地熱是重要的可再生清潔能源。國內外都非常重視地熱的應用,意大利在1904年開始利用地熱發(fā) 電,冰島在1928年開始利用地熱供熱。我國地熱資源分布較廣,建立了西藏羊八井地熱發(fā)電示范基地、天津地熱區(qū)域供熱示范基地及靜海、雄縣、新鄭、福建省農科院等4個農業(yè)利用示范基地,形成了一 定的開發(fā)利用規(guī)模和地熱產業(yè)。地熱與石油是共存于沉積盆地的兩種能源,在含油氣盆地內油氣田與地熱田的形成條件有較多相似之處。在含油氣盆地中油氣田往往就是地熱田,這種現(xiàn)象十分普遍。因地制宜,合理利用地熱,必將給油田的油氣生產帶來經濟效益。本文對地熱用于油田集輸伴熱系統(tǒng)及發(fā)電進行經濟性分析。

 

  1  地熱水在集輸伴熱系統(tǒng)的應用油田集輸伴熱系統(tǒng)多采用燃油(氣)熱水鍋爐加熱維溫水,消耗了大量的燃油(氣)資源。隨著油井的不斷開采,采出液含水率逐漸增高,到了開采晚期,含水率高達95%以上。對于采油而言,這樣的油井已無開采價值。但油井本身也是地熱井,當出水溫度較高(高于85℃)時還可繼續(xù)開采。在得到少量油的同時,對采出的地熱水加以利用,可完全替代燃油(氣)熱水鍋爐,用于集輸伴熱系統(tǒng)維溫,節(jié)省燃油(氣)資源,還可以用于地熱發(fā)電及居民供熱。 從油井采出的地熱水,含有少量的油與伴生氣。

 

  先進入三相分離器,脫除油和伴生氣,凈化后的地熱水進入換熱器,與維溫水換熱。換熱后的維溫水主要用于油氣集輸伴熱系統(tǒng)維溫,通過熱水管道將維溫水輸送至井口,回水管與輸油管伴隨至采油廠站,起到伴熱維溫的作用,以免管道內原油溫度過低而凝固。

 

  2  地熱發(fā)電方式及設備

 

  2.1 地熱發(fā)電方式

 

  對溫度不同的地熱資源,有4種發(fā)電方式:①蒸汽直接發(fā)電方式,應用于高溫(200℃左右)蒸汽熱田。②閃蒸發(fā)電方式,可以把中低溫地熱水發(fā)電效率提高15%～20%。③中間介質(雙循環(huán)式)發(fā)電方式,可利用的地熱溫度范圍廣(85～150℃)。發(fā)電系統(tǒng)蒸汽工作壓力高于1個標準大氣壓,不需要抽真空設備,可以降低機組自身能耗。循環(huán)工質選用得當,可大幅提高熱能利用率。美國目前運行的地熱發(fā)電站多采用此方式。④全流循環(huán)式發(fā)電方式,是針對汽水混合型地熱資源開發(fā)出的一種發(fā)電方式。

 

  2.2 地熱發(fā)電設備

 

  我國的低溫地熱發(fā)電設備主要采用閃蒸發(fā)電方式,汽輪機、發(fā)電機基本沿用常規(guī)發(fā)電系統(tǒng)。發(fā)電機組體積龐大,沒有實現(xiàn)橇裝化。由于低溫地熱發(fā)電技術應用規(guī)模小,近年來我國的低溫發(fā)電技術研究基本處于停滯狀態(tài)。

 

  在美國有3家公司生產地熱發(fā)電設備,分別為OMT公司、UTC公司、BarberNicholls公司。OMT公司主要制造高溫(150℃以上)地熱發(fā)電設備,應用 于美國加州和內華達州等地區(qū),中低溫發(fā)電技術處于初步研究實驗階段。目前,他們正在進行NPR-3油田地熱發(fā)電項目,井口溫度為87.7℃,裝機容量為300kW。UTC公司主要制造中低溫地熱發(fā)電 設備,主要生產225型PureCycle? 中間介質(雙循環(huán)式)地熱發(fā)電機組。BarberNicholls公司是近兩年發(fā)展起來的公司,只完成了兩個項目,主要生產中高溫地熱發(fā)電設備。 OMT公司生產的地熱發(fā)電設備單位裝機容量造價約1500美元/kW,是UTC公司的3倍,而且發(fā)電機組裝機容量較大,安裝方式采用固定式,施工期長。UTC公司生產的發(fā)電設備外形小,采用橇裝或車載式,安裝期短,特別適合油田使用,因此我們關 注UTC公司生產的255型PureCycle? 地熱發(fā)電機組。

 

  地熱發(fā)電機組采用中間介質(雙循環(huán)式)發(fā)電方式,依靠循環(huán)工質與地熱水之間

 

  的熱傳遞實現(xiàn)能量交換,工作原理見圖1。地熱水進入蒸發(fā)器,加熱循環(huán)工質直至蒸發(fā),循環(huán)工質蒸氣推動渦輪發(fā)電。循環(huán)工質蒸氣膨脹做功后進入冷凝器,在冷凝器中冷卻成液態(tài)后,經循環(huán)泵進入蒸發(fā)器。

 

  3  工程實例①

 

  集輸伴熱系統(tǒng) 留北油田集輸伴熱系統(tǒng)以燃油熱水鍋爐房作為熱源,流程見圖2。由留北熱力站輸出的維溫水分別輸送至各個站點,最終返回留北熱力站,繼續(xù)經換熱器升溫。燃油熱水鍋爐年耗油量為3478t/a,維 溫水日需求量為6720m3 /d。

 

  ② 經濟性分析 留北油田有15口油井采出液含水率很高,基本 不含油氣。單口井產液量為800m3 /d,出水溫度為110℃,可作為加熱維溫水的熱源,取代燃油熱水鍋爐房。維溫水與地熱水經換熱器換熱后,溫度增至85℃,輸送到各個站點,回水溫度約50℃,可以滿足維溫要求。拆除原有熱水鍋爐循環(huán)泵(總功率為252kW),新增維溫水循環(huán)泵(總功率為327.5kW)。

 

  井口溫度為110℃,屬中低溫地熱井,適合采用中間介質(雙循環(huán)式)發(fā)電方式。除集輸伴熱系統(tǒng)使用一部分地熱水外,其他進入地熱水發(fā)電機組,發(fā)電機組裝機容量為2×265kW。發(fā)電機組的地熱水適用溫度為85～150℃。地熱水抽采設備采用潛油泵,單臺功率為144kW,總功率為2160kW。

 

  燃油價格按4000元/t計,電價按0.6元/(kW?h)計,年運行時間按365d/a計。原熱水鍋爐循 環(huán)泵年電費為132.5×104 元/a,年燃油費用為1391.2×104 元/a。采用地熱水替代燃油熱水鍋爐 及地熱水發(fā)電后,新增維溫水循環(huán)泵年電費為172.1 ×104元/a,潛油泵年電費為1135.3×104元/a,年 發(fā)電收益為278.6×104 元/a。

 

  經計算,改造后年經濟效益約495×104 元/a,效益的主要來源為節(jié)省的燃油及發(fā)電。運行中,潛油泵耗電量最大,原因是利用采油工藝及采油的潛油泵開采低黏度、大流量的地熱水,導致能耗加大。因此,應根據(jù)地熱水低黏度的特點尋求更經濟的開采手段。

 

  4 結論

 

  ① 油田地熱的合理利用,可以創(chuàng)造出比較可觀的經濟效益。

 

  ② 地熱水的利用適合采出水富余量大且穩(wěn)定的油田,采出水溫度應大于85℃。

 

  ③ 探尋新型的地熱水開采工藝及設備,降低開采成本。