海上油田新型主發電站技術分析

徐海波 洪 毅 王文祥 安維崢 侯廣信 于邦廷

(中海油研究總院 北京 100028)

海上油田新型主發電站技術分析

徐海波 洪 毅 王文祥 安維崢 侯廣信 于邦廷

(中海油研究總院 北京 100028)

根據渤海某油田開發的特點，對海上油田主發電站配置規模、形式、燃料選擇等方面進行了分析和研究，提出了一種可以同時使用柴油、天然氣、原油等的多燃料透平發電機組作為主發電機組。研究表明，在海上油田開發中，為減少運營費用，主發電站的燃料應首先是油田伴生氣，其次是伴生氣+自產原油，然后是自產原油，最后才是柴油；多燃料的透平發電機組可以應用于海上油田開發，實現了主發電站選型的多元和靈活性，為海上石油的開發提供更多的保障，但是該多燃料透平機組對于原油燃料的要求比較高，需要設計多燃料供應系統，并對實際應用的情況進行跟蹤了解，優化完善設計方案以及相應輔機的配置方案，以提高該機組在后續應用中的安全性、可靠性。

海上油田開發；主發電站；多燃料透平發電機組；伴生氣；原油；柴油；渤海油田

通常，海上油田開發中需要在油田的某區域內配置一定規模的主發電站，以滿足油田開發過程中自耗電的需求，為油田開發提供連續不斷的動力源泉。實踐表明，主發電站的選型方案往往會影響海上油田的開發策略和總體方案的設計，常規主發電站通常是以單燃料或者雙燃料電站為主。為了提高主電站對可利用燃料的適應能力以及對伴生能源的利用效率，減小伴生氣的放空量，實現節能減排的目標，本文研究提出同時使用多燃料主發電機技術，并以渤海某油田為例，從以下幾個方面對該油田主發電站的配置方案進行了分析：首先分析油田自身產量的特點以及油田周邊可以利用的資源，以此來初步確定主電站的燃料選擇；其次根據海上油田開發的特點和對主電站配置的要求，研究分析主電站設計方案；最后綜合多方面因素并考慮主電站方案的經濟效益來決定最終的選型方案。

1 油田特點分析

1.1 油田概況

渤海某油田計劃新建2座中心平臺CEPA、CEPB和1座井口平臺WHPC(圖1)。由于受到FPSO上主電站容量限制，其發電量僅能滿足FPSO上工藝設施的電負荷需求，計劃新建的3座平臺需要配置新電站才能滿足供電需求。經過比選，計劃在新建中心平臺CEPB上設置主發電站為新建中心平臺CEPA和井口平臺WHPC供電；在中心平臺CEPA上設置一級工藝處理設施，對油、氣、水混合物進行初步處理后再全部輸送到FPSO上進行處理、儲存、外輸；中心平臺CEPB的井口物流與井口平臺WHPC的井口物流混合后進行一級分離處理，處理后的油、水混合物輸送到FPSO進行處理、存儲、外輸，一級分離出的伴生氣供新建主電站使用。

圖1 渤海某油田新建平臺示意圖

1.2 燃料分析

通常，在海上油氣田的開發中，新建主電站均采用油田自產天然氣或原油作為燃料[1]。渤海某油田新建平臺油、氣、水產量預測結果見表1。由表1可知，在該油田新建的3座平臺中，中心平臺CEPA高峰期日產氣量為19.2萬m3(2017年)，中心平臺CEPB和井口平臺WHPC日產氣量為30.2萬m3(2016年)。根據工藝流程設計，中心平臺CEPA所產物流只能輸送到FPSO，不能供給中心平臺CEPB上新建電站使用，所以CEPB上新建主電站只能利用CEPB和WHPC所產的天然氣或原油作為燃料。

該油田新建平臺電負荷需求見表2。由表2可知，新建平臺設施需求的最大電負荷為修井工況的48 988 kW。根據主電站燃料估算方法可以計算出主電站的耗氣量和耗油量需求[2]。

表1 渤海某油田新建平臺產量預測結果

表2 渤海某油田新建平臺電負荷需求統計

耗氣量

(1)

耗油量

(2)

式(1)、(2)中：k為燃氣儲備系數，一般取1.1～1.3；Ne為需求電功率，kW；Ge為機組熱耗率，kJ/kWh(或者為機組耗油率，k)；Hlv為氣體燃料的低熱值，kJ/Sm3;ρ為液體燃料的密度，kg/m3。

根據逐年電負荷需求預測，如果主電站全部采用天然氣作為燃料，根據式(1)計算的該油田需求燃料氣量統計見表3。由表3可以看出，該油田生產的可供主電站使用的天然氣氣量不能滿足實際電量耗氣量的需求，同時該油田也不能從其他油田獲得可靠的天然氣補充，因此該油田新建主電站可以使用的燃料為部分油田自產伴生氣體和自產原油。

表3 渤海某油田新建平臺主發電站耗氣量統計

2 主電站選型設計分析

2.1 常用主電站

1) 主電站類型。在海上油田開發中，主電站按照結構形式主要分為往復式發電機組和透平發電機組[2-4]，若按照燃料的種類則可以分為柴油發電機組、原油發電機組、天然氣發電機組、雙燃料發電機組、多燃料發電機組，其中雙燃料發電機組可以是柴油與原油、柴油與天然氣、天然氣與原油；多燃料發電機組可以采用3種燃料以上的機組，可以使用的燃料有柴油、天然氣、原油、重油、生物燃油等。通常，在海上平臺上使用的多燃料機組是指可以使用柴油、原油和天然氣的發電機組[5-6]。

2) 主電站規格。在海上油田開發中，由于油田需求電負荷不同和油田燃料供應的特點，主電站的規格等級較多[7-8]，通常有表4所示的5種形式，其中以雙燃料機組應用較多(在雙燃料機組中以柴油、天然氣透平發電機組應用業績最好)，采用多燃料(柴油、原油、天然氣)的機組比較少。

表4 海上油田主發電站機組類型

2.2 多燃料主電站供貨情況

通過對國內外發電機組廠商的調研，目前能夠使用柴油、原油和天然氣作為燃料的發電機組有透平發電機和往復式發電機。結合各類機組供貨廠商的情況，技術成熟且有相應供貨業績的機組統計結果見表5。

表5 多燃料發電機組情況統計結果

由表5可以看出，可以生產多燃料發電機組的廠商共有5家，其中廠商甲、乙2家的機組形式是透平機組，該機組的特點是技術成熟，單臺功率較大，原油處理要求較高，輔機系統復雜，其中廠商乙的機組不能同時使用液體燃料和氣體燃料，且效率較低；廠商丙、丁、戊等3家可以生產往復式發動機，該機組的特點是技術成熟，效率較高，但是單臺功率較小，需要點火燃料，輔機系統比較復雜，同時液體燃料和氣體燃料不能同時使用。

戒煙組治療后血清中細胞因子IL-4，IL-6及IL-8濃度較治療前明顯下降，差異有統計學意義（P＜0.05）。 繼續吸煙組治療后細胞因子IL-4，IL-6及IL-8濃度較治療前有所下降，但差異無統計學意義（P＞0.05）。戒煙組治療后較繼續吸煙組治療后細胞因子濃度明顯下降，差異有統計學意義（P＜0.05）。 見表 1。

2.3 多燃料主電站配置方案選擇

按照該項目電負荷需求情況(最大需求約49 MW)，結合廠商的供貨能力，提出的新建主電站設計方案有3種(表6)。

表6 渤海某油田不同電站方案參數設計(功率49 MW)

對于方案3，由于單臺機組功率相對較小，機組質量較大，需要配置的發電機臺數較多，而且需要把機組設置在相應的房間內。結合本項目的平臺布置總體方案，該方案將需要新建一座平臺來放置發電機組，同時該機組雖然效率相對較高，但是在余熱再利用上目前尚未有比較成熟的方案。所以，綜合機組本身的特點和對項目整體方案的影響，該方案的投資費用較高，不作為推薦方案。 對于方案2和方案1，機組均為透平機組，機組本身效率雖然相對較低，但可通過配置余熱回收裝置后提升能源的利用率，該技術在國內海上平臺已經有較多的應用案例。但是，由于方案2的機組不能混合同時使用液體燃料和氣體燃料，會造成部分伴生氣的浪費，因此經過分析推薦采用方案1，該機組可以同時使用原油、天然氣、柴油等作為燃料，而且燃料可以按照一定的比例進行混合使用，可以充分利用油田自產伴生氣，同時該機組功率等級適中，裝置負荷率比較適合于海洋石油開發中單臺電站功率的要求。

2.4 多燃料主電站燃料處理工藝流程設計

在該項目主電站的配置選型方案中，推薦采用可以使用天然氣、原油、柴油等作為燃料的透平發電機組，其中天然氣和原油是主燃料，柴油是輔助燃料。為了滿足發電機組的正常運行，設計了相應的氣體燃料處理工藝和液體燃料處理工藝流程。

氣體燃料處理工藝流程如圖2所示。從分離器分離出的伴生氣經過天然氣壓縮機增壓后直接進入燃料氣緩沖罐，然后再經過燃料氣過濾器和燃料氣加熱器進入原油燃氣透平發電機組。

圖2 渤海某油田原油燃氣透平機組氣體燃料處理工藝流程

液體燃料處理工藝流程如圖3所示。首先海上平臺的井口原油經過3級處理(一級分離、二級分離、電脫水)后進入原油沉降罐儲存；然后進行原油閃蒸處理，使原油的閃點(閉口)大于60 ℃[9]；接著對閃蒸后的原油分別進行加藥處理和離心分離機水洗，主要除去原油中的部分重金屬和堿金屬，使原油達到透平機組燃料油的要求，進入原油日用罐[10]；最后原油日用罐的原油和柴油日用罐的柴油可以根據發電機組需要混合進入燃料油罐，燃料油罐的燃料經過燃油循環泵增壓后供機組發電使用。

圖3 渤海某油田原油燃氣透平機組液體燃料處理流程

3 燃料費用分析

對于產氣量較小的海上油田，主電站通常配置原油燃料和柴油燃料的發電機，其主燃料使用原油或柴油，伴生氣只能放空處理，而在該項目中推薦采用可以同時燃燒3種燃料的機組，不但可以節省燃料費用，而且還能提高燃料的利用率。估算結果表明，在該油田預計運行15年期間，如果全部采用天然氣作為燃料，總燃料費用約為34.5億元；如果全部采用原油作為燃料，總燃料費用約為45.8億元；如果采用自產氣+自產原油作為燃料，總燃料費用為42.1億元。由此可見，該項目在天然氣源不能全部滿足自發電需求時，采用2種燃料相結合的方式可以節省燃料費用，減少項目在運行過程中的運營費用。

4 結論

1) 在海上油田開發中，為減少運營費用，主電站的燃料應首先使用油田伴生氣，其次是伴生氣+自產原油，然后是自產原油，最后才是采用柴油。

2) 往復式發電機組的單機效率雖然高于透平機組，但是透平機組尾氣溫度較高，可以進行余熱回收利用，所以對于2種機組的選擇需要根據具體油氣田的燃料特點、平臺規模、電負荷和熱負荷的需求等多種因素來決策。

3) 多燃料的透平發電機組可以應用于海上油田開發中，實現主電站選型的多元和靈活性，為海上石油的開發提供更多的保障，但是多燃料透平機組對于原油燃料的要求比較高，需要設計多燃料供應系統，應根據機組的要求和油田油、氣物性特點設計合理的處理流程，并對實際應用的情況進行跟蹤了解，優化完善設計方案以及相應輔機的配置方案，以提高該機組在后續應用中的安全性、可靠性。

[1] 杜佳.海上天然氣平臺主電站設計案例分析[J].價值工程，2013,32(15):41-42.

Du Jia.Design case of main power plant in offshore gas platform[J].Value Engineering，2013,32(15):41-42.

[2] 海洋石油工程設計指南編委會.海洋石油工程設計指南(第2冊)-海洋石油工程機械與設備設計[M].北京：石油工業出版社，2007.

[3] 海洋石油工程設計指南編委會.海洋石油工程設計指南(第12冊)-海洋石油工程深水油氣田開發技術[M].北京：石油工業出版社，2007.

[4] 陳華平.主電站設計及原動機選型探討[J].中國海上油氣(工程)，2000,12(6):51-56.

Chen Huaping.Discussion on the design and selection of main power plants during pre-study stage[J].China Offshore Oil and Gas (Engineering)，2000,12(6):51-56.

[5] 劉菊娥.渤西油田群主電站機組的選擇[J].中國海上油氣(工程)，1997,9(3):1-7.

Liu Ju’e.Selection of generator set of main power station for Boxi field cluster development[J].China Offshore Oil and Gas (Engineering) ,1997,9(3):1-7.

[6] 邱健勇.近海油/氣田主電站用燃氣輪機設計問題初探[J].中國海上油氣(工程)，1995,7(5)13-18.

Qiu Jianyong.Preliminary exploration on type selection design of gas turbine used in main power station of offshore oil/gas field[J].China Offshore Oil and Gas(Engineering)，1995,7(5)：13-18.

[7] 燃氣輪機與燃氣—蒸汽聯合循環裝置編委會.燃氣輪機與燃氣—蒸汽聯合循環裝置[M].北京：中國電力出版社，2007.

[8] 楊桂恒，賀明智，袁春,等.柴油發電機組技術手冊[M].北京：化學工業出版社，2009.

[9] 中華人民共和國國家經濟貿易委員會.海上固定平臺安全規則[S].2000.

[10] 葉兵.海上低閃點原油主電站燃料油解決方案[J].內蒙古石油化工，2010,36(9):59-60.

Ye Bing.The fuel oil selection for low flash point crude oil main power plant offshore[J].Inner Mongolia Petrochemical Industry，2010,36(9):59-60.

(編輯：葉秋敏)

Analysis of the technologies for the new type of power generators on offshore oilfields

Xu Haibo Hong Yi Wang Wenxiang An Weizheng Hou Guangxin Yu Bangting

(CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China)

According to the characteristics of the offshore oilfield development in Bohai Sea, the specification, the form, the fuel selection of main power station were analyzed. The purpose of the research was to search for a new multi-fuel turbine generator which can be fueled by various fuels such as diesel, natural gas and crude oil at the same time. Research shows that in order to reduce the operation costs in offshore field development, fuel choice for the main power plants should be in the following order: associated gas from the field, associated gas plus produced crude oil, produced crude oil, and diesel as the last resort. If the multi-fuel turbine generator can be used in offshore oilfield development, more diversity and flexibility can be enjoyed in main power station selection. Moreover, it will provide better reliability for offshore oilfield development. But the multi-fuel gas turbine generator is more demanding on crude oil fuel, and it is necessary to elaborate the multi-fuel supply system, follow up the actual application, optimize design scheme and the corresponding auxiliary configuration, aiming at improving the security and reliability of the unit in afterward applications.

offshore oilfield development; main power plant; multi-fuel turbine generator; associated gas; crude oil; diesel; Bohai oilfield

徐海波，男，高級工程師，2008年畢業于中國石油大學(北京)，現主要從事油氣田開發中固定平臺、FPSO及水下生產系統所需主要機械設備選型設計。地址：北京市朝陽區太陽宮南街6號院(郵編：100028)。E-mail:xuhb4@cnooc.com.cn。

1673-1506(2016)02-0151-05

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.02.021

TU852

A

2015-03-15 改回日期：2015-05-27

徐海波,洪毅,王文祥，等.海上油田新型主發電站技術分析[J].中國海上油氣，2016,28(2)：151-155.

Xu Haibo,Hong Yi,Wang Wenxiang,et al.Analysis of the technologies for the new type of power generators on offshore oilfields[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(2):151-155.