以气代油工程在青海油田应用前景及可行性分析

2011-11-15钟声杜强刘全王海军刚永恒青海油田公司质量安全环保处

石油石化节能 2011年5期

钟声杜强刘全王海军刚永恒（青海油田公司质量安全环保处）

钟声杜强刘全王海军刚永恒（青海油田公司质量安全环保处）

青海油田在稳定快速发展的同时，也存在许多高耗能燃油设备的问题。在油价高涨的今天，无疑使企业增加了运行成本，进而制约企业又好又快发展。通过实施南八仙油气田低压气回收工程，为油田伴生气充分合理利用提供了广阔前景。文中就如何利用油田伴生气替代油品从工艺方案、技术经济以及环境保护方面分别进行论述，阐述工程的可行性和带来的经济效益。有利于节省燃料油、实现节能减排。

油田伴生气以气代油工艺方案经济分析

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

青海油田管道输油处中灶火热泵站、甘森热泵站加热炉及锅炉现使用原油作为燃料，每年需消耗原油7200 t；冷湖油田管理处发电使用柴油，每年需消耗柴油525 t；井下作业公司油田作业车辆（15台蒸汽车、23台热洗车）作业部分每年需消耗原油1000 t；其他包括油田花土沟基地、涩北气田等都有相当数量的固定用车，这部分车辆每年用于燃料的开支都相当大，尤其是涩北气田，所有车辆燃油均需从200 km以外的格尔木汽车拉运至气田，而无法使用近在咫尺的燃气，存在资源利用不合理的问题。随着企业的发展，各类车辆持续增加，能源消耗还将继续上升，成为制约青海油田“又好、又快”发展的因素。

1 油田伴生气资源

南八仙油气田自1998年滚动勘探开发以来，生产规模不断扩大，油井数不断增多。油井伴生气放空量逐年加大，由初期的6×104m3/d左右（在0℃，标准大气压下计，全文同）上升至目前的12×104m3/d。截至2010年10月底，南八仙油气田有油井32口，其中15口井口压力较高的油井进站生产。目前南八仙油气田伴生气产量为14.243×104m3/d，其中进站油井伴生气产量为12.165×104m3/d，单井罐油井伴生气产量为2.078×104m3/d。随着南八仙油气田滚动开发工作力度的不断加大，根据南八仙的产能建设计划，未来5年内南八仙油气田将新钻30口井以上，届时南八仙的油井数将增加到60多口，油井的伴生气量也将从目前的12×104m3/d上升到20×104m3/d左右。

目前，南八仙油气田20×104m3/d伴生气回收利用工程已进入项目实施阶段，根据项目实施进度安排，该项目完成投产运行后，将向青海油田已建天然气输气管道系统提供（15～20）×104m3/d伴生气量。南八仙油气田2010—2012年油井伴生气产量生产和预测见表1。

表1 南八仙油气田油井伴生气产量预测表

2 可实施以气代油项目调查

本工程利用南八仙油气田开发所产生的油田低压伴生气资源来替代燃油，使低压伴生气资源得以充分利用。可实施的主要内容包括：

（1）利用南八仙油气田伴生气对管道输油处中灶火热泵站、甘森热泵站加热炉及锅炉现使用的原油进行替代。

（2）利用南八仙油气田伴生气对现使用柴油作为燃料的冷湖油田管理处发电设备进行燃料替代。

（3）在花土沟生产基地、涩北气田建设加气站，利用南八仙油气田伴生气替代油田作业车辆及巡井生产用车所使用的燃料油。

以气代油项目所消耗的燃气总气量见表2。

用气量与青海油田已建管道管输可供利用余量对比见表3。

表2 气代油项目用气量消耗统计

表3 用气量与管输可供利用余量对比

由表3可见，用气量在管输燃气可供利用余量范围之内，项目用气量可利用南八仙油气田伴生气通过已建天然气管输系统输往用气点（或接气点），用气量是有保证的。

3 供气方式选择

本项目涉及多个站点，根据站点所处具体位置，建设条件也有所不同，因此采用不同的供气方式。具体各站点供气方式如下：

（1）花土沟生产基地已建有比较完善的供、配气设施，因此，在该地点只建设加气站，以满足用气需求。

由仙—花输气管道末站取气，在末站南侧建设压缩天然气（CNG）加气站，向CNG汽车加气。

根据市场预测，花土沟生产基地加气站用气量为797.3×104m3/a，加气站规模确定为2.3×108m3/d；仙—花输气管道末站与新建加气站之间采用D114×5无缝钢管作为加气站供气管线，供气管线设计压力为2.5 MPa，最大供气能力为3000 m3/h。

（2）涩北气田已建有比较完善的集、输气设施，因此，在涩北气田只建设加气站，以满足用气需求。

由涩北气田4＃集气总站取气，建设CNG加气站，向气田CNG汽车加气。

根据市场预测，涩北气田加气站为该气田生产车辆加气，车辆数量较少，汽车加气用气量为28.8×104m3/a，该加气站规模确定为800 m3/d；集气站与新建加气站之间采用D60×4无缝钢管作为加气站供气管线，供气管线设计压力为6.4 MPa，最大供气能力为2200 m3/h。

（3）管道输油处与冷湖油田管理处须新建供气、配气设施，以满足用气需求。

3.1 管道输油处

管道输油处用气点为中灶火热泵站和甘森热泵站，气源的获得可通过方案一或方案二实现。

方案一：由涩—格输气管道格尔木末站接口，新建供气管线输至中灶火、甘森，见表4。

表4 格尔木－中灶火－甘森管道供气工艺方案

根据工艺计算，满足输气能力的工艺方案有D133和D159管径，本着满足生产要求、节约建设投资的要求，选择D133管径作为格尔木—中灶火—甘森的供气管线，中灶火设分输点，在中灶火及甘森各建配气站1座。输气压力1.2 MPa，甘森进站压力0.25 MPa，管道最大输气量849×104m3/a。

方案二：由格尔木加气母站通过CNG钢瓶车向中灶火热泵站供气，花土沟加气母站通过CNG钢瓶车向甘森热泵站供气。

该方案在格尔木、花土沟分别建设加气母站，由格尔木加气母站通过CNG钢瓶车向中灶火热泵站供气，花土沟加气母站通过CNG钢瓶车向甘森热泵站供气。方案一、方案二供气对比见表5。

表5 中灶火、甘森供气工艺方案对比

方案一管线供气方式，虽然一次建设投资较高，但具有供气稳定、可靠、运行费用低等优点，可有效满足用气需求。

方案二是一次建设投资较低，但运行费用高，费用年值及费用现值合计均高于方案一，且可能由于天气原因等意外因素导致运输不畅，造成无气可用，影响油田输油生产。

鉴于上述综合比较，推荐方案一，即由涩—格输气管道格尔木末站接口，新建输气管道输至中灶火、甘森的方案为中灶火、甘森用气点供气方案。供气管线设中间截断阀室5座。供气流程见图1。

3.2 冷湖油田管理处

由于该用气点距涩—仙—敦输气管道3＃阀井距离仅87 km，因此采用供气管线由涩—仙—敦输气管道3＃阀井接口取气，通过供气管线输至冷湖。

根据用气量预测，结合该地区用气特点，用气不均匀系数为1.5，管线供气规模确定为307.5×104m3/a。在3.0 MPa起输条件下，现选择D60、D76、D89三种管径进行对比，对比结果见表6。

表6 仙敦3＃冷湖供气工艺方案

考虑该地区老油田产量及伴生气量逐年递减，最终该供气管线须承担目前所有用户的供气任务，据冷湖油田管理处提供的数据，该用气点需要1.4×104m3/d。为今后建设留有余地，选择D89管径作为仙敦3＃冷湖的供气管线，在接气点和配气站进站前各设截断阀1只。供气管线设中间截断阀室1座。

4 项目实施效益及环境保护分析

青海油田燃料动力系统以气代油项目实施后，每年所发生的能源消耗及经济对比见表7。

由表7可见，本项目以南八仙油气田伴生气替代工业用原油、柴油及汽车汽油，每年可产生4292.8×104元的经济效益，可为青海油田带来较大的经济效益。

本工程实施后，所排放的污染物对比见表8。

项目实施后，每年可减少污染物排放量4094 t。

表8 污染物排放对比

5 经济评价

5.1 投资分析

本项目财务内部收益率（税后）23.92%，大于行业基准收益率10%，净现值大于0，全部投资的投资回收期小于行业基准值，说明项目投资能够在规定的时间内回收，因此项目在财务上可行。

◇总投资收益率=项目运营期内年平均息税前利润/项目总投资=23.87%

◇资本金净利润率=项目运营期内年平均净利润/项目资本金=32.60%

表7 能源消耗及经济对比

5.2 清偿能力分析

本项目借款偿还期为3.33 a，说明项目具有清偿能力。

利息备付率=息税前利润/计入总成本费用的应付利息，本项目计算出来的利息备付率大于1，表明利息偿付的保证度大，风险小。

5.3 敏感性分析

敏感性分析选用了全部投资财务现金流量表，以建设投资、经营成本、消耗费用的节约作为影响因素，分析这些因素变化对主要技术经济指标的影响程度。

本项目各因素的敏感程度由高到低依次为消耗费用的节约而产生的收入、建设投资、经营成本。经营成本对项目经济效益敏感程度较小，消耗费用的节约而产生的收入和建设投资对项目经济效益敏感程度大，当收入降低10%或建设投资增加10%时，项目财务内部收益率均大于行业基准收益率10%，说明本项目具有一定的抗风险性。

5.4 盈亏平衡点

经过计算，本项目盈亏平衡点为26.06%。

6 小结

（1）充分利用伴生气处理能量，减小能源损耗。南八仙油气田伴生气经处理装置处理后进入已建管输系统压力为5.0 MPa，在格尔木—中灶火—甘森供气管线系统中，格尔木接气点接气压力为1.2 MPa，管线末端甘森压力为0.25 MPa，可满足加热炉、锅炉等用气压力需求，不须设置增压设备；仙敦3#冷湖供气管线系统中，仙敦3#接气点压力为3.0 MPa，管线末端冷湖配气站压力为2.5 MPa，可满足发电、锅炉等用气压力需求，不须设置增压设备。

（2）优化设计降低能量损耗。采用密闭不停气的管输流程，简化站内流程，减少场站压力损失，充分利用能量；场站设备设置超压、失压自动切断，减少管输作业时燃气的放空损耗，减小能源损耗。

（3）设置线路紧急截断阀。减少事故状态下天然气的损失，并有效防止因燃气爆炸、燃烧而产生的次生灾害。在出站、进站及线路中间设置紧急切断阀，根据管线输送压力变化实施紧急关闭，对管线分段截断，将管道内燃气的排放和泄漏控制在最小范围内，达到减少伴生气损失的目的。

（4）选用新型高效节能的设备和材料，并选用密封性能好、质量好的阀门，减少因阀门内漏等原因造成的漏失量。

（5）选用节能型低损耗电力设备，降低损耗，并合理确定供、配电线路导线和电缆型号，降低线路损耗。