“南海自安裝試采平臺”主電站方案比選研究

林華春

（中海油能源發(fā)展股份有限公司 湛江采油服務文昌分公司 湛江524057）

1 主電站選型要求

“南海自安裝試采平臺”是一種可移動液壓插銷式采油平臺，具備可搬遷可重復利用的特點，主要用于滾動開放南海北部灣海域多個年產(chǎn)量小于25萬m3、開發(fā)年限少于5年、周圍無依托設施的邊際小油氣田。平臺主要功能包括原油生產(chǎn)處理、儲存、外輸。

主電站的選型需符合以下要求：

（1）滿足平臺正常油氣生產(chǎn)處理、原油外輸?shù)茸鳂I(yè)條件的用電需求。

（2）滿足平臺的拖航、插拔樁等特殊作業(yè)條件下的用電需求。

1.1 平臺用電負荷

經(jīng)過初步設計計算，主電站在各種工況下的用電負荷見下頁表1，其中正常生產(chǎn)時所需最大功率為2 000 ekW。

表1 各種工況下平臺用電負荷計算數(shù)據(jù)

2 主電站燃料的分析

擬開發(fā)的南海北部灣邊際小油氣田可選用的燃料包括：天然氣、柴油、原油。

2.1 燃料費用

作為開發(fā)邊際小油氣田的項目，經(jīng)濟收益是重要的考慮因素，其中主電站的燃料費用的影響非常大。在使用單一燃料情況下，按照2 000 ekW負荷計算，原油、柴油、伴生氣的消耗量分別是11 t/d、11 t/d、1.31×104m3/d。根據(jù)《海洋石油工程設計指南》中的估算原則，在計算原油、柴油、伴生氣的燃料費用時，原油需要增加約5%～6%的燃料處理費，柴油需要增加約4%～6%的燃料運輸費，伴生氣需要增加約3%的燃料處理費。由于各種燃料處理費或運輸費費率相近，因此可以暫不考慮該項費用［1］。

通過燃料的費用對比可知，燃用柴油的燃料費用最高，燃油原油的燃料費用約為柴油費用的一半，而海上邊際小油氣田的伴生氣無法回收銷售，只能放空或燃燒，伴生氣的燃料費用可認為是0。因此伴生氣是最經(jīng)濟的燃料，能夠最大限度地降低平臺生產(chǎn)的運營成本，提高油田開發(fā)的經(jīng)濟效益。

2.2 燃料來源

由于海上油田特殊的地理環(huán)境，交通運輸不便利，因此必須要確保燃料的穩(wěn)定供應。

柴油是海上油田開發(fā)的常規(guī)燃料，主要依靠供應船從陸上運輸?shù)胶Ｉ希瑑Υ嬖谄脚_的柴油艙或柴油罐中使用，柴油補給周期為一周左右。

原油、伴生氣需要依靠油田生產(chǎn)提供，通過對比各目標油田的油氣產(chǎn)量和表2的燃料用量發(fā)現(xiàn)，原油的產(chǎn)量能夠滿足燃料用量需求。伴生氣的產(chǎn)量在油田生產(chǎn)前期足夠滿足燃料用量需求，但是在油田生產(chǎn)后期，伴生氣的產(chǎn)量逐漸下降，將無法滿足燃料用量需求。

根據(jù)上述分析結果，試采平臺的主電站可選用燃料為柴油、原油、天然氣，從降低經(jīng)營成本的角度而言，重點是怎樣充分利用天然氣燃料。

3 主電站選型方案

海上平臺常用主電站型式包括原油發(fā)電機組、柴油發(fā)電機組、往復式天然氣發(fā)電機組、雙燃料發(fā)動機組、燃氣透平發(fā)電機組。

燃氣透平發(fā)電機組性能優(yōu)越、維護簡單，但費用太高，且功率一般較大。試采平臺電力負荷僅2 000 ekW，從經(jīng)濟和技術的方面考慮都不適合選用該型式。

往復式天然氣發(fā)電機組在國內(nèi)已經(jīng)有多個成熟的機型，費用合理，可以采用天然氣作為燃料，燃料成本低。但是根據(jù)目標油田油氣產(chǎn)量，某些年份的天然氣產(chǎn)量不足以滿足發(fā)電量的要求。另外采用天然氣發(fā)電機組不能滿足船級社關于升降工況下對主機的要求，無法提供升降工況的電力需求。因此，往復式天然氣發(fā)電機組并不適合用作試采平臺主電站，但是為了降低發(fā)電成本，可以考慮采用1臺天然氣發(fā)電機組作為主電站以外的輔助電站［1］。

根據(jù)試采平臺的實際情況，主電站可采用以下幾種主電站方案。

3.1 方案1：原油發(fā)電機組+天然氣發(fā)電機組

3.1.1 主要設備

3臺1 500 ekW原油發(fā)電機組（2用1備）；1套原油處理裝置；1臺1 200 ekW天然氣發(fā)電機組。

3.1.2 方案特點

有4臺發(fā)電機組和1套原油處理裝置，設備較多，占用平臺空間最大。

原油機組可以原油和柴油為燃料，燃料來源充足，原油價格和柴油相比較低。油田采出的原油需要經(jīng)過原油處理裝置處理達標后，才能使用。若伴生氣氣量充足，可使用原油發(fā)電機組加天然氣發(fā)電機組并行。

升降工況使用2臺原油發(fā)電機組，使用柴油或者原油儲存罐中的達標原油。原油發(fā)電機組目前國產(chǎn)機型不成熟，需要選擇進口機型，價格較貴。

原油油品差，成分復雜，機組維修比較頻繁。

3.2 方案2：柴油發(fā)電機組+天然氣發(fā)電機組

3.2.1 主要設備

3臺1 200 ekW柴油發(fā)電機組（2用1備）；1臺1 200 ekW天然氣發(fā)電機組。

3.2.2 方案特點

有4臺發(fā)電機組，占用平臺空間較大。

柴油機組技術成熟，維護簡單，國內(nèi)有多種成熟機型可選擇，設備成本最低。

若伴生氣氣量充足，可使用1臺柴油發(fā)電機組加1臺天然氣發(fā)電機組并行。

柴油需依靠船舶運輸，燃料價格和運輸費用高。

3.3 方案3：雙燃料發(fā)電機組

3.3.1 主要設備

3臺1 200 ekW雙燃料發(fā)電機組（2用1備）。

3.3.2 方案特點

有3臺發(fā)電機組，占用平臺空間小。

雙燃料發(fā)電機組使用柴油和伴生氣作為燃料，有全柴油模式和燃氣模式，燃氣模式需要一定量的引燃柴油。

雙燃料發(fā)電機組負荷率通常達到50%以上就能在燃氣模式穩(wěn)定工作，需要25%以上的引燃柴油，可以節(jié)省大部分柴油。

雙燃料發(fā)電機組的國產(chǎn)成熟機型最大功率只有800 ekW，功率過小。如果需要大功率機型，則只能選擇進口機型。進口雙燃料發(fā)電機組交貨期通常在18個月以上，周期過長。

Fairbanks Morse公司的雙燃料發(fā)電機組在50%負荷率以上時，僅需1%的引燃柴油便可穩(wěn)定工作于燃氣模式。最新的機型在25%負荷率以上時，僅需4%的引燃柴油可穩(wěn)定工作［2］。

該機型性能優(yōu)異，柴油消耗量少，暫作為本方案的參考機型。目前只有該公司的機型能做到僅需如此少的引燃柴油，但該機型交貨周期至少為18個月以上，采辦風險較大。

3.4 方案4：柴油發(fā)電機組+GTI Bi-Fuel附加燃氣系統(tǒng)

3.4.1 主要設備

3臺1 200 ekW柴油發(fā)電機組（2用1備）；3套GTI Bi-Fuel附加燃氣系統(tǒng)。

3.4.2 方案特點

有3臺發(fā)電機組，占用平臺空間小。

TI Bi-Fuel附加燃氣系統(tǒng)可通過增加簡單的設備將柴油發(fā)電機組改造為雙燃料發(fā)電機組，該技術具有以下特點：

（1）擁有柴油機技術成熟、成本低、維護簡單的優(yōu)點。

（2）改造時對發(fā)動機本體不做任何改動，僅在發(fā)動機空濾器和渦輪增壓器之間加裝混合器。改造后，保持原發(fā)動機輸出功率不變。

（3）由于GTI Bi-Fuel附加燃氣系統(tǒng)為獨立的燃料氣系統(tǒng)，即便出現(xiàn)故障也不影響柴油機自身的性能和使用。

（4）可在不同的負荷率下穩(wěn)定工作于燃氣模式，需要約40%引燃柴油。

（5）可匹配多個廠家的機型，可選擇多種國產(chǎn)柴油發(fā)電機組進行改造。

GTI Bi-Fuel附加燃氣系統(tǒng)不需要高壓燃料氣，進氣壓力為1-5PSI，即使在伴生氣不足的目標油田，也能最大限度利用殘余的伴生氣，這是其最突出的優(yōu)點［3-4］。

4 主電站方案經(jīng)濟對比

4個方案中，方案3的設備費用最高，約為方案1的2倍，方案2的3倍；方案1的設備費用略低；方案2和方案4的設備費用最低，兩者基本相近。

5 結 論

“南海自安裝試采平臺”是用于開發(fā)北部灣海域邊際油田的海上設施，經(jīng)濟性是一個非常重要的因素。根據(jù)表2電站方案綜合對比，方案1和方案4較優(yōu)。

表2 電站方案綜合對比

方案1所選用的原油發(fā)電機組可以使用較廉價的原油作為燃料，對于開發(fā)缺少伴生氣的油田，是降低生產(chǎn)成本的主要手段。

采用原油發(fā)電機組和往復式天然氣發(fā)動機組配合使用，在技術上和經(jīng)濟上均能達到較好的效果。但是該方案占用空間較大，而且由于原油發(fā)電機組及其配套設備為進口設備，流程比較復雜，燃料品質(zhì)較差，維修較為頻繁，若選用方案1需要在維修人員的配備上多加考慮。

方案4所選用的柴油發(fā)電機組技術成熟、成本低、維護簡單，而關鍵的Bi-Fuel附加燃料系統(tǒng)已在國內(nèi)外擁有廣泛的應用實例，可以降低油田開發(fā)成本。但是該方案的經(jīng)濟性對伴生氣依賴較大，若采用該方案需要重點落實油田的油藏數(shù)據(jù)。

方案1、方案4各有優(yōu)劣，若是目標油田不確定，油藏數(shù)據(jù)不清楚，則應該采用方案1，該方案即使是完全沒有伴生氣也具有較好的經(jīng)濟性。若是對于油藏數(shù)據(jù)準確齊全的油田，在能夠比較準確確認伴生氣產(chǎn)量比較充足的情況下，則應考慮采用方案4，該方案設備技術成熟，維護簡單。

［1］ 海洋石油工程設計指南編委會.海洋石油工程設計指南：海洋石油工程機械與設備設計［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2007：14-25，66.

［2］ 海上采油工程手冊編寫組.海上采油工程手冊［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2001：195.

［3］ 田智會，李偉軍，徐關軍，等.采用GTI Bi-Fuel System對柴油發(fā)電機組的雙燃料改造［J］.機電工程技術，2011（2）：93-94.

［4］ 王樂，于再紅.BI-FUEL系統(tǒng)在自升式生產(chǎn)儲油平臺上的應用前景［J］.船舶，2014（4）：1-5.