油田天然气企业节能减排管理实践与探索

■张凤群 董深根 曾 杰

大港油田天然气业务涉及天津市、河北沧州地区和沧州大化集团、山东淄博地区、油田内部及周边地区，同时，还从天然气中回收液化石油气和稳定轻烃及其深度加工、生产压缩天然气 （CNG）。公司拥有处理能力100万立方米/天的进口天然气处理装置1套，天然气内外输管网330公里，10万立方米/天CNG加气站一座。近年来，天然气业务收入持续增长，每年仅向天津市供气达到1.2亿立方米，为地方经济发展做出了贡献。

节能减排管理的实施背景

（一）天然气资源存在进一步回收利用空间

大港油田井口伴生的天然气主要通过管道进入集气大站集中、处理，然后进入天然气处理站进行统一净化处理后，产品进行销售，对于偏远零散井伴生气，由于不具备管输条件，一般采用就地燃烧，造成了极大的环境污染，同时能源浪费。通过分析发现，在油田勘探开发过程中偏远井占有较大比例，并且由于偏远井距主管网远，受单井持续开发能力和投资回报等因素的影响，此部分伴生气没有回收利用。如果能够使这部分天然气得到回收和利用，既可保护环境，同时又创造可观的经济效益。

（二）天然气处理生产过程能耗巨大，节能降耗大有潜力

天然气处理站生产装置在运行过程中，根据生产工艺需要，天然气会有升温和降温过程，有大量的废热被排放到大气中；同时，为保证夏季制冷和冬季正常采暖及生产伴热需要，使用空调（耗电1200度/日）和锅炉 （消耗气1.2万立方米/日、水 220立方米/日、电960度/日）耗能巨大。如何利用工艺废热消耗的能量保障夏季和冬季生产及职工工作需要,进而实现节能降耗，成为节能减排攻关的方向。

（三）天然气增压输送系统能耗过大，伴有噪声污染

主要承担向山东淄博供气任务的增压机组系统，主要设备为2台单台排量150万立方米/天的压缩机组，运行方式为双机运行无备用。投入实际运行后，上游工况条件由设计之初的1.5～1.8MPa，提高到3～3.4MPa，为保证机组正常运行，必须将来气压力先降压，再经过压缩机组增压到4MPa输送到下游，造成了能量的浪费，仅2台机组耗电就占据总耗电的近1/3。同时，对上游来气进行节流降压造成了严重的现场噪音污染。此外，由于无备用机，单台机组故障停机会导致两台压缩机都要停机，下游正常供气无法保障。

节能减排管理的内涵

油田天然气企业节能减排的内涵是：按照国家和中石油天然气股份有限公司关于发展循环经济、大力推行节能减排的总体部署和要求，在转变观念，增强企业主体责任意识，动员全体员工人人参与的基础上，通过建立和实施激励约束机制，开展精细化管理和清洁生产管理，依靠自主创新与科技投入，采用推广新技术、新工艺、新设备，实现了生产全过程污染物排放有效控制，大幅降低能源耗费，促进资源的回收和利用。为了达到资源节约，环境友好的目标，做实节能减排，确保超额完成上级下达的各项考核指标。

节能减排管理的主要做法

（一）广泛宣传，提高员工参与意识

积极开展企业节能减排宣教活动，认真组织好每年一度的全国节能宣传周、全国城市节水宣传周及世界环境日、地球日、水宣传日活动，把资源节约和环境保护理念渗透到员工的日常工作和生活当中；在广大员工中积极倡导节约型的生产方式和消费方式，节约一度电、一滴水、一滴油、一张纸，自觉养成节能环保的好习惯；组织开展 “我为节约做贡献”活动，大力开展小革新、小发明、小创新等工作；推广 “四新”活动，积极开发和推广节能新技术、新工艺、新材料和新设备，同时，改进和完善工艺设计，提高资源利用率，促进环境保护。

（二）精细管理，降低水电气等内部损耗

一是加强重点设备用电管理。合理匹配使用压缩机组及其它耗电设备，各运行班组加强运行压缩机组的巡回检查和备用机组的维护，减少故障停机、误报警停车的次数，以减少压缩机启动次数；同时，压缩机组有计划倒机时避开用电高峰，做好 “移峰填谷”，减少电费支出；根据天然气处理气量的变化，合理匹配大小功率压缩机组运行，每年可节约用电成本近450万元。二是加强生产过程的用油管理。严格杜绝跑冒滴漏，节约每一升机油；严格对设备进行等级保养与有必要的预防性保养，减少设备产生故障，导致用油浪费。三是做好天然气输送管道气损管理。完善天然气输差管理制度，将天然气输差列入月度考核；每小时观察一次工艺放空火炬，减少安全阀泄漏造成的输差量；做好燃气设备的天然气计量仪表查抄工作，把握燃气设备的耗气规律；每月进行不固定因素输差分析，并制定相应的削减措施。四是做好用水管理。制定并落实水资源使用管理制度，每周巡检用水状况，发现用水问题，及时处理，最大限度地节约用水；每周分析绿化用水，运行班组巡检绿化用水情况，对绿化施工单位用水进行装表计量，每周进行检查。为及时对综合能耗进行监控，编制了综合能耗计算程序，实现每天对综合能耗进行分析，确保了综合能耗处于可控状态。

由于施行精细化过程管理，2009年综合能耗指标完成0.031千克标煤/立方米，比计划节约了0.003千克标煤/立方米，天然气输差完全控制在规定标准之内，每年有效控制水电气指标，生产过程污染物排放达到行业标准要求。

（三）改进生产工艺，推进清洁生产

1.认真分析，找准节能降耗关键点

（1）直接生产工艺能源使用分析。经过详细测算和分析，确认主要在压缩和工艺热源单元产生的废热是努力回收实现节约的目标。天然气净化压缩单元：为满足生产工艺要求，压缩机组冷却气缸的冷却水和后水冷器的冷却水携带大量废热经空冷器风冷冷却后循环使用。此过程中的循环冷却水携带的工艺废热，一般在50℃以下，经测算，压缩机冷却水可利用余热459KW,后水冷器冷却水可利用余热755KW。天然气工艺热源单元：为满足生产工艺过程中对热源的需要，有两台加热炉为天然气脱水和分馏单元提供热量，有大量废热通过烟囱排放，这部分废热一般温度在200℃以上，深冷导热油炉可利用烟气热量35KW，分子筛再生气加热炉可利用烟气热量108KW。

（2）辅助生产工艺能源使用分析。辅助生产工艺主要是消防水、循环水、锅炉采暖单元以及夏季空调单元。通过分析发现，夏季空调和冬季采暖是能源使用的焦点。夏季，办公和生产操作环境均采用空调制冷，总共有功率为1～5KW的空调近80余台，全年耗电14.4万度以上；冬季，为保证生产工艺系统的生产管线伴热和生产设施防冻，以及办公取暖的需要，有三台10吨级的蒸汽锅炉，正常运行方式为一年运行120天，全年消耗天然气144万立方米、水2.6万立方米、电11.5万度。如何通过技术手段降低这部分消耗，成为节能减排的方向。

2.大胆创新，积极应用新技术新设备

通过对现有新技术废热回收设备的调查和研究，最终确定了将民用非电空调、高温水源热泵、烟气余热换热器引入辅助天然气净化处理的生产过程中，作为实现天然气净化处理过程余热利用的核心设备。

非电空调系统：又称溴化锂空调，它是利用盐类物质----溴化锂吸水性极强的特性进行制冷，消耗的能量是天然气加热的能量。天然气消耗量低，同时可以提供冷热水功能，具备在夏季和冬季为生产和生活提供冷热源。

高温水源热泵：其高效工质HTR01使用效率远高于氟利昂，突破了电动压缩式热泵的温度瓶颈，能够从15℃～60℃的低品位水中回收热量，制取出60℃～95℃的高温热水，具有高温、高效、环保、节能等特点，具备从现有工艺系统低品位热水中回收余热的能力。

烟气余热换热器：烟气余热换热器通过其内部针型换热管的结构和内部新型换热介质，能够将高温的锅炉排烟中的热量进行回收，适用于对工艺加热炉产生的高温烟气中热量的回收。

3.优化工艺，实现节能降耗和平稳生产的合理配置

一是引入经烟气余热换热器加热的热水，通过循环加热工艺使热水温度达到非电空调低温蒸发器进水温度高于80℃的要求，实现该部分能量的利用。二是合理配置工艺流程，实现各子系统互为备用。夏季，运行非电空调系统提供办公制冷，烟气余热换热器将余热进行采集补充进非电空调系统，减少天然气消耗；冬季，运行非电空调系统实现办公采暖，运行高温热泵机组实现生产伴热，同时烟气余热换热器将余热进行采集补充生产伴热消耗，减少电能损耗。三是增加了工艺循环水温度调节系统，使废热的利用过程平缓，保障生产工艺系统平稳运行。

4.精心组织，充分发挥新系统的综合效益

（1）实现了节能减排。余热回收利用之前，每年需投入191万元，用于保障正常生产伴热和职工夏冬季办公；废热回收利用后，停运了多年来高耗能低效率的锅炉，利用余热实现了办公楼冬季集中供暖，生产伴热和生产区域冬季采暖，以及夏季集中供冷，取代原来的电空调和蒸汽锅炉，每年只需运行成本51万元，实现年节约运行成本140万元，两年来共计节约运行成本280万元。通过采用工业余热水和高温水源热泵组合取代锅炉，减少了锅炉废气对周围环境的污染，取得良好环保效应；用溴化锂制冷代替氟里昂制冷降低了对大气环境的污染。

（2）大大降低安全生产风险。余热利用一体化系统的运行，取消了原来在冬季保障生产伴热和生活取暖而运行的锅炉系统，既有效减少生产运行的风险，又提高安全平稳生产的能力。

（3）降低劳动生产强度，优化操作员工结构。由于使用了DCS远程监控系统和机组现场PLC控制方式，系统重要设备一键式启停、系统重要参数远程监控，系统故障自动保护停机并报警，操作员工劳动强度大大降低。同时，停运锅炉，原锅炉系统操作员工可以充实到一线其它生产主岗，加强了生产运行系统的操作和维护，保证了生产系统高效率运行。

（四）采用CNG移动压缩机撬工艺模式，推进资源回收和利用

1.科学决策，进行零散气回收站建设

随着滩海公司张27×1和张海502FH井的试采，气源相对稳定，具备回收条件，为此，在张十站建设规模为1.5万标准立方米/天零散气回收装置。建设内容如下：

（1）在张十站内新建一套移动式CNG装置，主体设备包括两台移动撬装式立式V型压缩机，分子筛式干燥撬一台，进站分离器一具，闭式排放罐一具以及配套的土建、供配电等公用工程。

（2）在大港油田分输站内新建一套天然气减压卸气装置，主体设备为一台减压卸气撬，以及两个卸气柱。

（3）从井场铺设临时管线至零散气回收装置，经过装置处理后制成CNG（压缩天然气），充装至CNG转运拖车，拉运至分输站经减压卸气撬后进入集气系统。同时也可直接对外以CNG成品形式销售。

2.优化工艺，确保回收效果

将油井生产的天然气压力控制在0.65MPa至1.3MPa进入分离器进行气液分离，然后不含游离水的天然气进入干燥撬吸附脱水 （露点低于-55℃），再经压缩机三级压缩至20MPa进入CNG转运拖车，然后拉运至大港油田分输站卸气并计量进入天然气管网。

3.成效显著，实现零散气尽产尽收

（1）由张十站回收卸入大港油田分输站进入集气管网的天然气共计有538113立方米，按照每方销售价格1.0元计，此项产生经济效益54万元。

（2）回收的零散气组分重，在进入处理站净化过程中，会有部分C3、C4析出，作为液化气外销；按照天然气处理加工C3回收率90%计算，累计回收液化气64吨，轻烃32吨，创造经济效益43万元。

（3）由于零散气回收装置本身就是以CNG的形式拉运，部分回收气直接按照CNG进行外销，而且CNG价格要远远高于大港油田自产气价格，部分用户直接到站上自提拉运外销，而且一直处于供不应求状态。销售张十站CNG共计有60万立方米，实现收入为94万元。

由于目前是试运行模式，整个项目受多方面影响，如油井作业频繁来气量不平稳、而且工艺要求保持油井出口背压不能高于0.8MPa等因素，制约了张十站零散气回收运行，在进一步理顺各种环节后，仅张十站即可创造效益800万元。

（五）加大技术改造力度，实施重点节能项目

为有效降低向山东淄博供气增压机组耗能，通过改造，更换压缩机组全部气阀，更换主体工艺管线 （压缩机进口管线由12″改为14″，出口管线由10″改为12″）和有关阀门、旁通管线、放空管线、进出口气动切断阀、活塞式止回阀、旁通阀 （加载阀）、手动放空阀、先导式排气安全阀等，实现压力等级及整定压力满足工艺要求。同时，由于提高压缩机入口压力，工艺气冷却负荷减小，通过科学测算，对原有空冷器改造，对工艺气进行冷却，新增一个两台机组共用的小空冷器，冷却压缩机辅助水，通过优化空冷器运行，实现节能降耗。

工程实施后成效显著。首先，实现了上游来气不减压直接进入压缩机组，达到上游天然气压力能的合理利用；同时，确保了长期平稳最大输量供气，改造后单台机组排量由150万立方米/天增加到300万立方米/天，实现机组一用一备，杜绝了由于机组突发故障造成下游供气量不足的社会影响。通过改造，有效节约用电成本和运行成本。改造前两台机组平均每台负载率在95%～98%之间，每天耗电量为9.7万度，折合电费6.2万元；改造后，只需单机运行，单台机组负载率维持在80%以下的水平，每天耗电量为4万度，折合电费2.5万元；改造后每天可节电5.6万度，折合电费3.7万元，节约了59.2%,每年可节电2100万度，可年节约用电费用1344万元；改造后运行单台机组，可节约机组维修费用和辅助油水料费用30万元。通过该节能重点工程实施，每年可节约运行成本总计1374万元。此外，由于不需要对上游来气进行降压，同时机组整体负荷下降，大大改善了生产现场的噪音环境，环境治理效果明显。

（六）依靠科技，加快节能新技术推广应用

天然气处理装置用于放空火炬常燃副火咀供气的管线较粗，为2英寸管线，造成每天耗气量至少在1500立方米以上，天然气损耗量很大。原火炬控制简单，采用爆燃式，长期使用，造成点火头损坏，有一定使用周期；使用的点火器是采用高压包放电，变压器电压为8000～10000V，能耗较大；副火咀的抗风性差，缺少火焰检测装置和自动点火装置，在副火咀被熄灭的情况下不能自动点燃，雨季及寒冷气候条件下不易点燃，放空大的情况下会严重污染环境，并且在没有风的天气时，容易聚集在火炬周围，有爆炸的安全隐患。

为此，经多方研究比选，确定选用一种高能半导体点火器和长明灯系统，改造原火炬放空系统。该系统由低压高能点火器、高能半导体电咀及耐高温导线组成的高空点火装置，抗环境能力强、燃烧稳定、用气量小的内旋式长明灯、双回路紫外火焰检测装置和双功能点火系统组成，整套系统点火安全、环保、节能 （节电节气），便于操作，性能稳定可靠。

通过推广应用，长明灯系统提高了火炬温度检测的准确可靠性，火炬不易熄灭，真正实现了全自动；每天耗气不超过100立方米，日节约1400立方米天然气。以每立方米天然气1.3元计算，年创经济效益132万元。