海上油田新型主發(fā)電站技術(shù)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(fā)電站技術(shù)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(jù)渤海某油田開發(fā)的特點，對海上油田主發(fā)電站配置規(guī)模、形式、燃料選擇等方面進(jìn)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(fā)電機(jī)組作為主發(fā)電機(jī)組。研究表明，在海上油田開發(fā)中，為減少運營費用，主發(fā)電站的燃料應(yīng)首先是油田伴生氣，其次是伴生氣+自產(chǎn)原油，然后是自產(chǎn)原油，最后才是柴油；多燃料的透平發(fā)電機(jī)組可以應(yīng)用于海上油田開發(fā)，實現(xiàn)了主發(fā)電站選型的多元和靈活性，為海上石油的開發(fā)提供更多的保障，但是該多燃料透平機(jī)組對于原油燃料的要求比較高，需要設(shè)計多燃料供應(yīng)系統(tǒng)，并對實際應(yīng)用的情況進(jìn)行跟蹤了解，優(yōu)化完善設(shè)計方案以及相應(yīng)輔機(jī)的配置方案，以提高該機(jī)組在后續(xù)應(yīng)用中的安全性、可靠性。

海上油田開發(fā)；主發(fā)電站；多燃料透平發(fā)電機(jī)組；伴生氣；原油；柴油；渤海油田

通常，海上油田開發(fā)中需要在油田的某區(qū)域內(nèi)配置一定規(guī)模的主發(fā)電站，以滿足油田開發(fā)過程中自耗電的需求，為油田開發(fā)提供連續(xù)不斷的動力源泉。實踐表明，主發(fā)電站的選型方案往往會影響海上油田的開發(fā)策略和總體方案的設(shè)計，常規(guī)主發(fā)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(yīng)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(xiàn)節(jié)能減排的目標(biāo)，本文研究提出同時使用多燃料主發(fā)電機(jī)技術(shù)，并以渤海某油田為例，從以下幾個方面對該油田主發(fā)電站的配置方案進(jìn)行了分析：首先分析油田自身產(chǎn)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(jù)海上油田開發(fā)的特點和對主電站配置的要求，研究分析主電站設(shè)計方案；最后綜合多方面因素并考慮主電站方案的經(jīng)濟(jì)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(fā)電量僅能滿足FPSO上工藝設(shè)施的電負(fù)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(jīng)過比選，計劃在新建中心平臺CEPB上設(shè)置主發(fā)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(shè)置一級工藝處理設(shè)施，對油、氣、水混合物進(jìn)行初步處理后再全部輸送到FPSO上進(jìn)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(jìn)行一級分離處理，處理后的油、水混合物輸送到FPSO進(jìn)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(fā)中，新建主電站均采用油田自產(chǎn)天然氣或原油作為燃料[1]。渤海某油田新建平臺油、氣、水產(chǎn)量預(yù)測結(jié)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(chǎn)氣量為19.2萬m3(2017年)，中心平臺CEPB和井口平臺WHPC日產(chǎn)氣量為30.2萬m3(2016年)。根據(jù)工藝流程設(shè)計，中心平臺CEPA所產(chǎn)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(chǎn)的天然氣或原油作為燃料。

該油田新建平臺電負(fù)荷需求見表2。由表2可知，新建平臺設(shè)施需求的最大電負(fù)荷為修井工況的48 988 kW。根據(jù)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(chǎn)量預(yù)測結(jié)果

表2 渤海某油田新建平臺電負(fù)荷需求統(tǒng)計

耗氣量

(1)

耗油量

(2)

式(1)、(2)中：k為燃?xì)鈨湎禂?shù)，一般取1.1～1.3；Ne為需求電功率，kW；Ge為機(jī)組熱耗率，kJ/kWh(或者為機(jī)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(jù)逐年電負(fù)荷需求預(yù)測，如果主電站全部采用天然氣作為燃料，根據(jù)式(1)計算的該油田需求燃料氣量統(tǒng)計見表3。由表3可以看出，該油田生產(chǎn)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(chǎn)伴生氣體和自產(chǎn)原油。

表3 渤海某油田新建平臺主發(fā)電站耗氣量統(tǒng)計

2 主電站選型設(shè)計分析

2.1 常用主電站

1) 主電站類型。在海上油田開發(fā)中，主電站按照結(jié)構(gòu)形式主要分為往復(fù)式發(fā)電機(jī)組和透平發(fā)電機(jī)組[2-4]，若按照燃料的種類則可以分為柴油發(fā)電機(jī)組、原油發(fā)電機(jī)組、天然氣發(fā)電機(jī)組、雙燃料發(fā)電機(jī)組、多燃料發(fā)電機(jī)組，其中雙燃料發(fā)電機(jī)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(fā)電機(jī)組可以采用3種燃料以上的機(jī)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(jī)組是指可以使用柴油、原油和天然氣的發(fā)電機(jī)組[5-6]。

2) 主電站規(guī)格。在海上油田開發(fā)中，由于油田需求電負(fù)荷不同和油田燃料供應(yīng)的特點，主電站的規(guī)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(jī)組應(yīng)用較多(在雙燃料機(jī)組中以柴油、天然氣透平發(fā)電機(jī)組應(yīng)用業(yè)績最好)，采用多燃料(柴油、原油、天然氣)的機(jī)組比較少。

表4 海上油田主發(fā)電站機(jī)組類型

2.2 多燃料主電站供貨情況

通過對國內(nèi)外發(fā)電機(jī)組廠商的調(diào)研，目前能夠使用柴油、原油和天然氣作為燃料的發(fā)電機(jī)組有透平發(fā)電機(jī)和往復(fù)式發(fā)電機(jī)。結(jié)合各類機(jī)組供貨廠商的情況，技術(shù)成熟且有相應(yīng)供貨業(yè)績的機(jī)組統(tǒng)計結(jié)果見表5。

表5 多燃料發(fā)電機(jī)組情況統(tǒng)計結(jié)果

由表5可以看出，可以生產(chǎn)多燃料發(fā)電機(jī)組的廠商共有5家，其中廠商甲、乙2家的機(jī)組形式是透平機(jī)組，該機(jī)組的特點是技術(shù)成熟，單臺功率較大，原油處理要求較高，輔機(jī)系統(tǒng)復(fù)雜，其中廠商乙的機(jī)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(chǎn)往復(fù)式發(fā)動機(jī)，該機(jī)組的特點是技術(shù)成熟，效率較高，但是單臺功率較小，需要點火燃料，輔機(jī)系統(tǒng)比較復(fù)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(xì)胞因子IL-4，IL-6及IL-8濃度較治療前明顯下降，差異有統(tǒng)計學(xué)意義（P＜0.05）。 繼續(xù)吸煙組治療后細(xì)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(tǒng)計學(xué)意義（P＞0.05）。戒煙組治療后較繼續(xù)吸煙組治療后細(xì)胞因子濃度明顯下降，差異有統(tǒng)計學(xué)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(fù)荷需求情況(最大需求約49 MW)，結(jié)合廠商的供貨能力，提出的新建主電站設(shè)計方案有3種(表6)。

表6 渤海某油田不同電站方案參數(shù)設(shè)計(功率49 MW)

對于方案3，由于單臺機(jī)組功率相對較小，機(jī)組質(zhì)量較大，需要配置的發(fā)電機(jī)臺數(shù)較多，而且需要把機(jī)組設(shè)置在相應(yīng)的房間內(nèi)。結(jié)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(fā)電機(jī)組，同時該機(jī)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(jī)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(jī)組均為透平機(jī)組，機(jī)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(shù)在國內(nèi)海上平臺已經(jīng)有較多的應(yīng)用案例。但是，由于方案2的機(jī)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(jīng)過分析推薦采用方案1，該機(jī)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(jìn)行混合使用，可以充分利用油田自產(chǎn)伴生氣，同時該機(jī)組功率等級適中，裝置負(fù)荷率比較適合于海洋石油開發(fā)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(shè)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(fā)電機(jī)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(fā)電機(jī)組的正常運行，設(shè)計了相應(yīng)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(jīng)過天然氣壓縮機(jī)增壓后直接進(jìn)入燃料氣緩沖罐，然后再經(jīng)過燃料氣過濾器和燃料氣加熱器進(jìn)入原油燃?xì)馔钙桨l(fā)電機(jī)組。

圖2 渤海某油田原油燃?xì)馔钙綑C(jī)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(jīng)過3級處理(一級分離、二級分離、電脫水)后進(jìn)入原油沉降罐儲存；然后進(jìn)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(jìn)行加藥處理和離心分離機(jī)水洗，主要除去原油中的部分重金屬和堿金屬，使原油達(dá)到透平機(jī)組燃料油的要求，進(jìn)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(jù)發(fā)電機(jī)組需要混合進(jìn)入燃料油罐，燃料油罐的燃料經(jīng)過燃油循環(huán)泵增壓后供機(jī)組發(fā)電使用。

圖3 渤海某油田原油燃?xì)馔钙綑C(jī)組液體燃料處理流程

3 燃料費用分析

對于產(chǎn)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(fā)電機(jī)，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(jī)組，不但可以節(jié)省燃料費用，而且還能提高燃料的利用率。估算結(jié)果表明，在該油田預(yù)計運行15年期間，如果全部采用天然氣作為燃料，總?cè)剂腺M用約為34.5億元；如果全部采用原油作為燃料，總?cè)剂腺M用約為45.8億元；如果采用自產(chǎn)氣+自產(chǎn)原油作為燃料，總?cè)剂腺M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(fā)電需求時，采用2種燃料相結(jié)合的方式可以節(jié)省燃料費用，減少項目在運行過程中的運營費用。

4 結(jié)論

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

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

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

[1] 杜佳.海上天然氣平臺主電站設(shè)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(shè)計指南編委會.海洋石油工程設(shè)計指南(第2冊)-海洋石油工程機(jī)械與設(shè)備設(shè)計[M].北京：石油工業(yè)出版社，2007.

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

[4] 陳華平.主電站設(shè)計及原動機(jī)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(jī)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?xì)廨啓C(jī)設(shè)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?xì)廨啓C(jī)與燃?xì)狻羝?lián)合循環(huán)裝置編委會.燃?xì)廨啓C(jī)與燃?xì)狻羝?lián)合循環(huán)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(fā)電機(jī)組技術(shù)手冊[M].北京：化學(xué)工業(yè)出版社，2009.

[9] 中華人民共和國國家經(jīng)濟(jì)貿(mào)易委員會.海上固定平臺安全規(guī)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(nèi)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(yè)于中國石油大學(xué)(北京)，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)中固定平臺、FPSO及水下生產(chǎn)系統(tǒng)所需主要機(jī)械設(shè)備選型設(shè)計。地址：北京市朝陽區(qū)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(fā)電站技術(shù)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.