国内外油田伴生地热发电现状

  【一】美国RMOTC油田伴生地热发电先导性试验

 

  为了探索利用油田伴生地热资源发电在技术、经济等方面的可行性，关国能源部RockyMountain油田研究中心(RMOTC)于2006年开展了利用油田产出水进行低温发电的先导性研究项目。该项口建成了一个250kW的有机朗肯循环(ORC)试验性电站(图1)，该电站建造在美国怀俄明州北部Teapot Dome油田Naval油藏3号区块(NPR-3)内。该电站利用平均温度90.6-98.9℃油田产出水的热能发电，日产液量40000桶/d，采用双工质(异戊烷)方式发电，其总发电量180kW（净发电量132kW），冷却方式为空冷系统。该机组于2008年9月投入使用，2009年2月后因故障停止运行，此间共发电586MW·h；经整修后于2009年9月重新启动，后又发电322MW·h，目前一直连续稳定运行。

 

  【二】华北油田中低温伴生地热发电

 

  华北油田具有丰富的中低温伴生和非伴生地热资源，为了有效开发和利用这一清洁能源，大批专家学者从多方而进行了比较系统的研究。2011年华北油田建成了中国第一台(世界第二台)400kW油田中低温伴生地热发电站。该示范性地热发电系统位于华北的留北油田，该油田属于潜山油藏，于1978年6月投入开发，同年10月注水。经历了产量上升、产量快速递减和产量缓慢递减三个阶段。截止2009年10月底，油藏总井数27口，目前正常生产井6口。

 

  在留北地热发电可行性研究过程中，Xin和Gong等进行了大量相关的理论与工程研究，例如大排量提液、回注以及热储温度变化等方而的数值模拟和现场试验。在大量早期研究基础上，于2011年建成的留北地热发电示范系统并成功并网发电，发动机等有关设备如图2所示。该示范性中低温油田伴生地热发电站长期运行的相关技术和经验可望应用于其他油田区地热能的发电。

 

  总的来说，美国、法国、德国、日本、意大利、英国等国家已经掌握了中低温地热发电的关键技术，已进入实际开发利用阶段，并取得了较好的效果。中国目前也开始了中低温地热发电方而的相关研究，已经取得了多项重要的进展，不过仍然有许多关键技术问题有待解决。

 

  【三】油田伴生地热发电的可行性

 

  如前所述，利用油田伴生中低温地热资源发电，与太阳能、风能发电相比具有稳定性好、电站运行效率高的优点；与常规中低温和EGS发电相比，具有成本低等优势。国外中低温地热发电技术比较成熟，已有较多的成功实例。例如，关国阿拉斯加Chena电站，该电站位于关国阿拉斯加州Fairbanks市，于2006年7月开始并网发电，其地热流体的温度仅为74.0℃，是目前国际上地热资源温度最低的商业发电站之一；电站总安装功率200kW，发电成本约0.5元/(kW·h)，到目前为止已经成功运行将近6年。利用油田伴生中低温地热资源发电目前受到国际上的高度重视，美国能源部已经有一个这样的电站(RMOTC)成功运行一年以上，其油井产出液体的井口温度约76.6℃，设计功率250kW，实际发电功率约为180kW。以上这些实例说明，利用油田伴生中低温地热资源发电在技术上是可行的。

 

  假设地热资源温度120℃，出口温度35℃，根据计算，日产水量35000m3时的发电功率达11.7MW，可以将发电功率定为l0MW，其设备总投资约1.36亿元，设备投资回收期约为3年。对于l0MW的装机容量，安装方式可以采用固定方式，其他有关计算和参数总结如表1所示。可以看出，对于10MW的装机容量，投资回收期很短，效益非常可观。根据研究，油田伴生地热资源温度为120℃左右时，利用产出水地热发电的投资回收期大部分情况下在3-5年之间，具体取决于日产水量、发电规模等，这说明在经济上也是可行的。

 

  【四】高效油热电联产方法

 

  油井与常规地热井的主要差别之一是单井控制的能量(即能量密度)的不同，油田的能量密度高，而地热田的低。由于上述因素，油井产油量的经济下限可以小于l0t/d，但是，对于常规地热井来说，这样的产量几乎没有任何经济价值，这可能是一般情况下油井的产液量比地热井的小很多的原因。因此，如果要在井口高效开发和利用油田伴生地热资源，首先需要提高油井的产液量或产液速度(“提液”措施)，这样，一方而能够提高采热的速度，另外一方而也可以减少沿井筒的热损失。即使在集液站进行油田伴生地热资源的利用，提液措施也是有利的，可以减少沿井筒的热损失。问题是：提液是否对原油的生产有利？石油公司的主业是原油生产，如果因为开发和利用伴生地热资源而影响原油生产，造成产油量下降，这显然无法接受。值得庆幸的是，根据数值模拟结果，在一定范围内增加产液量和回注速度可以增加油的产量，而且热储温度的下降和含水率增加的幅度并不是很大。根据模拟结果及其他研究成果，提出了“高效油热电联产方法”：在热储温度递减率控制在小于1℃的条件下，采用多种措施尽可能大幅度提高油井或油藏的产液量，从而实现多产油、多采热、热储温度和油田含水率基本稳定。采出的热能可以在井口或集液站进行发电，然后，剩余的低温热能还可以用来进行原油管道伴输。这样，油井或油田同时高效产油、采热、发电，即“高效油热电联产方法”。该方法的关键在于提高产液量的措施和控制热储温度的递减率小于1℃。目前的主要方法如下：对于碳酸盐岩和砂岩油藏，可以采用酸化压裂或压裂；对于特高含水或者已经废弃的油田，可以采用亚燃烧技术注入高能流体(包括催化剂等)使油层温度大幅度提高，从而降低原油粘度，提高原油产量以及产液量。

 

  【五】油田伴生地热发电与综合应用展望

 

  随着时间的推移，地球上的人口将越来越多，而地球上的化石能源显然是有限的。毫无疑问，如果不大力开发新的、清洁的可再生能源，化石能源无法满足未来人类对能源的巨大需求。2012年8月，关国军事工程与支持中心(US Army Engineeringand Support Center)已经公开开始招标购买可再生能源，其中包括地热发电，标的达70亿美元，这充分说明美国政府及军方对清洁的、可再生低碳能源的高度重视。

 

  随着中低温地热发电技术以及油田热储工程方法的快速进步，在化石能源日趋短缺和对外石油依存度越来越大的情况下，面对中国油田区口前巨大的化石能源消耗，尤其是原油管道输送加热，每年需燃烧数十亿立方米的天然气，大规模、大幅度高效开发利用油田伴生地热能取代正在消耗的化石能源不但可行而且具有广阔的市场，不仅具有环境保护等方而的社会效益，而且具有巨大的经济效益。

 

  总的来说，由于资源丰富、需求巨大、技术基本成熟等优势，油田伴生地热发电与综合应用在不久的将来呈现大规模、跨越式的发展。