一种油气田能源智能综合管理系统

摘要

本发明公开了一种油气田能源智能综合管理系统，涉及放空天然气回收技术领域，包括太阳能发电装置单元、放空天然气回收装置单元及能源综合管理子系统；放空天然气回收装置单元包括依次连通的初步回收装置、生物脱硫装置、撬装式回收装置以及与生物脱硫装置连接的撬装式发电机；生物脱硫装置上设置有电加热器；能源综合管理子系统包括核心控制模块；核心控制模块用于获取天气信息，并根据天气信息确定电加热器控制指令和太阳能发电装置单元控制指令，以使生物脱硫装置处于合适温度和控制太阳能发电装置单元工作。本发明能够有效回收放空天然气。

说明书

技术领域

本发明涉及放空天然气回收技术领域，特别是涉及一种油气田能源智能综合管理系统。

背景技术

中国油气田的天然气放空现象比较严重，造成较大的能源浪费和环境污染。根据资料文献以及实际调查，我国每年放空天然气量，保守估计约为10～20亿标准立方米，而随着勘探的规模增大，其放空天然气量每年还在增加。

如果以每年15亿标准立方米计算，

1.每年相当于浪费243.5万吨煤，相当137.5万吨原油。

2.由于放空天然气燃烧(不燃烧放空天然气，直接排放会引起安全事故)，每年向大气排放约2679万吨二氧化碳的含量。天然气的主要成分为甲烷，15亿标准立方米天然气约为107.1万吨甲烷。

3.以每标准立方米1.6元(油田输出天然气价格)，每年承受约24亿经济损失。

导致上述现象的原因，除管理因素外，主要是这种放空天然气都具有放散点多、单点放散量小且气质气量波动大等特点，目前国内还缺少适用的工艺设备对其进行有效的回收。

发明内容

本发明的目的是提供一种油气田能源智能综合管理系统，能够有效回收放空天然气。

为实现上述目的，本发明提供了如下方案：

一种油气田能源智能综合管理系统，包括：太阳能发电装置单元、放空天然气回收装置单元以及能源综合管理子系统；

所述放空天然气回收装置单元包括依次连通的初步回收装置、生物脱硫装置、撬装式回收装置以及与所述生物脱硫装置连接的撬装式发电机；所述生物脱硫装置上设置有电加热器；

所述能源综合管理子系统包括核心控制模块以及与所述核心控制模块均连接的天气信息采集模块、生物脱硫控制模块、天然气管理模块、能源调度优化管理模块、太阳能光伏能管理模块、供配电模块以及电源存储模块；所述供配电模块设有供电优先级，所述供电优先级从高到低依次为太阳能供电、撬装式发电机供电以及电源存储模块供电；

所述核心控制模块用于获取所述天气信息采集模块采集的天气信息，并根据所述天气信息确定电加热器控制指令，然后将所述电加热器控制指令发送至所述电加热器以使所述生物脱硫装置处于合适温度；

所述核心控制模块还用于根据所述天气信息确定太阳能发电装置单元控制指令，然后将所述太阳能发电装置单元控制指令发送至所述太阳能发电装置单元以控制所述太阳能发电装置单元工作。

可选的，所述初步回收装置和所述生物脱硫装置均与所述生物脱硫控制模块连接，所述初步回收装置包括分液过滤罐、罗茨风机和洗涤塔；所述生物脱硫装置包括生物脱硫反应器、贫液缓冲罐、硫沉淀器、硫脱水机以及安装在管道上的电加热器；

其中，将气井出口阀岛上取的放空天然气火炬的放空天然气进入所述分液过滤罐，经所述分液过滤罐脱液脱沙处理后进入所述罗茨风机，经所述罗茨风机升压后进入所述洗涤塔，经所述洗涤塔化学反应后形成富液并进入所述生物脱硫反应器，经过所述生物脱硫反应器化学反应后依次进入所述贫液缓冲器、所述硫沉淀器、所述硫脱水机进而生成生物硫和脱硫后的天然气。

可选的，所述生物脱硫装置还包括与所述贫液缓冲罐连接的P-202贫液泵以及设置在所述P-202贫液泵和所述洗涤塔连接管道上的FIC-103流量计和FV-103控制阀；

所述P-202贫液泵、所述FIC-103流量计和所述FV-103控制阀均与所述生物脱硫控制模块连接，且所述P-202贫液泵、所述FIC-103流量计和所述FV-103控制阀用于控制所述洗涤塔内溶液温度进而调节所述生物脱硫反应器的温度。

可选的，所述脱硫后的天然气进入与所述供配电模块连接的撬装式发电机进行发电；所述能源调度优化管理模块用于优化控制所述撬装式发电机的启动、运行时间、发电量和耗用天然气。

可选的，所述撬装式回收装置包括C-101撬装式压缩机、C-102撬装式制冷冷箱、以及与所述天然气管理模块均连接的V-101撬装式LGN储罐和R-101撬装式LNG充装柱；

所述脱硫后的天然气经所述C-101撬装式压缩机升压后进入所述C-102撬装式制冷冷箱，经过所述C-102撬装式制冷冷箱换热冷却后进入所述V-101撬装式LGN储罐存储；

所述天然气管理模块用于根据所述V-101撬装式LGN储罐存储的天然气和所述R-101撬装式LNG充装柱的个数调度LNG槽车以将所述V-101撬装式LGN储罐存储的天然气由所述R-101撬装式LNG充装柱装入所述LNG槽车。

可选的，所述太阳能发电装置单元配置有多个太阳能光伏发电板、多个单元逆变器、主控制器以及系统联合保护装置；所述太阳能光伏发电板与所述单元逆变器一一对应连接，所述主控制器用于控制所述单元逆变器与所述供配电模块的连接，所述主控制器还用于控制所述单元逆变器与所述电源存储模块的连接。

可选的，所述太阳能光伏能管理模块用于电源储存和光伏能储存，用于光伏能参数采集及管理，用于光伏配电调度。

可选的，所述供配电模块还与所述初步回收装置、所述生物脱硫装置、所述撬装式回收装置连接。

可选的，所述能源综合管理子系统还包括与所述供配电模块连接的生活用电电机管理模块。

可选的，所述油气田能源智能综合管理系统设置在油气田边缘地区且所述油气田能源智能综合管理系统的工作范围为15公里半径范围。

根据本发明提供的具体实施例，本发明公开了以下技术效果：

本发明通过太阳能发电装置单元、放空天然气回收装置单元以及能源综合管理子系统有效回收放空天然气。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明油气田能源智能综合管理系统的结构框图；

图2为本发明放空天然气回收装置单元中放空天然气回收部分的结构示意图；

图3为本发明放空天然气回收装置单元中细菌脱硫部分的结构示意图；

图4为本发明太阳能发电装置单元的结构示意图；

图5为本发明能源综合管理系统的结构框图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明的目的是提供一种油气田能源智能综合管理系统，能够有效回收放空天然气。

为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。

实施例一

目前，常见管道回收方式，如CNG回收方式、LNG回收方式，这几种回收方式的工艺参数和工艺设备都需要根据不同的气源特性做不同设计。

目前回收的单井或单火炬(放散)要求放空天然气量在1000立方/h以上，同时其放空天然气的硫含量(有机硫及H

1.目前现有天然气回收撬装装置的缺点；天然气回收撬装技术是用天然气压缩机与深冷技术将油气田放空天然气的压力控制在0.4MPa，温度控制在-140～-160℃，从而使放空天然气由气态转化为液态，所以天然气回收撬装装置耗电比较大且撬装发电机耗天然气量比较大。若油气田放空天然气量在1000m

2.放空天然气含硫量超过200mg/m

3.由于油气田气候变化大，日夜温差在25℃以上且没有特别措施，常规脱硫细菌无法生存，所以油气田天然气脱硫工艺均采用醇胺法硫法，再采用克劳斯反应炉对H

4.由于油气田光伏能源电能质量复杂，影响电力系统和并网安全，且传统光伏电能单位与油气田用户是二个不同单位，故无法满足供需要求，从而使供需二个单位矛盾不断增大，所以无法推广光伏电能。

针对目前油气田放空天然气回收技术无法将油气田内无数单井或单火炬放空的天然气进行回收的缺陷，本实施例提供了一种油气田能源智能综合管理系统。

本实施例主要是利用计算机智能技术、撬装技术、天然气专用生物脱硫技术以及油气田所处环境(地理位置、日光照射时间长、地域空广)等优势建立了一个天然气现场压缩、现场深冷回收撬装、天然气现场发电撬装、油气田太阳能发电以及天然气现场脱硫的油气田能源智能综合管理系统。

该油气田能源智能综合管理系统能够将油气田内所有天然气井包括放空天然气量在1000立方/h以下，及总硫含量在10ppm以上的放空天然气全部回收。所回收处理后的天然气全部达到国家一类标准，可以直接在市场销售。

日光照射时间长且地域广是建立太阳能电站的有利因素。由于油气田光伏能源质量复杂，气象变化大，测点分散，造成油气田总电压、总电流的畸变率，三相电压不平衡度极大，影响了油气田电力系统的并网安全。

本发明将光伏能源、天然气撬装发电、锂电池储能站进行综合能源管理，特别是根据油气田的气象变化引起电压、电流畸变，多种基波谐波的参数变化，进行检测与监控。

本发明进行电力系统精细化管理，能够使光伏电能，天然气撬装发电，锂电池储能进行平滑充电，减少电网冲击。光伏电能与天然气撬装发电、锂电池储能进行无缝切换，即多元优化的智能综合管理，电能质量治理与智能调节手段，实现了对各天然气井脱硫撬装、方舱生活区的供电保障，使油气田放空天然气回收达到最优化，且在电能供给的保障条件下，这种形式是优化廉价的，它保证了所有放空天然气的回收，包括放空天然气量在1000立方/h以下的天然气井，达到经济效益的同时避免了油气田放空天然气燃烧而造成的大气污染。

如图1所示，本实施例提供的一种油气田能源智能综合管理系统，包括：太阳能发电装置单元、放空天然气回收装置单元以及能源综合管理子系统；

所述放空天然气回收装置单元包括依次连通的初步回收装置、生物脱硫装置、撬装式回收装置以及与所述生物脱硫装置连接的撬装式发电机；所述生物脱硫装置上设置有电加热器。

所述能源综合管理子系统包括核心控制模块以及与所述核心控制模块均连接的天气信息采集模块、生物脱硫控制模块、天然气管理模块、能源调度优化管理模块、太阳能光伏能管理模块、供配电模块以及电源存储模块；所述供配电模块设有供电优先级，所述供电优先级从高到低依次为太阳能供电、撬装式发电机供电以及电源存储模块供电。

所述核心控制模块用于获取所述天气信息采集模块采集的天气信息，并根据所述天气信息确定电加热器控制指令，然后将所述电加热器控制指令发送至所述电加热器以使所述生物脱硫装置处于合适温度。

所述核心控制模块还用于根据所述天气信息确定太阳能发电装置单元控制指令，然后将所述太阳能发电装置单元控制指令发送至所述太阳能发电装置单元以控制所述太阳能发电装置单元工作。

作为一种优选的具体实施方式，本实施例提供的所述初步回收装置和所述生物脱硫装置均与所述生物脱硫控制模块连接，所述初步回收装置包括分液过滤罐、罗茨风机和洗涤塔；所述生物脱硫装置包括生物脱硫反应器、贫液缓冲罐、硫沉淀器、硫脱水机以及安装在管道上的电加热器。

其中，将气井出口阀岛上取的放空天然气火炬的放空天然气进入所述分液过滤罐，经所述分液过滤罐脱液脱沙处理后进入所述罗茨风机，经所述罗茨风机升压后进入所述洗涤塔，经所述洗涤塔化学反应后形成富液并进入所述生物脱硫反应器，经过所述生物脱硫反应器化学反应后依次进入所述贫液缓冲器、所述硫沉淀器、所述硫脱水机进而生成生物硫和脱硫后的天然气。

所述生物脱硫装置还包括与所述贫液缓冲罐连接的P-202贫液泵以及设置在所述P-202贫液泵和所述洗涤塔连接管道上的FIC-103流量计和FV-103控制阀。

所述P-202贫液泵、所述FIC-103流量计和所述FV-103控制阀均与所述生物脱硫控制模块连接，且所述P-202贫液泵、所述FIC-103流量计和所述FV-103控制阀用于控制所述洗涤塔内溶液温度进而调节所述生物脱硫反应器的温度。

所述脱硫后的天然气进入与所述供配电模块连接的撬装式发电机进行发电；所述能源调度优化管理模块用于优化控制所述撬装式发电机的启动、运行时间、发电量和耗用天然气。

作为一种优选的具体实施方式，本实施例提供的所述撬装式回收装置包括C-101撬装式压缩机、C-102撬装式制冷冷箱、以及与所述天然气管理模块均连接的V-101撬装式LGN储罐和R-101撬装式LNG充装柱。

所述脱硫后的天然气经所述C-101撬装式压缩机升压后进入所述C-102撬装式制冷冷箱，经过所述C-102撬装式制冷冷箱换热冷却后进入所述V-101撬装式LGN储罐存储。

所述天然气管理模块用于根据所述V-101撬装式LGN储罐存储的天然气和所述R-101撬装式LNG充装柱的个数调度LNG槽车以将所述V-101撬装式LGN储罐存储的天然气由所述R-101撬装式LNG充装柱装入所述LNG槽车。

作为一种优选的具体实施方式，本实施例提供的太阳能发电装置单元配置有多个太阳能光伏发电板、多个单元逆变器、主控制器以及系统联合保护装置；所述太阳能光伏发电板与所述单元逆变器一一对应连接，所述主控制器用于控制所述单元逆变器与所述供配电模块的连接，所述主控制器还用于控制所述单元逆变器与所述电源存储模块的连接。

作为一种优选的具体实施方式，本实施例提供的太阳能光伏能管理模块用于电源储存和光伏能储存，用于光伏能参数采集及管理，用于光伏配电调度。

作为一种优选的具体实施方式，本实施例提供的供配电模块还与所述初步回收装置、所述生物脱硫装置、所述撬装式回收装置连接。

作为一种优选的具体实施方式，本实施例提供的能源综合管理子系统还包括与所述供配电模块连接的生活用电电机管理模块。

作为一种优选的具体实施方式，本实施例提供的油气田能源智能综合管理系统设置在油气田边缘地区且所述油气田能源智能综合管理系统的工作范围为15公里半径范围。

实施例二

现有油气田天然气回收方案与本实施例技术方案相似的地方都是将天然气压缩、天然气深冷、天然气发电做成一个撬装装置。

现有油气田天然气回收方案的缺点如下：

1.由于自耗电能比较大，对放空天然气量在1000m

表1天然气国家标准(GB17820-1999)表

2.详见表1，含硫量超过200mg/m

3.由于油气田的温差经常大于25℃，若按照常规方法，这些脱硫细菌无法生存。

4.由于电能杂质影响电力系统和并网安全，以及光伏电能与用电单位是二个单位，所以按常规技术无法在油气田放空天然气回收技术方案中应用。

本实施例针对现有技术方案缺点，利用当前先进计算机控制技术与智能管理优化控制方法，采用天然气撬装压缩机、撬装深冷、撬装发电机以及油气田地域广、光照时间长、气象变化大的特点，建立了一套油气田能源智能综合管理系统。本实施例采用计算机智能管理与优化技术，即利用目前我国气象卫星预报信息进行气候、气象与光照时间的预估模型的智能化管理，对变化万千的油田气象进行预测。

本实施例采用主要技术措施：

1.建立电力系统内的参数检测，例如：电流、电压的畸变率、波动率，根据气象信息对光伏能源影响的模型，以及温度、光照时间与变化强度、三相电压不平衡度，采用电容的容性，电感的感性，天然气压缩机的运行特性，进行补偿，保证了本实施例电力系统内电能质量。

2.建立锂电池储能站，预测光伏出力，监控发电机发电运行状态，实现平滑供电，减少电网冲击，对电力系统进行精细化管理，保证所有耗能设备的能耗需求。

3.对光伏出力、发电机发电、天然气回收、气井出气能力、生物脱硫耗电、方舱生活区耗能、锂电池储能容量进行综合管理，建立能源调度优化分级制度，即光伏发电优化，天然气发电补充与平衡，锂电池储能优化预估；这种能源调度优化分级制度保证了大大小小气井的回收效益。

4.根据调研数据，在一个油气田的边缘，在15公里的范围内其放空火炬及实验井的数量是5套至15套，一般情况放空火炬的流量最小，500m

以1.5元/m

5.本实施例采用的油气田天然气脱硫菌是一种好氧菌，而此种菌比目前常规脱硫菌的生存条件简单且适应范围广，其一，常规脱硫菌在35℃～38℃之间，本实施例选用的脱硫菌在29℃到42℃之间，其温度的选择性大大优于常规；其二，本实施例采用精控数学模型对生物脱硫装置的温度进行全天候，宽温度范围的超前预估，实现生物脱硫装置的管道进行电加热精控保温；其三，洗涤塔的含硫液的温度对生物脱硫反应器内温度影响较大，本实施例以洗涤液温度作为生物脱硫反应器(生物脱硫菌类好氧脱硫容器)的前馈参数，以控制管道电加热保温为调节手段，以气象变化、环境条件为负参数修正，进行合理优化控制；其四，本实施例在夏天以天然气气化吸热原理，通过空气冷却技术，调节生物脱硫反应器内温度以使温度在最佳状态；其五，本实施例的生物脱硫菌在脱硫过程中，本身反应是放热反应，加上优化控制，其耗能量平均在2.5kw左右，大大低于常规脱硫菌的耗能，很适应在油气田天然气放空回收的脱硫应用。其六，本实施例的生物脱硫过程中，其脱下的硫为水溶性生物硫，是一种无污染的固体，在市场上供不应求。

经生物脱硫后的放空天然气的含硫量在5ppm以下，完全达到表1的国家标准，可以直接投用到市场应用。

基于以上说明，本实施例提供了一种油气田能源智能综合管理系统，其各个部分连接关系如实施例一所述，在此不再赘述。

1.如图2和3所示的放空天然气回收装置单元

(1)将安装在放空天然气火炬的HC-001切断阀关闭，从而使从气井出口阀岛上取放空天然气火炬的放空天然气，本应该流向放空天然气火炬的放空天然气经阻火器、HC-002切断阀，进入分液过滤罐，以进行气液分离及泥沙的分离；分液过滤罐内的液体是一种以凝缩油为主的液体，由罐底的P-101液泵打到去凝缩油罐；经脱液脱沙的放空天然气通过罗茨风机将放空天然气升压至0.15～0.2Mpa、流量为500～2000Nm3/h，然后进入洗涤塔，此时硫化氢含量在30ppm～50ppm左右；以甲烷含量83％左右的放空天然气从洗涤塔的T-101A/B(双塔)中下部进入，含NaOH溶液的贫液从洗涤塔上部向下喷淋，放空天然气从下向上流动，含有H

H

CO

富液进入生物脱硫装置中，与好氧脱硫菌进行反应，其反应如下：

HS

HS

反应条件：29～42℃

含有脱硫菌的NaOH贫液，温度控制在32℃～40℃(根据气象、日照、环境温度，利用生物脱硫菌的放热反应热量进行数学模型计算，然后利用电加热器及空气冷却系统使生物脱硫装置的温度维持在29～42℃范围内)。其中，冬季控制在34℃，夏季控制在30℃，以保证好氧脱硫菌在最佳温度状态下达到最大脱硫效率。

生物脱硫反应器的分层中含硫少的NaOH的贫液，经P-201贫液泵进入贫液缓冲罐，再由P-202贫液泵通过FIC-103流量计与FV-103控制阀将经智能计算后得出的流量、温度进行优化控制，使生物脱硫反应器温度及洗涤塔温度在最佳状态。

进入硫沉淀器的贫液经硫存淀为硫浆，由P-203硫浆泵抽到硫脱水机，并经脱水后生成生物硫，此时的生物硫为无污染产品，可作为一个产品在市场销售。

(2)天然气压缩、冷却、储存LNG充装部分

经脱硫后的天然气，此时H

脱硫后的天然气(甲烷含量83％以上)，经C-101撬装式压缩机升压到0.5MPa，进入C-102撬装式制冷冷箱与制冷剂换热冷却，将天然气冷却至-140℃～-160℃后由气态转为液态，达到LNG标准，升压冷冻后的LGN进入V-101撬装式LGN储罐。

在此压缩、冷却、储存LNG过程中，其过程参数全部由智能化自动控制系统进行优化控制，其压缩机、冷冻机的用电由能源综合管理系统进行优化管理。

进入V-101撬装式LNG储罐后，根据市场需要，LNG由天然气管理模块调度LNG槽车，由R-101撬装式LNG充装柱进行LNG充装并进行市场销售(卖给油田居民生活用气，油气田蒸汽锅炉，原油，天然气水套炉燃料气)。

(3)撬装式发电机部分

在1000m

E-101撬装式发电机的启动、运行时间发电量、耗用燃料气全部由能源综合管理系统的能源调度优化管理模块进行优化控制，并按三级能源管理进行优化(一级，太阳能光伏电能，二级，井口天然气发电，三级，锂电池储能)。

2.如图4所示的太阳能发电装置单元

太阳能发电装置单元配置有太阳能光伏发电板、单元逆变器、主控制器、系统联合保护装置等成熟产品。

①电源储存模块(包括逆变器，DC/AC)。

②供配电模块。

③光伏电能抗畸变，电容、电感、谐波整定。

④太阳能发电过程的参数测量，及参数跟踪。

以上4个功能均由能源智能综合管理系统进行优化管理。

3.如图5所示的能源综合管理系统

能源综合管理系统由多功能专用功能模块进行管理

(1)太阳能光伏能管理模块

a.电源储存、光伏能储存

b.本地区气候气象预估功能模块，并与当地气象部门通讯。

c.光伏能参数采集及管理

d.光伏配电调度

(2)用于天然气发电管理，井口天然气流量控制，天然气压缩机耗电，生活区方舱用电，储能电池存储的能源调度优化管理模块。

(3)三级发电管理的供配电模块

(4)电源储存模块

(5)生物脱硫控制及电能管理模块

(6)生活用电电机管理模块

(7)天然气管理模块

(8)天然气市场供需信息管理模块

(9)油气田天然气放空回收自动过程控制DCS系统。

本发明的油气田能源智能综合管理系统的关键点和欲保护点

1.将放空天然气回收装置单元、太阳能发电装置单元、生物脱硫装置单元三个部分进行计算机智能化管理，并且通过能源综合管理系统达到如下效果：

(1)提升油气田天然气放空回收的用电效果

(2)保证油气田所有放空天然气全部回收，包括500m3/h以下，多气井集群操作，并且产生较大的经济效益。

(3)对油气田放空天然气的含硫部分，选用生物脱硫技术，并对脱硫菌的生存温度进行优化控制，克服了油气田日夜温差大，特别是寒冷冬天，炎热夏天，严重影响脱硫菌生存。

本发明对脱硫菌采用了如下技术：

a.将洗涤剂NaOH与贫液(含有菌)的温度作为前馈参数，通过电加热管道保温与电加热反应器温控进行优化控制，使生物脱硫菌不管环境变化，其反应温度均在34～36℃左右。b.脱硫菌的反应是一个放热反应，根据贫液与富液流量差、温度、生物脱硫装置的容量、产生生物硫数据，建立一个反应平衡数学模型，预估电加热的温度，使脱硫反应达到最优，提高油气田天然气脱硫技术的可靠性和适应性。c.利用天然气LNG气化吸热技术对脱硫系统温度控制优化，特别是夏天，由于高温引起脱硫菌死亡，使生物脱硫技术失败。

2.本发明通过对太阳能光伏能测量及天然气压缩机电动机电能参数测量，对比采用电容电感、锂电池储存站，克服了光伏能电压、电流畸变与波动，从而使天然气发电机电能与光伏能进行平滑过渡，无扰动连接。

通过电能三级管理，依次为(1)光伏能管理、(2)天然气燃气发电机管理、(3)井口天然气放空量(放空天然气流量)管理，将耗电设备与储能站(锂电池)进行三级智能电能综合管理，达到最优化和效益最大化。

3.本发明将生物脱硫技术引入油气田放空天然气回收技术方案，将脱硫后的天然气供燃气轮机，使天然气燃气发电排放达到环保要求，达到无害化要求。

4.本发明将生物脱硫技术引入油气田放空天然气回收技术方案，可以回收所有油气田的放空天然气，使LNG达到国家天然气标准，直接销售到市场，克服了常规油气田放空天然气，由于含硫量超标需进行脱硫处理(醇胺脱硫)的过程，而醇胺脱硫投资大，并且含产生H

本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。

本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处。综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。