以氣代油工程在青海油田應(yīng)用前景及可行性分析

鐘聲 杜強 劉全 王海軍 剛永恒（青海油田公司質(zhì)量安全環(huán)保處）

以氣代油工程在青海油田應(yīng)用前景及可行性分析

鐘聲 杜強 劉全 王海軍 剛永恒（青海油田公司質(zhì)量安全環(huán)保處）

青海油田在穩(wěn)定快速發(fā)展的同時，也存在許多高耗能燃油設(shè)備的問題。在油價高漲的今天，無疑使企業(yè)增加了運行成本，進而制約企業(yè)又好又快發(fā)展。通過實施南八仙油氣田低壓氣回收工程，為油田伴生氣充分合理利用提供了廣闊前景。文中就如何利用油田伴生氣替代油品從工藝方案、技術(shù)經(jīng)濟以及環(huán)境保護方面分別進行論述，闡述工程的可行性和帶來的經(jīng)濟效益。有利于節(jié)省燃料油、實現(xiàn)節(jié)能減排。

油田伴生氣 以氣代油 工藝方案 經(jīng)濟分析

D O I:10.3969/j.i ssn.2095-1493.2011.05.004

青海油田管道輸油處中灶火熱泵站、甘森熱泵站加熱爐及鍋爐現(xiàn)使用原油作為燃料，每年需消耗原油7200 t；冷湖油田管理處發(fā)電使用柴油，每年需消耗柴油525 t；井下作業(yè)公司油田作業(yè)車輛（15臺蒸汽車、23臺熱洗車）作業(yè)部分每年需消耗原油1000 t；其他包括油田花土溝基地、澀北氣田等都有相當數(shù)量的固定用車，這部分車輛每年用于燃料的開支都相當大，尤其是澀北氣田，所有車輛燃油均需從200 km以外的格爾木汽車拉運至氣田，而無法使用近在咫尺的燃氣，存在資源利用不合理的問題。隨著企業(yè)的發(fā)展，各類車輛持續(xù)增加，能源消耗還將繼續(xù)上升，成為制約青海油田“又好、又快”發(fā)展的因素。

1 油田伴生氣資源

南八仙油氣田自1998年滾動勘探開發(fā)以來，生產(chǎn)規(guī)模不斷擴大，油井數(shù)不斷增多。油井伴生氣放空量逐年加大，由初期的6×104m3/d左右（在0℃，標準大氣壓下計，全文同）上升至目前的12×104m3/d。截至2010年10月底，南八仙油氣田有油井32口，其中15口井口壓力較高的油井進站生產(chǎn)。目前南八仙油氣田伴生氣產(chǎn)量為14.243×104m3/d，其中進站油井伴生氣產(chǎn)量為12.165×104m3/d，單井罐油井伴生氣產(chǎn)量為2.078×104m3/d。隨著南八仙油氣田滾動開發(fā)工作力度的不斷加大，根據(jù)南八仙的產(chǎn)能建設(shè)計劃，未來5年內(nèi)南八仙油氣田將新鉆30口井以上，屆時南八仙的油井數(shù)將增加到60多口，油井的伴生氣量也將從目前的12×104m3/d上升到20×104m3/d左右。

目前，南八仙油氣田20×104m3/d伴生氣回收利用工程已進入項目實施階段，根據(jù)項目實施進度安排，該項目完成投產(chǎn)運行后，將向青海油田已建天然氣輸氣管道系統(tǒng)提供（15～20）×104m3/d伴生氣量。南八仙油氣田2010—2012年油井伴生氣產(chǎn)量生產(chǎn)和預(yù)測見表1。

表1 南八仙油氣田油井伴生氣產(chǎn)量預(yù)測表

2 可實施以氣代油項目調(diào)查

本工程利用南八仙油氣田開發(fā)所產(chǎn)生的油田低壓伴生氣資源來替代燃油，使低壓伴生氣資源得以充分利用。可實施的主要內(nèi)容包括：

（1）利用南八仙油氣田伴生氣對管道輸油處中灶火熱泵站、甘森熱泵站加熱爐及鍋爐現(xiàn)使用的原油進行替代。

（2）利用南八仙油氣田伴生氣對現(xiàn)使用柴油作為燃料的冷湖油田管理處發(fā)電設(shè)備進行燃料替代。

（3）在花土溝生產(chǎn)基地、澀北氣田建設(shè)加氣站，利用南八仙油氣田伴生氣替代油田作業(yè)車輛及巡井生產(chǎn)用車所使用的燃料油。

以氣代油項目所消耗的燃氣總氣量見表2。

用氣量與青海油田已建管道管輸可供利用余量對比見表3。

表2 氣代油項目用氣量消耗統(tǒng)計

表3 用氣量與管輸可供利用余量對比

由表3可見，用氣量在管輸燃氣可供利用余量范圍之內(nèi)，項目用氣量可利用南八仙油氣田伴生氣通過已建天然氣管輸系統(tǒng)輸往用氣點（或接氣點），用氣量是有保證的。

3 供氣方式選擇

本項目涉及多個站點，根據(jù)站點所處具體位置，建設(shè)條件也有所不同，因此采用不同的供氣方式。具體各站點供氣方式如下：

（1）花土溝生產(chǎn)基地已建有比較完善的供、配氣設(shè)施，因此，在該地點只建設(shè)加氣站，以滿足用氣需求。

由仙—花輸氣管道末站取氣，在末站南側(cè)建設(shè)壓縮天然氣（CNG）加氣站，向CNG汽車加氣。

根據(jù)市場預(yù)測，花土溝生產(chǎn)基地加氣站用氣量為797.3×104m3/a，加氣站規(guī)模確定為2.3×108m3/d；仙—花輸氣管道末站與新建加氣站之間采用D114×5無縫鋼管作為加氣站供氣管線，供氣管線設(shè)計壓力為2.5 MPa，最大供氣能力為3000 m3/h。

（2）澀北氣田已建有比較完善的集、輸氣設(shè)施，因此，在澀北氣田只建設(shè)加氣站，以滿足用氣需求。

由澀北氣田4＃集氣總站取氣，建設(shè)CNG加氣站，向氣田CNG汽車加氣。

根據(jù)市場預(yù)測，澀北氣田加氣站為該氣田生產(chǎn)車輛加氣，車輛數(shù)量較少，汽車加氣用氣量為28.8×104m3/a，該加氣站規(guī)模確定為800 m3/d；集氣站與新建加氣站之間采用D60×4無縫鋼管作為加氣站供氣管線，供氣管線設(shè)計壓力為6.4 MPa，最大供氣能力為2200 m3/h。

（3）管道輸油處與冷湖油田管理處須新建供氣、配氣設(shè)施，以滿足用氣需求。

3.1 管道輸油處

管道輸油處用氣點為中灶火熱泵站和甘森熱泵站，氣源的獲得可通過方案一或方案二實現(xiàn)。

方案一：由澀—格輸氣管道格爾木末站接口，新建供氣管線輸至中灶火、甘森，見表4。

表4 格爾木－中灶火－甘森管道供氣工藝方案

根據(jù)工藝計算，滿足輸氣能力的工藝方案有D133和D159管徑，本著滿足生產(chǎn)要求、節(jié)約建設(shè)投資的要求，選擇D133管徑作為格爾木—中灶火—甘森的供氣管線，中灶火設(shè)分輸點，在中灶火及甘森各建配氣站1座。輸氣壓力1.2 MPa，甘森進站壓力0.25 MPa，管道最大輸氣量849×104m3/a。

方案二：由格爾木加氣母站通過CNG鋼瓶車向中灶火熱泵站供氣，花土溝加氣母站通過CNG鋼瓶車向甘森熱泵站供氣。

該方案在格爾木、花土溝分別建設(shè)加氣母站，由格爾木加氣母站通過CNG鋼瓶車向中灶火熱泵站供氣，花土溝加氣母站通過CNG鋼瓶車向甘森熱泵站供氣。方案一、方案二供氣對比見表5。

表5 中灶火、甘森供氣工藝方案對比

方案一管線供氣方式，雖然一次建設(shè)投資較高，但具有供氣穩(wěn)定、可靠、運行費用低等優(yōu)點，可有效滿足用氣需求。

方案二是一次建設(shè)投資較低，但運行費用高，費用年值及費用現(xiàn)值合計均高于方案一，且可能由于天氣原因等意外因素導(dǎo)致運輸不暢，造成無氣可用，影響油田輸油生產(chǎn)。

鑒于上述綜合比較，推薦方案一，即由澀—格輸氣管道格爾木末站接口，新建輸氣管道輸至中灶火、甘森的方案為中灶火、甘森用氣點供氣方案。供氣管線設(shè)中間截斷閥室5座。供氣流程見圖1。

3.2 冷湖油田管理處

由于該用氣點距澀—仙—敦輸氣管道3＃閥井距離僅87 km，因此采用供氣管線由澀—仙—敦輸氣管道3＃閥井接口取氣，通過供氣管線輸至冷湖。

根據(jù)用氣量預(yù)測，結(jié)合該地區(qū)用氣特點，用氣不均勻系數(shù)為1.5，管線供氣規(guī)模確定為307.5×104m3/a。在3.0 MPa起輸條件下，現(xiàn)選擇D60、D76、D89三種管徑進行對比，對比結(jié)果見表6。

表6 仙敦3＃冷湖供氣工藝方案

考慮該地區(qū)老油田產(chǎn)量及伴生氣量逐年遞減，最終該供氣管線須承擔(dān)目前所有用戶的供氣任務(wù)，據(jù)冷湖油田管理處提供的數(shù)據(jù)，該用氣點需要1.4×104m3/d。為今后建設(shè)留有余地，選擇D89管徑作為仙敦3＃冷湖的供氣管線，在接氣點和配氣站進站前各設(shè)截斷閥1只。供氣管線設(shè)中間截斷閥室1座。

4 項目實施效益及環(huán)境保護分析

青海油田燃料動力系統(tǒng)以氣代油項目實施后，每年所發(fā)生的能源消耗及經(jīng)濟對比見表7。

由表7可見，本項目以南八仙油氣田伴生氣替代工業(yè)用原油、柴油及汽車汽油，每年可產(chǎn)生4292.8×104元的經(jīng)濟效益，可為青海油田帶來較大的經(jīng)濟效益。

本工程實施后，所排放的污染物對比見表8。

項目實施后，每年可減少污染物排放量4094 t。

表8 污染物排放對比

5 經(jīng)濟評價

5.1 投資分析

本項目財務(wù)內(nèi)部收益率（稅后）23.92%，大于行業(yè)基準收益率10%，凈現(xiàn)值大于0，全部投資的投資回收期小于行業(yè)基準值，說明項目投資能夠在規(guī)定的時間內(nèi)回收，因此項目在財務(wù)上可行。

◇總投資收益率=項目運營期內(nèi)年平均息稅前利潤/項目總投資=23.87%

◇資本金凈利潤率=項目運營期內(nèi)年平均凈利潤/項目資本金=32.60%

表7 能源消耗及經(jīng)濟對比

5.2 清償能力分析

本項目借款償還期為3.33 a，說明項目具有清償能力。

利息備付率=息稅前利潤/計入總成本費用的應(yīng)付利息，本項目計算出來的利息備付率大于1，表明利息償付的保證度大，風(fēng)險小。

5.3 敏感性分析

敏感性分析選用了全部投資財務(wù)現(xiàn)金流量表，以建設(shè)投資、經(jīng)營成本、消耗費用的節(jié)約作為影響因素，分析這些因素變化對主要技術(shù)經(jīng)濟指標的影響程度。

本項目各因素的敏感程度由高到低依次為消耗費用的節(jié)約而產(chǎn)生的收入、建設(shè)投資、經(jīng)營成本。經(jīng)營成本對項目經(jīng)濟效益敏感程度較小，消耗費用的節(jié)約而產(chǎn)生的收入和建設(shè)投資對項目經(jīng)濟效益敏感程度大，當收入降低10%或建設(shè)投資增加10%時，項目財務(wù)內(nèi)部收益率均大于行業(yè)基準收益率10%，說明本項目具有一定的抗風(fēng)險性。

5.4 盈虧平衡點

經(jīng)過計算，本項目盈虧平衡點為26.06%。

6 小結(jié)

（1）充分利用伴生氣處理能量，減小能源損耗。南八仙油氣田伴生氣經(jīng)處理裝置處理后進入已建管輸系統(tǒng)壓力為5.0 MPa，在格爾木—中灶火—甘森供氣管線系統(tǒng)中，格爾木接氣點接氣壓力為1.2 MPa，管線末端甘森壓力為0.25 MPa，可滿足加熱爐、鍋爐等用氣壓力需求，不須設(shè)置增壓設(shè)備；仙敦3#冷湖供氣管線系統(tǒng)中，仙敦3#接氣點壓力為3.0 MPa，管線末端冷湖配氣站壓力為2.5 MPa，可滿足發(fā)電、鍋爐等用氣壓力需求，不須設(shè)置增壓設(shè)備。

（2） 優(yōu)化設(shè)計降低能量損耗。采用密閉不停氣的管輸流程，簡化站內(nèi)流程，減少場站壓力損失，充分利用能量；場站設(shè)備設(shè)置超壓、失壓自動切斷，減少管輸作業(yè)時燃氣的放空損耗，減小能源損耗。

（3）設(shè)置線路緊急截斷閥。減少事故狀態(tài)下天然氣的損失，并有效防止因燃氣爆炸、燃燒而產(chǎn)生的次生災(zāi)害。在出站、進站及線路中間設(shè)置緊急切斷閥，根據(jù)管線輸送壓力變化實施緊急關(guān)閉，對管線分段截斷，將管道內(nèi)燃氣的排放和泄漏控制在最小范圍內(nèi)，達到減少伴生氣損失的目的。

（4）選用新型高效節(jié)能的設(shè)備和材料，并選用密封性能好、質(zhì)量好的閥門，減少因閥門內(nèi)漏等原因造成的漏失量。

（5）選用節(jié)能型低損耗電力設(shè)備，降低損耗，并合理確定供、配電線路導(dǎo)線和電纜型號，降低線路損耗。

7 結(jié)束語

（1） 由于工程投資的限制，暫不能實施連接青海油田三大基地（敦煌培訓(xùn)輪休基地、花土溝生產(chǎn)基地、格爾木石化基地）之間的加氣站建設(shè)，不能最大限度地減少車輛燃料消耗問題，建議盡快將沿線加氣站建設(shè)項目列入投資計劃。

（2） 青海油田存在諸如尖頂山、開特米利特、咸水泉、油泉子等邊遠油田，由于受到距油田基地較遠等諸多因素的影響，油田開發(fā)用電基本為小型柴油機驅(qū)動，存在能源消耗大、開發(fā)成本高的問題，將燃氣替代燃油用于邊遠油田開發(fā)及早提上議事日程，減少環(huán)境污染，節(jié)約能源，實現(xiàn)企業(yè)效益最大化。

[1]譚靜，王鑫，孫悅,等.新時期城市天然氣利用項目的市場研究[J].油氣儲運，2010（4）:2-4.

[2]徐文淵,蔣長安.天然氣利用手冊[M].北京：中國石化出版社.2006(10):327-465.

鐘聲，1992年畢業(yè)于大港石油大學(xué)，工程師，從事油田節(jié)能管理與安全生產(chǎn)工作，E-mail：liuqqh@petrochina.com.cn，地址：甘肅省敦煌七里鎮(zhèn)青海油田公司質(zhì)量安全環(huán)保處，736202.

2011-05-28)