，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。
[0034]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。
[0035]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。
[0036]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。
[0037]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。
[0038]图8所示为另一项现有C02-E0R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。
[0039]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。
[0040]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。
[0041]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，包括冷却水栗和/或冷却风机。
[0042]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。
[0043]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。
[0044]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。
[0045]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。
[0046]本发明的权利要求保护范围不限于上述实施例。
【主权项】
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，将开米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/9ti ο3.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.—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)包括冷却水栗和/或冷却风机。
【专利摘要】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。
【IPC分类】F01D15/10, E21B43/16, E21B43/00
【公开号】CN105484705
【申请号】CN201510975090
【发明人】彭斯干
【申请人】彭斯干
【公开日】2016年4月13日
【申请日】2015年12月22日