中国石油生态保护实践及提升建议

自党的十八大以来,中国石油天然气集团有限公司(中国石油)全面加强生态保护工作,采取一系列有力措施,生态保护管理体系更加完善,生态保护效果持续向好。文章梳理了中国石油主要的生态保护管理政策和实践经验,重点介绍了中国石油在植树造林、“我为碳中和种棵树”、自主贡献型生物多样性保护地建设和塔里木沙漠公路防护林生态工程等亮点行动,分析了中国石油在生态保护工作管理机制、油气和新能源开发与生态保护协同以及生态产品价值实现方面的发展难点,提出了建立生态保护集中统筹和协同增效管理模式、构建能源开发与生态保护融合发展模式和探索多样化生态产品价值实现路径的建议。

我国油气行业甲烷核算方法优化的若干建议

油气行业甲烷减排是我国应对气候变化问题的重要手段。准确地开展甲烷核算工作是油气行业开展甲烷排放控制的基础。当前,我国油气行业甲烷核算方法存在的主要问题为缺乏全面详细准确的基础数据、缺乏油气行业本土化特征排放因子以及未建立非常规油气田特征排放因子等。本文在参照美国、加拿大和欧盟等的国际先进经验的基础上,结合我国国情,围绕强化基础监测并夯实核算数据、确定特征排放因子并统一甲烷核算方法、强化企业主体责任并持续加大监督力度等诸方面提出了我国油气行业甲烷核算方法优化建议。

我国炼油企业提高能源效率的途径

对国内炼油企业炼油综合能耗指标与国际先进水平的差距进行了分析。论述了国内炼油企业应如何进行工艺流程合理匹配,如何提高能源利用效率和能量转化效率。阐述了炼油企业在加强资源化管理、低温热回收利用及管理层推动节能等方面应采取的措施。

对21世纪CNPC下游发展的几点思考

石油石化两大集团重组以后，中国石油天然气集团公司形成了上下游一体化的格局。文章分析了原油资源的利用、加入ＷＴＯ后对中国石油天然气集团公司的影响；对中国石油天然气集团公司下游产品结构和质量现状、产业结构的调整；发展市场营销的必要性和措施等方面提出建议。

国内重油加工技术动态综述

根据石油生产实际和资源储备情况，原油性质的变重和劣质化的趋势将不可避免，因此重油加工在炼油化工企业中占有非常重要的地位。针对不同重油的性质和产品市场的需求变化，选择合适的重油加工工艺，将会提高企业的效益。通过重点介绍重油加工中的脱碳工艺和加氢工艺，并分析国内与国外技术的差距，得出结论：国内脱碳工艺已基本掌握，且部分工艺技术达国内外先进水平；国内加氢工艺与国外相比差距较大。

CNPC润滑油生产的发展方向和对策

重组后的中国石油天然气集团公司（ＣＮＰＣ）润滑油的生产在国内占有比较大的优势，优势主要表现在资源、技术和生产能力。如何发挥优势，克服市场占有份额较少是发展的首要问题。ＣＮＰＣ应加快对润滑油工艺技术的改造、进一步改善润滑油的品种和质量、生产具有市场竞争力的拳头产品、加强生产经营管理、加强资源的优化配置，提高ＣＮＰＣ润滑油的市场竞争力和占有率。

中国石油成品油销售企业节能考核指标方法探讨

针对中国石油成品油销售业务生产过程中主要能源消耗环节和能源实物消耗情况,研究构建了相应的节能节水指标体系。根据目前较为常用的节能节水考核指标(节能量、节水量),提出了相应的计算方法,并结合成品油销售企业的业务特点以及重点能耗和用水分布情况,将节能量、节水量进一步分解成"加油站业务"和"油库业务"两种主要因素分别进行计算。提出了今后成品油销售企业节能节水考核工作的建议。

油气田节能技术发展现状与展望

我国当前技术节能的贡献率仅为13.4%,发展节能技术的空间很大,而且必须要加快技术进步的步伐。我国油气田节能技术已在系统优化、抽油机及其配套节能技术、放空天然气回收技术、原油常温集输技术、稠油热采节能技术、天然气井下节流技术、高效节能设备等方面取得较大突破。但油气田节能降耗难度日益增大,单位生产能耗较高、设备老化、腐蚀结垢、地面工程系统负荷匹配不够平衡等问题仍然存在。国际大型石油公司积极采用井下分离技术、先进过程控制技术、油田产出水循环利用、高效保温技术等先进技术,并注重能源综合利用及新能源和可再生能源利用。目前油气田生产对于地上地下整体优化技术、机采系统配套节能技术、油田采出水余热利用配套技术、油气集输节能技术、稠油热采配套节能技术以及新能源和可再生能源利用等技术的发展有迫切需求。

二氧化碳捕集、地质利用与封存项目环境管理研究

对于能源密集型行业和难减排工业来说,二氧化碳捕集、地质利用和封存(CCUS)是缓解气候变化不可或缺的关键技术工具,但同时也会带来相应的生态环境问题。目前我国针对CCUS的环境法律法规、生态环境管理技术规范、CO_(2)监测标准、环境风险管控、核算办法和交易路径等要求仍然相对滞后。本文梳理了国内外CCUS的发展现状和趋势以及环境管理方面的不足。建议在CCUS全过程环境管理的联动衔接、CCUS的环境监测标准规范、基于封存CO_(2)运移和运输管道泄漏情景的源强定量风险评价模型、减污降碳协同控制、减排量核算方法学及碳交易途径等方面进一步出台科学化管控政策,优化和规范我国CCUS行业的环境管理流程,发挥CCUS项目最大的生态环境和社会经济价值。

稠油油田生产能耗指标计算方法研究

经过20多年的发展,中国石油稠油产量大幅提高,近几年基本占到原油总产量的12%左右,热采稠油约占原油总量的10%。由于稠油黏度大、流动性差等原因,开采和输送环节的能耗明显高于常规油田。掌握稠油油田生产用能状况、确立稠油油田生产能耗指标日趋重要。推导出稠油油田生产能耗计算数学模型,根据热力学系统能量计算方法和水蒸气热力性质,提出注汽系统能耗计算模型;通过统计和相关性分析,得出稠油油田主要生产耗能系统不同工艺流程、不同黏度稠油的能耗基准值;提出稠油油田3种能耗计算方法(计算法、对比法、经验值法)。建立的能耗计算模型、能耗基准值表及能耗计算方法,可用于热采稠油油田生产能耗的计算,并能应用于评价油田实际生产能耗的合理性,制定稠油区块、采油厂或整个油田公司稠油生产能耗考核指标和能耗定额。

基于层次分析-灰色评价法的炼化污水回用技术评估研究

将层次分析法与灰色综合评价法相集成,形成了用于评价炼化达标外排污水深度处理回用技术的新方法。该方法以多层次分析模型为骨架,利用熵权法获得指标权重,并通过求取灰色关联度建立了炼化污水深度处理回用技术评价模型,减少了人为因素的影响,使评价结果更加客观和具有指导性。通过实际案例,给出了该模型的计算流程及评价方法。

中国石油炼化企业引入合同能源管理的探讨

合同能源管理是20世纪70年代在西方发达国家兴起的一种基于市场运作的全新的节能机制。我国合同能源管理正进入一个快速发展时期,一些大型国有企业已建立了专业化的节能服务公司(ESCO)。2011年我国合同能源管理项目投资额达到412.43亿元,比上年增长43.45%,实现节能量1648.39×104t标准煤。目前通过资格审查备案的ESCO共计2339家,第三方节能量审核机构26家。"十二五"期间,中国石油炼化企业节能任务十分艰巨,有必要引入合同能源管理。鉴于此,应坚持"积极稳妥、有序推进、先易后难、先小后大"的原则,逐步使合同能源管理成为实施节能技术改造的重要方式之一,在引入外部ESCO的基础上,鼓励内部节能技术研究机构和节能监测机构组建ESCO;各单位要各司其责,分工协作;要加强合同能源管理人才培养,疏通管理环节,掌握项目实际操作流程。

油气田能源效率指标体系及评价模型的研究

根据油气田生产实际,按照生产系统及其基础生产单元的架构,论述了如何建立油气田能源效率评价指标体系。该体系有3个层次的能耗指标,包括4个一级指标、10个二级指标和45个三级指标。引入能量因数的概念,运用生产系统可比能耗建立了能源效率评价模型,通过咨询数据的统计分析,确定了基础生产单元的能耗基准值和能量修正系数。通过实例计算和分析,验证了模型的可行性,为油气田企业进行能源效率评价提供了理论依据。

加热炉余热回收技术综述

加热炉是炼油企业的主要耗能设备,采用烟气余热回收技术可以大幅降低加热炉排烟温度,提高加热炉热效率,对于炼油企业降本增效具有重要意义。从技术原理、技术特点、适用范围、节能效果等多方面,分析了目前炼油企业加热炉上常用的几种烟气余热回收技术:管式空气预热器、热管式空气预热器、水热媒空气预热器、管式—水热媒组合式空气预热器、板式空气预热器以及余热锅炉等。指出应根据生产实际的需要、节能效果分析等,针对不同排烟温度的加热炉采用不同的余热回收技术。

中国石油节能降耗面临的形势与对策思考

论述了近年来节能降耗工作取得的成效、存在的问题和面临的挑战,提出了切实做好节能降耗工作的对策:针对大批新建项目的建设,控制增量投资节能是实现节能降耗的关键;对于存量生产系统,系统优化和结构调整是实现节能降耗的核心;在加强节能管理方面,建立节能长效机制是实现节能降耗的保障。

基于自然解决方案的中国油气行业发展策略

基于自然的解决方案(NbS)作为全球加速气候行动的九大领域之一,近年来被国际主要油气公司和油气行业气候倡议组织(OGCI)广泛提及并进行了针对性研究和前期示范工作。中国油气行业需要利用好NbS解决目前所面对的气候变化、生物多样性丧失等一系列社会和自然挑战。在论述国际油气公司发展NbS的实施策略、主要挑战和解决方案的基础上,分析了中国油气行业发展NbS的异同,提出了中国油气行业发展NbS的战略布局和重要策略。对中国油气行业在拓展碳汇资源、生物多样性保护主流化、推广基于NbS的生态修复技术、加快发展非粮生物质能源、建立NbS成本效益评估和考核机制、拓展NbS项目经济社会价值等方面提出了具体建议。

石油天然气工业油气生产能源审计探讨

随着节能管理水平和认知的不断深化,以及新国标GB/T 17166—2019《能源审计技术通则》的发布实施,对能源审计工作提出新的要求,需要进一步进行研究。在分析国内外能源审计现状和发展基础上,着重介绍和探讨石油天然气工业油气生产能源审计。根据石油天然气行业油气生产用能特点,总结归纳提出适用于油气生产能源审计的流程、内容方法和关键点等,根据实际工作中存在的问题提出几点意见和建议。

基于人工神经网络的热油管道能耗预测模型

对长输管道而言,影响管道输油成本变化的因素众多,但影响最大的是生产油耗和电耗费用。为了更深入地探索输油过程中输量与能耗的变化关系,以某条输油管道几年来输量及生产油耗、电耗数据为基础,用人工神经网络的方法建立了管道输量与生产油耗、电耗的预测模型。分析表明,该模型的计算结果相对偏差在±5%以内,满足工程实际需要,因此可以用该模型来预测热油管道的生产油耗和电耗。该研究首次建立了热油管道输量与生产油耗和电耗的预测模型,为预测管道的能耗总量提供了便利。

原位热解对油页岩物性及地下水水质影响探索

油页岩原位热解开采后,其岩性和组分会发生显著变化,地下水入侵采矿区会导致水质的污染。因此本文针对不同热解温度下油页岩半焦释放重金属和可萃取石油类物质对地下水水质的影响进行了探索。选取两组油页岩制成粒径≤2mm的样品,进行100~500℃常压热解半焦物性表征实验,研究测定了油页岩热解前后的比表面积、油页岩微观结构、元素含量占比变化,同时将热解半焦进行浸泡实验,检测水样中重金属Fe、Mn、Cr含量,最高浓度可达到9.07mg/L、5.26mg/L、0.053mg/L,超出地下水质量标准(GB/T 14848—2017)Ⅴ类水标准。分析表明,重金属元素超标主要为热解后油页岩中的矿物成分浸入水中所致,与油页岩热解后物性变化相关。同时发现,可萃取石油类物质对地下水的影响在热解温度为400℃时达到最大。

油页岩原位开采对地下水水质影响的研究进展

我国油页岩资源十分丰富且多数埋藏较深,油页岩原位开采技术可以大幅提高开采效率,提高经济效益。但原位开采遗留的半焦、残渣中的污染物会在水岩作用下发生溶质迁移而对地下水环境造成破坏。原位开采后,油页岩物化性质的变化对地下水水质安全起着决定性作用,同时岩层相邻水文地质的状态也会影响污染物的迁移。总结了油页岩热解前后孔隙度和渗透率的变化,阐述了国内典型油页岩矿区与地下含水层的赋存情况,综述了国内外油页岩原位开采对地下水水质的影响;重点介绍了油页岩原位开采后部分有机物、重金属等污染物的释放情况,以此初步明确油页岩原位开采对地下水水质的影响;展望了今后油页岩开采地下水环境保护的重点研究方向,以期为我国未来实现油页岩工业化开采采取必要的风险防控措施提供理论基础。