杨光，王登海，薛岗，王荣敏，杨银银，李东升，王明

1.长庆工程设计有限公司；2.中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司

0 引言

2020年9月22日，中国向世界作出“中国力争在 2030年实现碳达峰，2060年实现碳中和”的郑重承诺。2020年 12月发布的《新时代的中国能源发展》白皮书显示，全国可再生能源开发利用快速扩大，能源绿色发展对碳排放强度下降起到重要作用［1］。2021年 5月，国能发新能〔2021〕25号《国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》指出，2021年全国风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到11%左右，后续逐年提高，到 2025年达到 20%左右［2］。可见中国正在加快优化能源结构，大力发展新能源，逐步减少传统的化石燃料供应。因此，低碳和去碳化是必然趋势。新能源开发利用步伐加快，已成为全球能源增长新动力，并将逐步替代化石能源，在碳中和进程中发挥关键作用［3-4］。为此，2021年，中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）确定了“绿色低碳”的发展战略，努力推动构建新发展格局，保障国家能源安全。并进一步强调了要牢固树立绿色发展理念，锚定“碳达峰、碳中和”的目标，按照“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走的总体部署［5］，大力实施绿色低碳发展战略，加快形成绿色竞争优势。

中国石油长庆油田分公司提出将新能源作为三大主营业务之一，到“十四五”末，初步形成低碳、零碳能源发展新格局，清洁能源应用替代率达到25%以上。

1 长庆气田清洁能源概述

1.1 用能特点

长庆气田位于中国鄂尔多斯盆地。盆地北部为沙漠、草原，南部为黄土高原，山大沟深、梁峁交错，自然环境差，盆地内具有丰富的天然气资源。

2021年长庆气田生产天然气 465.4×108m3，2025年计划生产天然气500×108m3。目前已建成集气站334座，集气管道约2 000 km，净化厂5座、处理厂12座，设计净化（处理）能力达到518×108m3/a。

长庆气田自用天然气消耗量大，主要为压缩机驱动燃料、加热炉燃料等。并且，随着气田开发和产能增加，老气田进入增压稳产阶段，新气田以致密气开发为主，系统能耗将逐年增加，故需进一步采取有效工艺措施，积极推进节能降耗及清洁替代工作。

1.2 清洁能源资源情况

清洁能源是指不排放污染物的能源，包括地热能、太阳能和风能等，长庆气田所属鄂尔多斯盆地主要清洁能源资源情况如下。

1.2.1 地热能资源

鄂尔多斯盆大地平均热流值为61.78 mW/m2，属于中温型热流区，地温梯度平均为2.93℃/100 m［6］，纵向热储层系较多，与石油天然气勘探层系相对应，可以分为上部热储层（白垩系）、中部热储层（侏罗系）、下部热储层（三叠系）。目前，长庆气田范围内未开展地热能利用。

1.2.2 太阳能资源

长庆气田横跨陕西省、甘肃省、宁夏回族自治区、内蒙古自治区、山西省等5省（区）。鄂尔多斯盆地太阳能辐照总量为 4 500～5 600 MJ/（m2·a），最大日照时数为3 014.9 h。太阳能资源属于国家Ⅱ类（资源较富区）和Ⅲ类（资源一般区），具备开发利用的客观条件。中国太阳能资源概况见表 1。目前，长庆气田井场、阀室安装了约0.57 MWp光伏，年发电量68×104kW·h。

表1 中国太阳能资源概况［7］

1.2.3 风能资源

长庆气田区域范围主要为内蒙古自治区和陕西省北部地区，风能资源属于资源丰富区和较富区，具备开发利用的客观条件。中国风能资源情况见表2。

表2 中国风能资源概况［8］

长庆气田所在地区，年风速大于在 3 m/s的时间近4 000 h，一些地区年平均风速可达6～7 m/s以上，具有较大开发利用价值。在这些地区，电网公司已建有较多的风电厂。

1.2.4 余热资源

长庆气田天然气处理厂主要采用燃驱压缩机增压外输工艺，苏里格气田和靖边气田的集气站采用470～1 250 kW燃驱往复式压缩机增压外输工艺，气田燃驱往复式压缩机应用总数达到300台以上，天然气发动机高温烟气余热资源丰富，烟气温度470 ℃，余热回收潜力大。如，苏里格气田50×108m3/a标准化天然气处理厂共设置7台3 531 kW燃驱往复式压缩机，余热可实现发电量1 400×104kW·h/a；苏里格气田苏东南区块集气站共有燃气驱动往复式压缩机 30台，余热可实现发电量 5 275×104kW·h/a。

1.3 清洁能源替代率目标

基于长庆油田分公司设立的“十四五”末清洁能源替代率不低于25%的目标，按照清洁能源替代指导思想，立足气田实际，以区块单元为基础，进行地面优化简化实现“节能”，利用地热、余热、太阳能等清洁能源替代传统用能实现“减排”，同时结合碳汇林建设和CO2捕集利用实现“碳中和”。

长庆气田地面工程建设范围主要包括气田井场、集气站、天然气处理厂、天然气净化厂和生产保障点等，通过对气田地面工艺流程、生产特点、用能指标、清洁能源资源及建设现状的分析可知，地面集输处理系统清洁能源替代方面的潜力主要包括各种工艺过程损耗天然气回收、工艺过程减少燃料气和电力消耗、气井试气过程放空气回收，太阳能和风能利用、压缩机烟气余热利用、碳汇林建设和工艺过程CO2捕集利用等方面。

2 长庆气田碳减排技术应用现状

广义上，天然气作为一种清洁能源，能减少SO2和粉尘排放量近100%，减少CO2排放量60%和氮氧化合物排放量50%。狭义上，除清洁能源天然气本身外，长庆气田碳减排技术分为节能技术、减排技术、碳中和技术三大类技术系列。

2.1 节能技术

2.1.1 减少火炬燃料气消耗技术

长庆气田标准化天然气处理厂建设规模为50×108m3/a，处理厂放空火炬均设置5只长明灯，长明灯和火炬密封装置燃料气用量约 552 m3/d，长明灯燃烧会消耗较多燃料气，同时由于火炬为敞口火炬，燃料气密封需要消耗一定燃料气和排放气。计划采用等离子随即引燃火炬等相关火炬改造技术，可彻底熄灭长明主火，既保证安全，又保护环境。随即引燃火炬包括等离子点火系统、升降式燃烧器、广域等离子火焰检测系统、微正压保持系统、智能控制系统等5个部分，每套等离子点火装置配一套等离子火焰检测系统，检测点火器高温等离子体电弧工作状态。等离子火焰检测系统直接安装在等离子火焰点火系统内，点火控制可采用就地手动启停控制、值班室远程手动启停控制或控制系统自动连锁启停控制的操作模式。点火供电电源采用 UPS（不间断电源）。自动点火触发信号由火焰检测和火炬燃烧器状态检测开关信号、压力信号综合逻辑运算获得，当火炬燃烧器打开且处于熄灭状态时 PLC（可编程逻辑控制器）系统发出点火指令，点着时自动关闭。控制工艺流程示意图见图1。

图1 等离子点火控制工艺流程示意图

以长庆气田某处理厂和某净化厂火炬区火炬系统改造为例，改造后可累计节约燃料气消耗 62.6×104m3/a，相当于节约能耗776.2 tce/a，减少CO2排放2 018.12 t/a，节约燃料气费用约76.4×104元/a（气价1.22元/m3），预计2022年实施完成。

2.1.2 零散天然气回收技术

2.1.2.1 处理厂闪蒸气回收［9］

以长庆气田天然气处理厂凝析油稳定装置为例，闪蒸气经分离后接入低压放空火炬，闪蒸气量约3 000～5 000 m3/d，采用闪蒸气回收装置将闪蒸气增压后接入原料气系统，可实现闪蒸气的回收利用，减少火炬排放。如，1座50×108m3/a规模的标准化天然气处理厂预计年回收闪蒸气 151.8×104m3，相当于减少能耗1 882.3 tce/a。

闪蒸气回收装置主要由分离器、自力式调节阀、压缩机等组成（见图2），可实现将天然气处理厂内的闪蒸气分离、增压后回收接入厂内原料气管网，从而解决厂内闪蒸气放空带液和回收的问题，避免资源浪费。其主要功能为“闪蒸气气液分离、压缩机增压、天然气补给、流量计量、远程放空”，包括闪蒸气分离增压流程、燃料气补充气流程、放空流程、排污流程，适用于天然气处理厂闪蒸分离器闪蒸气和凝析油稳定塔塔顶气回收利用。

图2 闪蒸气回收装置工艺流程示意图

目前，该技术已在长庆气田两座处理厂成功应用，预计2022年在各处理厂全面推广。

2.1.2.2 检修气回收及气井试气回收

对于气田集输管网放空天然气、天然气处理厂等装置区检修放空气及气井试气放空气均可以采用小型压缩机移动增压技术，将拟放空的天然气增压返回至原系统，减排效果显著。

检修气回收：预计1座50×108m3/a天然气处理厂可实现装置检修放空气回收 2.5×104m3/a，可减少能耗31 tce/a；管径1 016 mm的输气管网在运行压力5.5 MPa的工况下每千米管道可实现回收天然气4.5×104m3，可减少能耗55.8 tce。

气井试气放空气回收：直井、定向井试气时间为5～8 d，试气期间可回收原放空燃烧天然气15×104m3/井；水平井试气时间为10～15 d，可回收原放空燃烧天然气50×104m3/井。2021年，长庆气田实施气井试气回收442口，回收气量1.77×108m3，折合23.5×104tce。

2.2 减排技术

2.2.1 余热利用技术

长庆气田可回收余热主要为天然气处理厂压缩机烟气余热。7座处理厂合计44台燃驱压缩机，可回收余热198.66 tce/d，余热回收潜力巨大。

拟采用水蒸气朗肯循环发电技术，烟气在高温段从470 ℃降至190 ℃，低温段进一步降至90 ℃左右后排入大气。烟气余热进行了两级发电，尽量减少燃料气的消耗。水蒸气朗肯循环发电技术示意图见图3。该技术计划于2022—2023年在苏里格气田5座处理厂实施完成。

图3 水蒸气朗肯循环发电技术示意图

2.2.2 太阳能利用技术

2.2.2.1 太阳能聚光集热技术

目前国内外有5种太阳能聚光集热主流技术，包括槽式、菲涅尔式、塔式、碟式和复合碟式。槽式和菲涅尔式都属于线性聚焦系统，结构相对简单，但占地及系统庞大，对于太阳能的跟踪一般采用单轴跟踪，跟踪装置较为简化［10-11］；塔式和碟式为点式聚焦系统，聚光比相对线性高，多采用双轴跟踪的方式，控制系统较为复杂［12］；复合碟式是一种同时具有塔式、碟式和菲涅尔式的一种新型光热技术。

国内复合碟式、槽式和菲涅尔式光热集热系统现场应用较多，以某处理厂替代导热油炉约 2 MW功率，对3种光热技术方案综合对比见表3。

表3 光热集热系统方案综合对比

目前，气田各采气厂日常在用的采暖炉、加热炉、锅炉和导热油炉等燃气加热设备约345台，总加热功率约40.2×104kW，预计采用光热技术替代后，可节约燃料气消耗约322×104m3/a，相当于年减少能耗约 39.6×104tce，气田在用燃气加热设备统计见表4。

表4 气田在用燃气加热设备统计情况

目前，在长庆气田生活区域已经逐步开展太阳能采暖及制备热水工作。（1）大型场站办公区太阳能采暖。对气田大型场站的办公区可采用太阳能采暖方案。以某天然气处理厂为例，办公区建筑物采暖热负荷约 500 kW，区域冬季总辐射量为 720 MJ/m2，光照较为充足。办公区冬季采暖耗热量324×104MJ，需设置9 000 m2集热器作为热源（占地面积13 000 m2），并设置储热水罐为夜间供热。在阴雪天等太阳能系统不能运行时，原有供热系统作为备用。（2）生产保障点太阳能制备洗澡热水。以长庆气田某生产保障点为例，住宿人员约300人，区域年总辐射量为5 838 MJ/m2，光照充足。在公寓楼及相关平房屋面增设太阳能热水系统，用以替换已有的电热水器采用集中热水双管系统，系统设自动电辅助加热，解决阴雨天用热水问题。可减少电力消耗38.7×104kW·h/a，减少能耗129.3 tce/a。

2.2.2.2 太阳能光伏发电技术

长庆气田井场已经全部采用了独立光伏发电+储能供电方式，将太阳能发电系统所发电能通过控制器、逆变器供给负载，采用蓄电池储能。当装置不具备发电条件时，利用蓄电池储存电能供给负载［13］。

集气站、保障点计划采用光伏并网发电+发电机+外电的供电方式，将太阳能发电系统所发电能输送至内部电网供负载所用，电能不足时依靠现有发电机或外电提供。以苏里格气田苏东南区块为例，预计光伏装置全年发电量为 40.6×104kW·h，能耗135.6 tce/a。

2.3 碳中和技术

碳中和是指企业、团体或个人测算在一定时间内直接或间接产生的温室气体排放总量，通过植物造树造林、节能减排等形式，抵消自身产生的 CO2排放量，实现CO2“零排放”。气田碳中和技术主要包括碳汇林和碳捕集技术等。

2.3.1 碳汇林技术

从大气中清除CO2的过程、活动和机制称为“碳汇”。森林碳汇是指森林吸收大气中的CO2并将其固定在植被或土壤中，从而减少CO2在大气中的浓度。通常，碳汇林就是碳汇林场。发展林业碳汇不仅有利于改善全球气候变暖的趋势，还有利于森林生态效益和社会效益的发挥［14］。总之，以充分发挥森林的碳汇功能，降低大气中 CO2浓度，减缓气候变暖为主要目的的林业活动，就称为碳汇林业。

以苏里格气田苏东南区块为例，目前区块内主要有内蒙古乌审旗纳林河林场与陕西榆阳区巴拉素林场，通过与地方政府合作建设碳汇林，种植樟子松或杨树为主，每1×103m2约120～180株，可实现年吸收 CO2量 1.95～10.2 t，折合约 0.78～4.08 tce。以种植面积1 000×103m2为例，不同树种总储碳量及折合标准煤量计算见表5。

表5 不同树种总储碳量及折合标准煤量［15-17］

2.3.2 碳捕集技术

2.3.2.1 净化厂硫黄回收尾气排放气CO2捕集工艺

以长庆气田某净化厂为例，该净化厂硫黄回收装置采用了“尾气正压焚烧+NaOH碱洗尾气处理”工艺。先在焚烧炉内将单质硫、H2S燃烧转化成SO2，再选用质量分数为15%的NaOH溶液作为吸收液，吸收烟气中的二氧化硫碱液，生成Na2SO4溶液至下游蒸发结晶装置，尾气中 SO2含量最低可达 50 mg/m3，可直接排入大气［18］。

尾气排放气温度40～50 ℃，压力0.5～10 kPa，CO2含量（体积分数）为 48.13%，针对排放气中的CO2浓度，选择胺液捕集+丙烷制冷液化工艺进行CO2的液化捕集，尾气进行初步增压分离后，进入胺液吸收塔，CO2被捕集后经过二次增压、分子筛脱水后进入丙烷制冷单元，液化后进入提纯塔，提纯后经制冷单元过冷后进储罐，预计可回收液体CO2产品 181.8 t/d，CO2捕集成本约 490元/t，到场运输费170元/t，综合成本为660元/t。

2.3.2.2 处理厂压缩机烟气回收工艺

以长庆气田某处理厂为例，其压缩机烟气经余热回收后的烟气温度90～100 ℃，压力为常压，烟气流量192×104m3/d。压缩机烟气经余热回收设备回收热量后，进入原料气压缩机增压至30 kPa，经醇胺（新型DGEA低分压脱碳溶剂，即多级复合胺水溶液吸收剂）吸收提浓装置将 CO2气体提浓后，湿气经增压及级间分子筛脱水，CO2干气经丙烷制冷液化，分馏提纯后，液态 CO2进入储罐储存。预计可回收液态CO2产品量8×104t/a（以8 000 h计），产品设计质量符合 GB 6052—2011《工业液体二氧化碳》标准中的指标规定，CO2的捕集成本约 520元/t。

3 结束语

长庆气田的新能源尚处于起步阶段，除在井场太阳能光伏发电及净化厂尾气排放气 CO2捕集有应用经验或技术积累外，其余基本在起步探索、攻关研发阶段，需紧密结合理论与现场试验、不断优化创新，最终形成适合长庆气田的工业化应用技术。

气田应结合自身发展需要，积极推动清洁能源利用的转型，以气田用能市场优化为导向，积极开展风、光、余热发电等清洁能源项目合作，同时应建立多元化、多渠道、多层次的投融资体制，促进清洁能源项目合理布局和高效运行。

碳汇林建设过程需多项审批文件清单，审批手续复杂，需专业公司进行审核审定等，建议整体规划气田碳汇林逐年实施地点，加快碳汇林建设。

测算某净化厂硫黄回收尾气 CO2捕集综合成本为660元/t，大于目前CO2现场综合成本530元/t的单价（含出厂价+运输费），与目前用价相比，年亏损845×104元。因此建议及时跟踪气田不同净化厂CO2组分变化，合理优化捕集规模和工艺，综合考虑以提高项目经济效益。

气田具有各类加热设备数量多、分布广、负荷高，燃料气消耗高、能耗高的特点，建议结合各厂实际情况，制定具体的加热设备替代方案和计划。