绿色发展是能源发展的主基调,随着“双碳”目标的提出,油气田企业将以绿色化、低碳化为导向加强建设。在传统油气生产工艺节能提效和污染治理的基础上,运用流程再造的方法学,可对油气生产进行绿色低碳转型变革。流程再造理论是一种将原有流程进行重新设计和实施的理论,本质是使用系统的逻辑方法和工具,提高组织的流程效率和质量,基本步骤包括流程分析、流程再造和流程实施。减污降碳协同是基于环境污染物和碳排放高度同根同源的特征,开发协同治理技术,强化生产过程源头治理、系统治理、综合治理。石油石化行业的低碳发展主要集中于产品结构调整、工艺技术进步、绿色能源替代等方向,在此过程中,由于原油与水、固、气多相间分离愈加困难,导致生产流程能耗高、碳和污染物产排高等问题,从而提出以物质和能量最小损失为核心目标的油气开发减污降碳流程再造。本文通过对高含水油田、稠油油田等生产过程无效能耗、“三废”产排和关键物质损失进行分析,探究油气生产减污降碳流程再造路径,为从根本上进行生产模式的变革提供指导,助力实现“碳达峰、碳中和”背景下油气资源的绿色转型。
1 油气田开发过程关键能耗物耗分析
1.1 油气开发重点高能耗生产环节
1.1.1 高含水油田无效能耗分析
随着开发进入中后期,国内部分油田采出液含水率已接近90%甚至更高,虽然在一定程度上增加了采出液的流动性,但会造成加热提温能耗和集输能耗双升高,致使集输系统存在的无效提液、无效循环、无效加热、无效处理等问题突出。由于水的比热是原油的2倍左右,含水率升高会造成原油集输过程升温破乳环节无效热负荷比例高达90%
[1-2]。据统计,胜利油田集输系统吨油平均综合能耗为 9.7 kgce/t,假设每吨采出液含水量上升1%,2021年全球开采了约40亿t石油,则无效集输能耗约为4亿kgce/t。
美国油气田采出水量与开采物量的比例差异较大,从3∶1~10∶1不等。随着开采力度的加大,预计2025年部分地区将达到12∶1
[3]。美国的东德克萨斯油田、福特杰拉尔丁油田和俄罗斯的库列绍夫油田等含水率已经达到97%,平均采出程度超过50%,东德克萨斯油田采出程度达到了77.5%。注水开发油田不同含水阶段,含水上升速度不同,威明顿油田在中低含水期含水上升速度较高(大于5%);进入中高含水期含水率达到80%以后,含水上升速度降低,基本稳定在1%以内。含水率上升,其无效能耗的占比呈上升趋势。
1.1.2 稠油开采能耗分析
由于稠油黏度高、密度大、流动难等特点,致使稠油开采和输送环节的能耗明显高于稀油,可达普通原油开采能耗的4~5倍,高能耗直接制约了稠油油藏的高效开发。据统计,在稠油热采中,每开采 1 t稠油消耗3~5 t高温蒸汽,占据整个油气总生产能耗的70%左右
[4]。稠油生产过程包括高温高压蒸汽的生产与输送过程、蒸汽注入井底后的换热过程、油水混合物的采出过程、采出液油气水分离过程以及采出水的循环利用过程,主要能耗集中在注汽、机采、集输三大系统中。其中,注汽系统的主要耗能设备为注汽锅炉,主要能源种类为电能、天然气或渣油等;机采系统的主要耗能设备为抽油机和泵机组,主要能源种类为电能;集输系统的主要耗能设备为加热炉和泵机组,主要能源种类为天然气和电能。在稠油开发过程中,注汽锅炉所用能耗约占总能耗的40%,其平均热效率约为80%,合理回用稠油开采产生的大量高温污水也是实现余热综合利用的有效方法之一。
国外针对稠油开采高能耗的问题,开发了稠油地下原位裂解降黏高效开采新技术等,大大提高了稠油/沥青开发效率。以北美油田为例,与目前广泛使用的蒸汽辅助重力驱相比,桶稠油/沥青油的开发成本降低了6%,且CO
2排放量降低了10%,具有重大实用价值。另外,低成本的微生物开采有望成为稠油开发的主要技术之一
[5]。
1.2 油气生产关键物质损失及产排情况
随着油气输送过程密闭集输率的提高,原油损失更多的是因为油相难以分离而进入“水、固、气”三相中,增加了废物产生量以及后续治污过程能耗和碳排。
1.2.1 油气开采废水产排情况
采出水主要处置路径包括回注、处理达标外排、地面蒸发,其中回注量约占采出水总量的90%以上,部分注采不平衡采油区块以及无效回注受限的采气区块要进行污水的外排,随着井龄的增加和油气产量的下降,采出水量随之增加,全球采出水产量将高达3 950万t/d
[6]。采出水水质化学和物理性质变化较大,主要受地理位置、地质地层的年龄和深度、含油气地层的地球化学特征、产出烃的类型以及储层中的化学成分等影响,主要包含矿物质、油、微生物、聚合物等污染物,且有机物在水相和油相中的分配问题成为影响废水水质的关键因素。
由于美国储层低渗透率特点,非常规油气储层的采出水不能通过排注到页岩和致密岩储层中处置,而是通过盐水处理井注入到不产油和天然气的层段中,该部分水量约占美国采出水处置总量的45%
[7-8]。另外,美国结合不同油气生产盆地的油气采出水特点以及整个盆地采出水的潜在管理方案,可从区域可用性和最终用户需求两方面来看待采出水的再循环和有益再利用(包括用于灌溉、牲畜灌溉、增加流量、市政供水补充、冷却水、粉尘抑制、道路结冰控制(
图1)。在关注采出水回用的同时,对水质毒性及其可能的回用处理工艺与去向值得深入的研究。
近年来采出水中多种离子逐渐得到关注,其中含量较高的阳离子主要有钠、镁、钾、钙、铵根、锂、硼、铷、锶、铯、锰、铜、钴、铬等,阴离子主要有氯、硫酸根、溴、碘等。但是由于区块地质差异,水中离子组分赋存范围覆盖广泛且浓度差异较大。已探明部分地区采出水中具有较高的提取和产品化价值的锂、钾、硼等浓度达到开发的工业赋存品味(
表1),其中锂组分由于其战略资源地位受到格外关注。
1.2.2 油气开采固废产排情况
油气开采固废主要产生于石油勘探、原油开采和地面集输过程。钻井固体废物污染特征与油气藏特征、钻井工艺、钻井深度、钻井液体系等密切相关,其产生量一般为每米进尺0.11~0.46 t,其中水基钻井泥浆和水基钻屑污染组成主要来源于水基钻井液中多种化学添加剂,具有生物毒性,而以油基钻井液产生的油基钻井泥浆和钻屑含油量较高,一般为6.5%~23.6%,甚至更高
[12]。油田含油污泥是一种极其稳定的悬浮乳状液体系,且组成成分复杂,包含原油、胶体、沥青质、蜡质以及外源投加的大量表面活性剂、缓蚀剂、阻垢剂、凝聚剂等化学处理药剂。《国家危险废物名录(2021年版)》明确将含油污泥列为危险废物,具有毒性、易燃性等危险特性,不经处理将对土壤、水体、空气以及人身健康造成严重危害。我国石油行业年产含油污泥量已接近500万t/a,以固废含油量0.3%~2%计,每年含油固废携带的原油量为1.5万~10万t,且随着非常规油气田的开发而逐年增加
[13-14],其中单井落地原油产生量约为0.1 t/a,罐底油泥产生量为1.5~2.2 t/万t采出液
[15],详见
表2。
1.2.3 油气开采废气产排情况
油气开发过程中产生的废气主要包含燃料燃烧和生产工艺排放。燃料燃烧废气来源于锅炉、加热炉等供热设施燃料燃烧以及火炬燃烧产生的烟气,生产工艺废气来源于开发、集输、储运、处理过程中在井口挥发、放空或井喷、输油管线和油罐泄漏的气体。废气中物质组成主要为VOC、甲烷、有害空气污染物、硫化氢、颗粒物、CO
2、氮氧化物、硫氧化物等,直接排放对附近生态环境存在负面影响,并且也是全球气候变化的主要原因。2018年美国油气生产系统产生的甲烷总排放量为3620万t CO
2当量(1 449 kt甲烷),其中石油开采甲烷排放占石油系统总排放的96%,天然气开采甲烷排放占天然气系统总排放的57%,说明对于甲烷排放,油气开采阶段在油气生产系统中占据主导地位。对于VOC的排放,每天周转1 m
3原油时储存容器中产生VOC量为1.35 t/a,每天周转1 m
3凝析油时储存容器中产生VOC量为13.15 t/a
[16],详见
图2。
1.2.4 污染产排的同源特性
油气生产各环节中产生的污染物,在产生和处理处置过程中彼此相互转移转化且关联密切。例如在污水处理过程中气浮、曝气、序批沉降、好养生物段等工艺单元由于有机物挥发,可检测出VOCs达113种,浓度达到150 mg/L
[17];油、水和泥土等混合形成稳定的多相乳化体系,主要有含油浮渣、池底泥、罐底泥等含油污泥,其中传统气浮絮凝单元每 1万m
3污水产泥量可达8 t。在油泥处置过程中存储、干化、减量化等会产生大量VOCs和温室气体,VOCs为C1~C8之间的烃类油蒸汽,脱出水为含固体悬浮物、油、高分子化合物、溶解物质于一体的含油废水。污水处理过程中要减少产泥量,在污泥减量化过程中要改善排放污水的水质,含油污泥及含油污水中包含的主要特征污染物均为油、VOCs、固体悬浮物和有机物,且油、VOCs、固体悬浮物和有机物的组成及性质同宗同源。
基于污染物的迁移转化与物料衡算,可构建零碳排集输系统和封闭式“三废”处理模式,实现水相、固相与气相污染物的协同控制。由传统的“追求各自末端治理达标”方式向“源头减量、过程清洁的协同处理”的方式转变,可达到“同根、同源、同法、同治”的事半功倍的效果。这需要从污水、污泥、废气的生成机理机制出发,解析特征污染物转移转化路径及排放特征,最大限度地回收石油烃、减少泥水产生总量、控制过程废气排放、回收热能,提高生产过程污水自循环率和固废资源化率,提升油气生产全生命周期清洁化属性,确保能源的绿色低碳供应。
2 传统污染治理和节能技术
2.1 传统生产系统节能提效措施和技术
油气田生产过程中机采、注水和集输为主要的能源消耗系统,电、原油和天然气分别占据总消耗能源量的33.94%、26.64%和34.57%,不同地区由于地理及供能结构的差异,用能占比也略有不同。机采系统主要由抽油机、电潜油泵和螺杆泵消耗的电能为主,设备老化、选型不合理以及低效井的存在导致吨产品能耗较高。通过调节机杆泵与地层产能的合理配置、优化参数,使抽油系统与油层产能处于供、排协调状态是传统的节能手段之一,例如开发节能抽油机(塔架式、无杆采油)、节能电机、智能控制设备等。集输系统主要由井口、联合站和接转站输送原油时的加热能耗为主,水油比例的变化致使原有集输系统不适应问题日益突出,传统的节能方式着力于降热耗,例如利用不加热集输和不加热脱水技术降低加热温度,通过研发应用高频电场、磁场及超声等高效破乳工艺,实现常温脱水,从而减少集输管网热耗。注水系统的能耗主要为注水泵运行时消耗的电能,注水站运行调节能力差、设备和注水管网效率低、注水水质问题等均可造成注水能耗高。传统的节能方式着力于降压差,提高注水泵效,例如实施分压注水及地上地下统筹优化、动态调整注水方案等。
2.2 传统污染治理手段和技术
2.2.1 油气开采废水治理
传统水驱油田采出水处理方式仍以达到《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》(SY/T 5329—2022)中要求后回注为主,但随着三次采油和四次采油技术的更新迭代,以及原油品质重质化和劣质化的加剧,采出水中成分更为复杂,除油分组成发生变化外,还含有残余的化学药剂等,致使油水固分离难度大幅提升,采用传统的沉降、过滤等处理工艺已无法满足回注标准,药剂、处理设备以及处理工艺需进一步升级。例如通过大锯齿结构反向破乳剂的开发、破乳剂与絮凝剂的复配、传统油水分离器结构的改造、超声辅助破乳、耦合电化学或高级氧化工艺等,可将除油率提升至70%~90%,但药剂使用量大、产泥量高或处理时间长、能耗高等问题依然存在。
对于气田采出水,回注水质在《气田水回注技术规范》(Q/SY 0100—2016)中对pH、溶解氧、石油类(≤100 mg/L)、固体悬浮物含量(≤200 mg/L)、铁细菌和硫酸盐还原菌做出了明确限制。随着地下空间注入能力降低以及部分地区的环保政策要求,气田采出水将无法进行回注而需采取外排方式处置。外排水质应满足国家《污水综合排放标准》(GB 8978—1996)中的一级标准,即对COD(≤100 mg/L)、石油类(≤5 mg/L)、氯化物(≤300 mg/L)、氨氮(≤15 mg/L)以及硫化物等做出更加严格的要求。例如中石化川西气田和元坝气田,气田水输送至调节池,再依次经汽提、过滤、气浮、软化、催化氧化、膜浓缩、蒸发结晶等工艺方可达到外排标准,处理成本高、相关技术工艺尚不成熟制约着采出水达标外排治理模式的应用。
2.2.2 油气开采固废治理
依照《陆上石油天然气开采钻井废物处置污染控制技术要求》(SY 7298—2016)和《陆上石油天然气开采含油污泥处理处置及污染控制技术规范》(SY 7300—2016),油气开采固废的处置方式通常包含填埋、固化、热洗、焚烧、热解、萃取和生物降解。其中填埋、焚烧等方式表现出效率低、成本高、资源浪费、环境污染风险高等缺点
[18],填埋处置过程中,有机污染物可能扩散到周围环境,危害人类和动物健康,焚烧处置不仅需要大量的燃料来帮助燃烧,并且会产生有害气体和灰烬等。近年来,从含油污泥中回收原油的技术也得到进一步发展。例如通过溶解萃取可在短时间内将含油污泥分离成原油和固体残渣,有效减少含油污泥体积,油分萃取回收率可达90%,但萃取剂消耗量较大,易造成二次污染,且仍有10%左右油分无法回收利用
[19];通过投加表面活性剂进行原油分离操作简便,但表面活性剂的类型、成本、有效性、毒性、降解性和可回收性值得进一步关注;热解可直接回收类似炼厂低质量馏分油的油组分,回收率65%~95%,针对不同的含油固废,油分损失量在5%~35%之间不等,但如何减少多环芳烃等有害物质的含量,以及如何降低含油污泥的含水率和热解温度方面值得进一步研究。超声波、超临界流体因更加高效、环保等特点也得到广泛关注,但高昂的设备成本以及苛刻的操作条件限制其工程应用。目前国内使用较为广泛的技术为热水洗和热解,其中500℃传统热解1 kg含油污泥能耗约在 2 400~2 900 kJ。对于含油污泥综合利用后的剩余固体,部分地区也做出明确限定,例如四川《天然气开采含油污泥综合利用后剩余固相利用处置标准》(DB51/T 2850—2021)中要求用于井场道路的混凝土掺配料的剩余固体含油量不能超过1%,新疆《油气田含油污泥综合利用污染控制要求》(DB65/T 3998—2017)中要求含油污泥综合利用后含油率不超过2%,如何兼顾油的去除与油的回收以及经济成本将是油气开采固废处置方式的研究热点。
2.2.3 油气开采废气治理
2023年1月1日起,现有陆上石油天然气开采工业将全面执行《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》(GB 39728—2020),不再执行《大气污染物综合排放标准》(GB 16297—1996),其中对VOCs的排放控制做出了明确要求。通过化学的方法将废气降解为无毒、无味的气体,是废气处置的传统治理方式,其中燃烧法适用性强、效率高,是我国目前应用最广泛的废气处理技术。值得注意的是,燃烧过程易增加CO
2排放压力,且硫、氮化合物在各种燃烧过程中产生硫、氮氧化物。虽然加装尾气处理装置可实现硫资源回收,效率高达98%~99.8%,但CO
2难以得到有效控制,温室气体捕集与空气污染物的治理往往不可兼得。采用物理方法将废气通过特有装置,使其各组分分离,继而起到净化的作用,例如吸附法可用于处理大风量、低浓度且具有一定回收价值的VOCs,去除效率高达90%,吸附饱和后,可通过脱附冷凝回收部分有机物,实现废物资源化利用,吸附法也是我国目前应用最广泛的VOCs回收治理技术
[20]。VOCs回收率虽然可达80%~90%,但甲烷回收效率仅为30%~50%,基于低碳低耗条件下,如何进行协同资源回收将是研究的重要方向。
3 基于减污降碳的油气生产流程再造
新形势新背景下,传统的污染治理和节能提效措施无法充分满足能源绿色转型和油气产品低碳供应需求,从源头抑污、节能、减碳,需进行生产工艺自身重构。油气生产减污降碳流程再造是基于“油气集约输送与废物资源循环”的物质流重构、基于“清洁替代与余能利用”的能量流重塑以及基于人工智能的油气生产信息流重建之间的高度协同增效,体现物质流、能量流、信息流的绿色代谢以及相互驱动关系,其蕴含的科学问题为“多相流物质运移、分离、反应与能量转换机制”,在此科学问题的基础上衍生若干技术问题,可从物质、能量和信息三方面进行阐释。油气生产减污降碳流程再造过程见
图3。
3.1 基于“油气集约输送与废物资源循环”的物质流重构
3.1.1 油气清洁短程集输系统构建
随着采出原油含水增加,能耗呈逐年上升趋势,采用传统的单元改造或单技术升级应用的改造模式,已无法遏制能耗上升的势头。集油流程工艺老化、能耗高,站外集输模式及站内处理工艺与油田的开发现状不相匹配,采出液从油井采出,需经计量站、接转站、联合站等复杂处理过程,在“输送—处理—回注”这个大循环中,每一步都消耗电和热,偏远的计量站,甚至还需增设接转站为过路液量加温增压输送,为了降低油田集输处理系统能耗,需对站内、站外流程进行简化优化,长工艺变短工艺,长流程变短流程,大循环变小循环,砍掉冗余的长链条的油水处理工艺流程,简装置、短流程、撬装化,建立集约高效的集输管控体系,实现局部“减量”、全系统缩短,改变了集输系统“大马拉小车”的现象,提升集输系统的运行质量效率。按照集约高效的原则,在计量站前端采用管流快速分离器预分水,采出水就地分离、就地处理、就地回注,原油就地外销,避免“长途旅行”。
同时联合站工艺流程同样具有简化优化空间。例如某高含水区块,采出液在联合站一趟流程下来需要耗时5 d,工艺流程缩短后,现在只需要3~4 d
[21]。若油田55座接转站实现就地分水、处理、回注,日分水近12万m
3,累计缩短输送里程 870 km,年节约往返输送等运行成本7340万元
[22]。据统计,油田联合站的平均原油处理负荷率51%,有的甚至不足20%,导致原油在系统中停留时间被延长,温降大,热损耗增加,偏离了联合站最佳经济运行工况
[23]。预分水与短流程处理工艺流程见
图4。
3.1.2 油气伴生资源回收工艺开发
油气田采出水中高附加值组分的提取技术逐渐成为研究热点,实现锂、钾、溴、硼等矿产资源的提取可弥补国家战略资源的缺口,同时提升采出水的治理效益。国外针对油气田采出水已经进行了大量的提取研究,美国、智利、加拿大等国家已在部分地区形成了锂的产业化生产(
图5)。Kumar等
[24]对美国油气田采出水中锂的提取进行了综述研究,对多种提取技术在油气废水中的适用性进行比较分析提出了不同技术所适用的水质条件和浓度赋存情况。Lee等
[25]针对美国Marcellus页岩气采出水中锂采用溶剂萃取法从连续两段含不同类型和浓度烷烃的采出水中回收锂,第一阶段和第二阶段分别涉及去除采出水中的二价离子和锂的提取,在提取过程中,有机化合物存在抑制作用,其对锂回收率的影响主要出现在第一阶段,随着烷烃链长和正己烷浓度的增加,两段萃取后锂的最终回收率逐渐降低。
国内油气田采出水处理处置方式缺乏对高附加值组分提取的考虑,相关技术研究尚处于起步阶段,主要以盐湖提取技术为基础进行优化和改进。目前针对油气田采出水中锂离子提取以吸附法为主
[26],离子提取效率可达80%左右,但吸附剂的吸附容量、使用寿命以及二次污染问题备受关注;电化学提锂技术因其清洁无污染等优势已在盐湖卤水领域得到广泛研究,结合油气田采出水的特性,开发采出水电化学提锂技术是值得关注的研究方向。穆延宗等
[9]认为亟需建立油气田采出水资源评价标准与方法。李丽等
[26]针对高硫高硬的气田采出水进行了锂组分的提取技术研究,通过预处理和锂吸附法相结合,从采出水中提取锂元素,同时处理后出水达到回用水水质要求,制备得到的碳酸锂产品纯度达到99%以上,达到GB/T 11075—2013《碳酸锂》1级标准。
3.1.3 油气生产三废治理模式创新
目前对于油气生产系统产生的废物已衍生出大量的处理技术,具体选择取决于废物流特性、处理目的、产品的最终用途和处理成本。将废物转化为经济增值产品、减少环境危害、同时支持油气生产的可持续性至关重要,从油气的二元属性(即放在产品中为资源,排入环境中即为废物)出发,油气生产三废将通过物质重构的方式向以下治理模式转变。
油气勘探过程中使用环保型低危害钻井液体系和采用先进钻井技术,从根本上降低钻井固废危险性,减少钻井液使用量。油气开采过程中从源头减少泄漏产生,在工艺选择、设备选型等方面提出严格要求,从根本上将落地原油、废气排放最小化;基于界面调控破乳理论,寻求强乳化油水体系的界面膜快速破坏方法,从而开发快速油水分离技术,实现井下油水分离和同井回注,从源头上减少含油污水产生总量。油气集输过程由大站集中脱水向小站分散脱水或管道就地放水模式转变,打破现有成熟工艺节能降耗的局限认知,构建“源头减量、梯级回注”短半径集输新模式;基于采出液界面导向分离技术,实现聚合物水相保留,抑制源头油泥产生,结合清洁能源耦合多物理场强化油水分离技术缩短地面集输能耗
[27]。
①水固同治:基于污水处理系统智慧控制与节能提效,控制过程能耗和药剂投加量,从而减少污泥产生总量;基于高效固液分离技术,降低污泥含水率的同时控制污泥热洗工艺回掺水量及排放水质;创新污染物源头管控策略与协同利用模式,例如采用粉末活性炭活性污泥法(PACT)-湿式氧化再生(WAR)工艺,在生化工艺中加入粉末活性炭,延长反应时间,利用粉末活性炭巨大的比表面积及其较强的吸附能力使活性污泥附着于粉末活性炭表面,活性污泥与粉末活性炭界面间的溶解氧和降解基质浓度进一步提高,从而提高COD去除率,同时在高温高压下分解污泥,污泥分解时释放的能量循环供给,从而达到源头削减污泥的目的。九江石化利用PACT-WAR工艺处理石化企业含油、含盐污水,处理规模均为500 m
3/h,处理后出水COD低于 50 mg/L,COD去除率高达88%左右,氨氮低于 0.5 mg/L,去除率高达约98%,该工艺脱氮除碳能力强且耐负荷冲击,同时实现生化剩余污泥近零排放
[28]。
②水气同治:污水处理场各单元废气中VOCs成分较为复杂,主要污染物以苯、甲苯、二甲苯、苯乙烯及其他非甲烷总烃类成分为主,同时呈现气量大、VOCs浓度较低等特点。例如可采用耐腐蚀、抗紫外线的专用氟碳纤维膜吊棚密闭,钢构件在外侧将膜材料悬吊实现对各污水处理单元的封闭,同时通过管道或呼气阀直接收集废气,输送到废气处理厂房进行废气处置。根据废气来源、废气浓度的不同,采用“分区收集、分别处理”的工艺路线思路,污水预处理段高浓度废气进行生物洗涤预处理,混合污水生化段低浓度废气进行两级生物处理,可实现污水废气协同治理。
①含油废水:目前油气开采废水资源化集中于水的回用,包括工业回用和农业灌溉等,但无论哪种方式均需进行脱盐处理,成本值得关注。在碳中和背景下,陆相绿碳生态系统固碳技术、湿地蓝碳生态系统固碳技术和微生物固碳技术是生态系统固碳能力提升的重要方法。将采出水经过简单预处理后作为水源构建人工湿地,基于采出水高盐特性驯养海洋植被生物和微生物,形成功能独特的生态系统将有助于固碳能力提升。尤其在西部沙漠干旱地区,结合强渗流区原位赋水技术,可以起到涵养水体、水资源调蓄、改善生态多样性和区域气候等作用。
②含油固废:化学热洗、热脱附、传统萃取和LRET技术等存在能耗高、油品回收率低且品质低、药剂循环利用率低等问题,难以满足低能耗油类资源高效回收协同污染物减排需求。可逆转换萃取技术可实现在常温常压条件下无相变分离回收油类和处理剂,基于可逆调控的多相分离与油类高效回收机制,设计兼具功能型和环保型可逆转换除油剂分子,含油固废达标处理的同时可回收高品质油类资源,是油类资源高效回收利用协同污染物减排领域的前沿技术方向。同时,油品回收后剩余的残渣消纳路径尚不通畅,残渣中含有黏土矿物、有机碳及氮磷等营养元素,具备土壤化潜力。探索固体废物土壤化生态消纳新路径,实现废物绿色资源化减量协同碳固定,也将是含油固废生态资源化领域的前沿发展方向。
③含油废气:压缩回收和冷凝回收存在能耗高及不适用于低浓度场景等问题,销毁技术面临CO2排放压力、二次污染(氧化不彻底)风险和难以资源化等不足,难以满足低气量甲烷/VOCs协同减排与资源化回收需求。复杂有机气体协同吸附相变富集回收技术因工艺简单、能耗低、回收率高等特点,可实现油气开发甲烷/VOCs协同控制与高效回收,是甲烷/VOCs协同深度控排领域的前沿发展方向。同时面对现有销毁技术CO2排放压力,利用咸水层具有消解活泼气体的能力,可通过CO2地质封存实现碳中和。但废气中组分复杂,协同处置SOx和NOx尚处于室内研究起步阶段,咸水层CO2封存协同烟气处置方法具有理论处置效率高、对目标气体含量要求低等特点,是利用咸水层实现CO2和污染物协同处置领域的颠覆性研究方向。
3.2 基于“清洁替代与余能利用”的能量流重塑
3.2.1 深度电气化与清洁能源替代
目前油气开发过程中能源的消耗主要来源于原油和天然气,约占总能耗的60%,主要用于井口、联合站、接转站的原油加热,同时作为锅炉、加热炉燃料提供采井注气、原油集输处理能量和冬季取暖热能。以原油天然气为主要供能方式违背“双碳”目标的初衷。因此油气开发亟需调节供能结构,以深度电气化与清洁能源替代为途径,可协助实现碳减排。其中,改变原油加热模式,将原有集中油气燃烧加热调整为分散式电加热,可减少集输过程热量损失,同时减少油气燃烧产生的碳排放;对于稀油开采,可采用低温集油方式,同时利用电加热在井口或井筒处提供热量,降低热损失;对于稠油开采,利用电加热方式原位制备热采蒸汽,减少蒸汽由蒸汽站至井底沿程管道的热损失和干度损失,减碳降耗的同时也可提升采收率;对于天然气开采,原有热源和动力源也可由电力代替,减少天然气消耗
[29]。
单一利用网电代替油气加热将使生产成本提高,绿色电能则成为工业生产尤为重要的一环。对于油气生产领域可利用的清洁能源包括风、光和地热。但风、光等绿色电能以及地热能均存在不稳定的特性,其供给量难以满足油气生产的巨大需求。目前还需要以网电为主体,绿色电能和储能作为辅助代替油气用能。同时,电力系统改造以及构建高效再电气化工艺流程需结合具体生产流程,以实现低成本、有效益、绿色低碳油气生产新模式。
3.2.2 油气生产余能回收与利用
油气生产过程的余能主要有余热、余压等,余热余压是指企业生产过程中释放出的多余热能、压差能,这些副产能量的回收和利用可以有效提高企业整体能量的利用效率。
油气田行业中,余压主要来自气田井口,国外天然气压差利用技术研究较早,其主要系统工艺路线已成熟,主要采用膨胀机替代传统调压阀进行压力能回收并带动发电机发电。国内外余压回收利用方式包括余压发电、余压制冷和联合发电-制冷方法,但对井口的余压能并未利用,造成大量能量浪费。国内目前已逐步开展余压利用技术研究,但由于井口压力较高、介质复杂特质、压力、产量等工况变化幅度大,且气井分布较分散,特定区域余压利用及消纳能力有限,其他区域尚未具备余压应用的配套设备,另外研究内容也局限于理论,缺乏实际工程案例。国外Howard等
[30]开发设计了一种透平膨胀机燃料电池系统,通过熔融碳酸盐燃料电池对天然气预热,最终利用透平膨胀机发电。Sanaye等
[31]针对天然气门站中膨胀阀降压过程中的大量能量损耗,使用膨胀机、天然气发电机、加热炉和预热器的热电联产系统对膨胀阀降压过程的剩余能量进行利用,确定天然气发电机和加热炉功率、加热容量和膨胀效率。
目前我国油田针对采出水余热的利用研究和应用较广泛,高效热泵、蓄能技术、高效换热器等技术的发展,加快了油田采出水余热能源的回收和利用。油气田余热主要来自采出水余热、注汽锅炉烟气、冷却水余热等。采出水余热品位通常在45~60℃,稠油采出水余热较高,部分余热将达到100℃以上。随着油田开发进入中后期,含水率的上升将逐渐扩大余热资源总量。烟气余热包括天然气生产工艺中的压缩机余热和导热油炉余热,压缩机余热可达到80℃,导热油炉的排烟温度在150~350℃,都具有较高的品味。冷却水余热是在对注水电动机冷却过程中产生的冷却水,该部分余热若进行回收利用将有效改善注水站的能源综合利用率。据不完全统计,中国石油的部分油田年采出水余热资源总量将超过142×10
4 t标煤
[32]。中石化某联合站余热利用项目将高效热泵技术和蓄能技术相结合,利用油田采油余热,通过热泵制取70~80℃的热水,满足掺水加热及原油外输要求。夜间谷电时段热泵满负荷运行,边蓄能边供热;白天电价尖峰时段,热泵机组停机,利用蓄能罐中的热量加热原油和掺水;平电时段视情况运行,达到节能减排、降本增效的目的
[33]。
曹建宝
[34]对18个油田采出水余热项目整理出余热直接利用,余热与燃气联合、余热与电能联合三种技术路线,若实施余热开发利用50座集输站(库),可利用采出水总量为60.2万m
3/d,按照余热温差10℃计算,理论上可利用采出水资源总量约为757×10
4 GJ/a,综合考虑供热量、热泵COP、耗电量等因素,推广实施后预计可减少约9.7万t/a标煤。姚尧等
[35]利用热泵技术回收稠油采出水的余热并用于输油伴热管道,针对余热回收和利用工艺开展了动态仿真模拟实验,并得到工艺系统的制热系数。韩玉海
[36]对稠油热采注汽锅炉烟气余热的利用方式、系统运行原理及应用设计进行论述分析,利用注汽锅炉烟气余热利用技术对系统进行改造,在降低排烟温度、提高助燃空气温度的同时,达到降低燃油能耗和稠油开发成本的目的。Elsaida等
[37]综述了采用煤炭、石油、天然气等化石能源开发过程中的余热作为海水淡化的热驱动,降低淡化成本的同时减少温室气体排放。
3.3 基于“人工智能”的油气生产信息流重建
3.3.1 油气田生产流程系统优化
油气田地面工程整体优化是统筹油气集输、注水、配套工程等各个生产环节,将油气田地面工程各子系统之间的协同与制约关系有效表征,建立涵盖不同决策信息的整体优化模型,构建适应于求解高维优化模型的智能优化求解策略,特别耦合油藏系统和采油系统,建立油气田地面地下一体化优化设计理论方法和管控技术。面对节能减排长远目标,油气田地面工程系统优化将是常态化、标准化的基础工作,而对于一些复杂而难以具体给出最优化模型的问题,可通过引入人工智能+AI技术,弥补最优化数学模型表征和求解适用性方面的不足,构建动态的油气田地面工程最优化理论方法,从而实现油气田地面工程“感知-决策-调控”的闭环优化决策方法
[38]。智能模式的开发优化了油气田地面工艺运行参数,降低了物能消耗,提高了地上地下开采、集输、精细注水的管理体系,实现了物质流、能量流、信息流的同步化。
国内外研究者已经开展了油气田整体优化相关研究,将油藏、采油、集输、注入及污液处理子系统关联耦合,以“节点集”表示地面站场、井口设施等各类保障油气流动的节点单元,提出地上地下亚闭环油气网络系统的概念,继而考虑油气田滚动开发的时间属性,构建了地上地下亚闭环油气网络系统整体运行优化数学模型及优化子模型。哈里伯顿公司开发了Decision Space 365应用程序,可进行油气田地面地下耦合的多工况、全尺寸资产仿真模拟,据此实现油田开发计划的简单优化决策
[39]。
3.3.2 智慧站场构建
智慧站场建设能够解决油气田地面工程中存在的能耗、成本、安全、设备管理、劳动生产率等方面的问题,通过对全流程实施智能控制,根据运行工况自动执行参数调节,优化运行条件,降低物能消耗;通过数据分析管理将生产数据自动生成报表,并存储在虚拟报表服务器的数据库;通过设计站场物联网系统规划总体架构和重点功能模块,并应用到运行监控、报警应急指挥、生产巡检、设备运维、绩效管理等方面,最终实现“无人值守”的智能化运行管理模式。
某油田开展了油气生产物联网深化应用的探索与实践,通过数据采集和监控子系统、数据传输子系统、生产管理子系统的建立,形成“井站一体、电子巡护、远程监控、智能管理”的管理模式,实施了地面系统优化调整和生产模式转型,实现了生产数据自动采集、远程监控、生产预警、生产分析与生产过程管理等功能
[40]。
4 结论与展望
(1)油气资源开发难度的增加,使得各项强化增产措施不得已推广实施,不仅增加了开发成本,也带来了采出物地面分离难的问题,“能耗与物耗”双提高导致了“碳排和污排”双上升,是国家稳油增气战略背景下面临的生产实际问题。应从提高油气商品的清洁低碳属性着手,与清洁能源相互补充,利用智慧化赋能,共同支撑我国未来的能源供应体系,从而助力双碳目标的实现。
(2)为实现“碳达峰、碳中和”背景下油气资源的绿色转型,应从根本上进行生产模式的变革,基于“油气生产全过程物质能量最小损失”理念的油气生产节能低碳流程再造,是实现目标的有效路径和有力抓手。
(3)油气生产用能端系统优化和供能端清洁替代,核心是建立地上地下一体协同化的智慧模型以及物质传输和能量供给间的匹配机制;构建“源头生成抑制、过程损失控制、末端资源回用”的集约型油气生产模式,核心是解决外源物质干扰下的采出物地面混相分离,关键是物质、能量、信息之间内驱力与协调性的提升,其蕴含的科学问题和衍生的技术问题将是未来一段时期内亟待攻关的主要方向。
中国石油集团公司基础性前瞻性科技专项-基于物质导向分离的绿色短程集输技术研究(2023ZZ1305)
PDF
(2562KB)
