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文/劉玉潔根據中國化工節能技術協會2008年10月的研究資料表明，2004-2006年我國陸上石油天然氣開采能耗為112-143kgce/t油和15.8-28.4kgce/t液；2002-2007年陸上六大油田單位油氣生產綜合能耗在99.7-208.5kgce/t,單位液量生產綜合能耗在15.4-68.9kgce/t。根據2000-2005年《中國能源統計年鑒》顯示，“十五”期間我國石油天然氣開采行業單位油氣生產綜合能耗平均值約為146.1kgce/t油,單位液量生產綜合能耗平均值約為29kgce/t液。統計期間海上油氣田總平均能耗為31.70kgce/t油、6.56kgce/t液。由上述資料可以看出，目前我國現有海上油氣田的能耗較陸上油氣田的能耗略低一些。究其原因，首先是油氣田本身的特性決定瞭陸上油氣田開發時間更長。如大慶油田從1958年到現在已有50多年的時間，而海上油氣田的開發周期較短，一般穩產期在10年左右，最多不超過20-30年。由於前期勘探費用高，風險大，海上施工運作的成本也高，因此海上油氣田的開發原則是一旦發現儲藏，力求在最短的時間內取得最高的效益。而陸上油氣田則是采取加註的方式，盡可能開采更多的能源這一過程必然增加瞭相關設備的能耗。其次，由於海上油氣田的作業難度和海上惡劣的條件，對相關技術和設備的要求均較高，因此目前我國海上油氣田的大部分技術和設備均從國外引進，效率上得到瞭保證。用能問題仍存雖然海上油氣田平均能耗較陸上油氣田偏低，但我們在進行項目能評工作中仍發現瞭許多普遍存在的問題，比如設備負荷率偏低、油田伴生氣回收利用不充分、餘熱回收利用尚不完善等。首先，造成部分海上油氣田能耗偏高的主要原因是生產負荷偏低。據相關統計數據顯示，生產負荷低於35%的油氣田的平均噸液、噸油能耗是生產負荷在35%-75%的油氣田的2倍多，是生產負荷高於75%的油氣田的5倍多。再有，部分油氣田采出液的含水量較高，需要對其加熱分離的過程也造成瞭能耗偏高。第二，海上油氣田受平臺空間、用戶等因素的限制，對伴生氣的利用還不夠充分，伴生氣放空相對陸上油氣田偏高。一些伴生氣量較高且產出穩定的油氣田也僅對一級分離器分離出的高壓氣進行瞭利用，作為燃料發電，而二、三級分離器分離的低壓氣則多采取放空，尤其是全海式開發的油氣田，伴生氣利用率大約在30％-80%之間，同陸上油氣田伴生氣90%的回收利用率相比，部分伴生氣資源還未得到充分利用。第三，部分海上設施的餘熱回收尚不完善，造成瞭能耗偏大，這部分屬於能源再次利用的問題。“回收”提高油氣田能效二胎借款是什麼任何問題免費諮詢這些問題雖是由海上油氣田自身特性決定的，但是細究之後，我們認為海上油氣田項目仍有進一步提升能源利用率的空間。第一點，對油氣田的伴生氣采取更為合理的回收措施。如根據每個油氣田的特點，在設計初期進行相關經濟性評價，有針對性地對油田伴生氣采取回收外輸、回註、發電或簡單處理後外輸銷售等。對已建平臺也可根據實際情況進行經濟可行的技術改造，避免排空現象，以達到節能減排的目的。第二點，對於海上各類設施所產生的餘熱，如發電機組排出的廢氣餘熱、生產水的餘熱等，盡可能考慮回收利用。這一點在現有油氣田中也已有實施的案例，如對發電機組排出的廢氣可加裝餘熱鍋爐，以代替燃油導熱鍋爐，節約燃油消耗；利用生產水的餘熱進行溴化鋰空調改造，減少空調的電力損耗等。第三點，進行精細化管理。如優化工藝操作、配備能源計量設備並進一步加強用能制度的監管，切實落實節能措施等。第四點，變頻技術的使用。部分油氣田對海水提升泵采用變頻調控技術得到瞭很好的節能效果，在今後新平臺的建設中可考慮推廣。第五點，對新建海上油氣田項目，合理設定設備的處理規模，使設備在經濟運行區間運轉，避免“大馬拉小車”現象；對現有平臺，采取調整相關設備技術參數的方法，提高設備負荷，或對能耗水平較低的設備逐步進行改造，進一步提高能源利用率。（作者單位：中國國際工程咨詢公司資源與環境業務部）
新聞來源http://news.hexun.com/2012-08-03/144334725.html
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