長慶氣田碳減排技術(shù)應(yīng)用現(xiàn)狀及展望

楊光，王登海，薛崗，王榮敏，楊銀銀，李東升，王明

1.長慶工程設(shè)計(jì)有限公司；2.中國石油天然氣股份有限公司長慶油田分公司

0 引言

2020年9月22日，中國向世界作出“中國力爭在 2030年實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰，2060年實(shí)現(xiàn)碳中和”的鄭重承諾。2020年 12月發(fā)布的《新時(shí)代的中國能源發(fā)展》白皮書顯示，全國可再生能源開發(fā)利用快速擴(kuò)大，能源綠色發(fā)展對碳排放強(qiáng)度下降起到重要作用［1］。2021年 5月，國能發(fā)新能〔2021〕25號《國家能源局關(guān)于2021年風(fēng)電、光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)有關(guān)事項(xiàng)的通知》指出，2021年全國風(fēng)電、光伏發(fā)電發(fā)電量占全社會用電量的比重達(dá)到11%左右，后續(xù)逐年提高，到 2025年達(dá)到 20%左右［2］?？梢娭袊诩涌靸?yōu)化能源結(jié)構(gòu)，大力發(fā)展新能源，逐步減少傳統(tǒng)的化石燃料供應(yīng)。因此，低碳和去碳化是必然趨勢。新能源開發(fā)利用步伐加快，已成為全球能源增長新動力，并將逐步替代化石能源，在碳中和進(jìn)程中發(fā)揮關(guān)鍵作用［3-4］。為此，2021年，中國石油天然氣集團(tuán)有限公司（簡稱中國石油）確定了“綠色低碳”的發(fā)展戰(zhàn)略，努力推動構(gòu)建新發(fā)展格局，保障國家能源安全。并進(jìn)一步強(qiáng)調(diào)了要牢固樹立綠色發(fā)展理念，錨定“碳達(dá)峰、碳中和”的目標(biāo)，按照“清潔替代、戰(zhàn)略接替、綠色轉(zhuǎn)型”三步走的總體部署［5］，大力實(shí)施綠色低碳發(fā)展戰(zhàn)略，加快形成綠色競爭優(yōu)勢。

中國石油長慶油田分公司提出將新能源作為三大主營業(yè)務(wù)之一，到“十四五”末，初步形成低碳、零碳能源發(fā)展新格局，清潔能源應(yīng)用替代率達(dá)到25%以上。

1 長慶氣田清潔能源概述

1.1 用能特點(diǎn)

長慶氣田位于中國鄂爾多斯盆地。盆地北部為沙漠、草原，南部為黃土高原，山大溝深、梁峁交錯，自然環(huán)境差，盆地內(nèi)具有豐富的天然氣資源。

2021年長慶氣田生產(chǎn)天然氣 465.4×108m3，2025年計(jì)劃生產(chǎn)天然氣500×108m3。目前已建成集氣站334座，集氣管道約2 000 km，凈化廠5座、處理廠12座，設(shè)計(jì)凈化（處理）能力達(dá)到518×108m3/a。

長慶氣田自用天然氣消耗量大，主要為壓縮機(jī)驅(qū)動燃料、加熱爐燃料等。并且，隨著氣田開發(fā)和產(chǎn)能增加，老氣田進(jìn)入增壓穩(wěn)產(chǎn)階段，新氣田以致密氣開發(fā)為主，系統(tǒng)能耗將逐年增加，故需進(jìn)一步采取有效工藝措施，積極推進(jìn)節(jié)能降耗及清潔替代工作。

1.2 清潔能源資源情況

清潔能源是指不排放污染物的能源，包括地?zé)崮?、太陽能和風(fēng)能等，長慶氣田所屬鄂爾多斯盆地主要清潔能源資源情況如下。

1.2.1 地?zé)崮苜Y源

鄂爾多斯盆大地平均熱流值為61.78 mW/m2，屬于中溫型熱流區(qū)，地溫梯度平均為2.93℃/100 m［6］，縱向熱儲層系較多，與石油天然氣勘探層系相對應(yīng)，可以分為上部熱儲層（白堊系）、中部熱儲層（侏羅系）、下部熱儲層（三疊系）。目前，長慶氣田范圍內(nèi)未開展地?zé)崮芾谩?/p>

1.2.2 太陽能資源

長慶氣田橫跨陜西省、甘肅省、寧夏回族自治區(qū)、內(nèi)蒙古自治區(qū)、山西省等5省（區(qū)）。鄂爾多斯盆地太陽能輻照總量為 4 500～5 600 MJ/（m2·a），最大日照時(shí)數(shù)為3 014.9 h。太陽能資源屬于國家Ⅱ類（資源較富區(qū)）和Ⅲ類（資源一般區(qū)），具備開發(fā)利用的客觀條件。中國太陽能資源概況見表 1。目前，長慶氣田井場、閥室安裝了約0.57 MWp光伏，年發(fā)電量68×104kW·h。

表1 中國太陽能資源概況［7］

1.2.3 風(fēng)能資源

長慶氣田區(qū)域范圍主要為內(nèi)蒙古自治區(qū)和陜西省北部地區(qū)，風(fēng)能資源屬于資源豐富區(qū)和較富區(qū)，具備開發(fā)利用的客觀條件。中國風(fēng)能資源情況見表2。

表2 中國風(fēng)能資源概況［8］

長慶氣田所在地區(qū)，年風(fēng)速大于在 3 m/s的時(shí)間近4 000 h，一些地區(qū)年平均風(fēng)速可達(dá)6～7 m/s以上，具有較大開發(fā)利用價(jià)值。在這些地區(qū)，電網(wǎng)公司已建有較多的風(fēng)電廠。

1.2.4 余熱資源

長慶氣田天然氣處理廠主要采用燃驅(qū)壓縮機(jī)增壓外輸工藝，蘇里格氣田和靖邊氣田的集氣站采用470～1 250 kW燃驅(qū)往復(fù)式壓縮機(jī)增壓外輸工藝，氣田燃驅(qū)往復(fù)式壓縮機(jī)應(yīng)用總數(shù)達(dá)到300臺以上，天然氣發(fā)動機(jī)高溫?zé)煔庥酂豳Y源豐富，煙氣溫度470 ℃，余熱回收潛力大。如，蘇里格氣田50×108m3/a標(biāo)準(zhǔn)化天然氣處理廠共設(shè)置7臺3 531 kW燃驅(qū)往復(fù)式壓縮機(jī)，余熱可實(shí)現(xiàn)發(fā)電量1 400×104kW·h/a；蘇里格氣田蘇東南區(qū)塊集氣站共有燃?xì)怛?qū)動往復(fù)式壓縮機(jī) 30臺，余熱可實(shí)現(xiàn)發(fā)電量 5 275×104kW·h/a。

1.3 清潔能源替代率目標(biāo)

基于長慶油田分公司設(shè)立的“十四五”末清潔能源替代率不低于25%的目標(biāo)，按照清潔能源替代指導(dǎo)思想，立足氣田實(shí)際，以區(qū)塊單元為基礎(chǔ)，進(jìn)行地面優(yōu)化簡化實(shí)現(xiàn)“節(jié)能”，利用地?zé)帷⒂酂?、太陽能等清潔能源替代傳統(tǒng)用能實(shí)現(xiàn)“減排”，同時(shí)結(jié)合碳匯林建設(shè)和CO2捕集利用實(shí)現(xiàn)“碳中和”。

長慶氣田地面工程建設(shè)范圍主要包括氣田井場、集氣站、天然氣處理廠、天然氣凈化廠和生產(chǎn)保障點(diǎn)等，通過對氣田地面工藝流程、生產(chǎn)特點(diǎn)、用能指標(biāo)、清潔能源資源及建設(shè)現(xiàn)狀的分析可知，地面集輸處理系統(tǒng)清潔能源替代方面的潛力主要包括各種工藝過程損耗天然氣回收、工藝過程減少燃料氣和電力消耗、氣井試氣過程放空氣回收，太陽能和風(fēng)能利用、壓縮機(jī)煙氣余熱利用、碳匯林建設(shè)和工藝過程CO2捕集利用等方面。

2 長慶氣田碳減排技術(shù)應(yīng)用現(xiàn)狀

廣義上，天然氣作為一種清潔能源，能減少SO2和粉塵排放量近100%，減少CO2排放量60%和氮氧化合物排放量50%。狹義上，除清潔能源天然氣本身外，長慶氣田碳減排技術(shù)分為節(jié)能技術(shù)、減排技術(shù)、碳中和技術(shù)三大類技術(shù)系列。

2.1 節(jié)能技術(shù)

2.1.1 減少火炬燃料氣消耗技術(shù)

長慶氣田標(biāo)準(zhǔn)化天然氣處理廠建設(shè)規(guī)模為50×108m3/a，處理廠放空火炬均設(shè)置5只長明燈，長明燈和火炬密封裝置燃料氣用量約 552 m3/d，長明燈燃燒會消耗較多燃料氣，同時(shí)由于火炬為敞口火炬，燃料氣密封需要消耗一定燃料氣和排放氣。計(jì)劃采用等離子隨即引燃火炬等相關(guān)火炬改造技術(shù)，可徹底熄滅長明主火，既保證安全，又保護(hù)環(huán)境。隨即引燃火炬包括等離子點(diǎn)火系統(tǒng)、升降式燃燒器、廣域等離子火焰檢測系統(tǒng)、微正壓保持系統(tǒng)、智能控制系統(tǒng)等5個部分，每套等離子點(diǎn)火裝置配一套等離子火焰檢測系統(tǒng)，檢測點(diǎn)火器高溫等離子體電弧工作狀態(tài)。等離子火焰檢測系統(tǒng)直接安裝在等離子火焰點(diǎn)火系統(tǒng)內(nèi)，點(diǎn)火控制可采用就地手動啟?？刂?、值班室遠(yuǎn)程手動啟?？刂苹蚩刂葡到y(tǒng)自動連鎖啟?？刂频牟僮髂Ｊ?。點(diǎn)火供電電源采用 UPS（不間斷電源）。自動點(diǎn)火觸發(fā)信號由火焰檢測和火炬燃燒器狀態(tài)檢測開關(guān)信號、壓力信號綜合邏輯運(yùn)算獲得，當(dāng)火炬燃燒器打開且處于熄滅狀態(tài)時(shí) PLC（可編程邏輯控制器）系統(tǒng)發(fā)出點(diǎn)火指令，點(diǎn)著時(shí)自動關(guān)閉。控制工藝流程示意圖見圖1。

圖1 等離子點(diǎn)火控制工藝流程示意圖

以長慶氣田某處理廠和某凈化廠火炬區(qū)火炬系統(tǒng)改造為例，改造后可累計(jì)節(jié)約燃料氣消耗 62.6×104m3/a，相當(dāng)于節(jié)約能耗776.2 tce/a，減少CO2排放2 018.12 t/a，節(jié)約燃料氣費(fèi)用約76.4×104元/a（氣價(jià)1.22元/m3），預(yù)計(jì)2022年實(shí)施完成。

2.1.2 零散天然氣回收技術(shù)

2.1.2.1 處理廠閃蒸氣回收［9］

以長慶氣田天然氣處理廠凝析油穩(wěn)定裝置為例，閃蒸氣經(jīng)分離后接入低壓放空火炬，閃蒸氣量約3 000～5 000 m3/d，采用閃蒸氣回收裝置將閃蒸氣增壓后接入原料氣系統(tǒng)，可實(shí)現(xiàn)閃蒸氣的回收利用，減少火炬排放。如，1座50×108m3/a規(guī)模的標(biāo)準(zhǔn)化天然氣處理廠預(yù)計(jì)年回收閃蒸氣 151.8×104m3，相當(dāng)于減少能耗1 882.3 tce/a。

閃蒸氣回收裝置主要由分離器、自力式調(diào)節(jié)閥、壓縮機(jī)等組成（見圖2），可實(shí)現(xiàn)將天然氣處理廠內(nèi)的閃蒸氣分離、增壓后回收接入廠內(nèi)原料氣管網(wǎng)，從而解決廠內(nèi)閃蒸氣放空帶液和回收的問題，避免資源浪費(fèi)。其主要功能為“閃蒸氣氣液分離、壓縮機(jī)增壓、天然氣補(bǔ)給、流量計(jì)量、遠(yuǎn)程放空”，包括閃蒸氣分離增壓流程、燃料氣補(bǔ)充氣流程、放空流程、排污流程，適用于天然氣處理廠閃蒸分離器閃蒸氣和凝析油穩(wěn)定塔塔頂氣回收利用。

圖2 閃蒸氣回收裝置工藝流程示意圖

目前，該技術(shù)已在長慶氣田兩座處理廠成功應(yīng)用，預(yù)計(jì)2022年在各處理廠全面推廣。

2.1.2.2 檢修氣回收及氣井試氣回收

對于氣田集輸管網(wǎng)放空天然氣、天然氣處理廠等裝置區(qū)檢修放空氣及氣井試氣放空氣均可以采用小型壓縮機(jī)移動增壓技術(shù)，將擬放空的天然氣增壓返回至原系統(tǒng)，減排效果顯著。

檢修氣回收：預(yù)計(jì)1座50×108m3/a天然氣處理廠可實(shí)現(xiàn)裝置檢修放空氣回收 2.5×104m3/a，可減少能耗31 tce/a；管徑1 016 mm的輸氣管網(wǎng)在運(yùn)行壓力5.5 MPa的工況下每千米管道可實(shí)現(xiàn)回收天然氣4.5×104m3，可減少能耗55.8 tce。

氣井試氣放空氣回收：直井、定向井試氣時(shí)間為5～8 d，試氣期間可回收原放空燃燒天然氣15×104m3/井；水平井試氣時(shí)間為10～15 d，可回收原放空燃燒天然氣50×104m3/井。2021年，長慶氣田實(shí)施氣井試氣回收442口，回收氣量1.77×108m3，折合23.5×104tce。

2.2 減排技術(shù)

2.2.1 余熱利用技術(shù)

長慶氣田可回收余熱主要為天然氣處理廠壓縮機(jī)煙氣余熱。7座處理廠合計(jì)44臺燃驅(qū)壓縮機(jī)，可回收余熱198.66 tce/d，余熱回收潛力巨大。

擬采用水蒸氣朗肯循環(huán)發(fā)電技術(shù)，煙氣在高溫段從470 ℃降至190 ℃，低溫段進(jìn)一步降至90 ℃左右后排入大氣。煙氣余熱進(jìn)行了兩級發(fā)電，盡量減少燃料氣的消耗。水蒸氣朗肯循環(huán)發(fā)電技術(shù)示意圖見圖3。該技術(shù)計(jì)劃于2022—2023年在蘇里格氣田5座處理廠實(shí)施完成。

圖3 水蒸氣朗肯循環(huán)發(fā)電技術(shù)示意圖

2.2.2 太陽能利用技術(shù)

2.2.2.1 太陽能聚光集熱技術(shù)

目前國內(nèi)外有5種太陽能聚光集熱主流技術(shù)，包括槽式、菲涅爾式、塔式、碟式和復(fù)合碟式。槽式和菲涅爾式都屬于線性聚焦系統(tǒng)，結(jié)構(gòu)相對簡單，但占地及系統(tǒng)龐大，對于太陽能的跟蹤一般采用單軸跟蹤，跟蹤裝置較為簡化［10-11］；塔式和碟式為點(diǎn)式聚焦系統(tǒng)，聚光比相對線性高，多采用雙軸跟蹤的方式，控制系統(tǒng)較為復(fù)雜［12］；復(fù)合碟式是一種同時(shí)具有塔式、碟式和菲涅爾式的一種新型光熱技術(shù)。

國內(nèi)復(fù)合碟式、槽式和菲涅爾式光熱集熱系統(tǒng)現(xiàn)場應(yīng)用較多，以某處理廠替代導(dǎo)熱油爐約 2 MW功率，對3種光熱技術(shù)方案綜合對比見表3。

表3 光熱集熱系統(tǒng)方案綜合對比

目前，氣田各采氣廠日常在用的采暖爐、加熱爐、鍋爐和導(dǎo)熱油爐等燃?xì)饧訜嵩O(shè)備約345臺，總加熱功率約40.2×104kW，預(yù)計(jì)采用光熱技術(shù)替代后，可節(jié)約燃料氣消耗約322×104m3/a，相當(dāng)于年減少能耗約 39.6×104tce，氣田在用燃?xì)饧訜嵩O(shè)備統(tǒng)計(jì)見表4。

表4 氣田在用燃?xì)饧訜嵩O(shè)備統(tǒng)計(jì)情況

目前，在長慶氣田生活區(qū)域已經(jīng)逐步開展太陽能采暖及制備熱水工作。（1）大型場站辦公區(qū)太陽能采暖。對氣田大型場站的辦公區(qū)可采用太陽能采暖方案。以某天然氣處理廠為例，辦公區(qū)建筑物采暖熱負(fù)荷約 500 kW，區(qū)域冬季總輻射量為 720 MJ/m2，光照較為充足。辦公區(qū)冬季采暖耗熱量324×104MJ，需設(shè)置9 000 m2集熱器作為熱源（占地面積13 000 m2），并設(shè)置儲熱水罐為夜間供熱。在陰雪天等太陽能系統(tǒng)不能運(yùn)行時(shí)，原有供熱系統(tǒng)作為備用。（2）生產(chǎn)保障點(diǎn)太陽能制備洗澡熱水。以長慶氣田某生產(chǎn)保障點(diǎn)為例，住宿人員約300人，區(qū)域年總輻射量為5 838 MJ/m2，光照充足。在公寓樓及相關(guān)平房屋面增設(shè)太陽能熱水系統(tǒng)，用以替換已有的電熱水器采用集中熱水雙管系統(tǒng)，系統(tǒng)設(shè)自動電輔助加熱，解決陰雨天用熱水問題?？蓽p少電力消耗38.7×104kW·h/a，減少能耗129.3 tce/a。

2.2.2.2 太陽能光伏發(fā)電技術(shù)

長慶氣田井場已經(jīng)全部采用了獨(dú)立光伏發(fā)電+儲能供電方式，將太陽能發(fā)電系統(tǒng)所發(fā)電能通過控制器、逆變器供給負(fù)載，采用蓄電池儲能。當(dāng)裝置不具備發(fā)電條件時(shí)，利用蓄電池儲存電能供給負(fù)載［13］。

集氣站、保障點(diǎn)計(jì)劃采用光伏并網(wǎng)發(fā)電+發(fā)電機(jī)+外電的供電方式，將太陽能發(fā)電系統(tǒng)所發(fā)電能輸送至內(nèi)部電網(wǎng)供負(fù)載所用，電能不足時(shí)依靠現(xiàn)有發(fā)電機(jī)或外電提供。以蘇里格氣田蘇東南區(qū)塊為例，預(yù)計(jì)光伏裝置全年發(fā)電量為 40.6×104kW·h，能耗135.6 tce/a。

2.3 碳中和技術(shù)

碳中和是指企業(yè)、團(tuán)體或個人測算在一定時(shí)間內(nèi)直接或間接產(chǎn)生的溫室氣體排放總量，通過植物造樹造林、節(jié)能減排等形式，抵消自身產(chǎn)生的 CO2排放量，實(shí)現(xiàn)CO2“零排放”。氣田碳中和技術(shù)主要包括碳匯林和碳捕集技術(shù)等。

2.3.1 碳匯林技術(shù)

從大氣中清除CO2的過程、活動和機(jī)制稱為“碳匯”。森林碳匯是指森林吸收大氣中的CO2并將其固定在植被或土壤中，從而減少CO2在大氣中的濃度。通常，碳匯林就是碳匯林場。發(fā)展林業(yè)碳匯不僅有利于改善全球氣候變暖的趨勢，還有利于森林生態(tài)效益和社會效益的發(fā)揮［14］。總之，以充分發(fā)揮森林的碳匯功能，降低大氣中 CO2濃度，減緩氣候變暖為主要目的的林業(yè)活動，就稱為碳匯林業(yè)。

以蘇里格氣田蘇東南區(qū)塊為例，目前區(qū)塊內(nèi)主要有內(nèi)蒙古烏審旗納林河林場與陜西榆陽區(qū)巴拉素林場，通過與地方政府合作建設(shè)碳匯林，種植樟子松或楊樹為主，每1×103m2約120～180株，可實(shí)現(xiàn)年吸收 CO2量 1.95～10.2 t，折合約 0.78～4.08 tce。以種植面積1 000×103m2為例，不同樹種總儲碳量及折合標(biāo)準(zhǔn)煤量計(jì)算見表5。

表5 不同樹種總儲碳量及折合標(biāo)準(zhǔn)煤量［15-17］

2.3.2 碳捕集技術(shù)

2.3.2.1 凈化廠硫黃回收尾氣排放氣CO2捕集工藝

以長慶氣田某凈化廠為例，該凈化廠硫黃回收裝置采用了“尾氣正壓焚燒+NaOH堿洗尾氣處理”工藝。先在焚燒爐內(nèi)將單質(zhì)硫、H2S燃燒轉(zhuǎn)化成SO2，再選用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為15%的NaOH溶液作為吸收液，吸收煙氣中的二氧化硫堿液，生成Na2SO4溶液至下游蒸發(fā)結(jié)晶裝置，尾氣中 SO2含量最低可達(dá) 50 mg/m3，可直接排入大氣［18］。

尾氣排放氣溫度40～50 ℃，壓力0.5～10 kPa，CO2含量（體積分?jǐn)?shù)）為 48.13%，針對排放氣中的CO2濃度，選擇胺液捕集+丙烷制冷液化工藝進(jìn)行CO2的液化捕集，尾氣進(jìn)行初步增壓分離后，進(jìn)入胺液吸收塔，CO2被捕集后經(jīng)過二次增壓、分子篩脫水后進(jìn)入丙烷制冷單元，液化后進(jìn)入提純塔，提純后經(jīng)制冷單元過冷后進(jìn)儲罐，預(yù)計(jì)可回收液體CO2產(chǎn)品 181.8 t/d，CO2捕集成本約 490元/t，到場運(yùn)輸費(fèi)170元/t，綜合成本為660元/t。

2.3.2.2 處理廠壓縮機(jī)煙氣回收工藝

以長慶氣田某處理廠為例，其壓縮機(jī)煙氣經(jīng)余熱回收后的煙氣溫度90～100 ℃，壓力為常壓，煙氣流量192×104m3/d。壓縮機(jī)煙氣經(jīng)余熱回收設(shè)備回收熱量后，進(jìn)入原料氣壓縮機(jī)增壓至30 kPa，經(jīng)醇胺（新型DGEA低分壓脫碳溶劑，即多級復(fù)合胺水溶液吸收劑）吸收提濃裝置將 CO2氣體提濃后，濕氣經(jīng)增壓及級間分子篩脫水，CO2干氣經(jīng)丙烷制冷液化，分餾提純后，液態(tài) CO2進(jìn)入儲罐儲存。預(yù)計(jì)可回收液態(tài)CO2產(chǎn)品量8×104t/a（以8 000 h計(jì)），產(chǎn)品設(shè)計(jì)質(zhì)量符合 GB 6052—2011《工業(yè)液體二氧化碳》標(biāo)準(zhǔn)中的指標(biāo)規(guī)定，CO2的捕集成本約 520元/t。

3 結(jié)束語

長慶氣田的新能源尚處于起步階段，除在井場太陽能光伏發(fā)電及凈化廠尾氣排放氣 CO2捕集有應(yīng)用經(jīng)驗(yàn)或技術(shù)積累外，其余基本在起步探索、攻關(guān)研發(fā)階段，需緊密結(jié)合理論與現(xiàn)場試驗(yàn)、不斷優(yōu)化創(chuàng)新，最終形成適合長慶氣田的工業(yè)化應(yīng)用技術(shù)。

氣田應(yīng)結(jié)合自身發(fā)展需要，積極推動清潔能源利用的轉(zhuǎn)型，以氣田用能市場優(yōu)化為導(dǎo)向，積極開展風(fēng)、光、余熱發(fā)電等清潔能源項(xiàng)目合作，同時(shí)應(yīng)建立多元化、多渠道、多層次的投融資體制，促進(jìn)清潔能源項(xiàng)目合理布局和高效運(yùn)行。

碳匯林建設(shè)過程需多項(xiàng)審批文件清單，審批手續(xù)復(fù)雜，需專業(yè)公司進(jìn)行審核審定等，建議整體規(guī)劃氣田碳匯林逐年實(shí)施地點(diǎn)，加快碳匯林建設(shè)。

測算某凈化廠硫黃回收尾氣 CO2捕集綜合成本為660元/t，大于目前CO2現(xiàn)場綜合成本530元/t的單價(jià)（含出廠價(jià)+運(yùn)輸費(fèi)），與目前用價(jià)相比，年虧損845×104元。因此建議及時(shí)跟蹤氣田不同凈化廠CO2組分變化，合理優(yōu)化捕集規(guī)模和工藝，綜合考慮以提高項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)效益。

氣田具有各類加熱設(shè)備數(shù)量多、分布廣、負(fù)荷高，燃料氣消耗高、能耗高的特點(diǎn)，建議結(jié)合各廠實(shí)際情況，制定具體的加熱設(shè)備替代方案和計(jì)劃。