油田单井循环换热技术的应用

李凤名 王 东

胜利石油管理局有限公司新能源开发中心 山东东营 257000

地热能泛指由地球释放出的热能,属于绿色、清洁能源。地震、火山喷发、地表温泉、高温或中温地下水的存在,都表明在地球内部蕴含有巨大的热能。2017年1月《地热能开发利用“十三五”规划》发布,地热产业发展驶上快车道。根据相关规划,山东省重点开发东营市地热资源及胜利油田污水余热资源,新增集中供暖面积1 200万m2。胜利油田地热资源极其丰富,可利用资源折合标煤10.82亿t,是全国地热条件最好的区域之一。

根据埋藏深度,地热能开发方式主要有三类。

0～200 m浅层地热资源,主要采用地埋管式地源热泵技术[1]。地埋管式地源热泵系统如图1所示,优势为技术相对成熟,运行可靠,缺点为地埋管换热效率较低,占地面积大,后期维修不便。在东北及南方地区,由于向土壤中释冷及热量不平衡,这一方式无法长期使用。在密集的城市建筑区,这一方式的应用同样受限。

图1 地埋管式地源热泵系统

200～3 000 m中深层地热资源,主要采用采灌式水热开采技术[2-3]。政策要求采出水应完全回灌,回灌工艺有待深入研究,采出水无法实现自然回灌,采用加压回灌,则经济效益差。另一方面,热储条件地区差别较大,回灌对热储层的影响,以及采灌井距、采灌平衡条件等问题还需要进一步研究。采灌式水热开采如图2所示。

图2 采灌式水热开采

3 000 m以下深层地热资源,主要采用以压裂造缝技术为主的干热岩开采技术,目前还处于试验研究和探索阶段,成本高昂,尚未实现规模化利用。

从经济层面考虑,选用闲置油水井作为改造对象,改造为地热开发井,可以有效降低成本,实现清洁供暖[4]。胜利油田每年有相当数量的待报废井,治理成本较高,其中不乏井筒条件较好但没有开发价值的闲置井。另一方面,随着环保政策日趋严格,排放不达标的燃气锅炉将被关停,前线偏远站点的供暖存在一定缺口。由此可见,选用闲置油水井改造为地热开发井,在胜利油田应用价值较高。

单井循环换热供暖系统如图3所示,主要包括密闭井筒、隔热保温管、循环泵、热泵机组。井底密封,液体在全密闭系统内循环。类似油水井反洗井过程,单井循环换热供暖系统运行时,在套管与隔热保温管环空中注入冷水。冷水向下流动,被加热升温。当水流到井筒底部之后,进入隔热保温管上升,返出地面,完成循环。热水回到地面后,通过热泵机组继续升温,用于建筑供暖。冷却之后的循环水再次进入地下,进行换热循环。

图3 单井循环换热供暖系统

我国水热型地热资源有地域限制,关于深层地下水开发矿权问题尚存在争议,由于对热储层认识不清,地热井钻出干井的情况时有发生。相比之下,单井循环换热供暖系统采用全封闭循环,不采地下水,无腐蚀结垢和回灌等问题,不受地域限制,占地面积小,规模化推广前景较好。

闲置油水井井位已经固定,寻找距离用热点近、井距合理、井筒质量较好等条件均满足的两口及多口井难度较大,仅寻找一口合适的井,则难度小得多。考虑到地热尾水经济回灌问题难以解决,为改进中深层地热的采热,实现取热不取水[5],采用单井循环换热技术。

胜利油田各采油厂均存在偏远注采站点,由于地理位置偏远,无法集中供暖。常用的供暖设备包括电加热装置、燃气锅炉。电加热装置能耗高,并且存在一定的安全隐患。燃气锅炉供暖,气源普遍来自油井伴生气,燃烧前未经过处理,可能存在排放物超标的情况。借助闲置井筒内的地热资源,实现清洁供暖,对油田绿色企业建设起到了有力的支撑和促进作用。

以胜利油田前线某注采站为例,介绍利用其周边闲置油井进行改造,采用单井循环换热提取地下热量,满足注采站内供热需求,代替天然气等化石能源,实现清洁供暖。

4.1 站点

该注采站采暖区域涉及办公区、生活区等建筑设施,建成于2006年,供暖面积为1 180 m2,属于平房建筑,保温效果差,散热量高。

该注采站于2016年10月对供暖管线及散热器进行更换,末端采暖形式为铸铁散热器。2017年供暖季,由于位于供气末端,依靠燃气锅炉及站内空气源热泵共同制热供暖,勉强达到供暖要求,能耗高。2018年供暖季,经过输气管线改造,站内通过燃烧天然气供暖,气源为外输压缩天然气,气价为3.145元/m3,供暖耗气量约为500 m3/d,经测算,燃料成本为18.87万元,供暖成本较高。

4.2 试验井

试验井是2004年部署完钻的一口采油井,主要目的层为沙四段,完钻井深为2 644 m。人工井底为2 624.4 m,最大井斜为1.93°,水泥返高为1 140.5 m。油层套管直径为139.7 mm,壁厚为9.17 mm,下入深度为2 639.47 m,钢级为N80。表层套管直径为273.1 mm,壁厚为8.89 mm,下入深度为205.52 m。

2005年测温资料显示,2 502～2 505 m测温为112.3 ℃,静压为19 MPa。2015年9月井筒剩余生产管柱尾管位置为1 848.65 m。试验井内管柱现状如图4所示。

图4 试验井内管柱现状

通过分析对比,该井具有三方面优势。第一,距离用热站点较近,直线距离为500 m。第二,井筒质量较好,采用厚壁套管,作业史中未发现套管变形、错断、卡管柱等现象。第三,地温条件较好,平均地温梯度为3.79 K/100m。因此选取该井作为改造对象。

4.3 供暖负荷

注采站驻地建筑均为平房建筑,根据CJJ 34—2010《城镇供热管网设计规范》及相关经验数据,该站点冬季最高热负荷为141.6 kW。

采暖热负荷计算式为:

Qh=qhAc×10-3

(1)

式中:Qh为采暖设计热负荷,kW;qh为采暖热指标,W/m2;Ac为采暖建筑物建筑面积,m2。

对注采站采暖区域热负荷进行计算统计。宿舍及办公区建筑面积为1 010 m2,热负荷指标为120 W/m2,供暖热负荷为121.2 kW。卫生间、洗刷间建筑面积为170 m2,热负荷指标为120 W/m2,供暖热负荷为20.4 kW。建筑面积合计1 180 m2,供暖热负荷合计141.6 kW。

4.4 供暖方案

根据工况,设计采用热泵机组,提取地层中的热量,作为热源,满足供热需求。单井循环换热系统工艺流程如图5所示。这一系统可以根据室外温度灵活调节出水温度,在满足集中供热效果的同时达到最大程度的节能。

图5 单井循环换热系统工艺流程

在确定项目方案的基础上,论证所采用的单井循环换热系统是否能够满足供热需求,以及出口水温随时间的衰减情况,进一步分析项目运行过程中参数的变化情况,与地面热泵机组相匹配。为此,建立单井循环换热系统取热及恢复过程的数学模型,重点分析一个采暖季进出口水温的变化情况。

隔热保温管与套管环空中流动的是液体,主要的换热方式是热对流[6-8]。由此,数学模型主要由流体循环过程中的流动和换热公式、地层热能公式,以及流体、井壁、固井水泥和地层之间的热能传递组成[9-11]。

隔热保温管中流体导热计算式为:

(2)

(3)

(4)

式中:V1为隔热保温管中流体的流速;T1为隔热保温管中流体的温度;S12为环空和隔热保温管流体之间的传热;T2为环空中流体的温度;r1为隔热保温管内径;r2为隔热保温管外径;A1为隔热保温管内的流通面积;λ1为隔热保温管导热系数;kL为延米换热功率;h1为套管内壁对流换热系数;h2为套管与地层对流换热系数;ρ为液体密度;CP为液体比热。

环空中流体导热计算式为:

(5)

(6)

式中:V2为环空中流体的流速;S23为流体和套管内壁之间的换热速率;T3为套管内壁温度;h3为套管内壁对流换热系数;r3为套管内径;A3为环空面积。

地层热能计算式为:

(7)

式中:T5为井筒周边地层的温度;λ5为热储层导热系数;ρ5为岩石的密度;C5为岩石的比热;r5为钻井外半径。

对流换热系数采用用于单向换热系数计算的Sieder-Tate公式,为:

Nu=0.027Re0.8Pr1/3(ηf/ηw)0.14

(8)

式中:Nu为努塞特数;Re为雷诺数;Pr为普朗特数;ηf为以流体温度计算得出的黏度;ηw为以接触面温度计算得出的黏度。

流体对流换热系数计算式为:

hf=λNu/D

(9)

式中:hf为流体对流换热系数;λ为液体导热系数;D为套管直径。

设置初始条件,距离井筒100 m外的地层温度可以认为不变,地面温度为288.15 K。原始状态下地层温度计算式为:

Tr,0=Ts+z1Tg/1 000

(10)

式中:Tr,0为原始状态下地层温度;z1为与地面的距离;Ts为地面温度;Tg为地温梯度。

在计算过程中,对模型提出两方面假设。第一,近井地层各项物性参数相同且为常数。第二,仅考虑热储层径向的传热,忽略竖直方向的传热。模型为预测井筒内采出液温度变化情况而设计,采用VB进行编程。

由于胜利油田区域内还没有同类型工程项目,因此选取山东某地区项目,对模型计算的可靠性进行验证。该项目采用密闭单井井内取热,套管直径为177.8 mm,壁厚为6.91 mm,内保温管直径为110 mm,壁厚为10 mm,井深为2 600 m。该工程依靠地热井供暖面积约2万m2,供暖温度为45 ℃或40 ℃。通过监测该项目的运行情况,验证模型计算的可靠性。

可靠性验证项目实际运行情况和模拟结果对比如图6所示。

图6 可靠性验证项目实际运行情况与模拟结果对比

经过实际供暖项目的验证,模型计算数据与实际运行数据的偏差不超过10%,能够准确反映温度趋势变化,证明模型可靠。

6.1 井底深度

在实际工程建设时,要综合权衡井深增大所带来的换热量增大和经济成本增加,确定经济合理的井深。

按照注入水温度10 ℃、地层导热系数3.0 W/(m·k)、套管壁导热系数16.3 W/(m·k)、水泥导热系数0.65 W/(m·k)、注入流速0.75 m/s、采暖季140 d,模拟第一个供暖季末出口温度随井深的变化情况,如图7所示。通过分析可见,随着井深的增大,对应的出口温度升高,采热功率也增大,这是因为井越深,地层温度越高,与注入水的温差越大,注入水吸收的热量由此增大。井深1 500 m、2 000 m、2 500 m对应的平均采出水温度依次为18.85 ℃、23.12 ℃、26.97 ℃。

图7 出口温度随井深变化情况

本方案需要下入封隔器,并在封隔器上部打水泥塞以重建人工井底,形成密闭井筒。虽然2 500 m位置温度较高,但井的射孔段分别位于2 098.9～2 101.5 m段、2 501.6～2 505.5 m段,改造过程中需要对射孔段进行封隔,提高了隔热保温管的成本,同时也给后期井筒的密闭性造成隐患。将封隔器放置在射孔段以上,在2 000 m左右位置重建人工井底,既可保证出水温度满足要求,位于热泵正常工作温度区间,又可有效降低成本及施工风险,不需要进行射孔段封堵。井筒改造方案如图8所示。

图8 井筒改造方案

6.2 注入流速

改造后井底深度为2 000 m,套管直径为139.7 mm,壁厚为9.17 mm,隔热保温管直径为90 mm,壁厚为10 mm,地温梯度为3.8 K/100 m,井口注入温度为10 ℃,供暖天数为140 d,其余时间地温进行恢复。模拟三种注入流速情况下一个采暖季内取热功率的变化情况,如图9所示。

图9 取热功率变化情况

在注入流速为0.75 m/s的情况下,采暖季末仍能保持220 kW以上的取热功率,能够满足站点的采暖需要。由于流速增大,循环泵功耗也会增大,因此循环泵的流量选取为0.75 m/s。

井口注入温度为10 ℃,流速为0.75 m/s,假设注入温度及流速在采暖季内不变,模拟第一个采暖季内采出水温度和取热功率随时间的变化情况,如图10所示。

图10 第一个采暖季模拟结果

根据模拟结果,取热功率完全可以满足站点的采暖需要。

采用燃气供暖,该站点冬季消耗天然气约6×104m3。按照平均气价3.145元/m3测算,供暖燃料费为18.87万元。采用单井换热供暖,能源消耗仅为热泵、循环泵等设备的动力消耗,初步测算年耗电为7.61×104kW·h。按照综合电价0.611 7元/(kW·h)计算,年运行成本为4.66万元,节省运行成本70%以上,明显低于燃气供暖成本,经济效益显著。

和燃气供暖对比,该站点采用单井循环换热供暖,每年可节约标煤79.8 t,减排二氧化碳198.7 t,可以取得明显的社会效益,并且为油田创建绿色企业做出贡献。

截至2017年底,胜利油田累计总井数为62 652,其中废弃井数为20 693,占比33%。2018年上半年,油田审批通过废弃井数为577,随着油田开发进入中后期,废弃井数量多,每年新增待废弃井筒千余口,整体存量较大。另一方面,各采油厂均存在较多偏远站点,冬季供暖形势紧张,闲置井筒中地热资源丰富,通过开展闲置井筒地热能开发,可以实现绿色清洁供暖,增加新的创效点,具有非常重要的意义。

(1) 通过实际工程验证,模型计算数据与实际运行数据偏差不超过10%,并且能准确反映温度趋势变化,证明模型可靠。通过模型计算,可以为单井循环换热供暖工程设计提供理论支撑,为方案、设备、参数选取提供依据。

(2) 通过模拟计算,确立了井底深度、注入流速等参数,并模拟了一个采暖季的出口温度变化情况,进一步验证了技术可行,取热功率能够满足要求。

(3) 胜利油田各采油厂均存在偏远注采站点,地理位置偏远,无法集中供暖。借助闲置井筒内的地热资源,实现清洁供暖,具有显著的社会价值及经济价值,为油田绿色企业建设提供有力支撑,可以进行规模化推广。