热水资源量，m3。

经计算得出华北留北潜山油藏地热总资源量16.66×1018J，相当于标准煤5.68×108t。其中，一次性热水资源总量35.8×108m3。按15%的可开采率，则一次性可开采地热资源量2.50×1018J，一次性可开采热水资源量5.37×108m3。

1.2 考虑油气水饱和度变化的热储评价法

由于是油藏地热水，故对热储体积法做了改进，增加了油、气在液体中所占的比例项，改进后的计算公式为

式中：Sw——含水饱和度，无量纲；

So——含油饱和度，无量纲；

Sg——含气饱和度，无量纲。

留北潜山油藏开采初期含油饱和度0.7，原油密度860.6 kg/m3，原油比热容2 040.2 J/（kg·℃），根据式4、式5计算得出热储资源量16.07×1018J。伴随着油田生产，综合含水逐渐升高，含油饱和度减小，含水饱和度增加，热储资源量随之增大；当综合含水率为100%时，此方法的评价结论和热储体积法一致，均为16.66×1018J。

2 地热能发电与直接利用状况

2.1 双工质循环发电系统

经地质和地温勘测，该地热田属于中低温型地热资源。对于此类低品位热能，使用双工质循环可以实现将低品位热能转变为高品位电能，从而提高系统总体的热效率[4-5]。发电系统流程如图1。

该地热能发电系统由2个循环系统组成，即中间水循环系统和有机朗肯循环系统。中间水循环系统使用水作为循环工质。对于有机朗肯循环的工质，要具备一定的特征。在该有机朗肯循环系统中，目前使用R245（五氟丙烷）代替初期使用的R123（三氟二氯乙烷），具有较高的能量转换效率[6]。

在中间水循环系统中，经两相分离除气后的地热流体在中间换热器I、II、III中与工质水进行换热。在有机朗肯循环系统中，低压液态工质R245经工质泵加压后进入预热器与工质水换热升温；经加压升温后的R245进入蒸发器，与高温的工质水进行换热，R245变为高压高温的蒸气；高温高压的R245蒸气进入透平机，推动汽轮机旋转发电；由透平机出来的低压蒸气进入冷凝器与冷却水换热降温；由冷凝器出来的低压液态工质R245进入储液罐，一次循环结束。在该循环系统下发电，每吨地热水发电量为1.22～1.47 kWh。

2.2 地热流体综合利用

为提高地热能利用效益、降低开发整体能耗，在基本不影响正常发电工艺的情况下，新增油管厂清洗油管流程、污油池化油流程和维温伴热流程。地热流体综合利用示意如图2所示。

为减少单井输送造成的温度损失，在原有集输管线的基础上进行了优化布局，把相近采出井产出的流体汇集到一处，然后合并输送。通过该优化设计后，经实际测量：地面集输管道每千米的温度损失在1℃以下（0.5℃左右）。

为了有效保持地层能量，实现地热水的循环利用，沉降罐中的余热水（温度50～60℃）需要通过注水井及时回注到地层。回注井按以下原则进行选取：回注井与排液井井距为300 m以上，降低注入的低温水对地层温度的影响范围；选择回注井段在采出井段之下的井，利用注入水的重力向下作用，减小对采出井的温度影响；选择地面情况相对较好的井，降低恢复难度，降低成本。

图1 双工质循环发电系统流程图

图2 地热流体综合利用示意图

3 大排量提液及降低能耗试验

3.1 大排量提液试验

在该双工质发电系统中，进入中间水循环系统的地热流体温度越高，电能转换效率越高；回注地层的流体温度越高，开采出的流体温度也越高。使用大排量提液可以减少井筒和集输过程的温度损失，将地热能用于发电，并降低地热田开发的整体热能损失；使用大排量提液还可以提高原油采收率，实现提液增油的效果，降低热田开发的成本。

因此，在留北潜山选择3口提液井和1口回注井，开展了矿场大排量提液和回注试验，检验单井提液和回注能力以及提液升温效果：采用排量600 m3/d的电潜泵，下泵深度794.52 m，提液后日产液量由49.0 t上升到821.6 t，进站温度由77℃上升到110℃。

3.2 新型提液装置降低能耗试验

大排量满足了提液要求，但是提液装置潜油泵具有如下缺陷：耗电量大、使用周期短、维修频繁、费用昂贵。因此，研制了低能耗提液装置无游梁式抽水（油）机和抽水泵，并进行了70 m和3200 m井深试验。

将无游梁式抽水机安装于70 m深的井上，抽水泵下泵深度45 m。经过60天连续运转试验，得出如下结论：当日提液量384 m3时，提液每方的耗电量0.156 k Wh/m3；当日提液量增加到500 m3，提液耗电量仅仅增加了0.005 kWh/m3。随后，选取了留北潜山的留32井进行现场试验，该井井深3295 m，下泵深度700 m。经过28天连续运转试验得出：总产液量4 029.29 m3，总耗电量2 445.1 k Wh，液耗电量为0.580 k Wh/m3；且随着产液量增加单位耗电量减小。根据低能耗提液装置的70 m和3200 m试验，提液耗电仅有0.186～0.580 kWh/m3，而潜油泵提液耗电3～5 k Wh/m3，降耗效果明显。

4 结论与建议

1）地热能评价。留北潜山油藏一次性可开采地热资源量2.50×1018J，一次性可开采热水资源量为5.37×108m3；由于岩石和地热流体压缩系数很小，导致弹性热水储存量的计算值远远小于容积热水储存量的计算值，在计算热储量时该项的值可忽略不计。

2）流程优化。使用双工质循环系统利用地热能发电，吨地热水发电量为1.22～1.47 kWh。除利用地热能发电外，新增油管厂清洗油管、污油池化油和维温伴热，提高了地热能利用率，降低了发电成本。将相近采出井产出的流体汇集到一处合并输送，可减少单井输送造成的温度损失；选择回注井时，减少对采出井地温的影响。

3）设备改进。使用无游梁式抽水机代替传统的潜油泵，降低流体开采和回注时的耗电量。

[1]刘均荣，于伟强，李荣强.油田地热资源开发利用技术探讨[J].中国石油勘探，2013（5）：68-73.

[2]梁宏斌，钱铮，辛守良，赵克镜，朱连儒.冀中坳陷地热资源评价及开发利用[J].中国石油勘探，2010（5）：63-86.

[3]中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局，中国国家标准化管理委员会.地热资源地质勘查规范：GB/T 11615-2010[S].北京：中国标准出版社，2010.

[4]Tester J W，Anderson B，Batchelor A，et al.The future of geothermal energy:Impact of enhanced geothermal systems（EGS）on the United States in the 21st century[J]. Massachusetts Institute of Technology，2006，209.

[5]罗向龙，徐乐，谭立锋，等.R245fa有机朗肯循环余热发电系统㶲分析[J].节能技术，2012，30（2）：131-135.

[6]郑浩，汤珂，金滔，等.有机朗肯循环工质研究进展[J].能源工程，2008（4）：5-11.

10.3969/j.issn.2095-1493.2017.05.013

2017-04-01

（编辑 王古月）

高博翔，2015年毕业于中国石油大学（北京）（油气储运工程专业），从事工艺与管道方面的设计工作，E-mail：gaoboxiang@cpebj.com，地址：北京市海淀区上地信息路8号，100085。