石油与天然气的应用现状

石油与天然气的应用现状1.1石油与天然气世界主要炼油国家油品消费结构中，以汽油、柴油和燃料油的消费量最大。日本和西欧的一些国家因煤和天然气短缺，电站锅炉和工业窑炉大量使用原油常减压蒸馏的渣油作为燃料油，因而炼油厂的加工深度较浅,催化裂化、石油焦化、加氢裂化等装置所占的比例较小。而美国等因煤和天然气较多，可用作锅炉燃料，还由于汽油需用量很大，故炼油厂多为深度加工，大部分渣油被加工转化为汽油。中国是最早发现和利用石油的国家之一，但近代石油炼制工业是在中华人民共和国成立后，随着大庆油田的开发和原油产量的增长才得到迅速发展的。1983年原油加工能力已超过100kt，1984年居世界第7位。而且加工手段和石油产品品种比较齐全,装置具有相当规模和一定技术水平,已成为一个能基本满足国内需要，并有部分出口的加工行业。1.1.1油田开发通过地质勘探，发现有工业价值的油田以后，就可以着手准备开发油田的工作。任何一个矿藏的开发，都要讲究其经济有效性。即要能够实现投入少（即少花钱），产出多（即多采矿），最终采收率高。作为对一个油田的开发来说，讲究其有效性的目标，就是尽可能地延长油田高产稳产期，使得油田最终能采出最多的原油，有一个高的最终采收率及好的经济效果，但是实现这个目标很不容易。总的来说，油田开发的过程是一个不断认识、不断调整的过程，需要人们具有先进的认识方法和改造技术，才能实现对它有效开发。下面对油田开发的基本工作内容作一介绍。搞清油藏类型、选择开发方式，是有效开发油田的前提条件

油藏类型是决定油田开发方式的基础和依据，而开发方式不仅要适应油藏的不同特点，而且要随着开发进程的变化而变化的。因此，一个油田投入开发之前，必须认真对待这两个问题。各式各样的油田开发方式及方法由于油藏的多样性，决定了油田开发方式的多样性。人们通过长期的实践和科学的探索，目前对油田实行有效开发的方式、方法是很多的。归纳起来大体有下列四个方面的开发方式：一是保持和改善油层驱油条件的开发方式；二是优化井网有效应用采油技术的开发方式；三是特殊油藏的特殊开发方式；四是提高采收率的强化开发方式。具体的又可分为：利用天然油层能量的开发方式；保持和改善油层能量的开发方式；自喷井采油开发方式；机械采油开发方式；热力采油开发方式；强化开发方式。随着油田开发时间的增长，油田产量进入递减期，有的老油田进入油田开发的中、晚期。许多专家和学者针对油田具体情况经过大量的理论、实验研究，研究出了水力振动采油、聚合物驱、高能气体压裂、微生物采油等多种新工艺、新方法。这些方法在各油田得到了广泛应用，收到了较好的增产效果。最后还要谈及的是天然气藏的地质类型，大体与油藏一样，同样需要补充能量来开发。但气的组份再有变化，也不致于会影响开采，因此，对天然气藏开采，既没有机械采气之谈，也没有热力采气之说，其开发方式相比油田（或油藏）来说，要简单的多。总之，一个油田采收率的高低，反映了该油田的开发技术和工艺水平。开发方式越符合油田的客观实际，采油工艺技术水平越高，所获得的采收率就越高。在油藏开发中，根据驱油能量的来源将采油方式划分为一次采油、二次采油和三次采油。在油藏开发中，完全依靠油藏的天然能量将原油驱动到生产井的采油方式称为一次采油，一次采油采收率较低。随着开采时间的增长，地层能量不断下降，需要人工给地层补充能量。当采用人工注水或注气的方法来提高地层压力，将原油驱向生产井的采油方法称为二次采油，二次采油的采收率较高。经过一次采油和二次采油之后，还有相当一部分（大约50%）原油残留在地下，用物理、化学等先进的工艺技术措施采出这部分残留油的方法称为三次采油。油藏在开发过程中，对这三个阶段的划分并不明显，使用的方法也不受人为划分的限制。例如，一次采油中在天然能量没有枯竭的情况下，采用人工补充能量。1.1.2气田开发结合环境发展，气田开发工艺有以下几种工艺：含水气井泡沫排水采气工艺设计：在气田开发后期，多数气井因积水而导致减产、停产。如何排水就成了气田面临的大问题。泡沫排水具有施工容易、收效快、成本低、不影响日常生产等优点，成为产水气田开发的有效增产措施。气井酸处理工艺：在钻开生产层和完井过程中由于发生不同程度的固一固、固一液、液一液的物理一化学变化，致使井壁淤塞，储层天然渗透率下降，结果影响气井的生产能力。盐酸浴能清除井底附近地带污染。1.2石油与天然气在能源中的比重本部分的行业分析采用了国家统计数据库的数据，展现了1978年到2008年来的能源生产及消耗总量，各部分能源在总量及消耗量中所占的比重。表2-11978-2008年全国能源生产总量及构成1978-2008年全国能源生产总量及构成指标能源生产总量(万吨标准煤)占能源生产总量的比重原煤(%)原油(%)天然气(%)水电、核电、风电(%)1978年6277070.323.71.93.11979年6456270.223.533.31980年6373569.423.833.81981年6322770.221.91.74.21982年6677871.321.81.44.51983年7127071.621.31.34.81984年7785571.4211.14.51985年8554671.820.924.31986年8812471.421.21.14.31987年9126671.62124.41988年9580173.120.424.51989年10163974.119.324.61990年10392274.21924.81991年10484474.119.224.71992年10725674.318.924.81993年1110597418.725.31994年11872974.617.61.95.91995年12903475.316.61.96.21996年13261675.21725.81997年13241074.117.31.16.51998年12425071.918.51.57.11999年12593571.618.21.76.62000年1289787218.11.87.22001年13744571.8171.98.22002年14381071.316.638.12003年16384275.114.81.87.32004年1873417613.41.97.72005年20587676.511.63.27.72006年22105676.711.93.57.92007年23544576.611.33.98.22008年26000076.710.443.898.98注：电力折算标准煤的系数根据当年平均发电煤耗计算。表2-21978-2008年全国能源消费总量及构成1978-2008年历年全国能源消费总量及构成指标能源消费总量(万吨标准煤)占能源消费总量的比重煤炭(%)石油(%)天然气(%)水电、核电、风电(%)1978年5714470.721.73.23.41979年5858871.321.83.33.61980年6027571.220.73.141981年5944771.7201.84.51982年6206773.718.91.54.91983年6604074.218.11.45.31984年7090475.317.41.44.91985年7668275.817.11.24.91986年8085075.817.21.34.71987年8663276.2171.14.71988年9299776.2171.14.71989年9693476.117.11.14.71990年9870376.216.61.15.11991年10378376.117.124.81992年10917075.717.51.94.91993年11599374.718.21.95.21994年1227377517.41.95.71995年13117674.617.51.86.11996年13894874.7181.85.51997年13817371.720.41.76.21998年13221469.621.51.26.71999年13011969.121.61.16.22000年13855367.823.21.46.72001年143199.366.721.91.67.92002年151796.5966.323.41.67.72003年17499068.421.21.66.82004年2032276821.31.67.12005年22468269.1211.87.12006年246270.1569.420.437.22007年26558369.519.73.57.32008年28500068.6718.683.778.89注：电力折算标准煤的系数根据当年平均发电煤耗计算。1.3石油与天然气的污染情况石油开采所产生污染主要是大气污染。在石油天然气开采过程中，在地层中的微量放射性元素（钾、钍、铀等）可能被石油或水溶解并带出而沉积在石油管道的内壁上，也可能产生放射性污染。对于油田开发所处的工业城市,气相烃类有机物(碳氢化合物)更是这些特殊工业城市的主要大气污染物。其一次污染物是烯烃、烷、醇、羰基化合物等,二次污染物主要是臭氧、氢氧基、过氧氢基等自由基以及醛、酮和过氧乙酰硝酸酯(PAN)。它们不仅恶化环境、直接危害人体健康,而且是光化学烟雾的主要因素之一。因此,研究并治理油田大气污染有着重要的意义。1.1.1大气污染源油田开发工程的大气污染源较多,除遍布整个油区的钻井井场、采油井外,原油接转站、联合站、注水站和油田开发辅助工程及运输车辆也都是油田开发大气污染源的组成部分。单井可看作一个小污染源,由众多油井组成的油区则是一个面源,一个油田可能由多个这样的油区组成。对大气环境的影响主要来源于原油中挥发出来的烃类气体及燃烧原油伴生气所产生的烟气。因此,油气田开发过程中的大气污染源,既有大范围的面源,又有单个点源。（1）伴生气我国油田地质情况比较复杂,地面工程节能降耗环保的工艺、流程和设备开发较少,对于伴生气的回收利用能力较弱。这一方面是由于气体收集难、发电设备昂贵、不能直接利用；另一方面是由于电力供应不足。只有少量的伴生气用于燃烧加热,大量零散的伴生气只能放空,给环境带来了污染,同时也浪费了资源。（2）总烃的排放来源及其危害总烃是油气田大气的特征污染物,也是油气田大气中的主要污染物。其主要产生源有以下几种:一是采油(气)和油气集输,包括井口挥发、储罐的大小/呼吸0以及管线泄漏,二是机动车辆尾气,三是钻井部门的柴油机排气,物探、井下作业等的动力设备也有少量的总烃产生。采油(气)部门的总烃排放量占总烃排放总量的94%(全国油田平均水平),是主要的总烃排放部门。油气田开发过程中排放的总烃是资源流失的渠道之一。根据全国油气田污染源调查的数据,在调查总烃、二氧化硫、氮氧化物、一氧化碳和总悬浮颗粒物五种废气污染物中,总烃排放量占61.9%,是排放量最多的污染物。这与油气田的生产特点有关系,在勘探开发油气资源过程中,由于油类的蒸发及油罐的大小,造成烃类挥发,从而使大气中总烃的浓度较高。大气环境中的总烃(特别是非甲烷烃)的最大危害是造成二次污染,非甲烷烃与油气田大气环境中的另一种污染物NOx具有联合环境效应,光化学烟雾的形成就是以这两种污染物为必要条件的。所以,减少总烃的排放,既减少了资源的流失,同时也控制了非甲烷对大气环境的污染。（3）其他来源各生产装置和污水处理场的敞口池表面的挥发,也是烃污染的一个来源。如炼油厂净化水车间的隔油池、浮选池、曝气池等的表面挥发。1.1.2废气排放情况油气田开发过程中产生的废气主要为生产工艺废气，其污染物排放量约占油气田开发所产生的大气污染物总量的74%(全国油田平均水平),其主要污染物为总烃和一氧化碳。生产工艺废气的排放源包括油井、气井和计量站、接转站、联合站的储油罐,另外,机动车辆排放的尾气也计入生产工艺废气。生产工艺废气排放量最多的生产部门是采油(气)部门,其排放的污染物约占总量的67.3%(全国油田平均水平)，其主要污染物为总烃。表2-3石油和天然气提取业废气排放及处理情况年份20042005200620072008废气治理设施数（套）476.0437.0457.0375.0工业废气排放量（亿标立方米）791.0963.01000.0981.4894.0燃料燃烧过程中废气排放量（亿标立方米）748.0926.0846.0858.6858.0生产工艺过程中废气排放量（亿标立方米）44.037.0154.0121.835.0工业二氧化硫排放量（万吨）1.53.23.03.03.1工业二氧化硫去除量（万吨）9.311.67.09.74.9工业二氧化硫去除率（%）78.878.470.076.461.3工业烟尘排放量（万吨）1.31.41.01.01.1工业烟尘去除量（万吨）4.69.99.93.24.8工业烟尘去除率（%）78.087.