0 引言
地热能是一种十分宝贵的综合性资源,其功能多、用途广,是一种洁净的能源资源,可供采暖、发电等利用。与其他可再生能源相比,地热能具有稳定、连续的特点[1],更加适合作为供能系统的基础负荷,并且地热直接利用的成本明显低于其他可再生能源。因此,地热能不仅能在节能减排中发挥重要作用,同时也可作为一种新能源为中国经济的发展带来巨大的经济和社会效益。
近20年来,大庆、辽河、华北等油田企业组织实施了诸多油区地热资源利用项目[3]。截至2014年底,大庆油田共开展22个地热供暖项目,总供暖面积达36 × 104 m2,其中地源热泵项目1个、水源热泵项目3个,其余为地热采水项目。辽河油田已利用热泵技术开展重点地热利用项目7个,其中5个采暖项目、2个油田生产伴热项目,每年可节省约合6 335 t标准煤,产生经济效益564万元。其中,辽河油田兴油三十五站地源热泵供热工程共打30口地源井,产出50℃循环热水为进站原油加热,实现年节约天然气23 × 104 m3,投资回收期8.6年。华北油田中深层优质地热资源非常丰富,已在发电、生产伴热、供暖、养殖等众多领域开展几十项地热利用项目[9]。其中,用于生产伴热的项目共有3个,如雁岭油田利用6口地热水井直接进行站内外维温伴热,日产水量为2 020 m3,项目实施后年节约天然气18 × 104 m3。以上项目在节能减排方面取得了较大的成功,但从整体上看,目前开展的地热利用项目也存在一定不足,如项目投资回收期普遍较长、项目建成后能源有效利用率偏低、系统生产力难以维持等。
福山油田存在较高的用热需求,花场联合站及花场油气处理中心在用燃烧天然气导热油炉4台,加热负荷达4 300 kW,作为原油脱水、原油稳定及轻烃回收系统的热源,每年共需消耗天然气约400 × 104 m3,燃料成本约600万元,而且还排放大量的CO2及氮氧化物。如果使用现有油井的地热资源,不仅可以节约大量燃料费,还有助于实现油田减排目标,助力建设海南自贸区生态文明示范。除生产用热需求以外,海南地处亚热带气候,常年高温多热,制冷空调的年均使用时间长达9个月以上,福山油田花场处理站办公楼、A11监控中心及生产一线值班人员宿舍共计5 000 m2左右房屋建筑需要空调制冷,制冷需求量约200 kW,空调设备年均耗电量高达80万kW∙h。由于福山油田地热资源条件较好,部分油井采出温度普遍在90℃以上,足以驱动溴化锂吸收式制冷,可以对油田办公及生活区域进行冷气供应,进而节省大量电费开支。因此,评估福山油田各种地热利用方案的经济性,对促进该地区地热资源的开发利用具有重要意义。
1 福山油田花场联合站简介
1.1 区域地热资源条件
Table 1 Log data interpretation of perforated interval of well Hua 19X表 1 花19X井射孔层段测井数据解释表 |
| 层位 | 射孔井段顶深度 / m | 射孔井段底深度 / m | 厚度 / m | 深探测电阻率 / (Ω∙m) | 声波时差 / (μs/m) | 有效孔隙度 / % | 渗透率 / (× 10-3 μm2) | 平均温度 / ℃ | 解释结果 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 涠洲组 三段 | 1 980.0 | 2 034.0 | 36.3 | 2.6 | 292.0 | 18.7 | 104.0 | 76.5 | 水层 |
| 流沙港组 一段 | 2 431.4 | 2 533.7 | 87.5 | 5.5 | 259.3 | 14.5 | 20.7 | 87.5 | 水层 |
假设开采过程为均质无限含水层承压水完整井稳定流抽水,则花19X采水井的采水量可根据式（1）计算：
$Q=\frac{K m S}{0.366 \cdot \lg \frac{R}{r}}$ (1)
$R=10 S \sqrt{K}$ (2)
$K=\frac{g}{\eta} \cdot k$ (3)
其中：K为渗透系数,m/d;Q为抽水井涌水量,m3/d;m为含水层厚度,m;S为抽水井水位下降值,m;R为影响半径,m;r为抽水井半径,m;g为重力加速度,m/s2;η为流体的动力黏度,m2/s。
流体的动力黏度取0.35 × 10-6 m2/s,重力加速度为9.8 m/s2,涠洲组三段渗透率k1为104 × 10-3 μm2,流沙港组一段渗透率k2为20.7 × 10-3μm2,通过公式计算出渗透系数K1 = 0.251 6 m/d,K2 = 0.05 m/d。根据经验值,射孔孔隙度约为筛管成井的30%,折算的渗透系数K1 = 0.075 479 m/d、K2 = 0.015 023 m/d。井筒半径r = 0.069 85 m;若抽水降深S = 250 m,依据试验结果及地层情况,根据公式（1）计算的涠洲组三段热储出水量为469 m3/d,流沙港组一段热储层出水量约246 m3/d,共计715 m3/d,即当降深250 m时,预估花19X井射孔开采涠洲组三段和流沙港组一段的总出水量为715 m3/d,热水温度在78℃左右,在花19X井附近还有多口可利用井,其地热地质条件与花19X井相似,将其作为回灌井能够保证在不发生热突破的情况下对地热水的持续性开采。
1.2 运行现状及供热需求
海南福山油田花场联合站位于海南省澄迈县福山镇花场村花场油田内,西北侧紧邻花场油气处理中心,在后勤配套基地的北侧。花场联合站负责处理福山凹陷的油气,包括花场油田、白莲油气田和美台油田,是目前福山油田的原油处理中心站。井区所产含水原油在花场联合站进行稳定处理后,进行装罐处理。
当前花场联合站原油脱水采取一段脱水的方式,各区块（管输和拉运）来液（0.4 MPa、25℃）混合,经过换热器升温后进入三相分离器进行油、气、水三相分离（分离器内部设加热盘管）,并把原油及部分水加热到60℃。分离出的天然气[0.3 MPa（G）、60℃]管输至花场处理中心;脱出的污水[0.3 MPa（G）]进入联合站内污水处理装置进行处理;脱出的不稳定原油[0.3 MPa（G）、60℃、含水≤0.5%]经换热器换热、提升泵提升后进入原油稳定系统。原油稳定采用提馏稳定工艺,脱水单元采用脱水泵来提升原油（60℃）,首先进入稳前/稳后原油换热器与稳后原油换热,换热至124℃后进入原油稳定塔进行提馏稳定,原油稳定塔塔顶操作压力400 kPa（G）,原油稳定塔塔底重沸器操作温度为160℃。塔顶气经原油稳定塔塔顶空冷器冷却到45℃后进入原油稳定塔塔顶分离器进行气液分离,分离出的气相进入已建的花场油气处理中心压缩机入口分离器,分出的凝液经轻烃提升泵增压后进入花场油气处理中心油水分离器。原油稳定塔塔顶原油自流进入原油稳定塔塔底重沸器加热至160℃,蒸出的气相返回原油稳定塔塔顶,稳后原油（160℃）进入稳前/稳后原油换热器与稳前原油换热至101℃,然后进入脱前/稳后原油换热器与进站原油换热,换热至50℃后进入站内原油储罐储存。
热媒供热系统为联合站内脱水稳定工艺装置提供热源。热媒供热系统是以液相方式使用的导热油供热系统。供热介质为导热油,热媒炉供/回油温度为210℃/180℃,设计加热功率为1 100 kW。导热油经热媒炉加热升温至210℃,以液相方式输至工艺装置用热设备,以自身的显热与用热装置进行热交换,然后,经热油循环泵回输至热媒炉继续加热,循环使用。花场联合站现有型号为YQW-1100Q导热油炉1台,额定热功率为1 100 kW,额定压力为0.7 MPa,额定温度为320℃,日耗天然气2 640 m3,加热介质为导热油,用于原油第一段脱水处理、原油稳定装置用热。结合福山凹陷区开采现状及发展规划,联合站未来预计年原油产量30万吨稳产,采液含水50%,按照联合站工艺流程现状,需要提供1 794 kW供热量,日消耗天然气约4 320 m3。当前的热媒加热炉已经不能满足生产要求,亟需对当前工艺进行改造。
如图2所示,当前联合站采用单级脱水,污水温度高达60℃,需要消耗大量的热能。而在两段脱水系统中,一级脱水温度仅为35℃,可使原油含水率低至20%以下,之后原油再进入二级脱水系统加热至60℃,并使原油含水量降低至0.5%。考虑到未来采液含水量高达50%,使用二级脱水系统可以大大降低联合站的用热负荷。另一方面,当前联合站的原油稳定系统采用提馏稳定工艺,需要将原油加热到160℃进行沸腾,由于最低用热温度高于预估地热水开采温度（78℃）,因此无法采用地热水供热。采用闪蒸稳定工艺时,加热至75℃即可进行原油稳定,可使用地热水进行供热。
Fig. 2 Procedure of crude oil dehydration and stabilization system of Huachang Combined Station before the reformation图2 改造前花场联合站原油脱水稳定系统工艺流程 |
改造后的花场联合站工艺流程如图3所示。该方案在现有系统的基础上将原油脱水系统改造为两段脱水系统,并采用了闪蒸式稳定工艺,同时沿用燃气加热站-导热油供热的方式,对原油脱水稳定环节进行供热。原油经一级脱前换热器加热至35℃,脱水至20%后,再通过二级脱前换热器及导热油加热至60℃,脱水至0.5%后,经稳前换热器及导热油加热至65℃后进入稳定系统,然后通过稳后换热器降温至45℃进行装罐。
Fig. 3 Procedure of crude oil dehydration and stabilization system of Huachang Combined Station after the reformation图 3 改造后的花场联合站原油脱水稳定系统工艺流程 |
Table 2 Heat demand of Huachang Combined Station after the reformation表2 改造后花场联合站用热需求 |
| 序号 | 工序名称 | 项目 | 单位 | 数值 | 热负荷 / kW |
|---|---|---|---|---|---|
| 1 | 一段脱水加热 | 进站原油来液量 | m3/d | 2 146 | 0 （通过稳后原油加热） |
| 进站原油来液温度 | ℃ | 28 | |||
| 进站原油出稳定原油加热换热器温度 | ℃ | 35 | |||
| 进站原油来液含水率 | % | 50 | |||
| 2 | 二段脱水加热 | 一段脱后来液量 | m3/d | 1 341 | 975 |
| 一段脱后来液温度 | ℃ | 35 | |||
| 一段脱后加热温度 | ℃ | 60 | |||
| 一段脱后来液含水率 | % | 20 | |||
| 3 | 原油稳定加热 | 二段脱后来液量 | m3/d | 1 073 | 138 |
| 二段脱后来液温度 | ℃ | 60 | |||
| 二段脱后加热温度 | ℃ | 65 | |||
| 二段脱后来液含水率 | % | 0.5 |
2 地热供热工艺方案设计
改造后的花场联合站设计供热规模为1 113 kW,最高用热温度为65℃。以满足联合站生产用热需求为主要目的,集合联合站生活的用能需求,从充分利用地热资源的角度,将地热供能与热泵尾水余热回收技术以及地热驱动吸收式制冷技术相结合,设计了三种地热能开发利用方案：方案1为地热水完全供热;方案2为地热供能+热泵尾水利用;方案3为地热供能+地热驱动吸收式制冷。
2.1 方案1——地热水完全供热
该方案将地热水依次通入一个稳前换热器和3个二级脱前换热器,为花场联合站原油脱水稳定系统供能。78℃的地热水经稳前换热器降温到73.8℃,再经过3个二级脱前换热器降温至42℃进行回灌。原油经一级脱前换热器加热至35℃,脱水至20%后,经过二级脱前换热器由地热水加热至60℃,脱水至0.5%,由地热水加热至65℃后进入闪蒸稳定系统,然后通过稳后换热器降温至45℃进行装罐。
该方案需要消耗78℃地热水638 m3/d,回灌温度为42℃。需要搭建3组共计5个管壳换热器,分别为1个一级脱前换热器（550 kW）、3个二级脱前换热器（294 kW、321 kW、364 kW）、1个负压闪蒸换热器（132 kW）。其供热工艺流程示意如图4所示。
Fig. 4 Complete geothermal heating technological procedure图 4 完全地热供热工艺流程 |
2.2 方案2——地热供能+热泵尾水利用
方案1中尾水回灌温度较高（42℃）,考虑到改造后的联合站原油脱水稳定系统对用热品位的要求不高（最高仅为65℃）,热泵在这个温度范围运行效率较高,可以考虑使用热泵升温系统利用地热尾水对联合站进行供热,从而降低尾水回灌温度,更加充分地利用地热水中的低品位热能。
该方案在方案1的基础上,增加一个87 kW的热泵尾水余热回收系统,并对3号二段脱前换热器进行供能,其余部分与方案1相同。78℃的地热水经稳前换热器降温至73.8℃,再经过1号、2号二段脱前换热器降温至40℃,然后通过热泵流入热泵冷端进行放热,降温至23.9℃后进行回灌。原油经一级脱前换热器加热至34℃,脱水至20%后,经过3个二段脱前换热器由地热水加热至60℃,脱水至0.5%,再由地热水加热至65℃后进入闪蒸稳定系统,然后通过稳后换热器降温至45℃进行装罐。
该方案需要消耗78℃地热水391 m3/d,回灌温度为23.9℃。需要搭建3组共计5个管壳换热器,分别为1个一段脱前换热器（550 kW）、3个二段脱前换热器（196 kW、392 kW、392 kW）,1个稳前换热器（132 kW）。其热泵系统功率为87 kW,蒸发温度15℃,冷凝温度70℃。其工艺流程如图5所示。
Fig. 5 Technological procedure of geothermal energy supply + heat pump tail water utilization图 5 地热供能+热泵尾水利用工艺流程 |
2.3 方案3——地热供能+地热驱动吸收式制冷
海南岛处于热带地区,属热带季风气候,长夏无冬,年平均气温22 ~ 27℃,制冷季长达9 ~ 10个月,存在大量的制冷需求。而花场联合站办公区域制冷面积约为3 000 m2,其制冷量约为300 kW。另一方面,花场区域地热水温度在78℃左右,可以用来驱动吸收式制冷,以满足福山油田花场联合站办公区域的制冷需求。
将吸收式制冷机组看成一个理想的吸收式制冷循环系统,其中热源端定温放热,温度取热源水的出口水温,冷冻水端也为定温放热,温度取冷冻水出水口温度,其㶲效率为：
${{\eta }_{\text{e}}}=\frac{\left( {{{T}_{\text{0}}}}/{{{T}_{\text{C,out}}}}\;-1 \right)}{\left( 1-{{{T}_{\text{0}}}}/{{{T}_{\text{H,out}}}}\; \right)}\times \frac{{{Q}_{\text{C}}}}{{{Q}_{\text{H}}}}$ (4)
其中：ηe为㶲效率;QH为热水供热量,W;QC为冷水制冷量,W;T0为环境温度,K;TH,out为热源水出口温度,K;TC,out为冷冻水出口端的温度,K。上式可写为：
${{Q}_{\text{C}}}={{\eta }_{\text{e}}}\frac{\left( 1-{{{T}_{\text{0}}}}/{{{T}_{\text{H,out}}}}\; \right)\cdot \left( {{T}_{\text{H,in}}}-{{T}_{\text{H,out}}} \right)\cdot {{c}_{p}}\cdot {{q}_{\text{m}}}}{\left( {{{T}_{\text{0}}}}/{{{T}_{\text{C,out}}}}\;-1 \right)}$ (5)
式中：TH,in为热源水进口温度,K;cp为热源水的比热容,kJ/(kg∙K),取4.186 kJ/(kg∙K);qm为质量流量,kg/s;在本研究中,参考当前溴化锂吸收式制冷机组的平均㶲效率,将ηe设定为40%,冷冻水出口温度设置为7℃,环境温度取30℃。可得到1 m3/h的地热水所能提供的制冷量,计算结果如图6所示。
Fig. 6 Refrigeration power of absorption refrigeration unit under different inlet and outlet water temperatures图 6 不同出入口水温情况下吸收式制冷机组的制冷功率 |
由图6可知,当入水温度较高时,单位流量地热水所能提供的制冷量也随之增大;而当出水温度较高时,适当降低出水温度会使制冷机组的功率上升,这是由于降低出水温度会增加地热水的放热量,从而提升吸收式制冷机组的制冷功率;但另一方面,如果大幅降低出水温度,反而会引起机组制冷功率的衰减,这是由于大幅降低出水温度会使得吸收式制冷机组发生器温度降低,从而影响机组制冷效率（coefficiency of performance, COP）,进而减少了机组制冷总量。
Table 3 Optimal outlet water temperature, unit refrigerating capacity and unit income under various geothermal water temperatures表 3 不同地热水温度下的最佳出水温度、单位制冷量与单位收益 |
| 地热水温度 / ℃ | 最佳出水温度 / ℃ | 单位冷量 / [kW/(m3∙h)] | COP | 单位收益 / (元/m3) |
|---|---|---|---|---|
| 88 | 57.6 | 14.54 | 0.41 | 3.36 |
| 78 | 53.0 | 10.12 | 0.35 | 2.04 |
| 68 | 48.3 | 6.45 | 0.28 | 0.94 |
| 58 | 43.6 | 3.56 | 0.21 | 0.07 |
进一步计算可知,若要满足福山油田花场联合站办公区域300 kW的制冷需求,需要78℃的地热水约711 m3/d。据此设计了生产伴热与驱动吸收式制冷相结合的地热能开发利用方案。该方案使用高温地热水来驱动吸收式制冷,在方案1的基础上,增加一台300 kW的热水吸收式制冷机组,将部分78℃的地热水引入该制冷机组,降温至53℃时,与2号二段脱前换热器换热流出的地热水混合,然后经1号二段脱前换热器降温至46℃回灌。原油所经
过的工艺流程与方案1完全相同。
该方案需要消耗78℃地热水1 263 m3/d,回灌温度为46℃。需要搭建3组共计5个管壳换热器,分别为1个一段脱前换热器（550 kW）、3个二段脱前换热器（294 kW、321 kW、364 kW）,1个稳前换热器（132 kW）。制冷站包含300 kW溴化锂单效热水制冷机组1台,配套制冷水输配系统。具体工艺流程如图7所示。
Fig. 7 Geothermal energy supply + geothermal energy driven absorption refrigeration technological procedure图 7 地热供能+地热驱动吸收式制冷工艺流程 |
3 工艺方案经济性评价
基于海南福山油田花场区域地热资源条件,以及联合站与办公区域的用能需求,将联合站生产伴热与热泵尾水余热回收、吸收式制冷技术相结合,本文在第2节中提出了三种地热能综合开发利用方案如图8所示。在此,将进一步分析各个方案的运行成本和投资经济性,从而为花场联合站地热能综合利用工程提供指导。
Fig. 8 Three kinds of technical schemes about geothermal energy production heat tracing of Huachang Combined Station图 8 三种花场联合站地热能生产伴热技术方案 |
方案1为地热能完全供热方案,所需地热水大约为638 m3/d。
方案2在方案1的基础上增加了87 kW的热泵系统,利用尾水余热进行部分生产伴热,从而将地热水的回灌温度降低至24℃。由于地热水利用效率大幅提高,方案2的地热水需求量降低为391 m3/d。需要额外说明的是,如果增加热泵功率,回灌温度会进一步下降,而地热水的需求量也会更小。
方案3在方案1的基础上将部分地热水引出用于驱动吸收式制冷,然后将制冷尾水用于部分生产伴热,可以看出方案3需要更多的地热水（1 263 m3/d）,但该系统会额外提供300 kW的制冷量,可以用来节约联合站办公区域制冷空调的电能消耗。
3.1 运行成本分析
进一步分析了三种地热水利用方案的经济效益。其中,净电能消耗考虑了地热水抽取及注入系统所消耗的泵功、采用热泵时热泵的电能消耗、除了由制冷量所节约的电能消耗。计算地热水抽/注所耗泵功时,抽水泵扬程考虑250 m,回灌压力为2.5 MPa（参考福山油田花19X井）,水泵效率为80%。
计算制冷量所节约的电能消耗时,常规制冷空调的COP考虑为3,吸收式制冷机组的配电量考虑为3 kW。估算运行成本时,仅考虑了燃气和电能的消耗,天然气按照2.0元/m3估算,电价按照0.9元/kW∙h估算。各个方案的收益都是与只采用燃气进行油田伴热的方案对比的结果,制冷量所带来的收益即各个方案收益值是将采用燃气进行油田生产伴热方案的生产成本减去各个方案的生产成本得到。计算结果如表4所示。
Table 4 Operation cost analysis of geothermal energy development and utilization scheme of Huachang Combined Station表 4 海南福山油田花场联合站地热能开发利用方案运行成本分析 |
| 开发方式 | 产出 | 消耗 | 收益 / (元/d) | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 产油量 / (万t/a) | 制冷量 / kW | 地热水用量 / (m3/d) | 天然气用量 / (m3/d) | 净电能消耗 / kW | 生产成本 / (元/d) | ||
| 燃气 | 30 | / | / | 3 437 | / | 6 874 | / |
| 地热（方案1） | 30 | / | 638 | / | 46.2 | 998 | 5 876 |
| 地热+热泵（方案2） | 30 | / | 391 | / | 115.3 | 2 490 | 4 384 |
| 地热+燃气 | 30 | / | 391 | 1 213 | 28.3 | 3 037 | 3 837 |
| 地热+制冷（方案3） | 30 | 300 | 1 263 | / | -5.6 | -134 | 7 008 |
| 制冷+燃气 | 30 | 523 | 1 263 | 3 437 | -82.9 | 5 083 | 1 791 |
从表4中可以看出,当使用地热能替代燃气供能时,可以节约联合站运行成本5 876元/d,具有非常好的经济效益。
从地热水的需求量以及对电能的消耗或节约量来看,方案3需要更多的地热水,然后通过额外输出制冷量来节约办公区域的电能消耗。而方案2通过消耗额外的电能,来达到节约地热水开采量的目的。可以看出,方案3与方案2的设计目的是完全相反的,其适用场景也截然不同,方案2适用于地热水量不足的场合,而方案3适用于地热水量过多的场合。从这个角度来说,热泵尾水升温技术不适合与地热驱动吸收式制冷技术同时使用。
3.2 投资回收周期
综上分析可知,使用地热能代替燃气供能具有非常好的经济性。但是,当地热水少于638 m3/d时,地热水不能满足联合站生产的用热需求。为了满足联合站的正常运行,需要通过燃气的方式来补充这部分的热能缺口。从表4中可以看出,当地热水开采量仅为391 m3/d时,需要额外补充1 213 m3/d的天然气消耗。也可以采用方案2,即通过热泵尾水余热回收的方式来补充部分的热能缺口。
表5中比较了当地热水不足时,两种补热方案的经济性。可以看出方案2比燃气补热方案节约了大约547元/d的生产成本。而87 kW的热泵系统总体建设成本在50万元以内。据此计算,此时热泵系统的投资回收周期仅为2.5年。
Table 5 Economic analysis of heat pump tail water waste heat recovery表5 热泵尾水余热回收经济性分析 |
| 方案 | 地热水用量 / (t/d) | 生产成本 / (元/d) | 额外建设成本 / 万元 | 投资回收周期 / a |
|---|---|---|---|---|
| 地热+热泵（方案2） | 391 | 2 518 | 50 | 2.50 |
| 地热+燃气 | 391 | 3 065 | / | / |
另一方面,如果可开采的地热水量远大于638 m3/d时,可以考虑将过多的地热水用来驱动吸收式制冷,考虑吸收式制冷机组的配电量为3 kW,普通空调的COP为3,在不考虑利用吸收式制冷机组出口热水热量的情况下,当地热水开采量大于682 m3/d时就能产生经济效益。为了评价利用过多的地热水驱动吸收式制冷的经济性,将方案1和方案3的生产成本进行了比较。从表6中可以看出,方案1的生产成本为998元/d,而方案3的生产成本为 -134元/d（该值扣除了有制冷量折算后的空调电能消耗）。这说明,在满足花场联合站用热需求的基础上,通过利用多余的地热水驱动吸收式制冷,能够获得大约1 132元的经济性收益。而投资一个300 kW的吸收式制冷系统所需的建设成本大约不到75万元,据此计算方案3的投资回收周期仅1.82年,经济效益非常突出。
Table 6 Economic analysis of geothermal energy driven absorption refrigeration表 6 地热驱动吸收式制冷经济性分析 |
| 方案 | 地热水用量 / (t/d） | 生产成本 / (元/d) | 额外建设成本 / 万元 | 投资回收周期 / a |
|---|---|---|---|---|
| 地热（方案1） | 638 | 998 | / | / |
| 地热+制冷（方案3） | 1 263 | -134 | 75 | 1.82 |
4 结论
基于海南福山油田花场区域地热地质条件,以提供联合站原油脱水稳定系统用热为主要目的,设计了地热水完全供热、地热水结合热泵尾水利用、地热水结合地热驱动吸收式制冷三种地热能综合利用方案,并计算了各方案的运行成本和投资经济性,评价了各方案的适用范围。主要结论如下：
（1）在使用地热水驱动吸收式制冷的方案中,当地热水温度分别为68℃、78℃、88℃时,每吨地热水通过吸收式制冷提供冷量所带来的最大收益约为0.94元、2.04元、3.36元;而当地热水温度低于58℃时,使用溴化锂吸收式制冷不具有经济效益。
（2）在完全使用地热水进行运行站供热方案中使用地热水替代燃气供能,可以节约联合站运行成本5 876元/d。
（3）在地热水结合热泵尾水利用方案中,当地热水不足时（小于638 m3/d）,使用热泵回收尾水余热具有较好的经济性,热泵系统投资回收周期大约为2.5年。
（4）在地热水结合地热驱动吸收式制冷的方案中,当地热水过多时（大于682 m3/d）,可以使用多余热水驱动吸收式制冷,从而获得额外的收益,吸收式制冷机组的投资回收周期大约为1.82年。