华北油田潜山油藏开发潜力分析

华北油田潜山油藏开发潜力分析

1978年，华北油田留下的潜山油藏开始开发。在开发的早期阶段，共有28口井进行自喷和生产，井内单独泵送。自2006年以来，油藏可储存量达到99.7%。为进一步提高潜山油藏采收率,2006年利用潜油电泵恢复了报废的留32井,日产液380m3,含水97.6%,日产油9t,实现了“以液带油”,同时利用该井高温产液(102℃)为留一计量站生产系统换热维温。2007年油田公司成立项目组,对留北潜山地热资源进行建模评价,留北潜山地热地质模型如图1,结论为:地热资源44.85km2,热水资源3.93亿m3,地热能1.75EJ,属于经济型—亚经济型地热田,具备地热资源规模综合开发利用的潜力。1先验1.1发电机发电回注按照“总体规划、分步实施”的原则,先期采液井下泵6口,采液量4000m3/d,供1台400kW发电机组发电,发电后地热尾水通过换热为留北4座站点伴热维温,然后经过沉降除油后在留10、留27、留29、留20等4口注水井进行本潜山回注。工艺流程如图2所示。1.2管道内管道设计1)排采设备通过对目前排采设备的资料分析,能够满足潜山地热开发井高含水(97%以上)、高温度(110℃)、高产液(单井产液量≥600m3/d)的要求,且适应井身结构为φ179mm套管的举升设备主要是潜油电泵。2)回注井选择与采液井保持一定的距离,以达到换热的目的;储层发育好,构造位置低,无增油潜力且井下技术状况较好。由于油田地热回注在本潜山油藏,属同层注水,因此采用管柱结构相对简单的笼统注水方式。3)地热发电设备综合考虑留北采出水的状况和国内外地热发电技术的优缺点,留北地热发电优选螺杆泵膨胀机双工质发电技术,装机400kW的双循环螺杆膨胀发电机组1套,额定功率360kW,供电功率(净发电功率)310kW。发电流程主要包括3个循环:(1)热水循环,地热水经过气液分离后进入板式换热器,换热后的高温清水进入蒸发器加热工质(HCFC-123俗称R-123);(2)工质循环,液态工质(R-123)经工质泵从储液罐输送到蒸发器中,加热蒸发气化,气体膨胀推动螺杆泵膨胀机发电,然后气态工质进入冷凝器冷凝,变为液态流回储液罐;(3)冷却水循环,清水从冷却塔通过循环泵进入冷凝器,为发电后的工质进行冷却,地热发电机组工艺流程如图3所示。1.3维温节约燃油项目平均年增油12万t;年发电150万kW·h;维温节约燃油4100t/a;投资回收期2.33年;减少SO2排放量58t/a,减少CO2排放量2.6万t/a。1.4试验设计阶段该项目于2008年11月开始留检1N、留44单井进行大排量提液试验,及在留27井进行大排量回注试验,同时进行规划方案设计,2010年初开工进行地面规模建设,至2011年7月试验项目整体建成投运,主要工程量如表1所示。1.5运行情况及运行效果下潜油电泵6口,最大产液量4300m3/d,满足设计4000m3/d液量要求,潜油电泵地面控制部分采用变频控制。2)发电系统安装SEPG500-400-1500-1.65-SS螺杆膨胀动力机1台套,装机功率400kW,发电功率360kW,供电功率310kW,自耗电12.5%(50kW·h/h)。2011年3月试验投运,因蒸发器盘管漏未投运,2011年4月15日更换蒸发器盘管,加装地热水换热器(清水进蒸发器)后投运成功,地热水进口温度108℃,流量180m3/h,换热后进蒸发器清水温度92℃,工质膨胀后进螺杆泵膨胀机的压力为0.38MPa,循环冷却水的进口温度21.1℃,出口温度35.8℃。发电机转速1500r/min,每小时发电量212kW·h。至2012年底,运行2899h,发电32.4kW·h。3)维温系统2010年8月留一联、路3站维温相继投运;2011年4月路27站维温投运;2011年7月路15站维温投运,各站维温系统运行参数如表2所示。留一联、路3站每年4—11月完全采用地热维温,冬季(12—3月)通过燃烧伴生气及少量燃油提高维温水温。路27、路15站距离较远,地热水输送至站点后温度、水量不能较好满足生产伴热需求,全年通过燃烧少量燃油提高维温水温。4)回注系统。留10井于2010年2月报废油井转注,注水压力4MPa,日注水量200m3/d,2010年5月加深钻井,因地热回灌污水量少,计划关井;留20井2010年12月恢复注水,因注不进而进行大修(打捞,修套等),但仍注不进;留27井于2007年12月报废井再利用回注污水,注水压力2MPa条件下日注水量2600m3/d;留29井采取酸化压裂后,注水压力4MPa条件下注水量2000m3/d。目前回注井能够满足大排量采液后地热水回注需求。2试验效果分析2.1项目运行情况采液井下泵6口,采液量3000~4000m3/d,最高达4300m3/d,地热采液井投产初期增油效果较好,随着大排量提液生产时间的延长,含水由最初的97.8%上升至99.9%,2012年底,累计增油4.23万t,如表3所示。2)采液井耗电情况以2011年采液电泵井运行情况统计数据,平均单井下泵深度580m,除留检1N电泵功率140kW外,其它单井电泵100kW,当年总采液量为103.96万m3,单井总耗电182.17万kW·h,平均吨液耗电1.75kW·h。3)采液井维护费用发生情况项目运行以来,至2012年底,共发生电泵检泵7次,整机组更换2套,费用89.2万元;更换动力电缆(含小扁电缆、泄油器、井口密封等下井附件)5套,费用69.3万元;检泵作业劳务费用40.5万元,合计费用199万元。目前仍有两2台电泵待检。从近年来电泵运行实际情况来看,潜油电泵检泵周期一般在1年左右,主要以电缆故障为主,如满足设计采液量4000m3/d,年检泵次数5~6次,年电泵维护费(含劳务)至少需140万元。2.2发电负荷分析1)发电机自耗电分析由于发电机未安装单独电表,因此耗电量可根据增加的用电设备与实际增加用电负荷比例推算。发电机及配套工艺主要耗电设备总负荷402kW。发电机耗电=发电机启动后增加的电量/增加的总电负荷×发电机负荷。以时率较高的2011年5月数据为例,当月发电机运转时率达29天,地热发电站总耗电28.3万kW·h,比发电机投运前增加电耗15.8756万kW·h。通过计算,发电机日耗电1606kW·h,每小时耗电66.9kW·h,高于额定的50kW·h。2)地热发电量发电机组于2011年4月15日投运,至2012年11月30日,累计运行2363.3h,发电32.3485万kW·h。机组运行时率16.55%,运行时率偏低,主要原因如下:(1)机组信号控制系统、板换、工质系统故障造成频繁停机(2011年4—12月故障次数达31次),系统恢复操作技术要求高,需多方协调,恢复期较长;(2)随着环境温度上升,发电量下降明显。从地热站室外温度监测数据与发电机组日报表原始记录来看,当环境气温达到或超过32.8℃时,循环水温度升高,工质冷却效果变差,每小时发电量最高由212kW·h降至64kW·h,已经低于发电机自耗电66.9kW·h,所产生的发电效益为负。(3)机组热电转换效率低,电机组机电转换效率数据如表4所示,地热发电、维温利用后余热仍有70~80℃的高温,对注水泵损伤较大,泵修频繁。3)吨液发电量机组安装后,最高发电功率212kW,最高提液量4300m3/d,折算吨液发电量1.18kW·h/m3。2.3节约燃料油2009年节约燃料油304t,2010年节约燃料油713t,2011年节约燃料油1963t,2012年节约燃油1629t。至2012年底,累计节约燃油4609t。2.4回灌能力恢复方案安装5ZB-130/7注水泵6台,设计最高回注压力8.8MPa,设计回灌能力12960m3/d;注水单井计划恢复4口,实际恢复3口(留20井注不进停),5MPa以下回灌能力4600m3/d,能满足目前回灌需求。2)回灌电耗分析注水泵耗电数据取值的时间点选取地热站设备运行时率最高的2011年5月,当月地热发电站耗电28.3万kW·h,当月回灌量98634m3/d,地热每处理1m3地热污水需耗电2.87kW·h。3结论和建议3.1建立健全模型的开发方式1)留北潜山地热综合利用初步取得了地热发电、余热维温、提液增油的阶段性成果,提液增油4.23万t,地热发电32.4万kW·h,节约燃油4609t,折合标煤6572t,减少CO2排放分别为1.673万t。并在国内首次成功实现了深层潜山中低温地热发电,因此倍受关注,并受邀参与了国内首个“深层潜山中低温地热发电行业标准”的编制,先导试验为今后的地热综合利用技术的深入研究与技术推广打下了一定的基础。2)通过以上各系统分析,项目主要效益体现为提高采收率,增加原油产量,其次为节约燃油,最后为地热发电。从仅从发电来看,每1m3地热水从采出、电热站换热发电、回注,系统需消耗4.62kW·h,而每1m3地热水可发电1.18kW·h左右,投入产出比例接近4:1,在没有相当的规模来分摊固定投入以及高效、适用的发电系统前提下,发电甚至很难达到自身的盈亏平衡,总体效益对于增油的依赖性很大,如果没有有效的增油,项目的总体效益将会受到很大影响,会很严重的制约项目的推广范围。3)维温换热是地热利用的一个比较稳定的效益点,当替代量大、输送距离较近而且比较集中,同时,流程改造工程量较小时,具备产生较好效益、独立实现项目目标的条件。4)地热能的利用还不充分,回注水温度较高,仍有一定的利用价值。3.2建立健全热价值体系,加大用户投资的力度,保证模型的产1)进一步加强