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    吉林石化依靠技术创新节能减排

    提高工艺水平 呵护青山碧水

    3月24日,记者在中国石油吉林石化安全环保处了解到,动力二厂4号锅炉脱硫、脱硝设施与主装置实现同步运行。这次技术改造降低了烟气排放浓度,每年可减排二氧化硫、氮氧化物1200吨,标志着吉林石化环保工作再上新台阶。

    “吉林石化严格落实污染减排责任,加大环保投入,强化监测体系建设,改进生产工艺技术,去年以来,主要污染物排放总量远优于国家标准。” 中国石油吉林石化安全环保处科长孙力东说。

    中国石油吉林石化抓基础、重管理,做好绿色环保生产,提升发展质量。在环保项目上,公司实施污水处理厂深度处理项目、动力二厂1-3号炉脱硝项目、炼油厂Ⅲ催化烟气脱硫等项目。吉林石化还设立公司、工厂两级环境监测体系,对全公司的环境空气监测点进行监测。同时在18个主要生产厂设立环境监测部门,对工业污水、生活污水、清净下水进行不间断监测。公司在环境在线监测系统更新完善项目和三级防控自控升级试点改造项目中,实现在线监测仪表与三级防控设施自动联动,极大缩短了从环境监测到应急响应的时间,为环境保护决策和环境管理提供了大量科学、准确、及时的监测信息。

    不仅如此,中国石油吉林石化依靠科技进步,在污水处理上也取得阶段性成果。

    “科研人员相继攻克了曝气生物滤池、生物强化、生物倍增、臭氧催化氧化、臭氧氧化以及其组合工艺的中试研究等多项难题。”孙力东说。

    中国石油吉林石化坚持把推广使用先进适用的减排技术、完善配套减排设施作为推进减排工作的重要环节。公司采用密封方法收集污水挥发的刺激性气味,经生物滴滤装置一次吸收处理,再经生物氧化法进行深入处理,处理能力达到每小时3万立方米。

    随着天气转暖,在粼粼碧水上,数千只野鸭在游弋、嬉戏,形成一道亮丽的风景线。中国石油吉林石化将继续坚持“让天常蓝、地常绿、水常清”的理念,为建设美丽中国助力。

    地下采油 地上旅游

    低碳技术助推新疆稠油绿色开发

    3月25日,新疆风城油田燃煤锅炉注汽工程奠基开工,为油田实现400万吨产量提供坚实保障。这也意味着随着低碳关键技术研究的突破和应用,油区所处国家4A级风景区“世界魔鬼城”独特的地下采油,地上旅游景观将更加充满魅力。

    风城油田的超稠油开发方式是热采开发,锅炉燃料以天然气为主。而目前油田及北疆地区天然气较为突出的供需矛盾和涨价的双重压力严重制约着新疆油田主营业务的发展,以质量效益为中心,积极开展燃料结构调整势在必行。

    2010年开始,新疆油田启动燃料结构调整研究,利用周边地区丰富的煤炭资源,以及运距短的优势,开展燃煤锅炉应用研究,在风城油田开发中实施煤代气和SAGD开采,但由此带来的燃煤污染物排放和燃煤注汽系统长半径注汽能效等问题亟待解决。

    2011年,随着中国石油集团公司《中国石油低碳关键技术研究》重大科技专项启动,新疆油田承担了“热采节能节水关键技术研究”课题中的“燃煤注汽系统低碳综合技术”“超稠油高温采出液多级换热、回用注汽锅炉及高含盐废水处理技术研究”两项子课题技术研究。针对燃煤锅炉“三废”排放、处理和回收利用、燃煤注汽系统热能综合利用、SAGD生产井的产量计量、控制等难题,新疆油田加快技术攻关,取得了有效突破,获得了5项重大标志性成果,形成自主创新技术4个,研发装置1套,同时申报国家专利8项。这为风城油田稠油开发实现清洁生产提供了有力技术支撑。

    其中,燃煤锅炉掺烧净化污水比例最高达到60%,试验累计掺烧80摄氏度的净化污水30万吨,节约清水资源30万吨,推广到后期建设的20台130吨/时燃煤锅炉年可掺烧净化污水300万吨,节约清水处理费1500万元。SAGD开采热能综合利用技术实现采出液余热利用率由80%提高到90%;采出液净化水回用率由83%提高到95%,达到国内先进水平。

    据悉,风城油田在400万吨产能建设中推广应用富氧混烧油泥技术,预计每年可节约燃煤41.6万吨,节能29.7万吨标煤,减少二氧化碳排放73.2万吨,减少油泥固废3万吨。

    锦西石化蓝天工程亮点多

    年可减排二氧化硫4000吨,增效300万元

    3月26日,中国石油锦西石化公司热电烟气脱硫装置集中控制室内,DCS画面上出口在线分析仪显示:二氧化硫、烟尘、氮氧化物等脱硫效率指标均在指定范围,符合环保标准。这套装置与去年年底投产的180万吨/年重油催化烟气脱硫装置、100万吨/年催化烟气脱硫装置实现脱硫“并网”。据测算,这三套环保装置同时运行,每年可减排二氧化硫4000吨。

    为了辽宁省葫芦岛市的碧水蓝天,去年,中国石油锦西石化与葫芦岛市政府签订责任书,全面启动蓝天工程。

    蓝天工程包括建成180万吨/年重油催化烟气脱硫装置、100万吨/年催化烟气脱硫装置和热电公司一期、二期脱硫脱硝装置。2013年年底,重油催化烟气脱硫装置、催化烟气脱硫装置投产运行;今年1月,热电锅炉烟气脱硫装置投产试运。经技术人员调试,这三套装置目前运行平稳,环保效果显著。

    应用全新环保技术的三套环保装置亮点颇多。100万吨/年催化烟气脱硫装置首次应用WGS湿法洗涤烟气净化技术。这项技术是埃克森美孚公司为中国石油提供的独家技术,具有安全性高、三级分液降低烟气中携带游离水、事故工况对催化装置无影响等技术优势。

    热电锅炉烟气脱硫装置每年可减排二氧化硫3500余吨,减排量最大。值得一提的是,采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺的脱硫装置,将热电锅炉产生的废气二氧化硫作为原料,与烟气中的二氧化硫接触发生化学反应生成石膏产品,每年可增效近300万元。

    六大技术“清洁”辽河油田

    推广后每年可减排二氧化碳30万吨

    阀门轻轻一拧,经过净化的稠油污水汩汩流出,清澈透明。这些达标污水回用于锅炉,变成开采稠油的蒸汽源源不断注入地下,实现了循环利用。3月26日,在中国石油辽河油田欢四联合站,高含硅稠油污水被成功处理。

    作为全国最大的稠油和高凝油生产基地,中国石油辽河油田地处渤海湾入海口和国家湿地保护区,数千口油井散布在河流、滩涂、苇塘、农田、养殖场之间。特殊的地质条件和开采工艺,以及环保要求,使辽河油田在生产中面临能耗较高、污水处理、废气排放等一系列难题。

    于是,寻求低成本、高效益,既节能又减排的环保技术对辽河油田尤为重要。2011年,中国石油集团公司《中国石油低碳关键技术研究》重大科技专项启动,辽河油田牵头承担了“热采节能节水关键技术研究”课题,在不除硅污水回用锅炉、稠油油藏化学预处理等六大技术攻关中取得多项突破。技术全面推广后,预计每年可减排二氧化碳30万吨,节省标准煤14万吨,节约用水1980万立方米,节约成本约4.5亿元。

    中国石油辽河油田的稠油油藏由于埋藏深、黏度大,通常需要注入大量蒸汽进行热力开采,生成这些蒸汽需要燃烧大量渣油和天然气。蒸汽在产生、输送和注入环节还存在一定的热损失,加起来达到40%左右,大量的热能被浪费。为此,辽河油田立项研究了“过热蒸汽发生器研制开发及配套技术”,经过攻关,优化了过热锅炉汽水混配器设计,优选了注汽管线保温材料和新型结构,可有效减少50%以上的热损失,为提高系统热效率及油层热利用率提供技术保障。

    随着辽河稠油油藏普遍进入吞吐高轮次阶段,蒸汽驱、SAGD等技术逐渐走向前台,成为稠油转换开发方式的利器。但能耗高、生产过程二氧化碳排放等问题也相伴而生。对此,辽河油田开展“稠油油藏化学预处理技术”研究,通过研制新型化学药剂,降低注汽量,提高产油量,从源头上实现稠油经济开采。目前,科研人员已研制出4类8种降黏剂,降黏率达到60%以上,并提出化学辅助蒸汽驱新方法,提高了蒸汽波及体积和热使用效率。

    中国石油辽河油田还在“SAGD能量优化及余热梯级利用技术”研究上取得阶段性进展,制定了国内石油系统首项SAGD专用汽包锅炉水质行业标准,并完成了除硅与不除硅工艺对比中试,污水处理单位成本每立方米节约3.86元。

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