潜山油藏产出液余热利用技术研究.pdf

《潜山油藏产出液余热利用技术研究.pdf》由会员分享，可在线阅读，更多相关《潜山油藏产出液余热利用技术研究.pdf（54页珍藏版）》请在三个皮匠报告上搜索。

1、潜山油藏产出液余热利用技术研究1背景2现状与技术路线3关键技术4取得效益5结论及建议目录 CONTENTS第 3 页一、项目背景 习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上向国际社会作出承诺：“二氧化碳排放2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和”。集团公司高度重视新能源新业务发展，确定了“清洁替代、战略接替和绿色转型”三步走战略，计划到2035年，初步形成油、气、新三分格局，2050年新能源新业务占比过半。第 4 页华北油田位于河北省中部，构造位置属于渤海湾盆地冀中坳馅，1975-1984年主要以潜山开发为主，80年代中后期，随着潜山油藏含水迅速上升，油田开发开始转向以第三系砂岩油

2、藏为主。在油田开发过程中，对余热资源有了明确的地质认识：京津冀地区新生界地温梯度等值线图 冀中坳陷余热资源包括上第三系、潜山两套热水层，热水资源总量1.77万亿方，其中上第三系热水资源1.57万亿方（平均地温90），相当于227亿吨标煤；潜山热水资源量为0.2万亿方（平均地温120），相当于218亿吨标煤。潜山余热资源品质虽然仅属于中低温，但相对优于上第三系油藏。第 5 页 已开发的潜山油藏中，留北油田下属的留北潜山采出程度最高，潜山井已近乎全部关停、井网完善且相对集中、单井供液能力强、回注压力低，圈闭内余热面积大，余热水资源量丰富，从资源条件和节约投资角度考虑，留北潜山最适宜开展余热利用。依

3、托京津冀地缘优势和华北油田资源禀赋，开展余热利用技术研究，为绿色低碳战略贡献“华北经验”。留北潜山顶面构造图层位层位雾迷山雾迷山圈闭余热面积圈闭余热面积44.85km44.85km2 2余热水资源余热水资源3.93.910108 8m m3 3油藏中深油藏中深3350m3350m原始地层压力原始地层压力32.9Mpa32.9Mpa渗透率（渗透率（mDmD）158158孔隙度孔隙度6%6%地层平均温度地层平均温度1231231背景2现状与技术路线3关键技术4取得效益5结论及建议目录 CONTENTS第 7 页 含油层系为蓟县系雾迷山组、上第三系馆陶组、明化镇组。含油面积13.3Km2,地质储量2

4、986104t，可采储量637.2104t。原有油井124口，开井84口；潜山余热井9口，开井5口：合计日产液4281t，日产油229.8t，综合含水94%；注水井27口，开井11口，日注水4052m3。p现状二、现状与技术路线第 8 页 留北油田集输系统采用三级布站：目前运行联合站1座(留一联合站)，接转站3座(路15、路27、路3站)，计量站8座。集油工艺以三管伴热为主，生产用热主要由燃油加热炉供应，4座供热站场共有加热炉11台。留一联留一联路路15站站路路3站站路路27站站路路47计计留留1计计路路30计计路路27-3计计路路15-2计计路路27-1计计路路15-1计计路路3计计站场外输

5、线规格（mm）距离 （km）外输压力（MPa）外输温度（）路3站D15953.131.1445路27站D11445.581.1646路15站D15954.51.5444第 9 页留北油田加热炉年消耗燃油约2000t。随着环保要求的日趋严格、油井产液含水逐年升高，加热炉燃烧原油供热方式、站外三管伴热集输工艺已不能满足油田节能低碳、清洁环保的要求，需开展余热利用研究。思路：余热井通过提液，大幅提升产出液温度，高温余热水进行发电，发电后尾水用于清洗油管、处理含油污泥，随后掺入集输干线，配合单井管线通过简短串接、复合隔热内衬等实现单管常温集油，实现余热完全替代加热炉供热，最后将余热水回注潜山，实现可持

6、续开发利用的目的。p技术路线第 10 页井下余热井大幅提液提升产出液温度采出液余热综合开发利用地面发电综合利用停用加热炉干线掺余热水三管伴热改单管余热水通过ORC循环发电余热水清洗油管、处理含油污泥等第 11 页开展采出液余热综合开发利用技术研究，逐步摸索适合华北油田中低温潜山余热综合开发利用的配套技术，研究解决油井大排量提液、保温隔热油管、管线内衬防腐、含油中低温余热水发电等关键技术，达到“热、电”联产、地面系统简化瘦身和余热资源的可持续开发利用的目的。1背景2现状与技术路线3关键技术4取得效益5结论及建议目录 CONTENTS第 13 页按照留北潜山单井的采液量500-1000m3/d要求