不同核算方法下碳排放量核算与分析——以燃气电厂燃气轮机为例

碳排放核算对于企业了解自身碳排放量和碳排强度至关重要,是有效开展各项减排工作的基本前提。燃气锅炉和燃气轮机是油田稠油开发生产的主要耗能和排放单体,天然气消耗占比接近80%,准确定量计算其碳排放量对于企业制定和实施减碳降碳措施具有重要意义。基于传统的排放因子核算方法得到的结果具有较大的不确定性,选取运行平稳、排放源稳定的燃气轮机实施烟气连续在线监测,采用排放因子法和实测法两种方法开展碳排放量核算与分析。结果显示,排放因子法采取热值实测较采用缺省值得到的结果低约11%,基于热值实测的排放因子法和实测法得到的结果平均偏差约15%,实测法的结果明显低于排放因子核算得到的结果。该研究为碳排放核算方法体系的完善、有组织排放情景中核算方法的选择提供了一定的参考。

基于走航的CO_(2)驱油与封存场地大气环境监测

CO_(2)驱油和地质封存项目中的泄漏风险是制约其发展的重要瓶颈,对地表大气中的CO_(2)开展监控被认为是预防项目泄漏风险、证实项目埋碳量的关键手段。该研究首次引入了CO_(2)走航监测技术,选取新疆克拉玛依油田CO_(2)混相驱试验区为研究对象,开展了地表CO_(2)泄漏特征监测。监测结果显示:该试验区周边行政区内9个功能区块的CO_(2)均值浓度为417.95×10^(-6)~767.59×10^(-6),清洁本底浓度为416.66×10^(-6)。试验区CO_(2)小时浓度变化与现场生产组织的作息呈现相关性,小时均值浓度为416.81×10^(-6)~420.69×10^(-6),与本底浓度差异不大,因此对大气环境影响较小。局部异常点出现于注气点、采油井、现场休息室、修井作业点、生活基地5类位置。注气系统中,储罐、换热器和注入泵有较明显检出,6组注气系统的泄漏值最大值低于CO_(2)长期接触限值,远低于CO_(2)短期接触限值。

压缩空气余热利用及减排效果研究

电驱动压缩机工作压缩过程中部分电能转为热能,压缩介质温升显著。为提高压缩空气余热利用效率,以往复式压缩机一级、二级、三级压缩空气为热源,对压缩机的余热系统分析得知,压缩空气的余热能满足站区采暖用热。根据实际运行情况,在确保安全条件下,增加压缩空气余热利用采暖系统,取代原有蒸汽换热采暖方式,可达到压缩空气余热利用的目的。经过一个采暖季的运行,压缩空气在正常生产注气任务的基础上,完全可满足站区采暖用热需求,年节约天然气19.7×10^(4)m^(3)(标况),年节约蒸汽费用251万元,年二氧化碳减排4252.7 t,既提高了能源的利用效率,又减少了能源的消耗和二氧化碳排放。

高矿化度稠油采出水外排生物处理技术应用研究

为探索微生物水处理技术用于高矿化度稠油采出水外排处理的可行性,针对新疆油田某联合站稠油污水可生化性差的特点,开展了采出水外排微生物处理技术研究。在掌握稠油热采污水水质以及COD构成分析的前提下,相继开展了混凝/气浮、高级氧化等多种预处理技术的室内研究工作,进一步提高了外排采出水的可生化性。同时,采用驯化培养出具有良好降解性能且盐度适应范围广的高效优势菌种,最终确定了“混凝预处理+生化处理”的总体处理工艺思路。室内模拟实验和现场试验结果表明,联合站稠油热采污水通过“混凝沉淀+水解酸化+接触氧化”的工艺处理后,外排水中COD、BOD 5、石油类和挥发酚的平均去除率分别为85.19%、96.00%、81.82%和95.01%,可以有效地实现联合站稠油采出水达标外排至人工湿地。

含聚污水悬浮固体含量测定方法改进

采用石油天然气行业标准推荐的滤膜法测定油田含聚合物采出水(简称含聚污水)中悬浮固体含量时,过滤时间长而测定值偏高。文章分析了新疆油田含聚污水中固相颗粒物的分布特点,考察了滤膜法存在的问题及影响因素:残余聚合物含量、聚合物分子量、温度等,考察了水中残余聚合物浓度与滤膜截留量的关系,建立了适合含聚污水中悬浮固体含量的测定方法——高速剪切法,验证了该方法的精密度,并以新疆油田现场聚驱和二元复合驱采出水为对象,评价新方法的有效性。

新型无机多核高分子混凝剂的应用试验

开发了一种含有多种金属和非金属吸附核的无机多核高分子混凝剂HPMC。与常规无机混凝剂PAC相比,经HPMC处理的污水中油、悬浮物含量均显著下降。HPMC与现场在用药剂的协同性良好,净化后的污水中油、悬浮物含量分别由58.91、58.86 mg/L降至0.59、5.0 mg/L,硫酸盐还原菌（SRB）、腐生菌（TGB）和铁细菌（FB）菌数分别由2.5×103、7.0×104和1.1×104个/mL降为0个/mL,平均腐蚀速率由0.0902 mm/a降至0.0382 mm/a,达到回注标准。对新疆油田公司采油一厂含油污水现场净水试验的结果表明：HPMC具有用量少、沉降性能好、絮凝速度快等特点,使净化罐出口水中的悬浮物含量为6~10 mg/L、含油量为0.5~4 mg/L、平均腐蚀速率为0.02~0.04 mm/a,达到该油田区块回注水标准。并且降低了装置的运行工况,改善了污泥性能,提高了注水水质的长期稳定性。

油田周边环境典型敏感区大气挥发性有机物特征

采用苏玛罐采样-超低温预浓缩气相色谱质谱联用方法,开展油田特征VOCs成分的分析工作。通过对某油田生产开发区及周边环境敏感区环境空气的持续监测,发现油田特征VOCs的整体扩散规律,低温、温度骤降以及高湿度环境极不利于VOCs扩散,对特征VOCs成分解析并核算其光化学反应特征,明确了臭氧生成潜势,研究表明烷烃及苯系物对臭氧生成的贡献较大,两者的贡献占比达到70%,初步明确了其对周边环境的影响状况。

二元驱污水配聚黏损影响因素分析及控制方法

含油污水中活泼金属离子会对聚合物产生不同程度的降解,导致注入液的黏度损失较大。室内试验表明:水中二价铁、二价硫及硫化亚铁在溶解氧存在的情况下,均会大幅降低聚合物溶液的黏度,0.5mg/L的二价铁或二价硫、1mg/L的硫化亚铁,黏度损失在15%左右。溶解氧为5.17mg/L时,加入9mg/L的二价铁,聚合物溶液的黏度仅为5.48mPa.s,黏度损失超过95%。为减少上述因素对聚合物黏度的影响,利用陈化法、曝气法及化学氧化法等方法均能有效降低含油污水配聚过程中的黏度损失率。

热解吸毛细管气相色谱法检测室内空气中苯和总挥发性有机物影响因素分析

根据《室内空气质量标准》(GB/T 18883—2002),采用热解吸毛细管气相色谱法检测室内空气中苯和总挥发性有机物(TVOC)。从采样管活化、采样体积、解吸率、有效进样量、载气种类和纯度等方面分析探讨了对该方法的影响,并提出相应的建议。

碘量法分析天然气中H_2S浓度的不确定度评定

分析了应用碘量法测定天然气中H2S浓度的不确定度的影响因素,得出测量不确定度的主要来源为硫代硫酸钠标准溶液标定、H2S采样吸收、吸收液滴定以及重复测定4个部分。分析得出硫代硫酸钠标准溶液引入的相对不确定度为0.082%,H2S采样吸收引入的相对不确定度为0.16%,吸收液滴定引入的不确定度为0.17%,重复测量引入的不确定度范围为0.71%~7.07%。当被测样品中的H2S质量浓度为12.5mg/m3时,取置信度为95%,包含因子k=2,则其扩展不确定度U=7.08%。

冷凝-吸附法测定固定源废气含湿量

综合传统重量法与冷凝法测定废气含湿量的特点,建立冷凝-吸附法测定固定源废气含湿量,有效解决重量法与冷凝法不适用于高温、高湿条件下的测定问题.通过优化测定条件,使冷凝-吸附法测定3台不同类型固定源废气结果的RSD为1.5%-4.7%,方法再现性试验结果的RSD为4.5%.用该方法与重量法同时测定油田注汽湿蒸汽发生器及普通流化床锅炉废气含湿量,结果表明冷凝-吸附法具备更强的适用性.

稠油单井回掺热水降黏集输工艺优化研究

新疆某稠油区块采用螺杆泵冷采的举升方式生产,井口温度约在20℃左右,开发初期,原油的表观黏度约为12000 mPa·s,远距离集输过程中,导致高回压甚至凝管,给油田生产带来极大困难。通过对国内外油田稠油冷采集输工艺及现状的调研,结合室内稠油掺水黏度转相点研究结果,确定了单井回掺热水降黏集输工艺,将掺水温度从35℃提高到55℃,不仅解决了油田稠油远距离管网集输的难题,而且与国内其他油田稠油蒸汽开发集输相比,掺水集输单井年节约费用5万元。

油田燃气锅炉烟气排量确定方法探讨

分析了目前油田生产中存在的锅炉烟气排量测定所面临的问题,阐述了2种计算法推测烟气排量的原理,将2种计算方法所获得的烟气排量同实测法得出的烟气排量进行对比,结果表明,无论是2种计算法所得数值之间还是计算法同实测法所得流速之间,偏差都较小。考虑到计算法简易高效,故油田燃气锅炉运行平稳的情况下,烟气排量的测算推荐改用计算的方式。