以氣代油工程在青海油田應用前景及可行性分析

鐘聲 杜強 劉全 王海軍 剛永恒（青海油田公司質量安全環保處）

以氣代油工程在青海油田應用前景及可行性分析

鐘聲 杜強 劉全 王海軍 剛永恒（青海油田公司質量安全環保處）

青海油田在穩定快速發展的同時，也存在許多高耗能燃油設備的問題。在油價高漲的今天，無疑使企業增加了運行成本，進而制約企業又好又快發展。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、技術經濟以及環境保護方面分別進行論述，闡述工程的可行性和帶來的經濟效益。有利于節省燃料油、實現節能減排。

油田伴生氣 以氣代油 工藝方案 經濟分析

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；冷湖油田管理處發電使用柴油，每年需消耗柴油525 t；井下作業公司油田作業車輛（15臺蒸汽車、23臺熱洗車）作業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。隨著企業的發展，各類車輛持續增加，能源消耗還將繼續上升，成為制約青海油田“又好、又快”發展的因素。

1 油田伴生氣資源

南八仙油氣田自1998年滾動勘探開發以來，生產規模不斷擴大，油井數不斷增多。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。目前南八仙油氣田伴生氣產量為14.243×104m3/d，其中進站油井伴生氣產量為12.165×104m3/d，單井罐油井伴生氣產量為2.078×104m3/d。隨著南八仙油氣田滾動開發工作力度的不斷加大，根據南八仙的產能建設計劃，未來5年內南八仙油氣田將新鉆30口井以上，屆時南八仙的油井數將增加到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，根據項目實施進度安排，該項目完成投產運行后，將向青海油田已建天然氣輸氣管道系統提供（15～20）×104m3/d伴生氣量。南八仙油氣田2010—2012年油井伴生氣產量生產和預測見表1。

表1 南八仙油氣田油井伴生氣產量預測表

2 可實施以氣代油項目調查

本工程利用南八仙油氣田開發所產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使用的原油進行替代。

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

（3）在花土溝生產基地、澀北氣田建設加氣站，利用南八仙油氣田伴生氣替代油田作業車輛及巡井生產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，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，根據站點所處具體位置，建設條件也有所不同，因此采用不同的供氣方式。具體各站點供氣方式如下：

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

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

根據市場預測，花土溝生產基地加氣站用氣量為797.3×104m3/a，加氣站規模確定為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、輸氣設施，因此，在澀北氣田只建設加氣站，以滿足用氣需求。

由澀北氣田4＃集氣總站取氣，建設CNG加氣站，向氣田CNG汽車加氣。

根據市場預測，澀北氣田加氣站為該氣田生產車輛加氣，車輛數量較少，汽車加氣用氣量為28.8×104m3/a，該加氣站規模確定為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。

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，本著滿足生產要求、節約建設投資的要求，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，雖然一次建設投資較高，但具有供氣穩定、可靠、運行費用低等優點，可有效滿足用氣需求。

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

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。

根據用氣量預測，結合該地區用氣特點，用氣不均勻系數為1.5，管線供氣規模確定為307.5×104m3/a。在3.0 MPa起輸條件下，現選擇D60、D76、D89三種管徑進行對比，對比結果見表6。

表6 仙敦3＃冷湖供氣工藝方案

考慮該地區老油田產量及伴生氣量逐年遞減，最終該供氣管線須承擔目前所有用戶的供氣任務，據冷湖油田管理處提供的數據，該用氣點需要1.4×104m3/d。為今后建設留有余地，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截斷閥1只。供氣管線設中間截斷閥室1座。

4 項目實施效益及環境保護分析

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

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

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 經濟評價

5.1 投資分析

本項目財務內部收益率（稅后）23.92%，大于行業基準收益率10%，凈現值大于0，全部投資的投資回收期小于行業基準值，說明項目投資能夠在規定的時間內回收，因此項目在財務上可行。

◇總投資收益率=項目運營期內年平均息稅前利潤/項目總投資=23.87%

◇資本金凈利潤率=項目運營期內年平均凈利潤/項目資本金=32.60%

表7 能源消耗及經濟對比

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，風險小。

5.3 敏感性分析

敏感性分析選用了全部投資財務現金流量表，以建設投資、經營成本、消耗費用的節約作為影響因素，分析這些因素變化對主要技術經濟指標的影響程度。

本項目各因素的敏感程度由高到低依次為消耗費用的節約而產生的收入、建設投資、經營成本。經營成本對項目經濟效益敏感程度較小，消耗費用的節約而產生的收入和建設投資對項目經濟效益敏感程度大，當收入降低10%或建設投資增加10%時，項目財務內部收益率均大于行業基準收益率10%，說明本項目具有一定的抗風險性。

5.4 盈虧平衡點

經過計算，本項目盈虧平衡點為26.06%。

6 小結

（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處理裝置處理后進入已建管輸系統壓力為5.0 MPa，在格爾木—中灶火—甘森供氣管線系統中，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，不須設置增壓設備；仙敦3#冷湖供氣管線系統中，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，可滿足發電、鍋爐等用氣壓力需求，不須設置增壓設備。

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

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

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

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

7 結束語

（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（敦煌培訓輪休基地、花土溝生產基地、格爾木石化基地）之間的加氣站建設，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，油田開發用電基本為小型柴油機驅動，存在能源消耗大、開發成本高的問題，將燃氣替代燃油用于邊遠油田開發及早提上議事日程，減少環境污染，節約能源，實現企業效益最大化。

[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年畢業于大港石油大學，工程師，從事油田節能管理與安全生產工作，E-mail：liuqqh@petrochina.com.cn，地址：甘肅省敦煌七里鎮青海油田公司質量安全環保處，736202.

2011-05-28)