地热水用于油田集输伴热工程的设计_工程实践

摘要

摘要：结合油田地热水用于油气集输伴热系统维温工程设计实例，介绍了工程设计内容及设计要点，对现有地热采出水相关标准规范条款提出改进建议。关键词：地热水；集输伴热系统；维温Desi

摘要：结合油田地热水用于油气集输伴热系统维温工程设计实例，介绍了工程设计内容及设计要点，对现有地热采出水相关标准规范条款提出改进建议。

关键词：地热水；集输伴热系统；维温

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 工程设计内容

留北潜山油藏是一个已进入特高含水开发阶段的油田，油井采出液温度为100～130℃，含水率很高。将其改成为地热提液井后，利用采出的地热水热能，实现油气集输站油气集输伴热系统的维温，达到热、油联产和地热资源的有效开发利用^[1]。

① 设计内容

该工程分为一期和二期，一期主要内容是地热水用于油气集输伴热系统的维温，二期是在一期的基础上，增加地热发电系统和扩增集输站点，本文只涉及一期工程内容。一期主要工程内容为：对8口改造后的地热提液井配套集输伴热系统；新建地热水换热站及配套维温水集输管线；对2个油气集输站点(留一联合站、路3站)的集输伴热系统进行改建，把经换热站升温后的维温水连接到油气集输站内。

② 设计参数及工艺流程

地热单井采液量600m³/d，含水率≥98%。提液方式为电潜泵举升，井口压力为0.6MPa左右，井口温度110℃。

集输伴热系统流程见图1。

在新建换热站内，进行维温水与地热水的集中换热。各集输站来的维温回水经过换热器加热至85℃，经换热站内热水泵输至各集输站，各集输站再将维温水分配至所辖油气井或计量站集输管线的伴热管。维温回水经管道返回换热站的回水罐，维温回水的温度约50℃。地热水经换热后的温度约55℃，然后靠余压输送至沉降除油罐以回收其中的原油，脱油后地热水回灌到地下。脱出的原油输至留一联合站。整个集输伴热系统及换热工艺方案利用工艺模拟软件建模进行水力热力计算，按一二期4个集输站的维温水总需量6000m³/d进行考虑。工程建成后集输站的已建燃油热水炉作为备用热源。

2 工程设计要点

① 要点1

该工程维温热水温度为85℃，地热水温度为110℃，施工期在早春，室外温度约0℃。因此，针对架空、直埋敷设管道分别进行热补偿计算，设计确定采用3种补偿形式：直埋管道原则上尽量利用自然地形的拐弯和管子弹性解决热变形问题。对于直线距离较长靠管子自身弹性变形抵消不了的直埋敷设管道，在适当位置设计方形补偿器。对于架空敷设管道，由于采用双层高管架，位置受限不宜采用方形补偿器，宜选用套筒式补偿器。

② 要点2

地热水温度为110℃，水中Cl^-、SO^2-的质量浓度分别为2582、279.7mg/L。Cl^-、SO₄^2-的质量浓度是引起局部腐蚀的重要影响因素，因此在进行集输伴热系统管子、阀门等选型时，都要求较经济且具有有效的防腐绝热性能。选型时应采取以下措施：集输伴热系统的管子加厚管壁且外设耐高温聚氨酯泡沫及防水层，长距离埋地敷设关键管段加设电子防腐除垢装置，阀门、水泵选择耐高温耐氯腐蚀内衬型，沉降除油罐内壁涂覆玻璃钢。

3 标准规范方面的建议

① 建议1

地热水计量周期的具体条款应进一步细化。GB 50350—2005《油气集输设计规范》第9.2.2条有详细的油井计量周期要求条款，SY/T 0006—1999《油田采出水处理设计规范》的4.3.5条仅规定采出水进站应设计量装置。但两个标准均缺少关于采出水计量周期方面的设计规定，对于每15地热井是否需安装流量计缺少相应的标准规范条款支持。

② 建议2

地热水沉降除油罐防火间距应补充具体条款。该工程中地热水中含油率仅为2%左右，根据GB 50183—2004《石油天然气工程设计防火规范》和SY/T 0006—1999《油田采出水处理设计规范》的划分，用于地热水的沉降除油罐不属于原油储罐，但又没有关于地热水沉降除油罐防火间距的条款，建议在防火规范条款中补充或细化相关内容。

③ 建议3

应增补地热水气液分离器及分离级数的相关条款。目前，油田地热水利用的主要方向就是换热，但是油田地热水井的前身多为油气生产井，提液时集输管线里还会伴随一定量的伴生气，它的存在会降低换热器的换热效果，因此伴生气的气液分离工艺是不可缺少的。GB 50350—2005《油气集输设计规范》的5.1条中有详细的油气集输分离器的设计条款，如分离级数、停留时间及台数设定等，但用于地热水的气液分离设计选型不太明确。该工程地热水处理量约200m³/h，含水率大于98%，原油量只有2m³/h左右，伴生气量很少，约为30m³/h，进行设备选型设计时，设定合适的气相空间、液位高度以及停留时间等较困难。另外，SY/T 0006—1999《油田采出水处理设计规范》是属于采出水的设计规范，其侧重点是污水处理，缺少采出水集输的条款。

4 结论

① 油田地热水热能的综合利用是符合当前低碳经济模式发展要求的一种探索性研究。

② 留北潜山地热综合利用先导试验项目的建成，既可节省宝贵的油气燃料资源，还可增加原油产量，实现增收、节能、减排多重效益。

③ 相对常规成熟的工程设计，油田地热水工程设计属于新能源设计项目，具有其特殊性。需不断总结完善设计过程中的技术要求和标准规范条款，为地热产业规模化开发奠定基础并提供支持。

参考文献：

[1] 李云，张兵强.地热用于油田集输伴热及发电的经济性分析[J].煤气与热力，2009，29(1)：A05-A07.

(本文作者：李松¹ 田刚² 郜闽慧³ 1.中国石油天然气管道局设计院河北廊坊 065000；2.空军93756部队天津 300131；3.中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司河北任丘 062552)