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“这是我们应用‘光能+空气能+电辅热’三联动供热装置，取代传统燃煤锅炉为原油加热，单个站场每年可节省燃煤500多吨。”8月初，记者驱车来到华北油气分公司采油一厂采油管理一区1号集输站，该厂副厂长兰晋介绍，“目前该供热装置已在油气田成功应用47套。”
华北油气分公司采油一厂所辖油气田是典型的特低渗、致密裂缝性油气藏。地表地貌沟壑纵横，井站场高度分散，无法形成完善的集输系统，井站场普遍远离地方电网，加上沟深坡陡，生产管理难度大。近年来，该厂充分利用风光资源丰富的优势，深挖优质风、光、热等新能源潜力，实现多元化绿色转型，推动节能降碳水平持续提升。截至目前，获绿色工厂相关的荣誉称号10余项。
“一体化加热”减少燃煤用量
“长期以来，井站场用燃煤锅炉加热原油脱水是常规做法，存在能耗高、热效率低等问题。”兰晋介绍，“开展煤炭减量替代，推进光、热等新型绿色用能方式，成为必由之路。”
依据《太阳能资源评估方法》评定，该厂所属生产工区具备“较为丰富”等级的光伏资源，以及潜力巨大的“空气能”资源。
“我们通过统计历年环境温度曲线、太阳总辐射量等关键数据，卡准加热设备使用范围。”采油一厂物装与地面工程部经理朱晋介绍，综合考虑设备运行稳定性、经济性、碳排放等特点，按照“低温天气保生产、高温天气多节能”的工作思路，确定应用“太阳能板+空气源热泵+电加热棒”一体化加热流程，发挥不同加热设备节能减排优势。
“像这样一套机组装置，夏季主要依靠太阳能板供热，春、秋季太阳能板与空气源热泵混合供热，冬季空气源热泵与电加热棒混合供热。”朱晋介绍，“按照‘按需供热、随温启停’的原则设定设备梯度启停参数，充分发挥光热、空气源热泵节能降碳潜力。”
经过近几年的批次推进，截至上半年，已累计淘汰39台燃煤加热炉，安装空气源热泵2664千瓦，安装太阳能板1120平方米，累计减少煤炭使用量1.8万吨。
“风光发电”降低用电成本
“油区用电成本高，我们积极推动传统油气生产向综合能源开发利用转型，形成多能互补的发展新格局。”兰晋介绍。
他们将工区丰富的风光资源纳入综合开发部署，工区日照辐射强度为1573千瓦·小时/平方米，属光能资源丰富地区，年均风速7米/秒，属风能资源二级地区。
为充分挖掘光伏资源和土地资源潜力，他们按照“在平面上展边、在纵向上扩界”的工作思路，最大限度利用土地的“边角废料”，使其成为“增绿创效”的前沿阵地。
同时，他们在集中处理站创新应用立式追光加热器，把集热镜面架高，将光热系统占用空间由横向调整至纵向，使追光光热系统装机功率达1.6千瓦/平方米，是平面板式集热器的2倍，单位装机功率加热效率提升78%。
“截至目前，我们先后建成10座分布式光伏电站、1座风机电站，装机功率1.6兆瓦，年发电量182万千瓦时，减少了碳排放。所发绿电不但满足自用，而且可上网外销创收，每月增收1万多元。”朱晋说。
“零散气回收”实现节能减排
在传统的油气田开发过程中，零散天然气回收是节能减排的重要内容。“我们建立全流程密闭回收工艺，围绕偏远井试气、生产两个阶段优化配套设备，充分挖掘‘附加能源’的经济价值。”该厂采油管理三区经理梁臣说。
他们推进试气采气一体化，在试气见产前完成管线敷设、回收设备配套建设，做到见气即投产。c2-p1井依据测录资料，提前制定日配产2万立方米的投产方案，见气前已完成地面配套设施建设，在试气放喷阶段即进行生产，累计回收气量94万立方米，实现颗粒归仓。
油区沟壑梁峁，他们根据不同气井道路交通、产能、管网敷设差异较大情况，建立了“lng小集输型、cng小集输型、cng单井橇装型、cng橇装移动回收型”4种非管道气回收方式，显著提高了零散井开井率和生产效率，天然气产量同比提高35%，开井率同比提高40%，生产效率同比提高6.5%。
( 责任编辑： ) |
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