海上油气田开发工艺设计节能减排措施

海上油气田开发工艺设计的节能减排措施

摘要：本文论述了油气田伴生气利用设计、电力组网及设备优化设计、污水“零”排放理念的落实等方面的内容。

关键词：油气田开发，油气田伴生气，电力组网及设备。

中图分类号：p641.4+62 文献标识码：a 文章编号：

一、油气田伴生气利用设计

1. 1油气田伴生气利用工艺设计

渤海辽东湾中部海域某油田，采取油气并举、整体考虑的开发思路，生产流体在中心处理平台处理后，原油输往并口平台，天然气输往相邻的增压平台。该油田天然气主要有伴生气和气井气，其中一部分伴生气来自中心处理平台油处理系统原油一级分离器气相

出口，另一部分则是来自中心处理平台油处理系统原油二级分离器气相出口;气井气为来自井口平台气体集输系统。

该油田的伴生气和气井气产量在 2018以前，均占到整个油田总气量的三分之一，但它们的操作压力相差较大，来自一级分离器的伴生气操作压力为500kpa，二级分离器的伴生气操作压力为30kpa，天然气的压力为6 400 kpa，因此采用传统的设计方法，伴生气除了自耗气之外就难以充分利用。

上图是通过工艺方案优化设计的该油田气处理系统流程，它采用了三级压缩机系统对油气处理系统各级分离器产生的伴生气进行

压缩回收，实现伴生气的充分利用并减少了火炬燃烧排放。由一级、

二级分离器分离出的伴生气经低压伴生气压缩机系统增压后，部分气体供燃气透平作燃料以及火炬点火盘的点火燃料外，剩下的伴生气外物至相邻的增压平台最终输送到陆上终端，在伴生气不能提供足够燃料的情况下，由气井气作补充。该设计不仅充分利用伴生气及气井气作为平台的燃料满足自身需求，同时把多余的气全部外输，真正实现节能减排的目的。仅在最大产气年，日减排量就能达到229000m3，每天产生的直接经济效益达40万元以上。

1. 2低气油比油田伴生气的利用设计

南中国海珠江口外海海域某油田的原始石油地质储量为

534000t，在石油地质储量计算的基础上，根据油藏实测的油气比数值计算得该油田溶解气储量为57500000m3，油田的气油比仅为2,伴生气产量比较少，无法满足普通燃气发电机燃料需求，若依据常规设计是持续排放到火炬与放空系统，必然对环境造成影响。

为满足节能减排的要求，同时将油田的伴生气进行回收利用，在工艺设计阶段，通过研究比较利用小型发电机回收利用该油田的伴生气，设计的流程如下图。从生产分离器分离出的油田伴生气经人口冷却器降温后，进人燃气洗涤罐和燃气过滤器，除液和除颗粒后，被燃气换热器加热，再降压到燃气发电机的入口压力要求供小型燃气发电机发电，可见增加小型燃气发电机利用油田伴生气并没有对工艺流程提出苛刻的要求。

通过在该油田应用小型发电机回收利用油田伴生气，在生产年限

内可利用伴生气总量约为37100m3，前7年可平均发电163590 kw/年，平均节约燃料油930 m3/年，如果原油按照3500元/吨估算，每年可节省燃料费用269万元/年。该油田伴生气利用技术的特点有:①运行可靠性高，故障率低，维护费用低;②设备无需备用，可连续运行; ③结构紧凑，占地面积小;④对燃料气要求低;⑤设备成模块化，便于搬迁和重复利用。为低气油比的油田伴生气利用实现节能减排提出了一条可行的路径。

二、电力组网及设备优化

随着老油田的增产措施（调整、注水或注聚等）的实施，油田的电力需求不断增加。同时，区域开发又使得周边油气田的开发需要不断接入，从而使一些油气田的电力需求缺口进一步加大。如果按照常规的思路，就需要通过增加电站的机组来满足电力需求，而每个油田的主电站又需要备用机组，因此，使得投资和操作费大大增加。电力需求缺口加大，已不同程度地制约了中国海洋石油总公司各海域油气田的正常开发。

以往，投入生产的海上油气田大都采取独立开发的模式，这种模式最大特点是每个油田都有自己独立的电站，这种模式在投产的油气田数量不多的情况下具有一定的优势。但是，随着投入生产或将投入生产油田数量的增加，每个油田独立设置电站的缺点也凸显出来。如，电站容量小，电力供应稳定性差，大功率设备启动困难；每个油田的电力负荷在不同生产期间需求并不相同，难以保证电站的机组都处在最佳工作负荷区域；各个油气田的电站相互独立，在

设计之初又没有将各油田电力联网运作的理念，电力资源得不到共享，能耗和污染物的排放却增加；周边新接入的油气田往往是边际油田，这些边际油田开发难以承担建独立电站的成本，这些问题在实行油气田区域开发中尤其突出。

为了解决油田生产中出现的电力需求和供给不均衡的问题，工程设计人员创新思路，提出对各个油田的电网实行统一组合。通过电力组网，实现各油气田之间的电力资源共享，将某些油田的过剩电力输送到电力短缺的油田，从而解决缺电油田的电力需求和供电安全保障，实现资源的合理利用和共享。通过组网，不仅可以实现各油气田之间的电力资源共享，解决缺电油田的电力需求，同时，组网后又使电力进行了重新调配，可使发电机组在最佳负荷率（80%～85%）工作，提高供电可靠性和稳定性，减少因电站故障造成的停产损失，并减少燃料消耗和污染物排放。

三、污水“零”排放理念的落实

随着油田的大规模开发，含油采出水的处理和排放压力越来越大；另一方面国家对于减排的要求也越来越高。如何应对和妥善解决采出水排放的问题已成为油气田开发方案研究中关键问题。因此在油气田开发过程中应提出“零”排放的理念和目标，要求在设计油田总体开发方案时就贯彻和落实节能减排理念，对前期方案进行反复研究和深入论证，从源头做起，技术措施到位，使得油田开发之初就实现油田开采的采出水“零”排放，而不是到开发后期再进行治理。油气田落实“零”排放理念的思路是回注。回注包含两层

含义：注水回注和打污水井回注，其中应优先考虑注水回注。在开发方案研究时采取如下应对措施：

一是，采出水回注对水质有着较高的要求，既要保持油田稳产、提高产量，又不能污染地层，否则将影响生产。因此，适当提高采出水处理标准，尽可能将产出水全部用于注水开发。

二是，由于油田的生产需要和条件限制，不可能将所有采出水都进行回注，为了不污染海洋环境，对于满足油田回注量要求之后剩余的采出水，通过新钻采出水回注井，将剩余采出水注入地下非含油储层。

四、结语

节能减排技术应用得当，不仅可以充分贯彻和实施国家和企业节能减排战略，还可在更加经济有效地促进海上油气田开发的统筹规划，特别是在区域开发中起到关键的推动作用，并且带动区域油田的滚动勘探开发。海上油田区域开发不是几个油田总体开发方案的简单重叠，如果把节能减排的理念贯穿于整个区域开发过程，不仅能实现节能减排从源头做起，还可以有效化解油气田开发中的一些技术难题，促进油气田的顺利开发。在油气田前期方案研究中采取的一些节能减排措施可能会在油田开发之初投入一些资金，增加开发成本，但是，这种投入必将小于后期治理所付出的费用和代价。节能减排是一项长期的工作，需要总结经验，常抓不懈，只有这样，才能按照科学发展观建设资源节约型、环境友好型的和谐社会的要求指导开发油气田。