地熱水用于油田集輸伴熱工程的設計

摘 要

摘要：結合油田地熱水用于油氣集輸伴熱系統(tǒng)維溫工程設計實例，介紹了工程設計內(nèi)容及設計要點，對現(xiàn)有地熱采出水相關標準規(guī)范條款提出改進建議。關鍵詞：地熱水；集輸伴熱系統(tǒng)；維溫Desi
摘要：結合油田地熱水用于油氣集輸伴熱系統(tǒng)維溫工程設計實例，介紹了工程設計內(nèi)容及設計要點，對現(xiàn)有地熱采出水相關標準規(guī)范條款提出改進建議。
關鍵詞：地熱水；集輸伴熱系統(tǒng)；維溫
Design of Application of Geothermal Water to Gathering Heat Tracing System in Oil Field
LI Song，TIAN Gang，GA0 Min-hui
Abstract：Combined with the project design example of using geothermal water for holding temperature of oil and gas gathering heat tracing system in oil field，the project design content and design key points are introduced，and some improvement suggestions on the clauses in existing relevant standard and code of geothermal water are made.
Key words：geothermal water；gathering heat tracing system；holding temperature
1 工程設計內(nèi)容
   留北潛山油藏是一個已進入特高含水開發(fā)階段的油田，油井采出液溫度為100～130℃，含水率很高。將其改成為地熱提液井后，利用采出的地熱水熱能，實現(xiàn)油氣集輸站油氣集輸伴熱系統(tǒng)的維溫，達到熱、油聯(lián)產(chǎn)和地熱資源的有效開發(fā)利用[1]。
   ① 設計內(nèi)容
   該工程分為一期和二期，一期主要內(nèi)容是地熱水用于油氣集輸伴熱系統(tǒng)的維溫，二期是在一期的基礎上，增加地熱發(fā)電系統(tǒng)和擴增集輸站點，本文只涉及一期工程內(nèi)容。一期主要工程內(nèi)容為：對8口改造后的地熱提液井配套集輸伴熱系統(tǒng)；新建地熱水換熱站及配套維溫水集輸管線；對2個油氣集輸站點(留一聯(lián)合站、路3站)的集輸伴熱系統(tǒng)進行改建，把經(jīng)換熱站升溫后的維溫水連接到油氣集輸站內(nèi)。
   ② 設計參數(shù)及工藝流程
   地熱單井采液量600m3/d，含水率≥98%。提液方式為電潛泵舉升，井口壓力為0.6MPa左右，井口溫度110℃。
   集輸伴熱系統(tǒng)流程見圖1。
 
    在新建換熱站內(nèi)，進行維溫水與地熱水的集中換熱。各集輸站來的維溫回水經(jīng)過換熱器加熱至85℃，經(jīng)換熱站內(nèi)熱水泵輸至各集輸站，各集輸站再將維溫水分配至所轄油氣井或計量站集輸管線的伴熱管。維溫回水經(jīng)管道返回換熱站的回水罐，維溫回水的溫度約50℃。地熱水經(jīng)換熱后的溫度約55℃，然后靠余壓輸送至沉降除油罐以回收其中的原油，脫油后地熱水回灌到地下。脫出的原油輸至留一聯(lián)合站。整個集輸伴熱系統(tǒng)及換熱工藝方案利用工藝模擬軟件建模進行水力熱力計算，按一二期4個集輸站的維溫水總需量6000m3/d進行考慮。工程建成后集輸站的已建燃油熱水爐作為備用熱源。
2 工程設計要點
    ① 要點1
    該工程維溫熱水溫度為85℃，地熱水溫度為110℃，施工期在早春，室外溫度約0℃。因此，針對架空、直埋敷設管道分別進行熱補償計算，設計確定采用3種補償形式：直埋管道原則上盡量利用自然地形的拐彎和管子彈性解決熱變形問題。對于直線距離較長靠管子自身彈性變形抵消不了的直埋敷設管道，在適當位置設計方形補償器。對于架空敷設管道，由于采用雙層高管架，位置受限不宜采用方形補償器，宜選用套筒式補償器。
    ② 要點2
    地熱水溫度為110℃，水中Cl-、SO2-的質(zhì)量濃度分別為2582、279.7mg/L。Cl-、SO42-的質(zhì)量濃度是引起局部腐蝕的重要影響因素，因此在進行集輸伴熱系統(tǒng)管子、閥門等選型時，都要求較經(jīng)濟且具有有效的防腐絕熱性能。選型時應采取以下措施：集輸伴熱系統(tǒng)的管子加厚管壁且外設耐高溫聚氨酯泡沫及防水層，長距離埋地敷設關鍵管段加設電子防腐除垢裝置，閥門、水泵選擇耐高溫耐氯腐蝕內(nèi)襯型，沉降除油罐內(nèi)壁涂覆玻璃鋼。
3 標準規(guī)范方面的建議
    ① 建議1
    地熱水計量周期的具體條款應進一步細化。GB 50350—2005《油氣集輸設計規(guī)范》第9.2.2條有詳細的油井計量周期要求條款，SY/T 0006—1999《油田采出水處理設計規(guī)范》的4.3.5條僅規(guī)定采出水進站應設計量裝置。但兩個標準均缺少關于采出水計量周期方面的設計規(guī)定，對于每15地熱井是否需安裝流量計缺少相應的標準規(guī)范條款支持。
    ② 建議2
    地熱水沉降除油罐防火間距應補充具體條款。該工程中地熱水中含油率僅為2%左右，根據(jù)GB 50183—2004《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》和SY/T 0006—1999《油田采出水處理設計規(guī)范》的劃分，用于地熱水的沉降除油罐不屬于原油儲罐，但又沒有關于地熱水沉降除油罐防火間距的條款，建議在防火規(guī)范條款中補充或細化相關內(nèi)容。
    ③ 建議3
    應增補地熱水氣液分離器及分離級數(shù)的相關條款。目前，油田地熱水利用的主要方向就是換熱，但是油田地熱水井的前身多為油氣生產(chǎn)井，提液時集輸管線里還會伴隨一定量的伴生氣，它的存在會降低換熱器的換熱效果，因此伴生氣的氣液分離工藝是不可缺少的。GB 50350—2005《油氣集輸設計規(guī)范》的5.1條中有詳細的油氣集輸分離器的設計條款，如分離級數(shù)、停留時間及臺數(shù)設定等，但用于地熱水的氣液分離設計選型不太明確。該工程地熱水處理量約200m3/h，含水率大于98%，原油量只有2m3/h左右，伴生氣量很少，約為30m3/h，進行設備選型設計時，設定合適的氣相空間、液位高度以及停留時間等較困難。另外，SY/T 0006—1999《油田采出水處理設計規(guī)范》是屬于采出水的設計規(guī)范，其側重點是污水處理，缺少采出水集輸?shù)臈l款。
4 結論
    ① 油田地熱水熱能的綜合利用是符合當前低碳經(jīng)濟模式發(fā)展要求的一種探索性研究。
    ② 留北潛山地熱綜合利用先導試驗項目的建成，既可節(jié)省寶貴的油氣燃料資源，還可增加原油產(chǎn)量，實現(xiàn)增收、節(jié)能、減排多重效益。
    ③ 相對常規(guī)成熟的工程設計，油田地熱水工程設計屬于新能源設計項目，具有其特殊性。需不斷總結完善設計過程中的技術要求和標準規(guī)范條款，為地熱產(chǎn)業(yè)規(guī)?；_發(fā)奠定基礎并提供支持。
參考文獻：
[1] 李云，張兵強.地熱用于油田集輸伴熱及發(fā)電的經(jīng)濟性分析[J].煤氣與熱力，2009，29(1)：A05-A07.
 
(本文作者：李松1 田剛2 郜閩慧3 1.中國石油天然氣管道局設計院 河北廊坊 065000；2.空軍93756部隊 天津 300131；3.中國石油集團工程設計有限責任公司華北分公司 河北任丘 062552)