CN105484705A - 无碳排放联合油气发电方法及装备 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及无碳排放油气发电方法及装备，提出一种就地开采油气就地燃烧发电就地回注封存二氧化碳远端利用电能的无碳排放油气资源利用方式，也是一种全流程规模化CCS技术，本发明使油气的开采源、碳排放源与封存汇三者零距离，从而消除碳捕集、运输和封存环节及整体的额外碳排放，使一次能源无碳排放转化为清洁的二次能源。本发明的优点是：规模化减排既安全封存化石燃料利用产生的二氧化碳，同时提高油气资源实际开采量与理论储藏量之比，走出一条无碳排放清洁利用化石燃料的可行途径，为实现2℃甚至1.5℃全球气候目标，增加一种突破性的清洁能源解决方案。
Description
技术领域
本发明无碳排放联合油气发电方法及装备，属于清洁能源技术领域。
背景技术
实现全球长期平均温度上升限制在2℃以下（2DS）的气候目标，关系全球环境和人类命运。实现目标的关键之一，是要尽快实现减少化石燃料碳排放的CCS（碳捕集封存）技术全流程规模化应用。然而，如图7、图8所示，由于受制于现有化石燃料的分散利用方式，长期以来CCS技术涉及的化石燃料的开采源、碳排放源和封存汇三者相互之间距离遥远，碳的捕集、运输和封存各环节及整体存在的额外碳排放问题，以及碳的地下储存长期安全性问题均难克服，致使CCS技术长期得不到很好地实现，特別是全流程应用不成规模。
发明内容
本发明为克服现有技术缺点，提出一种无碳排放联合油气发电方法及装备，所要达到的目的是：以油气资源集约分散利用方式，规模化减排既安全封存化石燃料产生的二氧化碳，并提高油气资源的可开采量，为实现2℃全球气候目标增加一种突破性清洁能源解决方案。所述的油气资源包括油田和/或气田产出的石油和/或天然气，以及煤层气。
本发明无碳排放联合油气发电方法的技术方案是：
一种无碳排放联合油气发电方法，步骤包括：从油气田开采油气，将开采的油气就地燃烧发电，燃烧发电产生的含碳、氮烟气就地回注油气田，以封存二氧化碳并提高油气采收率；所述从油气田开采油气，是以油气开采设施通过开采/回注井从油田和/或气田开采石油和/或天然气；所述的就地燃烧发电，是通过就地燃烧发电厂以就地油气开采设施开采的油气发出电能，该电能由电网输电设施对外部电网输出电力；所述的含碳、氮烟气就地回注油气田，是使含二氧化碳，或二氧化碳与氮气混合的气体，由烟气增压就地回注设施通过开采/回注井就地回注油气田。
进一步的技术方案是：
所述的无碳排放联合油气发电方法，其就地燃烧发电的步骤还包括：在燃烧过程鼓入氧气以使燃烧产生烟气中的二氧化碳纯度提高的富氧燃烧。
所述的无碳排放联合油气发电方法，其含碳、氮烟气就地回注油气田，是将含碳、氮烟气经由抗腐蚀性管道设施输送增压回注油气田。
所述的无碳排放联合油气发电方法，其含碳、氮烟气就地回注油气田，是将含碳、氮烟气经过脱除硫化物腐蚀性气体的脱腐装置处理后增压回注油气田。
所述的无碳排放联合油气发电方法，其就地燃烧发电厂其动力冷却介质是水和/或空气。
所述的无碳排放联合油气发电方法，其对外部电网输出电力，是通过电力电缆向包括所在国家电网、国际电网、洲际电网输出电力，和/或向就地燃烧发电厂近旁建立的油气加工厂输出电力。
一种用于本发明无碳排放联合油气发电方法的无碳排放联合油气发电装备技术方案是：它包括油气开采设施，与该油气开采设施连接的就地燃烧发电厂，还有用于对外部电网输送电能的电网输电设施，以及含碳、氮烟气增压就地回注设施；所述的就地燃烧发电厂包括燃烧动力装置，动力冷却装置，发电装置；所述的动力冷却装置连接有冷却介质供给装置；所述的烟气增压就地回注设施包括空压机；烟气增压就地回注设施的一侧通过排烟通道与燃烧动力装置联通，另一侧通过增压回注通道连接开采/回注切换装置，该开采/回注切换装置还连接通往油气田的开采/回注井管。
进一步的技术方案是：
所述的无碳排放联合油气发电装备，其燃烧动力装置还连接一个为富氧燃烧提供氧气的制氧装置。
所述的无碳排放联合油气发电装备，其烟气增压回注通道、开采/回注切换装置、开采/回注井管，均由抗腐蚀性材料制成。
所述的无碳排放联合油气发电装备，其烟气增压就地回注设施，还包括脱除烟气中腐蚀介质的脱腐装置。
所述的无碳排放联合油气发电装备，其冷却介质供给装置包括冷却水泵和/或冷却风机。
本发明的技术路线是，将油气资源的利用方式，从现有的全流程分散方式，改变为有碳集约无碳分散方式。所谓有碳集约，是指一次能源转化为二次清洁能源前的碳排放和减排环节，以本发明油气田开采就地发电，排碳就地捕集封存的集约方式实现；所谓无碳分散，是指一次能源转化为的二次清洁能源的消费环节采取分散方式。以此实现无碳排放的油气资源高效利用。
本发明无碳排放联合油气发电方法及装备的技术原理和效果是：
1、如图1、2、3、4、5、6所示，通过就地开采油气就地燃烧发电就地回注封存二氧化碳远端利用电能的无碳排放油气资源利用方式，使油气的开采源、碳排放源与封存汇三者零距离，从而消除碳捕集、运输和封存环节及其组合的额外碳排放。
2、同时利用油气田原有封存地质条件封存二氧化碳这种公认安全的碳封存方式，实现规模化减排既安全封存燃用油气发电产生的二氧化碳。
3、本发明油气资源利用方式，总成本大幅降低，总体经济效益大幅提升，能够克服现有油气资源单采、单炼、单用这种分散利用方式无法克服的经济成本障碍，采用可以保证油气资源利用工艺高度可靠、高度安全的工艺材料和措施。
4、提高油气采收率，即提高油气资源的实际开采量与理论储量之比。
附图说明
图1是本发明无碳排放联合油气发电方法一个实施例的流程示意图。本实施例方法步骤为：油气开采，就地燃烧发电，产生的二氧化碳就地回注油气田，所发出的电力对外输送。
图2是本发明无碳排放联合油气发电方法另一个实施例的示意图。本实施例的就地燃烧发电采用了富氧燃烧发电，产生的含碳、氮烟气经由抗腐蚀性管道设施输送增压就地回注油气田。
图3是本发明无碳排放联合油气发电装备一个实施例的示意图。本实施例的烟气增压回注通道4.2、开采/回注切换装置1.1、开采/回注井管1.2由抗腐蚀性材料制成。
图4是本发明无碳排放联合油气发电装备另一个实施例的示意图。本实施例在图3实施例的基础上，燃烧动力装置2.1还连接制氧装置2.5。
图5是本发明无碳排放联合油气发电装备另一个实施例的示意图。本实施例的烟气增压就地回注设施4中，还包括脱除烟气中腐蚀介质的脱腐装置4.1。
图6是本发明无碳排放联合油气发电方法，采用有碳排放环节集约、无碳排放环节分散的油气资源利用方式，并且全流程规模化应用CCS技术及CO2-EOR技术的原理和效果示意图。
图7是现有化石能源分散利用方式下CCS技术方案、原理和效果示意图。
图8是另一项现有化石能源分散利用方式下CCS技术及CO2-EOR技术方案、原理和效果示意图。
附图中：1—油气开采设施，1.1—开采/回注切换装置，1.2—开采/回注井管，1.3—油气田，2—就地燃烧发电厂，2.1—燃烧动力装置，2.2—动力冷却装置，2.3—发电装置，2.4—排烟通道，2.5—制氧装置，2.6—冷却介质供给装置，3—电网输电设施，3.1—电力电缆，4—烟气增压就地回注设施，4.1—脱腐装置，4.2—增压回注通道。
具体实施方式
结合附图和实施例对本发明的无碳排放联合油气发电方法及装备作进一步说明如下：
实施例1：是本发明无碳排放联合油气发电方法的基本实施例。如附图1、3、6所示，无碳排放联合油气发电方法，其步骤包括：从油气田1.3开采油气，将开采的油气就地燃烧发电，燃烧发电产生的含碳、氮烟气就地回注油气田1.3，以封存二氧化碳并提高油气采收率；所述从油气田1.3开采油气，是以油气开采设施1通过开采/回注井从油田和/或气田开采石油和/或天然气；所述的就地燃烧发电，是通过就地燃烧发电厂2以就地油气开采设施1开采的油气发出电能，该电能由电网输电设施3对外部电网输出电力；所述的含碳、氮烟气就地回注油气田1.3，是使含二氧化碳，或二氧化碳与氮气混合的气体，由烟气增压就地回注设施4通过开采/回注井就地回注油气田1.3。
实施例2：是在实施例1基础上的进一步实施例。如附图2、4、5所示，本发明无碳排放联合油气发电方法，其就地燃烧发电的步骤还包括在燃烧过程鼓入氧气以使燃烧产生烟气中的二氧化碳纯度提高的富氧燃烧。这样产生的烟气中二氧化碳浓度可以超过90%，有利于增加二氧化碳封存量。
实施例3：是在实施例1基础上的进一步实施例。所述的含碳、氮烟气就地回注油气田，是将含碳、氮烟气经由抗腐蚀性管道设施输送增压回注油气田1.3。
二氧化碳注入油气田1.3以增加油气采收率的CO2-EOR方式早在上世纪60～70年代就有案例，但利用减少人类排放的二氧化碳来增加油气产量并封存的方案却难有进展，其原因在于：化石燃料产生的烟气主要由80～85%的氮气和15～20%的二氧化碳，以及少量但有腐蚀性的二氧化硫组成，而现有的油气资源利用方式是单采、单炼、单用的全流程分散方式，对于解决破坏性的硫腐蚀问题，至少存在无法克服的经济成本障碍。例如，已有试验十年CO2-EOR技术利用烟道气增产石油，终因腐蚀泄漏引起爆炸使油井报废而终止试验的报道，反映出抗腐蚀性管道设施在输送烟气增压回注油气田方法中的重要作用。
本实施例所述的含碳、氮烟气就地回注油气田，是使含碳、氮烟气经过抗腐蚀性管道设施增压回注油气田，此时的含碳、氮烟气不经过脱腐蚀处理。这是基于本发明无碳排放联合油气发电方法的油气资源的集约分散利用方式，总体经济效益大幅提升，有条件使用可靠性、安全性有保证的合格抗腐蚀性工艺材料。
实施例4：是在实施例1基础上的进一步实施例。所述的含碳、氮烟气就地回注油气田，是将含碳、氮烟气经过脱除硫化物腐蚀性气体的脱腐装置4.1处理后增压回注油气田。本实施例处于滨海环境中，所述的脱除硫化物腐蚀性气体，因地制宜采用海水洗涤工艺脱除发电厂烟气中的二氧化硫腐蚀性气体，防止对沿程管道设施和开采/回注井管1.2的腐蚀破坏，而海水洗涤脱硫工艺仅用海水，没有副产物，洗涤海水可以排海，成本较低。
实施例5：是在实施例1基础上的进一步实施例。所述的就地燃烧发电厂2其动力冷却介质是水和/或空气。燃烧发电过程对蒸汽轮机末端等燃烧动力装置需要冷却，冷却介质可以采用淡水、海水，和/或空气，本实施例采用空气冷却以适应缺少水资源的内陆产油地区。
所述的对外部电网输出电力，是通过电力电缆3.1向包括所在国家电网、国际电网、洲际电网输出电力，同时还包括向就地燃烧发电厂2近旁建立的油气加工厂输出电力；只向油气加工厂输送电能也是一种实施例。这样，油气加工厂产生的二氧化碳就可与燃烧发电产生的烟气汇合后就地回注油气田。
以下对图7、图8所示的现有技术路线和图6所示上述本发明方法实施例技术路线作简要说明：
图7所示为开采源、排放源和封存汇远距离匹配的一种煤炭应用CCS技术，存在各技术环节高成本和额外碳排放增加等问题，特别是新开辟地下储存的长期安全性问题。但发电厂之后的电力输送和用户环节没有碳排放。该图显示有碳排放、无碳排放全流程分散的现有化石能源利用方式。
图8所示为另一项现有CO2-EOR技术，其开采源用作封存汇，但开采源和排放源，以及排放源和封存汇，均为远距离匹配，与图7方案一样存在额外碳排放增加的问题，而且燃油用户如车、船等碳排放总量很高，却因为分散成面源而无法进行碳捕集。该图显示有碳排放全流程分散的现有化石能源利用方式。
图6所示本发明方案通过就地开采油气就地燃烧发电就地回注封存二氧化碳远端利用电能的无碳排放油气资源利用方式，使油气的开采源、碳排放源与封存汇三者零距离，从而消除碳捕集、运输和封存环节及其组合的额外碳排放，总成本大幅降低。同时利用油气田原有封存地质条件封存二氧化碳这种公认安全的碳封存方式，实现规模化减排既安全封存二氧化碳。该图显示本发明有碳排放集约、无碳排放分散的化石能源集约分散利用方式。
实施例6：是用于本发明方法的无碳排放联合油气发电装备的基本实施例。如图3所示无碳排放联合油气发电装备，它包括油气开采设施1，与该油气开采设施1连接的就地燃烧发电厂2，还有用于对外部电网输送电能的电网输电设施3，以及含碳、氮烟气增压就地回注设施4；所述的就地燃烧发电厂2包括燃烧动力装置2.1，动力冷却装置2.2，发电装置2.3；所述的动力冷却装置2.2连接有冷却介质供给装置2.6；所述的烟气增压就地回注设施4包括空压机；烟气增压就地回注设施4的一侧通过排烟通道2.4与燃烧动力装置2.1联通，另一侧通过增压回注通道4.2连接开采/回注切换装置1.1，该开采/回注切换装置1.1还连接通往油气田1.3的开采/回注井管1.2。
实施例7：是在实施例6基础上的进一步实施例，如附图3、4所示，所述的燃烧动力装置2.1还连接一个为富氧燃烧提供氧气的制氧装置2.5。所述的烟气增压回注通道4.2、开采/回注切换装置1.1、开采/回注井管1.2，均由抗腐蚀性材料制成；所述的抗腐蚀性材料选自耐腐蚀合金钢、碳纤维、复合材料等。这样可以防止烟气中的二氧化硫腐蚀性气体，对包括开采/回注井管1.2等沿程管道设施的腐蚀破坏，保证了系统的可靠性和安全性。所述的冷却介质供给装置2.6，包括冷却水泵和/或冷却风机。
另一个实施例是用于煤层气的开采、发电和二氧化碳封存，及提高煤层气的采收率。
实施例8：是在实施例6基础上的进一步实施例。所述的烟气增压就地回注设施4还包括脱除烟气中腐蚀介质的脱腐装置4.1。这样也可以防止烟气中的二氧化硫腐蚀性气体，对包括开采/回注井管1.2等沿程管道设施的腐蚀破坏，以保证系统的可靠性和安全性。
实施例9：是在实施例6基础上的进一步实施例。所述的烟气增压回注通道4.2、开采/回注切换装置1.1、开采/回注井管1.2，均由抗腐蚀性材料制成，同时，所述的烟气增压就地回注设施4还包括脱除烟气中腐蚀介质的脱腐装置4.1。这样从两方面来防止烟气中的二氧化硫腐蚀性气体，对包括开采/回注井管1.2等沿程管道设施的腐蚀破坏，以保证系统的可靠性和安全性。
实施例10：是在实施例7基础上的一个优选实施例。如图4所示，所述的无碳排放联合油气发电装备配置有富氧燃烧所需的制氧装置；其油气开采设施年产原油约9千万桶，就地燃烧发电厂设置的燃烧动力装置为燃烧原油和/或天然气的超临界锅炉和6台1000MW蒸汽轮机；电网输电设施连接电力电缆向电网供电，该电力电缆为500KV超高压电力电缆，该电网为所在国与周边5国连接的国际电网。
本发明的权利要求保护范围不限于上述实施例。
Claims (11)
1.一种无碳排放联合油气发电方法，其特征在于，步骤包括：从油气田开采油气，将开采的油气就地燃烧发电，燃烧发电产生的含碳、氮烟气就地回注油气田，以封存二氧化碳并提高油气采收率；所述从油气田开采油气，是以油气开采设施通过开采/回注井从油田和/或气田开采石油和/或天然气；所述的就地燃烧发电，是通过就地燃烧发电厂以就地油气开采设施开采的油气发出电能，该电能由电网输电设施对外部电网输出电力；所述的含碳、氮烟气就地回注油气田，是使含二氧化碳，或二氧化碳与氮气混合的气体，由烟气增压就地回注设施通过开采/回注井就地回注油气田。
2.根据权利要求1所述的无碳排放联合油气发电方法，其特征在于，所述就地燃烧发电的步骤还包括：在燃烧过程鼓入氧气以使燃烧产生烟气中的二氧化碳纯度提高的富氧燃烧。
3.根据权利要求1所述的无碳排放联合油气发电方法，其特征在于，所述的含碳、氮烟气就地回注油气田，是将含碳、氮烟气经由抗腐蚀性管道设施输送增压回注油气田。
4.根据权利要求1所述的无碳排放联合油气发电方法，其特征在于，所述的含碳、氮烟气就地回注油气田，是将含碳、氮烟气经过脱除硫化物腐蚀性气体的脱腐装置处理后增压回注油气田。
5.根据权利要求1所述的无碳排放联合油气发电方法，其特征在于，所述就地燃烧发电厂其动力冷却介质是水和/或空气。
6.根据权利要求1所述的无碳排放联合油气发电方法，其特征在于，所述对外部电网输出电力，是通过电力电缆向包括所在国家电网、国际电网、洲际电网输出电力，和/或向就地燃烧发电厂近旁建立的油气加工厂输出电力。
7.一种用于权利要求1所述无碳排放联合油气发电方法的无碳排放联合油气发电装备，其特征在于，它包括油气开采设施（1），与该油气开采设施（1）连接的就地燃烧发电厂（2），还有用于对外部电网输送电能的电网输电设施（3），以及含碳、氮烟气增压就地回注设施（4）；所述的就地燃烧发电厂（2）包括燃烧动力装置（2.1），动力冷却装置（2.2），发电装置（2.3）；所述的动力冷却装置（2.2）连接有冷却介质供给装置（2.6）；所述的烟气增压就地回注设施（4）包括空压机；烟气增压就地回注设施（4）的一侧通过排烟通道（2.4）与燃烧动力装置（2.1）联通，另一侧通过增压回注通道（4.2）连接开采/回注切换装置（1.1），该开采/回注切换装置（1.1）还连接通往油气田（1.3）的开采/回注井管（1.2）。
8.根据权利要求7所述的无碳排放联合油气发电装备，其特征在于，所述的燃烧动力装置（2.1）还连接一个为富氧燃烧提供氧气的制氧装置（2.5）。
9.根据权利要求7所述的无碳排放联合油气发电装备，其特征在于，所述的烟气增压回注通道（4.2）、开采/回注切换装置（1.1）、开采/回注井管（1.2），均由抗腐蚀性材料制成。
10.根据权利要求7所述的无碳排放联合油气发电装备，其特征在于，所述的烟气增压就地回注设施（4），还包括脱除烟气中腐蚀介质的脱腐装置（4.1）。
11.根据权利要求7所述的无碳排放联合油气发电装备，其特征在于，所述的冷却介质供给装置（2.6）包括冷却水泵和/或冷却风机。
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