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海上油氣田群節(jié)能措施應(yīng)用效果評價

2014-08-07 12:35:41徐麗英
中國海上油氣 2014年5期
關(guān)鍵詞:電潛泵伴生氣標煤

徐麗英 李 暉

(中海油研究總院)

海上油氣田群節(jié)能措施應(yīng)用效果評價

徐麗英 李 暉

(中海油研究總院)

以我國海上某油氣田群開發(fā)項目為例,分析了伴生氣回收、余熱回收、高溫油管換熱、電潛泵“一對一”變頻控制、油管尺寸優(yōu)選、終端減排等節(jié)能措施在該油氣田群開發(fā)項目的應(yīng)用情況,并對其產(chǎn)生的節(jié)能效果進行了評價。結(jié)果表明:上述節(jié)能措施在該油氣田群開發(fā)項目產(chǎn)生的年節(jié)約能量達2.15×1015J,折合標煤(當量值)71 231 tce,占項目總能耗的65.1%;并且可使該項目海上工程的能量利用率從20.1%提高到44.1%,達到海上油氣開發(fā)項目的先進水平。

海上油氣田群;節(jié)能措施;節(jié)能效果

當今世界能源問題日益突出,環(huán)境污染不斷加劇,全球氣候變暖已成不爭事實,人類社會面臨重大挑戰(zhàn),因此開展節(jié)能減排,實施可持續(xù)發(fā)展,是全人類的共識與責任[1]。根據(jù)《2012年中國統(tǒng)計年鑒》, 2011年我國能源消費總量為34.8億噸標煤,相比2010年能源消費總量增長了7.10%[2],明顯高于全球2011年能源消費總量增長率2.5%[3],節(jié)能降耗工作迫在眉睫。本文以我國海上某油氣田群開發(fā)項目為例,闡述各項節(jié)能措施在油氣田的運用情況,并對產(chǎn)生的節(jié)能效果進行評價,旨在說明運用節(jié)能降耗措施、推廣節(jié)能設(shè)備的重要性。

1 海上某油氣田群開發(fā)項目概況

海上某油氣田群區(qū)域構(gòu)造處于大陸架盆地,海域水深75~110m,該油氣田群由新建的5座井口平臺、1座中心平臺和1座陸上終端組成,新建7條海底管道和4條海底電纜,以新建的中心平臺作為新開發(fā)區(qū)域的供電中心和區(qū)域油氣流向分配中心,周圍的4座井口平臺均設(shè)置油氣、油水分離和污水處理系統(tǒng),脫水后的油氣分別通過新建海底管道混輸至中心平臺,進入油氣處理系統(tǒng)。中心平臺對各平臺輸送來的油氣進行氣液分離、深度脫水、原油穩(wěn)定增壓,處理合格的原油通過海底管道輸往陸上終端。整個油氣田群高峰年產(chǎn)氣量15.32×108m3,年產(chǎn)油量45.78×104m3(34.72×104t);中心平臺天然氣處理系統(tǒng)設(shè)計規(guī)模為30×108m3/a,最大處理能力為36×108m3/a;凝析油穩(wěn)定系統(tǒng)設(shè)計規(guī)模43×104t/a,最大處理能力52×104t/a。

該油氣田群開發(fā)項目屬于國家產(chǎn)業(yè)政策明確指出的鼓勵性項目,同時,新建平臺除了對合作區(qū)塊天然氣開采產(chǎn)生積極影響外,也非常有利于周邊自營油田的依托開發(fā),將促進周邊油田的開發(fā)進程;可有效增加天然氣產(chǎn)量160×108m3,對緩解能源緊缺的壓力,進一步確保國家能源安全及國民經(jīng)濟發(fā)展對能源需求的緊迫性起到非常重要的作用。由于該油氣田群的產(chǎn)量高,工程設(shè)施繁多,造成整個油氣田群能耗總量較大,亟需通過采取節(jié)能降耗措施來提高整個油氣田群能源利用效率,減少能源消耗,減小對項目所在區(qū)域能源消費的影響,有助于節(jié)能目標的完成。

該油氣田群項目在開發(fā)設(shè)計時,充分依托現(xiàn)有工程,做到資源和設(shè)施的共享,提高區(qū)域油氣田開發(fā)經(jīng)濟效益,開發(fā)方案綜合考慮區(qū)域海洋環(huán)境特點、油藏、天然氣性質(zhì)等因素,采用國內(nèi)外先進、成熟和實用的油氣、天然氣處理技術(shù),充分利用井口余壓和余熱,采用熱電聯(lián)產(chǎn),合理利用能源,充分回收各級分離器分離的低壓氣,減少天然氣放空,避免能源的浪費。

2 節(jié)能措施應(yīng)用效果評價

2.1 伴生氣回收

為滿足節(jié)能減排的需要,各級分離器產(chǎn)生的大量伴生氣不再被引至火炬燃燒,而是考慮將該油氣田群項目的伴生氣增壓供透平發(fā)電機發(fā)電使用:中心平臺原油穩(wěn)定方案選用三級脫水穩(wěn)定流程,穩(wěn)定伴生氣的利用方案選用將一級/二級/油井分離器分出的氣體增壓至外輸壓力,輸至終端進行輕烴回收;將三級分離器分出的氣體增壓至透平發(fā)電機,供透平發(fā)電。該油氣田群開發(fā)項目中心平臺伴生氣回收工藝流程見圖1。為滿足伴生氣回收的需要,針對三級分離器出口不同壓力等級分別設(shè)置了高、中、低壓氣壓縮機組(表1)。

圖1 我國海上某油氣田群開發(fā)項目中心平臺伴生氣回收工藝流程圖

表1 我國海上某油氣田群開發(fā)項目伴生氣回收壓縮機規(guī)格

選取穩(wěn)產(chǎn)年(2016—2022年)中2017年為基準年進行計算,根據(jù)中心平臺工藝流程2017年物料平衡表,低壓氣氣量為2 199.5 Sm3/h,中壓氣氣量為2 361.5 Sm3/h,高壓氣氣量為1 773.07 Sm3/h,每天回收的伴生氣量為152 018 Sm3,年節(jié)約天然氣量為5.32×107Sm3,折合能量1.92×1015J(天然氣熱值取36 000 kJ/m3),折合標煤(當量值)65 513 tce。考慮到新增3臺高、中、低壓壓縮機總功率為2 050 k W,年耗電量為1.722×107k W·h,折合標煤(當量值)為2 116.3 tce,則伴生氣回收凈節(jié)能量折合標煤(當量值)為63 397 tce。若天然氣價格按照2.8元/m3計算,則年節(jié)省費用約1.49億元。

經(jīng)估算,該油氣田群開發(fā)項目中心平臺分別設(shè)置高、中、低壓氣壓縮機共3套,每套壓縮機設(shè)置兩臺(一用一備),共投資約6 000萬元,靜態(tài)投資回收期約為4個月。

2.2 余熱回收

為了滿足天然氣脫水三甘醇再生系統(tǒng)、乙二醇回收和再生系統(tǒng)以及凝析油加熱器等熱用戶的用熱要求,在該油氣田群開發(fā)項目中心平臺設(shè)置熱站。根據(jù)工藝專業(yè)提供的熱負荷情況,考慮周邊接入且乙二醇為最大規(guī)模時,該油氣田群開發(fā)項目中心平臺最大總熱負荷約為8 779 k W。為滿足整個油氣田群熱負荷需要,充分利用電站余熱,中心平臺發(fā)電機組采用熱電聯(lián)產(chǎn)方式,設(shè)置3臺5 000 k W余熱回收裝置(兩用一備),采用高低溫兩個回路向熱用戶供熱。圖2為該油氣田群開發(fā)項目中心平臺余熱回收裝置示意圖。

采用上述余熱回收裝置,大大節(jié)省了燃料消耗量,既實現(xiàn)了經(jīng)濟廉價,又達到了節(jié)能減排的目的。利用余熱回收鍋爐在穩(wěn)產(chǎn)年(2016—2022年)平均供給熱負荷為6 753 k W,年回收熱量為2.04×1014J。如果該部分熱量由燃氣蒸汽鍋爐提供,選用10 MW級別鍋爐,熱介質(zhì)加熱爐的熱效率按86%計算[4],則年消耗天然氣量(天然氣熱值取3.6×107J/m3)為6.59×106Sm3,折合標煤(當量值)為6 961 tce。但使用余熱回收鍋爐則可年回收余熱2.04×1014J,既減少了加熱爐的使用,又可年節(jié)約天然氣6.59×106Sm3,若天然氣價格按照2.8元/m3計算,則年節(jié)省費用1 845.2萬元。經(jīng)估算,該油氣田群開發(fā)項目中心平臺設(shè)置3臺5 000 k W的余熱回收鍋爐總投資約1 500萬元,靜態(tài)投資回收期約為10個月。

圖2 我國海上某油氣群開發(fā)項目中心平臺余熱回收裝置示意圖

2.3 高溫油管換熱

該油氣田群開發(fā)項目某井口平臺共有2口油井和6口氣井,預(yù)留12個井槽。生產(chǎn)初期油井采用自噴生產(chǎn),生產(chǎn)后期油井采用電潛泵增壓,嘴前井口壓力為2.0~8.9 MPa,嘴前井口溫度為77.6~117.5℃;氣井嘴前井口壓力為4.7~24.1 MPa,嘴前井口溫度為19.8~78.6℃。當油井溫度較高時,利用油井高溫流體與段塞流捕集器低溫來液換熱,以減小凝析油一級加熱器熱負荷,從而實現(xiàn)能量的有效利用。經(jīng)設(shè)計,在2015—2019年,當油井來液溫度較低時,進入凝析油一級加熱器,將凝析油加熱到55℃后進入一級分離器;在2018年后,當油井來液溫度較高時,進入原油/凝析油換熱器換熱,凝析油升溫至55℃后進入一級分離器。

該油氣田群開發(fā)項目中心平臺工藝流程物料平衡表給出了2021年來自某井口平臺氣井生產(chǎn)物流在經(jīng)過凝析油加熱器前后的物性參數(shù):質(zhì)量流量為2.39×104kg/h,比熱容為2.40 kJ/(kg·℃),進入凝析油換熱器之前溫度為14.09℃,凝析油換熱器出口溫度為55℃,故整個換熱過程中來自該井口平臺氣井生產(chǎn)物流在2021年平均吸收的熱量為1.97×1013J。如果該部分熱量由熱介質(zhì)加熱爐提供,熱介質(zhì)加熱爐的熱效率按85%計算,則年消耗天然氣量(天然氣熱值取36 000 kJ/m3)為6.44×105m3,折合標煤(當量值)為672 tce。但使用高溫油井換熱則可年回收余熱1.97×1013J,既減少了加熱爐的使用,又可年節(jié)約天然氣6.44×105m3。若天然氣價格按照2.8元/m3計算,則年節(jié)省費用180.3萬元。

2.4 電潛泵“一對一”變頻控制

由于該油氣田群開發(fā)項目3口油井不能自噴生產(chǎn),根據(jù)這3口油井的地質(zhì)油藏特征和流體性質(zhì),推薦采用電潛泵采油方式,電潛泵排量可通過變頻器調(diào)頻和油嘴控制適應(yīng)產(chǎn)液量的變化。生產(chǎn)過程中,電潛泵頻率范圍一般為30~70Hz,頻率比的取值為0.6~1.4;結(jié)合泵的最佳使用排量范圍,可得變頻適用范圍判別式為

由圖3所示的調(diào)頻狀態(tài)下電潛泵排量與揚程變化情況可以看出,變頻條件下電潛泵運行能力得到了大幅度提高,因此建議在實施階段根據(jù)油井具體情況選擇合適的泵和地面設(shè)備,使其運行在合理的工況區(qū)間內(nèi),保證電潛泵擁有較高的效率,以達到節(jié)能減排和延長電潛泵壽命的目的。

圖3 我國海上某油氣田群開發(fā)項目調(diào)頻狀態(tài)下電潛泵排量與揚程變化情況

據(jù)估算,3口油井采用電潛泵平均總?cè)蘸碾娏繛?8 230 k W·h,按生產(chǎn)天數(shù)350 d計算,年耗電量為6.38×106k W·h,折合能量2.30×1013J;變頻器的使用可以使油井電潛泵的運行效率由40%提高到50%,節(jié)電約25%,若采用電潛泵“一對一”變頻控制,則年節(jié)電量為1.60×106k W·h,折合能量5.76×1012J,折合標煤(當量值)為196.5 tce,若海上自發(fā)電能耗按1元/(k W·h)計算,則可實現(xiàn)每年節(jié)省費用160萬元。該項目電潛泵系統(tǒng)總負荷760 k W,該措施投入費用按照400元/k W計算,共計投入費用為30.4萬元,靜態(tài)投資回收期約為2個月。

2.5 油管尺寸優(yōu)選

根據(jù)《海上油氣田完井手冊》[5]推薦的油管尺寸,在考察了油管的沖蝕速率和攜液能力之后,選定該油氣田群開發(fā)項目的2口井采用單通道鉆完井技術(shù),推薦采用φ88.9mm油管,其他井推薦采用φ73.0mm油管。

根據(jù)油管尺寸敏感性分析,油管尺寸越大,油管上的摩阻損失越小,電潛泵所耗費的電量也就越小,因此,油管的選擇對電量的消耗具有較大的影響。據(jù)估算,在500m3/d的產(chǎn)液量條件下,φ73.0mm油管的摩阻損失比φ88.9mm油管大約多1 MPa,而電潛泵揚程每增壓1 MPa所需的耗電量就要增加近10 kW·h;在200~500m3/d的產(chǎn)液量條件下,若選用φ88.9mm油管,則單井電潛泵平均節(jié)約耗電量約為5 k W·h。因此,選用φ88.9mm油管,單井年節(jié)約耗電量4.2萬k W·h(取生產(chǎn)天數(shù)350 d),折合能量為1.512×1011J,折合標煤(當量值)為5.2 tce。若海上自發(fā)電按1元/(k W·h)計算,則每年可實現(xiàn)單井節(jié)約費用4.2萬元。

2.6 終端減排

該油氣田群開發(fā)項目終端新建3臺11 MW機組(二用一備),設(shè)計時采用先進燃燒技術(shù)的低氮氧化物排放機組,從源頭控制氮氧化物的排放。傳統(tǒng)的非低氮燃燒技術(shù)燃氣壓縮機組的氮氧化物排放的質(zhì)量濃度約為500mg/m3,則燃氣壓縮機產(chǎn)生的氮氧化物約為1 320.4 tce/a。通過采用低氮燃燒技術(shù)的燃氣壓縮機組,可使本項目燃氣壓縮機氮氧化物排放量減少90%,減排量達1 188.4 tce/a,減排效果十分顯著。

上述評價結(jié)果表明,該油氣田群開發(fā)項目通過采取伴生氣回收、余熱回收、高溫油管換熱、電潛泵“一對一”變頻控制、油管尺寸優(yōu)選以及終端減排等措施,共計年節(jié)約能量達2.15×1015J,折合標煤(當量值)為71 231 tce,氮氧化物減排量為1 188.4 tce。經(jīng)過估算,在平均穩(wěn)產(chǎn)年該油氣田群(海上工程+陸上終端)總能耗為109 411 tce標煤(當量值),可見節(jié)能措施產(chǎn)生的節(jié)能量占該項目總能耗的65.1%,節(jié)能效益十分顯著。經(jīng)統(tǒng)計,一系列節(jié)能減排措施的應(yīng)用使得該油氣田群項目海上工程年購入能量(當量值)由設(shè)計時的131 247 tce標煤降為60 016 tce標煤,而最終實際利用的有效能量為26 459 tce標煤,能量利用率由20.1%提高到44.1%,在海上油氣田開發(fā)中屬于較高水平(一般在20%~30%)。

3 結(jié)束語

在我國海上某油氣田群開發(fā)方案中,通過采取伴生氣回收、余熱回收、高溫油管換熱、電潛泵“一對一”變頻控制、油管尺寸優(yōu)選、終端減排等措施,可以有效降低整個工程項目的能耗。經(jīng)統(tǒng)計,五大節(jié)能措施的應(yīng)用可使該油氣田群開發(fā)項目每年節(jié)約能量達2.15×1015J,折合標煤(當量值)71 231 tce,占項目總能耗的65.1%;并且使海上工程的能量利用率從20.1%提高到44.1%,達到海上油氣田開發(fā)項目的先進水平。

隨著建設(shè)資源節(jié)約型和環(huán)境友好型社會的呼聲逐漸高漲,中國海油的發(fā)展戰(zhàn)略思想要從“高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)”的發(fā)展方式轉(zhuǎn)變到“清潔、節(jié)約、可持續(xù)”發(fā)展上來,堅持把節(jié)能減排工作納入企業(yè)發(fā)展戰(zhàn)略,大力推廣各項有效節(jié)能措施,完善節(jié)能減排機制,把低投入、低消耗、低排放、高效率的清潔節(jié)約型增長方式確定為推進發(fā)展戰(zhàn)略的根本途徑。

[1]姜子剛.節(jié)能技術(shù)[M].北京:中國標準出版社,2010.

[2]中華人民共和國國家統(tǒng)計局.2012年中國統(tǒng)計年鑒[M].北京:中國統(tǒng)計出版社,2013.

[3]BP Group.BP Statistical Review of World Energy[R].2012.

[4]海油石油工程設(shè)計指南編委會.海油石油工程機械與設(shè)備設(shè)計[M].北京:石油工業(yè)出版社,2008.

[5]海上油氣田完井手冊編委會.海上油氣田完井手冊[M].北京:石油工業(yè)出版社,1998.

Application effect analysis of the energysavingmeasures in offshore oil and gas fields

Xu Liying LiHui
(CNOOC Research Institute,Beijing,100027)

Taking a developmentproject of offshore oil and gas fields in China for example,thepaper analyzed the application of the energysavingmeasures and evaluated their energysaving effects.Themeasures included the application of the associated gas recovery,waste heat recovery and hot oilpipe heat exchanger,electricsubmersiblepump"oneon-one"frequency conversion control,tubingsize optimization and onshore terminal energy-savingmeasures.The resultssuggested that,by taking the above energysavingmeasures,the oil and gas fields weresupposed tosave energy by 2.15×1015J (or converted coal equivalent of 71 231 tons for one year)annually on average,accounting for 65.1% of the totalproject energy consumption.Moreover,the energy utilization rate of the offshoreproject would get improved from 20.1%to 44.1%, reaching the advanced level of offshore oil and gas developmentprojects.

offshore oil and gas fields;energysavingmeasures;energysaving effect

2013-11-13改回日期:2014-01-06

(編輯:葉秋敏)

徐麗英,女,高級工程師,1984年畢業(yè)于原華東石油學(xué)院機械系儲運專業(yè),現(xiàn)主要從事石油工程方面的研究、設(shè)計和管理工作。地址:北京市東城區(qū)東直門外小街6號海油大廈(郵編:100027)。電話:010-84522694。E-mail:xuly@cnooc.com.cn。

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