苏里格南国际合作区节能设计及评估分析

薛岗　杨恒远　张磊　王莉华（.西安长庆科技工程有限责任公司；.苏里格南作业分公司）



苏里格南国际合作区节能设计及评估分析

薛岗1杨恒远2张磊1王莉华1
（1.西安长庆科技工程有限责任公司；2.苏里格南作业分公司）

摘要：依据国家发改委2010年6号令《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》，对苏里格南国际合作区采用的“井下节流＋井口注醇工艺、中低压集气工艺”等6项主要节能工艺，及往复式压缩机组、空气压缩机橇等6项主要节能设备的节能性能进行了计算和能效指标分析，对项目能源加工、转换和利用情况编制了能量平衡表和能量平衡图，计算了项目综合能耗指标，项目万元工业总产值综合能耗和万元工业增加值综合能耗，并与国内同类气田及当地“十二五”能耗指标进行了对比。对报告编制过程中涉及的天然气折标准煤计算、电力当量值和等价值、水消耗计算和工业增加值能耗计算等4方面参数选取进行了说明。最后提出了5点建议，希望对国内同类项目节能评估报告的编制起到一定参考和借鉴作用。

关键词：节能评估；节能分析；综合能耗；折标系数；能量平衡图；能量平衡表

引言

2010年9月17日，国家发展改革委员会发布了《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》，规定了实行审批或核准制的固定资产投资项目在报送可行性研究报告或项目申请报告时，必须一同报送节能评估文件，同时规定了节能评估文件的编制分类（表1）。

表1　节能评估文件分类

2011年8月31日，国务院印发了《国务院关于印发“十二五”节能减排综合性工作方案的通知》，再次强调依法严格执行节能评估审查、将固定资产投资项目节能评估审查作为控制地区能源消费增量和总量的重要措施。可见，节能评估编制在今后气田开发等固定资产投资项目中将起到越来越重要的作用。

苏里格气田南区块（以下简称苏里格南）是中国石油天然气集团公司与道达尔勘探与生产（中国）有限责任公司共同开发的国际合作区，产能规模为30×108m3/a商品天然气。项目在计划生产期内，年均电消耗约为1 573.2×104kWh、天然气消耗约为1 662.2×104m3、标煤消耗量30 942.2 t（当量值，文中除标注为等价值外均为当量值），实物消费量超过表1报告书的规定值，需要单独编制节能评价报告书，以充分体现工艺流程制定、技术方案选择、主要能耗设备等方面的节能特点和节能效果。

1　项目概述及用能分析

1.1地理位置及建设内容

苏里格南区块位于鄂尔多斯盆地苏里格气田南部，地处内蒙古自治区乌审旗、鄂托克前旗和陕西省定边县境内（图1）。苏里格南区块属于典型的低渗透致密岩性气田，其地面集输系统建设内容包括9井式井丛（即BB9、BB9’和BB9”3种类型）、集气站、清管站、集气支干线、采气干管等[1]。

1.2主要用能单元及类型

项目主要能耗单元为集气站、BB9’、BB9”和BB9井丛。

集气站内主要能耗是天然气和电力，站内主要能耗设备为天然气往复式压缩机组、空气压缩机橇和污水外输离心泵。共有10台往复式压缩机组（单台功率为1 326.6 kW）、4台空气压缩机橇（单台功率为7.5 kW）和8台离心泵（总功率为196.6 kW）。

图1　苏里格南区块位置示意图

BB9’和BB9”井丛主要能耗是电力和甲醇，主要能耗设备为注醇泵，共有120台隔膜式注醇泵（单台功率为5 kW）；BB9井丛消耗的少量电力来自井场建设的风光互补供电装置。

2　节能设计及评估分析

2.1“井下节流＋井口注醇”工艺

1）工艺说明。井下节流工艺是依靠井下节流嘴实现井筒节流降压，并充分利用地温加热，使节流后的气流温度基本恢复到节流前温度，从而防止气流在井筒内形成水合物，达到减少甲醇注入量、稳定气井生产能力的目的。井下节流工艺在苏里格气田已成功应用多年，是实现苏里格气田优化简化流程和经济有效开发的关键技术。采用“井下节流+井口注醇”工艺，是该项目防止水合物形成、合理利用地层能量进行节能降耗的最主要和最关键的节能措施，它不同于苏里格气田其他区块采用的单纯井下节流，而是适应苏里格南的1项新工艺，井下节流可以确保节流时不形成水合物；井口注醇，可以确保输送过程中不形成水合物。

2）节能效果。项目采用“井下节流+井口注醇”工艺比单纯的井下节流工艺综合节约标煤4685 t/a，此工艺既降低了能耗，又降低了工程投资，具有很好的经济效益和节能效果。

2.2中低压集气工艺

1）工艺说明。根据开发方案，由于项目井丛开采顺序存在差异，具有中压和低压2种操作压力的井丛同时进入集气站，通过在GGS分别设置中、低系统，井口冬季运行压力1.3～1.4 MPa，夏季运行压力3.6～4.0 MPa，各BB9’/BB9”的来气可根据操作压力倒换阀门进入中压或低压汇管。

2）节能效果。中、低压集气工艺利用气井生产特点合理确定压力级制，中、低压分开运行，减少压缩机运行时间和增压气量，实现气藏天然压力能的梯级利用，通过采取夏季天然气越站工艺，节约标煤5316 t/a。

2.3单井测试工艺

单井测试工艺指在井丛出口管线上设置气井测试阀，配置一定数量的三相计量测试车，将井丛来气进行油、气、水三相分离并分别计量，实现了气井不关井测试。测试时，不影响其他气井的正常生产，测试后的气、水、油再次注入原流程，避免了液体拉运和气体放空，减少了气体放空量，既保护了环境，又节能降耗。

2.4丛式井布井工艺

1）工艺说明。苏里格南区块采用全9井式井丛开发，包括BB9、BB9’、BB9”3种井丛类型。BB9的单井原料气与该井丛另外8口气井的天然气汇集后输至BB9’/BB9”井丛。BB9’/BB9”井丛9口气井原料气与该井丛另外8口气井的天然气汇集后，与附近3座或2座BB9井丛输来的原料气汇合后输至本区块集气站。集气站通过放射状采气干管汇集本站所辖的BB9’/BB9”井丛来气。

2）节能效果。该项目采用9井式井丛开发，共建设158口丛式井井场，如果按常规单井式井场将建1422座井场，初步估计减少井场占地面积上千亩，具有明显的节约占地和节能效果。

2.5气液混输、分输工艺

1）工艺说明。采气管道采用气液混输工艺，即井口不设分离设施，充分利用井口压力将天然气和少量水及凝析油直接输送到集气站；集气管道采用气液分输输送工艺，即在集气站设置分离设施，与集气干线同沟敷设污水输送管线，集气站设离心泵，将集气站分离出的污水采用管道分输至处理厂，减少了混输造成的管道压力能损失，提高了管道输送效率，节能降耗。

2）节能效果。采气管线单井产液量较小，同时流速较高，采用气液混输方案，可以充分利用井口较高的压力能，具有节能降耗的效果；集气管线由于站内产水量大，采用气液分输方案更能节约能耗，年节约标煤4951 t。

2.6太阳能+风能发电系统

1）系统说明。该项目在BB9井场设置了太阳能+风能发电系统，是由风力发电机组和太阳能电池组件共同构成的将风能和太阳能转换为电能的混合发电系统，采用双系统并机方式运行。每座井场独立设置1套这样的系统。

2）节能效果。BB9井场计算负荷为0.4 kW，若采用太阳能+风能发电系统对BB9井场供电，116座井场年总节电量为38.976×104kWh，折合标准煤47.9 t；此外，还可节省大量供电线路投资。

2.7设备能效水平计算及能效指标评估

以空气压缩机橇和隔膜式计量泵为例进行如下说明。

2.7.1空气压缩机橇

项目选用智能压缩机及净化风一体化撬装装置，供气能力为0.79 m3/min，工作压力为1.3 MPa，采用Atlas Copco公司主机，最佳的螺杆线速度使其比效率可达95%以上。参照GB/T 16665—1996《空气压缩机组及供气系统节能监测方法》的计算方法，空压机机组输入比功率按下式[2]估算：

式中：q——输入比功率，kW/（m3·min-1）；

P——空压机机组输入功率，kW；

Q——空压机机组的容积流量，m3/min；

K1——冷却水修正系数，水冷K1=1，风冷K1=0.88；

K2——压力修正系数，空气压缩机组在排气压力为0.7 MPa（表压）下工作时，K2=1。

对于其他工作压力和冷却方式不同的机组，单级、双级压缩压力修正系数K2分别按下式计算：

单级

双级

式中：Pp——压缩机排气压力（绝压）MPa；

Px——压缩机吸气压力（绝压）MPa。

计算得到项目空气压缩机输入比功率为7.26 kW/（m3·min-1），因此，评估认为空气压缩机组输入比功率优于《容积式空气压缩机能效限定值及能效等级》规定的8.7 kW/（m3·min-1）一级能效等级[3]，符合节能设计的要求。

2.7.2隔膜式计量泵

GB/T 7782—2008《计量泵》规定隔膜式计量泵泵效率的计算，应按GB/T 7784—2006《机动往复泵试验方法》7.5条规定执行，计算公式[4]为

式中：η——泵的效率，%；

Pou——泵的输出功率，kW。

泵的输出功率可由下式求得：

式中：p——泵的进出口压力差，MPa；

Q——泵的额定流量，L/min。

泵的输出功率Pou=3.7 kW。

泵的输入功率可由下式求得：

式中：Pin——泵的输入功率，kW；

Pdr——泵的原动机功率，kW；

ηmot——原动机效率，当原动机功率在3.0～7.5 kW时轴功率余量为1.15～1.25倍。

泵的输入功率Pin为4.35～4.0 kW。根据泵的输出功率和输入功率的计算，得出泵的效率为85.2%～92.6%。按照GB/T 9234—2008《机动往复泵》中规定，额定排出压力小于或等于20 MPa时，泵的效率不小于85%[5]，本工程泵效率满足规范要求。

2.7.3主要能耗设备

项目主要能耗设备能效指标评价如表2所示。

2.8能源加工、转换、利用情况评估

项目稳产年平均能源消耗能量平衡表见表3[6]，平均能源消耗能量平衡图[7]见图2。

表2　项目主要耗能设备能效指标评价

表3　苏里格南区块开发项目稳产年平均能源消耗能量平衡表　t(标煤)

3　项目能耗水平

3.1与国内同类项目的对比

项目能耗指标对比见表4。

表4　该项目与国内同类项目能耗指标对比

根据中国石油天然气集团公司《油气地面工程主要指标》（5.1.2节说明选用四川气田单位总能耗值作为国内一般值）提供的数据，四川气田集输系统单位综合标煤能耗值为237.11 kg/104m3，本工程集输系统标煤能耗指标最大为103.14 kg/104m3，低于四川气田集输单位综合能耗平均值。

苏里格气田本部与本项目同属苏里格气田，同位于鄂尔多斯盆地，地理位置相邻，地质开发条件十分相似，地面工艺也相近；而苏里格气田本部经过6年的实际运行，实际计算集输系统标煤能耗指标为151.5 kg/104m3，比本项目高出48.36 kg/104m3。

可见，苏里格南单位产品能耗指标均低于四川气田、苏里格气田本部单位产品能耗。

3.2对项目地能源消费和完成节能目标的影响

图2　苏里格南区块开发项目稳产年平均能源消耗能量平衡图

项目位于内蒙古自治区鄂尔多斯市，根据《内蒙古自治区人民政府关于印发自治区“十二五”节能减排综合性工作方案的通知》，分别计算2015年内蒙古自治区和鄂尔多斯市万元工业总产值综合能耗及万元工业增加值综合能耗，具体对比及结论见表5。评估认为：该项目对内蒙古自治区和鄂尔多斯市能耗指标不会有向上拉动的影响，相反对完成国家节能目标具有促进作用。

表5　对项目地能源消费和完成节能目标的影响

4　参数选取

4.1天然气折标系数

根据该项目的天然气组分，计算出天然气低位发热量约为35757 kJ/m3，标准煤发热量为29307 kJ/m3，由此可确定该项目天然气的折标煤系数为1.220 1 kg/m3（12.201 t/104m3）。

4.2电力当量值与等价值

根据GB/T 2589—2008《综合能耗计算通则》规定，能量的当量值是指按照物理学电热当量、热功当量、电功当量换算得到的标煤数量；能量的等价值是指生产单位数量二次能源或耗能工质所消耗的各种能源折算成标煤的数量[9]。

计算国家各级行政区域的能源消费总量时，电力采用等价值（即当年每发电1 kWh消费的标准煤量核算；而企业计算能源消费量时，电力则采用当量值（即1.229 t/104kWh）核算。

4.3甲醇折标系数

根据GB/T 50441—2007《石油化工设计能耗计算标准》，甲醇能量折算值为19 678 MJ/t[10]，1 kg标准煤相当于29 307 kJ，则甲醇折标煤系数相当于671.4 kg/t（6714 t/104t）。

4.4水消耗计算

工业用水只是一种耗能工质，并不是能源，因此一般能源统计中都不包含水。

4.5工业增加值能耗计算

工业增加值是指工业企业在报告期内以货币形式表现的工业生产活动的最终成果，不包括产品生产的转移价值，只计算生产中新增加的价值，反映企业的实际经济效益。通常采用“生产法”计算。

“生产法”工业增加值=工业总产值-中间投入+项目应交增值税。

中间投入按不含增值税计算，主要有直接材料、制造费用中间投入、营业费用中间投入、管理费用中间投入和利息支出。

5　结论及建议

1）随着国民经济的快速发展，国内天然气气田开发的速度越来越快，规模也越来越大，开发中能耗指标却有较大差异；同时，国内针对气田开发中能耗指标、主要设备能耗限定值的规定还不完善，建议相关部门尽快制定针对性的节能规定。

2）《综合能耗计算通则》附录A的标煤折算系数为通用系数，由于各气田天然气组成有较大差异，为了更精确和准确计算气田能耗，应根据各气田实际组分计算确定标煤折算系数。

3）气田开发中的能耗主要是天然气和电力，部分气田设备如增压往复式压缩机组等是主要的能耗设备。为了降低气田开发能耗指标，提高气田开发经济效益，应根据各气田实际制定合理的节能工艺，提高压力能的利用效率，推迟增压时间；同时，对主要能耗设备在订货时要提出明确的能耗指标和运行降耗措施[11]。

4）气田节能评估报告不同于可研报告中的节能篇（章），要求从第3方“评估”的角度出发，对项目可行性研究报告提出的项目选址、总平面布置、生产工艺、用能设备等方面深入分析，在此基础上对项目用能情况进行全面评估，找出项目在节能方面存在的问题和不足，提出有针对性的节能措施和建议[12]。

5）节能评估更需要项目建设单位制定节能管理机构，配备节能管理人员，制定日常节能管理制度，配备能源计量器具；并且从能源投入种类和比例、工艺技术、设备选型、能源管理、工艺过程、员工教育、天然气产量和回收利用等8个方面加以研究，努力降低单位产品能耗指标。

参考文献：

[1]刘银春，王莉华，李卫，等.苏里格气田南区块天然气集输工艺集输[J].天然气工业，2012，32（6）：69-72.

[2]全国能源基础与管理标准化技术委员会.空气压缩机组及供气系统节能监测方法：GB/T 16665—1996[S].北京:中国标准出版社，1997：2-4.

[3]全国能源基础与管理标准化技术委员会.容积式空气压缩机能效限定值及能效等级：GB 19153—2009[S].北京：中国标准出版社，2012：8-14.

[4]全国泵标准化技术委员会.计量泵：GB/T 7782—2008[S].北京：中国标准出版社，2009：5-11.

[5]全国泵标准化技术委员会.机动往复泵：GB/T 9234—2008 [S].北京：中国标准出版社，2009：10-19.

[6]全国能源基础与管理标准化技术委员会.企业能量平衡表编制方法：GB/T 28751—2012[S].北京：中国标准出版社，2012：3-7.

[7]全国能源基础与管理标准化技术委员会.企业能量平衡网络图绘制方法：GB/T 28749—2012[S].北京：中国标准出版社，2012：3-8.

[8]内蒙古自治区人民政府.关于印发自治区“十二五”节能减排综合性工作方案的通知：内政发[2011]129号[A].（2011-11-09）[2015-06-05].

[9]全国能源基础与管理标准化技术委员会.综合能耗计算通则：GB/T 2589—2008[S].北京：中国标准出版社，2008：4-7.

[10]中华人民共和国建设部.石油化工设计能耗计算标准：GB/T 50441—2007[S].北京：中国计划出版社，2007：13-20.

[11]石油工业节能节水专业标准化技术委员会.气田地面工程设计节能技术规范：SY/T 6331—2013[S].北京：石油工业版社，2014：7-15.

[12]张英健.固定资产投资项编制难点解析[J].中国投资，2012 （5）：22-23.

（编辑李发荣）

辽河油田2016年节能工作聚焦降耗提效

辽河油田公司2016年节能工作已完成布局谋篇，将从管理有序、技术有效、监测有用等方面为明年的节能工作打开新思路，破解新课题，找到新出路。

近年来，面对提升空间小、技术要求高、责任担子重等日渐凸显的难题，辽河油田公司逐步完善节能工作管理方法，开展节能技术跟踪研究，实现节能工作“平稳发展”的良好态势。辽河油田节能工作将围绕“十三五”规划“12863”工作思路，配合“开源节流，降本增效”活动展开。

改进节能指标考核的内容与方式是明年节能工作最大的亮点之一。据悉，为响应集团公司关于耗能总量、耗能强度的“双控”要求，辽河油田公司将通过科学配额、统计分析、现场调研等方式，制定各生产单位生产系统能耗定额指标，把“单耗定额指标”这项新内容纳入节能指标系统，并配合劳动竞赛与业绩考核，加大节能目标责任制考核力度。

此外，辽河油田将继续通过大力推广节能技术，提高经济和社会效益。在继续实施好区块节能综合治理改造项目的基础上，加快“油田加热炉提效”“电动机能效提升”“配电变压器能效提升”三大工程的推进步伐；优选科技含量高、节能效果好的技术项目，及时转化为科技成果；结合辽河油田的生产实际和业务特点，深入研究“区块整体节能效果测试与计算”方法，并逐步形成企业标准。

辽河油田公司还将结合股份公司节能监测计划，展开耗能设备的节能监测工作。同时，深入排查能源利用存在的薄弱环节、对年耗能5000 t标准煤以上的单位进行能源审计，进一步降低能耗成本，推进资源节约型企业创建也将成为明年节能工作的重点。

付亚荣

中国石油启动“能源管控系统研发与应用”

11月26日，中国石油“炼化能量系统优化技术升级与推广应用”重大科技专项——“能源管控系统研发与应用”课题在锦州石化公司启动。

按照国家工信部的要求，中国石油特设立“炼化能量系统优化技术升级与推广应用”重大科技专项，为实现“十三五”节能目标提供技术支持。

锦州石化作为“能源管控系统研发与应用”的实施单位，专门成立项目领导组、专家组和课题组，在前期广泛技术交流、调研的基础上，确定与横河公司、KBC科技有限公司合作开展能源管控中心建设。

据课题组负责人介绍，通过锦州石化能源管控中心的建设，使先进的能源管理理念在中国石油得到推广应用，为其他企业建设能源管控中心起到示范作用。

来源：中国石油报付亚荣供稿

收稿日期2015-06-05

作者简介：第一薛岗，高级工程师，2002年毕业于西南石油大学（油气储运专业），从事天然气地面工程设计和研究工作，E-mail : ctec-xgang@cnpc.com.cn，地址：陕西省西安市未央区长庆大厦911室，710018。

DOI:10.3969/j.issn.2095-1493.2016.02.017