《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》解读

进一步深化电力体制改革的若干意见
进一步深化电力体制改革需要从多个方面入手，以下是一些建议：
1. 完善电力市场体系：通过进一步改革和建设电力市场，实现电力资源的优化配置，提高电力系统的效率和可靠性。

这包括加强市场监管、完善市场机制、推进发电侧和售电侧的市场化改革等。

2. 促进可再生能源发展：通过改革电力体制，促进可再生能源的开发和利用，降低对化石能源的依赖，实现可持续发展。

这需要加强可再生能源的并网管理、完善分布式能源管理等。

3. 加强电力安全保障：通过加强电力系统的安全保障机制，确保电力供应的稳定性和可靠性。

这包括加强电网建设、完善应急预案、提高设备安全性能等。

4. 推进智能化转型：通过推进电力系统的智能化转型，提高电力系统的效率和可靠性，满足人民日益增长的电力需求。

这需要加强智能化基础设施建设、推进数字化转型等。

5. 深化电价改革：通过深化电价改革，建立科学合理的电价形成机制，促进电力行业的可持续发展。

这需要完善电价机制、推进电价市场化改革等。

6. 推进电力法制建设：通过加强电力法制建设，完善电力行业的管理制度，规范市场秩序，保障电力行业的健康发展。

这需要制定和完善相关法律法规、加强执法力度等。

总之，进一步深化电力体制改革需要从多个方面入手，包括完善市场体系、促进可再生能源发展、加强安全保障、推进智能化转型、深化电价改革和推进法制建设等。

这些措施的实施将有助于提高电力系统的效率和可靠性，满足人民日益增长的电力需求，促进电力行业的可持续发展。

落实新发展理念促进炼化业务创新发展——浅谈如何做好炼化业务转型升级工作鲍永忠[1][摘 要]石油、石化行业作为国家重要的支柱产业，近十年得到了迅猛发展，但随着行业的快速扩张，产能过剩矛盾、安全生产矛盾、生态保护矛盾、清洁能源紧缺矛盾日益突出，行业发展到了需要转变发展方式的关键阶段。

本文根据转变发展方式要求，对中国石油集团公司炼化业务转型升级面临的突出问题进行了阐述，提出用创新发展理念，通过供给侧结构性改革，在发挥国有企业独特优势、油气战略与体制机制改革、有效化解过剩产能危机、安全环保标准化建设、引入民间资本等方面，对解决炼化业务发展和转型两大问题提出了具体措施。

[关键词]炼化；转型升级；创新发展；绿色发展我国经济发展已由高速增长阶段逐步转向高质量发展阶段，目前正处于转变发展方式、优化经济结构、转换增长动力的攻关期，建设现代化经济体系是我国发展的最重要的战略目标，是跨越经济转型关口的迫切要求。

深化供给侧结构性改革是贯彻新发展理念、建设现代化经济体系的重大战略性选择，是今后一个时期经济发展和经济工作的主线。

石油、石化行业作为国家重要的支柱产业，近十年得到了迅猛发展，满足了经济高速增长带来的能源、资源需求。

但随着行业的快速扩张，产能过剩矛盾、安全生产矛盾、生态保护矛盾、清洁能源紧缺矛盾日益突出，行业发展到了需要转变发展方式的关键阶段。

国家发改委于2016年出台了《石化产业规划布局方案》，旨在通过科学合理规划，优化产业发展布局，提高发展质量，促进民生改善，推动行业绿色、安全、可持续发展。

近一段时期，国家又相继发布了《关于石化产业调结构促转型增效益的指导意见》《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》《关于扩大生物燃料乙醇生产和推广使用车用乙醇汽油的实施方案》《关于推进城镇人口密集区危险化学品生产企业搬迁改造的指导意见》，提出“完善成品油价格形成机制，发挥市场决定价格的作用，保留政府在价格异常波动时的调控权”，成品油价格逐步由政府定价向市场定价转变；全国范围内推广使用车用乙醇汽油，2020年基本实现全覆盖；不符合安全卫生防护距离要求的危险化学品生产企业就地改造达标、搬迁入园或关闭退出。

吉林省发展和改革委员会、吉林省住房和城乡建设厅、吉林省能源局关于加快推进天然气储气能力建设工作的通知文章属性•【制定机关】吉林省发展和改革委员会,吉林省住房和城乡建设厅,吉林省能源局•【公布日期】2018.03.28•【字号】吉能油气联〔2018〕101号•【施行日期】2018.03.28•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】天然气正文吉林省发展和改革委员会、吉林省住房和城乡建设厅、吉林省能源局关于加快推进天然气储气能力建设工作的通知吉能油气联〔2018〕101号各市、县（市、区）人民政府、各相关企业：为深入贯彻落实党的十九大关于保障和改善民生的精神，按照1月8日国家发改委等四部委联合召开的“迎峰度冬天然气供应保障电视电话会议”的具体部署，经省政府同意，现就加快推进全省天然气储气能力建设有关事项通知如下：一、充分认识加强储气能力建设的紧迫性近年来，随着国家环境整治力度的加大，我省天然气消费需求逐年增长，保障天然气稳定供应,尤其是保障冬季采暖用气等已成为影响经济社会健康稳定发展关乎民生的重大问题。

据统计，2017年全省天然气总消费量25亿立方米，预计2020年，全省天然气总需求将达到50亿立方米以上。

目前，我省没有大型天然气储气设施，城市应急储气能力只有630万立方米，还达不到全省平均1天的用气量，储气设施建设滞后，调峰能力严重不足，重点城市高峰时段冬夏峰谷差最高达3.5：1，冬季天然气供需矛盾突出，加快储气设施建设确保天然气稳定供应任务十分紧迫。

二、重点任务依据《中共中央国务院关于深化石油天然气体制改革的若干意见》、《城市燃气管理条例》和《天然气基础设施和运营管理办法》相关规定，全面落实地方政府、气源企业、城市燃气企业等的储气调峰责任，按照“进度要加快，标准要提高”的总体要求，加快全省储气设施建设步伐，力争储气调峰能力的提升速度适应天然气需求增速。

（一）加快推进地方政府3天的储气能力建设各市、县政府要建立健全燃气应急储备制度，根据2020年本地区实际用气需求，科学确定本地区储气调峰发展目标， 2020年供暖季前完成落实地方政府不低于本行政区平均3天用气量的储气能力。

对深入开展石油天然气行业标准化的几点看法摘要：我国石油工业标准化工作伴随着改革开放的发展而不断成长、前进，为规范和科学管理石油工业上游领域石油天然气勘探开发的生产经营和施工作业，在制定、修订技术标准方面进行了长期的、艰辛的探索。

基于此，本文主要对深入开展石油天然气行业标准化的几点看法进行分析探讨。

关键词：石油天然气行业；标准化；深入开展；几点看法1、前言标准化是石油工业生产发展的技术基础，是石油工业新技术发展的助推器，是石油工业市场化发展的支持与保证，是石油工业国际化发展的桥梁与纽带。

石油工业标准化工作伴随着社会主义市场经济的建立和完善，伴随着石油工业深化改革和持续发展的步伐，在标准制修订速度，提高标准水平，促进标准化工作与国际接轨，以及适应市场经济发展，建章立制，维护油田企业利益等方面做出了新的成绩。

2、石油工业标准化工作再次起步和发展为了理顺标准化工作机制，石油工业部经国家标准局批准，于1984年11月4日正式成立了由石油工业部副部长李天相任主任委员的第一届石油工业标准化技术委员会。

随后陆续成立了十多个石油工业的专业标准化技术委员会。

从事石油工业标准编写和审查工作的“专标委”委员、“分标委”委员和技术专家达700余人。

这一时期，是我国石油工业标准化工作在各个领域的全面快速发展时期。

随着国家经济体制改革的深入进行，为了使石油天然气行业标准真正成为代表全行业的标准，2000年10月，经原国家石油和化学工业局批准，由中国石油集团公司牵头联合中国石油化工集团公司和中国海洋石油总公司等，重新组建了石油工业标准化技术委员会。

第一届石油工业标准化技术委员会主任委员由中国石油天然气集团公司副总经理阎三忠出任。

委员会下设16个行业性专业标准化技术委员会，同时负责协调涉及石油天然气行业标准的制修订工作及相关事宜。

全行业范围的石油工业标准化技术委员会的成立，是我国石油工业在重组改制的新形势下，走向统一，规范、竞争、有序的标志之一；是我国各大石油公司加强协调，谋求共同发展的重要举措；是我国石油工业迎接“入世”挑战，加快与国际接轨的重要步骤。

自然资源部关于深化矿产资源管理改革若干事项的意见一、背景介绍为了更好地保护和管理我国的矿产资源，推动矿产资源管理改革，提高矿产资源利用效率和可持续发展水平，自然资源部制定了《关于深化矿产资源管理改革若干事项的意见》。

本文将从改革目标、政策措施、改革方案等方面详细阐述自然资源部关于深化矿产资源管理改革的意见。

二、改革目标1.优化矿产资源配置：通过改革，促进矿产资源向高质量、高效益领域倾斜，实现矿产资源的合理配置和高效利用。

2.加强矿产资源保护：加大对矿产资源环境保护的力度，建立健全矿山生态修复机制，确保矿产资源开采与环境保护协调发展。

3.提高矿产资源管理能力：加强矿产资源管理体制改革，提升行业管理水平，加强监管执法，减少资源浪费和环境污染。

4.推动矿业转型升级：引导矿业企业加快技术创新和装备更新，推动矿业向高端、智能化方向发展，提高矿业的科技含量和附加值。

三、政策措施1.完善矿产资源有偿使用制度：建立健全矿产资源有偿使用的政策体系，明确矿产资源使用权的出让方式、定价机制和收益分配规则。

2.加强矿山环境保护和生态修复：完善矿山环境保护法律法规，加大对矿山环境污染治理的力度，推动矿山生态修复和资源再利用。

3.引导矿业企业转型升级：加大对矿业企业的支持力度，鼓励企业进行技术创新和装备升级，推动矿业向高质量发展转型。

4.建立矿产资源管理信息系统：建立全国统一的矿产资源管理信息系统，实现矿产资源信息的集中管理和共享，提高资源管理的科学性和效率。

5.改革行业监管体制：优化矿产资源管理部门职责和权限，建立健全科学、规范的矿产资源监管体系，加强执法力度，严厉打击违法行为。

四、改革方案1.矿产资源审批制度改革：简化矿产资源审批流程，缩短审批时间，提高行政效能，减轻企业负担。

2.矿产资源权属管理改革：健全矿产资源权属登记和交易体系，完善矿业权属证书制度，提高资源配置的透明度和公平性。

3.矿产资源勘查开发管理改革：推进矿产资源勘查开发管理制度改革，加大对勘查企业的支持和激励，促进矿产资源的有效开发利用。

石油行业政策解读政府政策对行业的影响与调整随着全球能源需求的不断增长，石油作为一种重要的能源资源，在国家经济发展中起到至关重要的作用。

为了保障石油行业的稳定运行并推动其健康发展，政府对石油行业的相关政策进行了一系列的解读和调整。

本文将对石油行业政策进行解析，并分析政府政策对石油行业的影响及行业的调整。

一、石油行业政策的解读1. 石油资源开发与利用政策政府在石油资源开发与利用方面制定了一系列政策措施，旨在实现资源的可持续利用和保护环境。

其中包括提高石油勘探技术、加强环境保护措施等。

2. 石油行业价格管理政策石油行业价格管理政策是为了维护市场秩序和稳定市场价格而制定的。

政府通过制定石油价格上限和下限、调整石油价格计算方法等方式对石油价格进行管理，以保证石油价格的合理波动。

3. 石油行业市场准入政策政府对石油行业市场准入进行了一系列的规范，以引导市场竞争和保护消费者权益。

政府规定了石油行业市场准入的条件和程序，并加强对市场准入者的监管，防止市场垄断和不正当竞争现象的发生。

4. 石油行业技术研发与创新政策政府鼓励石油行业加强技术研发和创新，提高核心竞争力。

政府提出一系列的扶持政策，包括加大对科研机构和企业研发的投入、加强知识产权保护等。

二、政府政策对石油行业的影响1. 促进石油行业发展政府制定的一系列政策，为石油行业提供了良好的发展环境。

政府的资金扶持和税收优惠政策鼓励了石油企业增加投资并加大勘探力度，推动了石油资源的开发。

此外，政府加强对石油市场的监管，维护市场秩序，提高了行业竞争力，促进了行业的健康发展。

2. 保障能源供应安全作为国家能源的重要组成部分，石油行业的稳定运行对于保障国家能源供应安全至关重要。

政府制定了一系列保障能源供应安全的政策，包括加大石油储备和运输体系的建设、优化石油行业结构等。

这些政策的实施有力地保障了国家能源供应的稳定和安全。

3. 推动绿色发展随着环境问题的日益凸显，政府对于石油行业的环境保护提出了更高要求。

国家天然气政策梳理20232023年国家天然气政策梳理1. 背景介绍：2023年，随着全球能源需求的不断增长和环境保护意识的提高，国家天然气政策迎来了一次重要的梳理和调整。

天然气作为一种清洁、高效的能源，对于国家经济发展和环境保护具有重要意义。

因此，制定适应新形势的天然气政策成为迫切需要。

2. 促进天然气开发和利用：为了促进天然气的开发和利用，国家将加大对天然气勘探和开发的支持力度。

鼓励企业加大投入，提高勘探开发技术水平，增加天然气资源储备。

同时，加强与国际能源公司的合作，引进先进的天然气开采技术和设备，提高开采效率。

3. 推动天然气供应体系建设：为了确保天然气供应的稳定和安全，国家将加强天然气管网建设。

通过优化管网布局，提高管网覆盖率，加强管道安全管理，保障天然气供应的可靠性。

同时，鼓励发展液化天然气（LNG）接收站和储气设施，提高天然气的储备能力。

4. 促进天然气利用的多样化：为了推动天然气利用的多样化，国家将加大对天然气发电、工业燃料、城市燃气等领域的支持力度。

鼓励企业进行技术创新，提高天然气利用效率。

同时，推动天然气与可再生能源的混合利用，实现能源的清洁高效利用。

5. 加强天然气价格体系改革：为了推动天然气市场化改革，国家将加强天然气价格体系的改革。

通过建立市场化的天然气定价机制，引导市场供需平衡，提高天然气价格的合理性。

同时，加强天然气价格监管，防止价格垄断和不正当竞争，保护消费者权益。

6. 加强天然气环保管理：为了保护环境和应对气候变化，国家将加强天然气环保管理。

鼓励企业采用清洁燃气技术，减少天然气开采、运输和利用过程中的排放。

同时，加强天然气环境监测和治理，确保天然气产业的可持续发展。

7. 加强国际合作：为了推动天然气产业的国际化发展，国家将加强国际合作。

积极参与国际天然气交流合作机制，加强与其他国家的合作，共同推动天然气资源的开发和利用。

同时，加强国际天然气市场的合作与竞争，提高国际市场的话语权。

安塞油田回收利用油田伴生气的具体做法徐旭龙1㊀徐㊀阳2㊀熊㊀军1㊀郑淑红1㊀陈㊀飞1㊀李㊀翔1㊀周石港1㊀王训明1(1.中国石油长庆油田分公司第一采油厂,陕西延安716000;2.西安科技大学化学与化工学院,西安710054)摘要:安塞油田局部区域未建设原油稳定装置,且已建伴生气处理装置能力不足,原油蒸发损耗㊁伴生气无效放空及不合理利用,不符合国家安全㊁环保要求,同时也影响企业经济效益㊂为进一步提高伴生气的回收利用率,通过对安塞油田伴生气资源现场摸排调查以及回收利用现状进行分析,提出了伴生气开发与利用工作思路与方法,形成了以 井组定压阀集气㊁增压点油气混输㊁接转站油气分输㊁联合站三相分离㊁原油稳定㊁伴生气处理及干气利用等措施 为主的油田伴生气综合回收利用技术㊂伴生气回收利用是来自生产实际的具体问题,对解决伴生气回收利用问题具有较为广泛的借鉴参考价值和实用性㊂关键词:伴生气;回收;利用;工艺技术SPECIFIC PRACTICES OF OIL RECOVERY AND UTILIZATION IN ANSAI OILFIELDXu Xulong 1㊀Xu Yang 2㊀Xiong Jun 1㊀Zheng Shuhong 1㊀Chen Fei 1㊀Li Xiang 1㊀Zhou Shigang 1㊀Wang Xunming 1(1.No.1Oil Production Plant of Petrochina Changqing Oilfield Branch,Yan an 716000,China;2.School of Chemistry andChemical Engineering,Xi an University of Science and Technology,Xi an 710054,China)Abstract :The local area of Ansai oil field had not built a crude oil stabilization device,and the capacity of the built ansai gastreatment device was insufficient.The evaporation loss of crude oil,the invalid release of the associated gas and theunreasonable utilization of crude oil were not in line with the requirements of national safety and environmental protection,andalso affected the economic benefits of the enterprise.In order to further improve the recovery utilization rate of Ansai oilfield,by analyzing the field survey and recycling situation of Ansai oilfield,this paper put forward the working ideas and methods of development and utilization of Ansai oilfield.The oil field combined with gas recovery technology was formed with measuressuch as "well set pressure valve gas collection,supercharging oil and gas mixed transport,oil and gas separation at the transfer station,joint station three-phase separation,crude oil stability,combined gas treatment and dry gas utilization".Accompaniedrecycling was a practical problem from production,and had a wide range of reference value and practicality for solving accompanied recycling.Keywords :associated gas;recovery;utilization;process technology㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀收稿日期:2019-07-08第一作者:徐旭龙(1969-),男,大专,主要从事油田开发技术服务工作㊂1271309616@0㊀引㊀言纵观世界能源结构变迁,共有三次显著的能源转换阶段㊂第一次能源革命由 薪柴 转换为 煤炭 ,19世纪末发生的第二次能源革命由 煤炭 发展到 油气 ,目前正处于第三次能源革命,由 油气 阶段步入 新能源 发展阶段㊂世界能源呈现出多元㊁清洁㊁低碳的特点,四种主体能源分别进入新时代:煤炭发展进入 转型期 ㊁石油发展迈入 稳定期 ㊁天然气发展步入 鼎盛期 ㊁新能源发展渐入 黄金期 ㊂加快能源结构调整,大力发展天然气是中国能源结构转型升级的重大战略举措㊂为此国家相续出台了‘天然气发展 十三五 规划“‘加快推进天然气利用的意见“‘关于深化石油天然气体制改革的若干意见“‘打赢蓝天保卫战三年行动计划“等政策措施㊂在 煤改气 及 打赢蓝天保卫战 等政策推动下,天然气消费持续快速增长,天然气在我国一次能源的占比从 十二五 初期的5%稳步提升至2018年的7.5%;我国天然气消费量2018年达到了2803亿m3,同比增长18.1%,天然气进口量1254亿m3,对外依存度45.3%㊂从安全保障来看,由于我国油气对外依存度持续快速攀升,已经严重威胁着国家能源安全,对此构建油气安全保障体系㊂应提升国内油气勘探开发能力,深化油气体制改革㊁加大政策支持力度,形成全方位开放下的我国油气安全保障体系,推进全方位对外开放,增强国际油气市场话语权㊂从绿色转型来看,天然气作为一种优质㊁高效㊁清洁的低碳能源,是实现能源绿色转型的现实选择;推进能源消费绿色转型,提升天然气消费比例,推进化石能源清洁化利用;加大环保监管力度㊂近年来,国家出台了一系列有关环境保护的法律制度政策,包括新‘环境保护法“㊁新‘大气污染防治法“㊁新‘水污染防治法“等,对油气生产㊁销售全过程和成品油质量提出了明确的规定和要求㊂1㊀安塞油田伴生气回收利用现状安塞油田地处黄河中游的陕北黄土高原丘陵沟壑区,区域横跨陕晋2市20县,矿权面积2.7465ˑ104km㊂辖区内沟壑纵横㊁梁峁广布㊁地表破碎,生态环境十分敏感脆弱㊂所处井场㊁站场点多㊁线长㊁面广,分布零散㊂现有油井8076口,单井产能1.01t,综合含水65.9%;已建联合站10座,接转站59座,增压点166座;2017年原油产量为281ˑ104t㊂因受到区域分散㊁富集度低㊁地形复杂㊁投资不足等诸多因素的限制,仍有部分伴生气资源没有得到有效回收利用,造成了资源浪费㊁环境污染,同时伴生气的放空和燃烧也存在较大的安全环保隐患㊂1.1㊀资源现状安塞油田共管理13个采油作业区,2个集输大队,伴生气总量约65.64ˑ104m3/d㊂1.2㊀利用现状除井站加热自用外,主要通过已建轻烃厂㊁混烃站㊁CNG及燃气发电站进行综合利用㊂2017年底利用部分为51.86ˑ104m3/d,未利用部分为13.78ˑ104m3/d,利用率为79.0%㊂1)一级利用㊂已建成5座轻烃厂㊁5座混烃站,共利用气量约4.98ˑ104m3/d㊂2)二级利用㊂加热装置:共有加热炉及各类燃气加热装置1491具,共利用气量44.73ˑ104m3/d㊂燃气发电:前期建成9座燃气发电站㊁燃气发电机组7座,已停运10座,6座在用,利用气量1.85ˑ104m3/d㊂CNG站:前期建成两座CNG气站,1座在用(用气量3000m3/d),1座已停用㊂3)未利用部分㊂主要是指作业区井站放空燃烧及集输站沉降罐挥发气量,总量约13.78ˑ104m3/d,按照1m3伴生气产生1.885kg CO2计算,每日CO2排放量为259.753t;2017年未稳定原油产量为75.8ˑ104t㊂2㊀伴生气回收利用工艺2.1㊀伴生气回收利用技术思路2.1.1㊀伴生气回收技术1)井场采用定压阀回收套管气;2)对于高回压井场,采用定压阀与油气混输设备,外输至下游站场;3)原始气油比ȡ50m3/t的站场采用油气分输;原始气油比<50m3/t的站场采用油气混输工艺回收伴生气㊂2.1.2㊀伴生气处理工艺原油稳定工艺采用微正压闪蒸工艺㊂伴生气量<3.0ˑ104m3/d采用低温冷凝分馏工艺回收混烃,C3 +回收率达到90%以上,见图1㊂图1㊀伴生气回收利用工艺流程2.2㊀伴生气集气工艺根据安塞油田地质㊁自然环境以及集输系统布站方式,主要包括井场㊁站场集气㊂2.2.1㊀井组集气工艺可直接进入系统的井组采用定压阀集气,边远井组采用定压阀+油气混输设备混输工艺集气㊂1)定压阀集气工艺㊂在套管与单井出油管道之间安装定压放气阀,当套管压力超过设定压力后,定压阀打开,套管内伴生气进入出油管道,有效回收套管气㊂定压放气阀压力设定值为油井回压+0.2MPa㊂针对安装定压阀对油井产量影响问题,2018年对5个含有长2㊁长6㊁长8等多个生产层位井组33口油井进行效果分析㊂安装定压阀后,平均液量略有上升,动液面保持平稳㊂说明安装定压阀对油井产量影响很小,见表1㊂2)油气混输工艺㊂针对高回压及边远低液量井组采用定压阀+油㊀㊀表1㊀定压阀安装井组动态统计层位井组号油井数量/口回压/MPa 定压阀设置压力/MPa安装前平均动态安装后平均动态日产液/m 3日产油/t 动液面/m 日产液/m 3日产油/t 动液面/m 长6∗23-94 1.3 1.5 4.35 1.14923 4.130.98913∗133-451 1.5 4.181.84864 4.021.83843长2∗75-2160.10.210.67 1.4799211.93 1.6988∗71-2241.2 1.320.89 3.1982520.28 2.84854长8∗102扩140.30.42.73 1.211413 2.71 1.131428合计3342.818.85501843.078.395026平均7 6.79 1.581136 6.89 1.511141气混输设备,由于从井场到接转站油气流动阻力造成井口高回压,一般低的1MPa,高的2MPa,冬季部分油井回压高达3~4MPa㊂高回压使井口盘根刺漏,井底漏失量加大,生产事故风险增大,由于套管气压低于油压,套管气无法进入原油出油管线进行回收,以同步回转压缩机作为井口增压设备,通过同步回转压缩机混输泵抽吸作用,将套管气和井组来油经过滤,油气混输增压进入集油管线输至下游站场,实现降低井口回压,有效解决油井高回压矛盾,延长集输半径,达到回收井口伴生气资源的目的㊂通过前期推广试验,目前排量为0.6~2L /min油气混输设备现场已应用成熟可靠,可实现井场降回压密闭增压集输㊂2018年通过建立同步回转集气示范区,安装21座井组,实现伴生气密闭回收,同时井组降回压效果明显,见表2㊂表2㊀示范区同步回转压缩机运行情况统计站点同步回转井组/座同步回转型号回收气量/m 3平均回压/MPa 安装前安装后∗十四转5RPP-1㊁RPP-2㊁RPP-41300 1.7 1.2∗五增5RPP-21800 1.8 1.4∗二倒3RPP-1㊁RPP-21100 1.6 1.2∗一增6RPP-1㊁RPP-2㊁RPP-42600 1.41∗127-4增2RPP-2㊁RPP-45001.40.9合计/平均217300 1.61.12.2.2㊀站场伴生气回收站场集气主要为增压点与接转站两个层级㊂1)增压点伴生气回收㊂根据井组来油不同气油比,增压点集气采取油气混输与油气分输两种工艺㊂①油气混输工艺㊂当原始地层气油比ɤ50m 3/t时,采用油气混输泵将井组来原油㊁伴生气㊁采出水三相介质经总机关㊁收球筒㊁水套炉加热㊁外输泵增压后输至下游站场㊂②油气分输工艺㊂当原始地层气油比>50m 3/t时,由于国产混输泵携气率较低,无法满足油气混输技术要求,采用混输工艺将造成站点伴生气无效放空,因此需通过密闭分离装置将井组来油油气分离,将伴生气经空冷器冷却除掉凝液后,通过单独敷设的集气管道输送至下游站场㊂2)接转站集气工艺㊂接转站由于液量与气量相对较大,采用油气混输工艺输送困难,因此采用油气分输模式㊂通过分离缓冲罐或三相分离器将含水油油气分离,伴生气利用站内密闭容器余压或设置压缩机增压后,通过单独敷设的输气管线增压(自压)输至下游站场,见图2㊂图2㊀站场伴生气回收工艺流程3)压缩机㊂压缩机是用于压缩气体以提高气体压力来输送气体的设备,主要由压缩机部分㊁驱动部分及冷却部分三部分组成㊂目前在天然气增压输送中使用的压缩机主要为活塞式压缩机和螺杆式压缩机㊂根据对两种类型压缩机的优缺点对比以及压缩机技术㊁经济(单台费用㊁年维护成本㊁年运行成本㊁全寿命费用现值)对比,并结合各使用单位反馈的使用情况推荐使用活塞式压缩机㊂2.3㊀原油稳定系统调整原油稳定工艺主要有负压闪蒸㊁微正压闪蒸㊁正压闪蒸3种,结合安塞油田2017年原油稳定及伴生气综合利用工程原油稳定推荐采用微正压闪蒸稳定工艺(图3)㊂三相分离器来油依次经原油换热橇㊁原油加热橇加热至94ħ,在微正压(~105kPa)条件下闪蒸分离,稳定原油经泵增压至0.30~0.40MPa 后进入稳㊀㊀图3㊀微正压闪蒸原油稳定工艺流程定原油冷却器冷却至55ħ时进外输系统㊂闪蒸气进抽气压缩机后进入抽气辅机橇,在辅机橇内进行冷却㊁分离,分离出的气相作为原料气至伴生气凝液回收装置,分理出的凝液由于含水率较高因此经增压后返回至原油储罐㊂2.4㊀伴生气处理结合安塞油田滚动开发及地形条件复杂等因素,以节能降耗㊁提高天然气凝液收率为目的,确定回收C 3+为主要产品,采用低温冷凝分馏工艺㊂上游来伴生气(~0.30MPa,~25ħ)进入原料气分离器,分离出游离水后的伴生气进原料气压缩机,一级压缩至0.9MPa 后进入一级冷却器㊁分离器进行冷却分离,分离出微量凝液及水后进分子筛脱水橇脱水,脱水后伴生气经原料气压缩机二级压缩至2.1MPa㊂二级压缩气依次进二级冷却器㊁分离器㊁贫富气换热器㊁冷剂蒸发器(制冷橇内)后,进低温分离器,凝液进脱乙烷塔处理,出低温分离器气相进入贫富气换热器,得到的干气作为站场燃料气,见图4㊂图4㊀伴生气处理流程2.5㊀加热炉智能自动点火装置应用自用加热炉智能自动点火及熄火报警装置能够保证加热炉平稳运行,避免每天耗气量波动,火焰熄灭时能及时自动点火,避免了燃气的浪费,杜绝了加热炉熄火后继续供气的安全隐患;温控装置能够根据现场出液情况(输液量)能够及时远程控制加热炉出温,无需现场人员调试火源大小,节省时间,操作简便提高工作效率㊂3㊀站点伴生气回收利用案例某接转站在伴生气回收利用过程中主要工艺设备有三相分离器㊁分离缓冲装置㊁气液分离器㊁加热炉及储罐等,总设计规模为5ˑ104t /a,见图5㊂3.1㊀三相分离器选型3.1.1㊀日生产油量q 油=m ːρː365(1)式中:q 油为日生产油量,m 3/d;m为油田原油生产能图5㊀接转站工艺流程力,t /a;ρ为储存温度下的原油密度,t /m 3㊂q 油=5ˑ104ː0.84ː365=163m 3/d3.1.2㊀日生产液量q 液=q 油ː(1-x )(2)式中:q 水=xq 液;q 液为日生产液量,m 3/d;q 水为日生产采出水量,m 3/d;x 为原油含水率,%㊂初期:含水按30%计算㊂q 液=163ː(1-30%)=233m 3/d;采出水量:q 水=30%ˑ233=69.9m 3/d㊂后期:含水按50%计算㊂q液=163ː(1-50%)= 326m3/d;采出水量:q水=50%ˑ326=163m3/d㊂根据‘油气集输设计规范“脱水设备台数不应<2台,1台三相分离器负荷率为326/450=72.4%,满足规范ɤ120%的要求㊂因此脱水设备选型为:2台450 m3/d的三相分离器㊂3.2㊀储油罐选型根据‘油气集输设计规范“储油罐容积按照外输管线事故状态下,该站需储备4~24h外输净化油量,储备时间按24h计算如下:V=mT/ε=163ː0.85=192m3(3)㊀㊀根据计算结果,结合储罐规格系列,选择500m3油罐1具,实际储备时间2.6d㊂3.3㊀加热炉选型3.3.1㊀来油升温热负荷(Q1)Q1=G液㊃C液㊃(t2-t1)(4)式中:Q1为来油升温热负荷,kW;G液为被加热介质质量流量,kg/s;C液为被加热介质定压比热容,kJ/(kg㊃ħ);50%含水:C=0.5ˑ0.84/(0.5ˑ0.84+0.5ˑ1)ˑ2100+0.5ˑ1/(0.5ˑ0.84+0.5ˑ1)ˑ4200=3241 J/(kg㊃ħ);50%含水:ρ=ρ油ξ油+ρ水ξ水=840ˑ0.5+ 1000ˑ0.5=920kg/m3;t1为原油进加热炉温度,ħ,取t1=3ħ;t2为加热炉出口原油温度,ħ,取t2=55ħ;Q1=300/24/3600ˑ920ˑ3.24ˑ(55-3)=538kW㊂3.3.2㊀油罐保温热负荷(Q2)按设计手册选择,500m3油罐保温热负荷为: 28.23kW㊂3.3.3㊀外输负荷(Q3)净化油进三相分离器温度为55ħ,外输无需加热;进储油罐维温温度为30ħ,需升温至48ħ外输㊂Q3=G油㊃C油㊃(t2-t1)=137/24/3600ˑ840ˑ2.1ˑ(48-30)=50.3kW(5) 3.3.4㊀其他热负荷(Q4)考虑站内设备保温,按Q4=50kW估算㊂3.3.5㊀站内总热负荷(Q)Q=1.15(Q1+Q2+Q3+Q4)=1.15ˑ(538+28.2+ 50.3+50)=766kW(6)选择600kW常压卧式冷凝水套加热炉2台㊂3.4㊀伴生气分液器选型侏罗系原始地层气油比为43.6m3/t,由于井底脱气严重,生产实际气油比为43.6ˑ3.3=143.88m3/t㊂Q气=163ˑ0.84ˑ143.88=19700m3/dϕ400伴生气分液器可以处理到19000m3/d,选择1台ϕ400伴生气分液器㊂两台600kW加热炉耗气量为3325m3/d,除自用外,其余气量外输㊂3.5㊀缓冲罐选型V=Q㊃t式中:V为计算需要分离缓冲罐缓冲容积,m3;t为缓冲时间,min㊂根据‘油气集输设计规范“缓冲时间10~20min;Q为进出缓冲罐液量,m3/h㊂来油缓冲:t取20min㊂V=233ː24ː60ˑ20ː0.625=5.2m3外输缓冲:t取20min㊂V=163ː24ː60ˑ20ː0.625=3.6m3综合以上计算结果,选择40m3两室分离缓冲罐1具,两个室容积均为20m3,分别用于来油及外输缓冲㊂3.6㊀回收能力分析按照‘石油天然气开采业污染防治技术政策“(环保部公告2012年第18号)要求, 油气集输过程中,应采用密闭流程,减少烃类气体排放;新建㊁改扩建油气田油气集输损耗不高于0.5%;在开发过程中,伴生气应回收利用,减少温室气体排放,不具备回收利用条件的应充分燃烧,伴生气回收利用率应达到80%以上 ㊂考虑区块地理㊁生态及井站分布等因素,按照初期回收利用率80%执行,19700ˑ80%=15760(m3/ d),站内由Φ400伴生气分液器1台和40m3两室分离缓冲罐1具完成伴生气回收任务,次年达到油田回收利用率平均水平㊂4㊀实施效果及经济效益1)摸排伴生气资源量㊂2018年对所属13个采油作业区伴生气资源量进行摸排调查,8个主力区块新增储气量36.5ˑ104m3/d,5个潜力区块新增储气量8ˑ104m3/d㊂2)井组集气工艺配套㊂前期安装直读防冻堵定压套气阀291套,同步回转压缩机26台㊁输气压缩机2台㊁敷设集气管线47.7km;2018年安装定压阀944套,井组集气管线利旧104条115km,憋压生产井组786座,治理井组伴生气全面回收,火炬全部消灭㊂3)站点集气工艺配套㊂前期安装输气压缩机15台㊁配套数字化增压装置及油气混输装置37具㊁敷设输气管线127.4km;2018年敷设集气管线实现油气增压㊁自压分输,利旧管线225.2km,回收站点86座,新增回收气量6.9ˑ104m3/d,轻烃厂上游8个主力区块的主集气管网已基本建成㊂4)拉油点密闭集输改造㊂2018年对12个井场拉油点进行了优化改造进入集输系统,新铺设集油管线15.6km,新增设油气混输装置5套,满足了优化站点的密闭集输要求㊂5)轻烃系统维护㊂2018年累计保养设备1200余台次,检修设备180余台次,新建LNG 一座,改造CNG 装置一座㊂6)稳定系统调整㊂针对油区东部东营输油站来油未配套稳定装置,2018年新建35ˑ104t 原油稳定装置1套;对现有轻烃厂通过提升库存㊁优化流程增加原油稳定量,提高轻烃产量,原油稳定率由38.3%提高至60.8%㊂7)经济效益㊂2018年伴生气回收利用率达到89.5%,较2017年提高了10.5%,形成了较为完整的伴生气回收利用体系,年综合创效1571万元㊂5㊀伴生气回收利用一体化集成装置在安塞油田建设 人文㊁智能㊁绿色 油田和 二次加快发展 的过程中,为适应油气田大规模建设㊁高效开发和现代化管理的需要,油田全面推行标准化设计㊁模块化建设㊂一体化集成装置做为标准化设计的高水平体现,得到了大规模推广应用,逐步满足了安塞油田优化简化地面工艺㊁模块化建设㊁数字化管理的现实需要,是低渗透油田低成本开发战略的重要举措之一㊂5.1㊀油气混输一体化集成装置该装置主要包括加热炉㊁分离缓冲罐㊁外输泵㊁智能控制和安全保障系统等,可实现远程终端控制㊁现场无人值守㊂应用油气混输一体化集成装置,替代了常规增压点的建设㊂图6㊀油气混输一体化集成装置5.2㊀天然气集气处理一体化集成装置撬装一体化 伴生气回收处理装置,一台集装设备将原来油井来液汇总㊁气液分离㊁闪蒸分液㊁管道清管㊁外输计量及自用气减压等7大系统能完成的功能高度集成到了一体,具有减少用地,降低投资,建设周期短等优点㊂图7㊀天然气集气处理一体化集成装置一体化装置设计与油田数字化建设结合,监控数据上传至中央控制系统,确保生产过程可视㊁可控㊁可调节,保障生产平稳运行㊁数据实时监控,形成了适应油田的智能控制系统制模式,可通过远程终端实现站场无人值守,减少现场人工操作,提高站场管理控制水平㊂6㊀结㊀论1)依据生产现场伴生气收集主要为井口套管气㊁站厂放空㊁储罐挥发3种类型,利用主要包括燃料㊁发电㊁轻烃回收3个方向,安塞油田近年来经过科技攻关和现场实践摸索出一条合理有效回收利用油田伴生气的道路㊂同时,这一举措使油区最大限度地减少了伴生气的火炬燃烧排放,对减少对当地脆弱的生态环境破坏发挥了重要作用㊂2)集气管网不完善㊁装置运行参数不达标等因素依然存在,装置实际能耗高,加工费用高,盈利能力弱㊂2019年油田将从井组到站点,依据不同液量㊁含水,找出不同开发阶段气量变化规律,为下步制定回收方案提供有力依据;加大井下油气混采㊁地面油气混输技术论证和攻关,确保伴生气全面高效回收;进一步推进原油稳定与伴生气综合利用工作,实现原油稳定率及伴生气综合利用率均达到95%以上㊂3)老油田管理站点多㊁设施老旧㊁安全风险高㊁运行费用高㊂一体化集成装置因其占地小㊁投资少㊁调配灵活㊁易于搬迁,可与老油田改造 六结合 ,按照 关㊁停㊁并㊁转㊁简 的改造原则,实现流程再造㊂参考文献[1]㊀吕晨,伍鹏程,曹丽斌,等.洁取暖政策对北方农村地区能源结构的影响:以鹤壁市为例[J].环境工程,2019(7):215-220.(下转第197页)。