塔里木油田清洁生产绩效考核资料.docx
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塔里木油田清洁生产绩效考核资料
1钻井行业清洁生产绩效
1.1钻井行业部分清洁生产方案
方案名称：
钻井泥浆重复使用
存在问题：
较近距离布井，由两个井队承担钻井任务，废弃钻井液外排。
方案内容：
调整两井队钻进和候凝时间，在一个井队泥浆用过之后，将泥浆运至另一个井队进行使用，减少泥浆外排对环境的影响，节约钻井成本。
1.2钻井行业清洁生产绩效
环境效益：
每口井减少外排泥浆460t，消除对环境的污染影响。
经济效益：
每口井节约80万元以上，按年钻井120口计，可节约资金9600万元。
2采油（气）行业清洁生产绩效
2.1采油（气）行业部分清洁生产方案
（1）采气队井口地面管线取消保温
存在问题：
XX作业区井口地面管线由保温材料包覆，生产运行和检修中造成部分损坏，维修和恢复保温将产生材料消耗和固体废物排放。
方案内容：
井口管线实际运行温度远远高于凝析油凝结温度，可不用保温。
且温度较高的凝析油进入处理站将增加降温处理能耗。
将井口地面管线保温材料拆除。
环境效益：
减少产生保温材料垃圾。
经济效益：
节约开支9万元/a。
（2）采气井集气管线更换
存在问题：
XX作业区站外局部集气管线腐蚀，并产生刺漏，如不能及时发现将影响安全生产，可能发生火灾，爆炸、人员中毒和环境污染等事故。
方案内容：
指派专人徒步巡线，发现埋地管线刺漏立即关井，控制事故隐患。
环境效益：
减少事故造成的油气污染物排放。
经济效益：
产生经济效益13.36万元/a。
（3）提高气井开井效率
存在问题：
XX作业区单井开井不能一次性成功或者开井放喷时间过长,不仅增加了操作人员的安全风险，而且也造成了天然气资源放空燃烧产生的浪费。
方案内容：
根据放喷对应油压、管线尺寸以及环境温度，可确定放喷温度；依据对应的温度进行投产，可提高开井效率，减少操作风险，同时节约天然气资源。
环境效益：
节约63.80万m3/a；减排NOX：
13.23t/a,CO2：
568.54t/a，烟尘：
8.17t/a。
经济效益：
每年可增加商品天然气收益36.57万元/a。
（4）采油污水综合利用
存在问题：
XX油田每年产生采油污水10万t/a以上，外排进入干化池。
方案内容：
利用采油污水进行洗井、压井作业。
环境效益：
削减采油污水排放量1000m3/a。
经济效益：
节约资金0.40万元/a。
（5）低压伴生气回收利用
存在问题：
XX油田目部分动力用电和生活用电利用外电供给，而部分低压气却因未能及时回收或回收无法利用放空燃烧，造成了资源的浪费和采油成本的增加。
方案内容：
利用现有400kw低压燃气发电机，保证发电机组两用一备；新建单井集气管线，回收低压天然气进行发电。
环境效益：
减少天然气放空量（燃烧）50万m3/a，减少CO2排放量445.55t/a，NOx排放量10.37t/a，烟尘排放量6.38t/a。
经济效益：
节约资金951万元/a。
（6）试采单井燃气发电取代柴油发电
存在问题：
XX作业区部分试采单井天然气放空燃烧，造成资源浪费和环境污染。
方案内容：
采用新技术脱硫，用燃气发电取代柴油发电。
环境效益：
减少烟尘和氮氧化合物排放。
经济效益：
节约成本50万元/a。
（7）敞口卸油池改造
存在问题：
XX油田现有2个50m3敞口卸油池，油气易挥发。
方案内容：
建50m3地下卸油罐2座，内设加热盘管；建2车位混凝土卸油房1座。
环境效益：
减少油气（总烃）挥发量150.30t/a。
经济效益：
节省资金48.32万元/a。
2.2采油（气）行业清洁生产绩效
根据采油（气）行业清洁生产方案内容，汇总绩效见表2-1。
表4.1-1采油（气）行业清洁生产绩效
清洁生产绩效
节能
节水（万m³/a）
0.1
节天然气（万m³/a）
113.8
油气（总烃t/a）
150.3
减排
CO2（t/a）
1014.9
NOX（t/a）
23.60
烟尘（t/a）
14.55
经济效益（万元/a）
270.52
3原油（气）处理行业清洁生产绩效
3.1原油（气）处理行业部分清洁生产方案
（1）处理站停止填加甲醇技术改造
存在问题：
XX作业区防冻剂甲醇未回收使用，且甲醇泵的电机耗电。
方案内容：
停止填加甲醇。
在中压机出口处增加中压机出口除油器，使中压气中的油水脱离出来；并在中压机出口除油器入口处增加一应急甲醇注入点。
这样可解决低温分离器易堵塞的问题；即在正常生产情况下，可不注入甲醇，只在冻堵产生时注入。
在停注甲醇之前，对乙二醇注入量进行计算，确保乙二醇能够起到足够的脱水防冻效果，满足生产工艺要求。
环境效益：
减少不可回收利用的甲醇排放量，减少甲醇用量495t/a。
经济效益：
节约资金150.88万元/a。
（2）处理站乙二醇控制流程改造
存在问题：
XX作业区处理站的防冻剂乙二醇有泄漏损失问题；再生系统参数、乙二醇回收部分的工艺参数、乙二醇在低温下发泡工艺等存在一定的设计缺陷。
方案内容：
更换乙二醇加注泵泵头填料；更换贫液流量计到贫液罐管线，使流程由地下改走地面；调整再生系统参数值（再生塔塔顶温度、塔底温度）。
更换乙二醇再生塔填料；在乙二醇再生塔底加少量瓷球，将原有小鲍尔环换为大的鲍尔环；在乙二醇再生塔塔顶增加捕雾网；J-T温度控制在-19℃左右，凝液闪蒸罐的温度定在-8℃，凝液闪蒸罐中油腔液位保持在60％左右。
低温分离器液位设定在40%；同时要求乙二醇供给厂家在乙二醇中加入消泡剂，减小乙二醇溶液发泡和乳化的能力。
环境效益：
减少乙二醇用量1280t/a，将相应减少废乙二醇燃烧烟气的排放。
经济效益：
每年节约运行成本110.33万元/a。
（3）注气站增加压缩机组
存在问题：
XX作业区设计的注气压缩机入口压力为7.1MPa，入口温度为17℃，而实际注气压缩机入口压力为6.5MPa，入口温度为30℃，造成注气压缩机的实际单机排量38万m3/d。
6台机组的总排量仅为230万m3/d。
大量天然气由于无法回注而放空，造成资源浪费。
方案内容：
新增5台压缩机组（2台外输气压缩机，2台中压气压缩机，1台注气压缩机）。
改造后可以增加处理天然气38万m3/d；减少天然气放空量495万m3/a。
环境效益：
减少放空燃烧造成的污染物排放。
经济效益：
由增加压缩机组而获得经济效益247.50万元/a。
（4）处理站水冷改空冷方案
存在问题：
XX作业区液化气分馏塔出来的液化气通过水槽进行冷却，水槽水风冷后由循环水泵供水。
为了检查水槽的溢出情况，巡检时在三层平台的水槽上人工观测。
水槽每天需补水约为1.5t/a，冷却风机功率为38kw。
方案内容：
循环水泵供水能力有限，且为节约水资源和减轻员工劳动强度，对水冷进行改造。
拆除水槽及冷却风机，加装两台空冷器对液化气进行冷却。
空冷器电机功率为18.50kw。
两台空冷器，一台为工频，另一台为变频；在冬季只运行一台变频空冷器（时间约为180天），夏天运行两台空冷器（时间约为180天）。
环境效益：
减少了发电燃料燃烧对周围环境的影响。
经济效益：
节水495t/a，节电15.44万kwh/a，节约资金15.44元/a。
（5）焚烧炉燃烧机外迁方案
存在问题：
XX作业区焚烧炉将燃烧器放在炉膛内，且火嘴向上安装。
由于系统来料带液，经常将燃烧器喷灭。
由于燃烧系统温度较高，产生大量蒸汽，容易导致点火电极受潮；一旦点火电极受潮，燃烧器启动十分不易，可能出现连续2-3天不能启动，只有将废气外排。
既污染了环境又对员工的身体产生伤害。
方案内容：
将燃烧器从炉膛内移到炉膛外部，采取与来料垂直的方向安装火嘴，使得火嘴不会被来料含液喷灭，保证了点火电极不被打湿。
即使焚烧炉意外停炉，也能保证再次点火成功和废气不会外排。
环境效益：
可减少燃烧器未启动时燃料气的外排（放空燃烧）。
经济效益：
产生经济效益6万元/a。
（6）注气站合理使用风扇电机
存在问题：
XX作业区注气站常年开启2个风扇电机，电能消耗较大。
方案内容：
在冬季室外温度较低的情况下，只开启1个风扇电机或者将风扇调节到低速。
2个风扇电机1用1备，周期性进行交替使用。
环境效益：
减少因用电能消耗及噪声影响。
经济效益：
节约资金2万元/a。
（7）主控室照明系统节电措施
存在问题：
XX作业区中央处理厂主控室现有照明灯29盏，58个灯管，自控室14盏，28个灯管，且全天开启。
方案内容：
白天主控室关掉一半照明灯，自控室照明灯全部关闭，节约电能。
环境效益：
每年节电约1.50万kwh，减少NOX排放量0.09t/a,减少CO2排放量4.03t/a，减少烟尘排放量0.06t/a。
经济效益：
可节约资金0.74万元/a。
（8）冬季停运循环水冷却器塔顶风机
存在问题：
进入冬季后，XX作业区循环冷却水的温度较低，如果开启水冷风机，冷却水温度过低，反而对下游的温度控制带来一定的影响，也造成电能浪费。
方案内容：
根据外界气候情况，在冬季停运循环水塔冷却器顶风机。
环境效益：
减少NOX排放量0.10t/a,CO2排放量4.29t/a，减少烟尘排放量0.06t/a。
经济效益：
节约资金0.79万元/a。
（9）减少第二处理厂天然气消耗
存在问题：
XX作业区第二处理厂生产天然气用量偏大。
方案内容：
①调低火炬长明灯的压力，减少火炬气放空消耗量；②降低三甘醇再生温度（从200℃降到190℃），减少了三甘醇再生天然气用量；③调整锅炉回水温度参数，使锅炉燃烧器的使用周期增加，同时减少燃料天然气消耗量。
环境效益：
减少燃料天然气使用量330万m3/a，减少NOX排放量68.47t/a,减少CO2排放量2940.63t/a，减少烟尘排放量42.13t/a。
经济效益：
每年节约燃料气费用188.10万元/a。
（10）空压机运行优化
存在问题：
XX作业区中央处理厂空氮站设置三台螺杆式空压机，两用一备。
目前空压机在联控状态下主备机同时运行。
空压机运行存在不合理导致生产用电量增高。
方案内容：
改为两台联控运行。
减少用电，加载、卸载次数减少。
环境效益：
每年减少电能消耗117.22万kwh/a，减少NOX排放量7.39t/a,减少CO2排放量317.28t/a，减少烟尘排放量4.55t/a。
经济效益：
每年可节约资金64.61万元/a。
（11）消除调节放空阀内漏，减少高压火炬放空量
存在问题：
由于调节放空阀阀芯被腐蚀产生内漏，使得高压火炬放空量增大，一方面给中央处理厂整个处理装置的平稳运行带来安全隐患，另一方面浪费能源，污染环境。
方案内容：
调节阀阀芯被腐蚀的主要原因：
①调节阀密封面腐蚀严重，导致密封不严。
②管线压力较高，调节阀前后压差较大，密封面单面受力导致变形。
通过调节阀阀芯密封锥面进行车平加工，解决调节阀内漏问题，从而达到减少高压火炬天然气放空量。
环境效益：
每年减少火炬放空量15万m3/a，减少NOX排放量3.11t/a,减少CO2排放量133.67t/a，减少烟尘排放量1.92t/a。
经济效益：
每年可产生经济效益8.55万元/a。
（12）合理使用电伴热带
存在问题：
①XX作业区中央处理厂使用电伴热带约15000m，第二处理厂使用电伴热带数量约10000m，夏季少部分停用。
②部分电伴热带选型不合理：
所用电伴热带基本为60w/m，但部分装置采用23w-45w/m的电伴热带就可满足工艺要求；电伴热带功率过大，造成电伴热带过热。
③由于安装条件等因素，部分电伴热带安装没有贴紧需要伴热的工艺管线和罐体,导致电伴热带传热效果不好，造成热量损失。
方案内容：
①规范安装电伴热带和合理选型；②现场增加电伴热带配电箱，增加一定数量的电伴热带控制回路；③夏季停用部分电伴热带。
环境效益：
每年减少电能消耗约324.79万kwh，减少NOX排放量20.47t/a,减少CO2排放量8715t/a，减少烟尘排放量12.60t/a。
经济效益：
每年可节约运行费用140万元/a。
（13）生产污水回注
存在问题：
XX作业区现有的干化池已经不能承载所排出的生产污水。
方案内容：
运行现有污水处理系统回注装置，将生产污水回注，节约回注清水用量。
环境效益：
每年可减少废水排放量2.47万m3/a。
经济效益：
节约新鲜水费用1.38万元/a。
（14）TEG再生气排放系统整改
存在问题：
①XX作业区高温排放气经过冷却器进入排放气分液罐，而排放气冷却器设计位置较低，底部管线与排放气分液罐之间连接管线形成U型管段，冷凝出的液相在U型管段底部形成段塞液封，造成排放气系统前段憋压，直接影响三甘醇再生效果。
②排放气分液罐容积较小，且没有内部构件，只能实现气液两相分离，分离出的液相直接进污水井，致使排放气凝析油无法回收。
③目前排放气压缩机未投用，经排放气分液罐分离出的气相直接进入低压放空管线，至低压火炬燃烧处理；由于气相中混有大量水蒸汽和油雾，在冬季低温条件下油水凝结在低压放空管线内，造成管线冻堵。
方案内容：
采用新型三相分离器。
新型三相分离器体积为28.20m3，内部空间较大，混合腔内的油水静置时间长，可进行较好分层；排放气分液罐内凝析油可回收装车外运，直接创造经济效益，并极大程度的减少了站内的安全隐患。
环境效益：
减少640.80t/a的凝析油排入污水处理装置；每年节约电能消耗31.80万kwh，减少NOX排放量2.00t/a,减少CO2排放量86.07t/a，减少烟尘排放量1.23t/a。
经济效益：
节约资金162.47万元/a。
（15）XX转油站原油脱水后外输
存在问题：
XX作业区原油含水量较高，对管线腐蚀严重。
方案内容：
将原油中的水进行沉降分离，并进行隔油处理。
环境效益：
减少废水中石油类污染物对环境的影响。
经济效益：
减少管线的维修及更换费用；降低外输成本。
（16）仪表风冷却水循环利用
存在问题：
XX作业区仪表风冷却水外排，用新鲜水进行补充。
方案内容：
修建循环水箱，对仪表风冷却水进行循环使用。
环境效益：
减少新鲜水的使用。
经济效益：
节约新鲜水，每年可节约103.68万元/a。
（17）原料气压缩机空冷器变频控制节电
存在问题：
XX作业区原料气压缩机空冷器的电动机一直在额定功率状态下工作。
方案内容：
将空冷器电动机采用变频控制。
环境效益：
减少电能浪费，间接减少燃料气燃烧污染物排放。
经济效益：
每年节约资金0.83万元/a。
（18）XX作业区火炬气回收工程
存在问题：
XX作业区天然气处理厂天然气放空量每年为12774万m3，造成浪费。
方案内容：
建设增压站将伴生气升压进入西气东输管网，降低火炬燃烧排放量。
环境效益：
减少高、低压入口及外输气放空量，减少火炬燃烧污染物排放。
经济效益：
产生经济效益8250万元/a。
（19）锅炉房冷凝水回收
存在问题：
XX作业区转油站锅炉房的蒸汽到各用汽点进行换热，换热后产生冷凝水每天约在140m3左右，冷凝水由于带有少量的润滑油而直接进干化池。
方案内容：
锅炉回水箱冷凝水回收利用，加强检测回水中含油量。
增加一个冷凝水回水箱，用来收集冷凝水的回水，在上部设有溢流口，少量的润滑油通过溢流口进排污池，底部的冷凝水进入除氧器进行循环使用。
环境效益：
削减冷凝水外排量4.62万t/a。
经济效益：
每年可节约3.70万元/a。
（20）减少气井开井放空次数
存在问题：
XX作业区吉拉克气井开井前，根据关井时间的长短，要进行井口放喷，目的是放净管柱内液体，提高井口温度；放喷时间根据井口温度确定，平均在2h以上，既浪费资源又产生污染环境。
方案内容：
根据季节温度和单井油气物性的不同，关井时间的长短，放空量的大小等制定单井放喷方案。
以吉拉克LN59井为例：
①方案实施前：
夏季关井4h以上要进行放喷，冬季关井2h以上要进行放喷；方案实施后：
根据实际情况现更改为夏季关井6h，冬季关井3h进行放喷；②LN59井凝点4℃，原放喷时间以有最后温度达25℃为合格，现在更改为有最后温度达20℃即可进站；③LN59井每小时放空量约为2万m3，减少放喷次数和缩短放喷时间，达到节能减排的目的。
环境效益：
XX气田共有气井17口，每口井按照每年平均减少放喷2h计算，每年XX气田可减少天然气放喷量68万m3/a。
实现CO2减排：
605.95t/a、SO2减排：
0.46t/a、NO2减排：
14.11t/a、烟尘减排：
8.68t/a。
经济效益：
方案实施后，该气田可产生经济效益34万元/a。
（21）延长换油周期
存在问题：
XX作业区凝析气处理站的8台压缩机1000h换油一次，一次用油1.5桶，平均每台压缩机每年换油9次。
方案内容：
根据油品性质和机组运行情况，在压缩机运行工况不变的情况下改为1500h换油一次。
一次用油1.5桶，平均每台压缩机每年换油6次。
环境效益：
减少固体废物（废机油）排放1.80t/a。
经济效益：
减少每年3次换油量，可节省2.88万元/a。
（22）转油站放空天然气回收
存在问题：
XX作业区XX油田所辖油井23口，转油站设计原油处理能力和外输能力为30万t/a，站内无天然气处理设施及外输天然气管线，因此除自耗气外，剩余天然气全部放空燃烧。
方案内容：
在站内新建1套天然气增压装置，将站内放空气进行回收，同时加大油气开发力度，将增压后的天然气通过新建D219×6输气管道输送至天然气处理站,处理后的气体进入西气东输管道。
环境效益：
削减天然气放空量为1205万m3/a。
减少CO2排放量：
2.66×104t/a、SO2排放量：
8.19t/a、NO2排放量：
250.01t/a、烟尘排放量：
153.85t/a。
经济效益：
可获得销售利润547.51万元/a。
（23）液化气空冷器改变频
存在问题：
XX作业区液化气空冷器电机为工频，转速每分钟1440转，无法通过控制其转速来调节制冷量，不能使空冷器温度控制在一个平稳的状态。
方案内容：
经过加装变频器，实现通过温度控制其转速，将原每分钟1440转降低到平均每分钟200转左右，即可满足生产的需要，又可节电86%；提高了液化气的合格率。
环境效益：
每年可节电20.43万kwh/a。
可间接实现污染物减排；减少CO2排放量：
55.31t/a、NO2排放量：
1.29t/a、烟尘排放量：
0.79t/a。
经济效益：
每年可获得经济效益6.59万元/a。
（24）转油站外输泵加变频
存在问题：
XX作业区转油站外输泵为直接启动，启动电流大，电机损耗大，强噪声，强振动。
方案内容：
在原有设备基础上增加一套变频装置，使电机变频启动，这样可以减少噪声，减少电机磨损，节约了电能使用费用和生产管理费用。
环境效益：
节电1.65万kwh/a。
减排：
CO2：
4.47t/a、NO2：
0.10t/a、烟尘：
0.06t/a。
经济效益：
可节省电费0.71万元/a。
（25）转油站原油外输泵、高压注水泵冷却水回收利用
存在问题：
XX作业区桑转站泵冷却水由消防罐出口汇管引入，冷却后经污水阀井外排蒸发池。
每年有4573m3的冷却水外排进入蒸发池，造成了水资源浪费。
方案内容：
增加一座冷却水收集池和一个管道泵，将排入蒸发池的冷却水进行回收利用；夏季作为绿化用水，冬季作为消防水储存。
环境效益：
削减废水外排量0.46万m3/a；
经济效益：
获得经济效益0.45万元/a。
（26）原稳装置尾气回收系统改造
存在问题:
XX作业区内的放空天然气由尾气回收螺杆压缩机回收，其最大排量小于天然气回收量，造成部分天然气无法回收，直接放空燃烧。
方案内容：
添加一台尾气回收螺杆压缩机
环境效益：
减少尾气放空，减少火炬燃烧污染物的排放。
经济效益：
回收天然气1400万m3/a，增加经济效益700万元/a。
（27）合理安排压缩机的使用
存在问题：
XX作业区1#、2#压缩机机组运行状况不稳定，但机组耗电量较小；3#、4#机组运行稳定，但机组耗电量较大。
方案内容：
对1#、2#机组进行维修，使其处于良好运行状况，间歇运行3#、4#机组。
环境效益：
节电1.08万kwh/a；减排CO2：
2.92t/a，NOx：
0.07t/a，烟尘：
0.04t/a。
经济效益：
节约资金0.70万元/a。
（28）增加压缩机密闭加油过滤系统
存在问题：
XX作业区压缩机运行时，机油未经过滤，不能重复使用。
方案内容：
增加压缩机密闭加油过滤系统。
环境效益：
减少0.11万m3/a含油废水排放。
经济效益：
节约资金15万元/a。
（29）蒸馏釜改造回收乙二醇
存在问题：
XX作业区乙二醇回收系统运行未达到工艺要求，造成乙二醇外排。
方案内容：
对蒸馏釜进行改造。
环境效益：
减少乙二醇排放，保护环境。
经济效益：
节约资金10.20万元/a。
（30）低压气回收利用
存在问题：
XX作业区低压气放空燃烧，浪费资源，污染环境。
方案内容：
增加两台压缩机，回收低压放空气。
环境效益：
减少放空气6000万m3/a，减排CO2：
53466t/a，NOx：
1244.88t/a，烟尘：
766.08t/a。
经济效益：
产生经济效益4860万元/a。
（31）分馏系统放空火炬改造
存在问题：
XX作业馏系统尾气每日放空量2万m3/d。
方案内容：
改造现有火炬。
炬无长明灯不防风，每日需2万m3天然气维持火炬长明。
环境效益：
减少天然气放空量300万m3/a；减少CO2排放量：
2673.30t/a，NOx排放量：
62.24t/a，烟尘排放量：
38.30t/a。
经济效益：
产生经济效益243万元/a。
（32）原稳低压气放空气回收
存在问题：
XX作业区原稳装置低压气放空燃烧，资源浪费，污染环境。
方案内容：
在原油进行水气油三相分离前进行加热，分离出轻组份，作为液化气原料气。
环境效益：
减少原稳低压气放空量1500万m3/a，减少CO2排放量：
13366.50t/a，NOx排放量：
311.22t/a，烟尘排放量：
191.52t/a。
经济效益：
产生经济效益1785万元/a。
（33）改变工作制度增效节支
存在问题：
XX作业区XX井泵挂2801.60m，平均动液面2750m，每天连续抽油；由于油稠等原因，7月之前平均日产油量仅为4t/d。
方案内容：
调整为间歇抽油：
抽油1天，停2天恢复液面。
平均日产油量与改造前相同。
环境效益：
节电：
20.69万kwh/a；减排CO2：
56t/a，NOx：
1.30t/a，烟尘：
0.80t/a。
经济效益：
节约耗电费用324.52万元/a。
（34）XX联合站放空天然气回收
存在问题：
XX作业区东一联天然气除了提供热媒炉，生活点炉灶用气外，其余全部去火炬放空燃烧；作业区内有作业井天然气放空燃烧，浪费天然气资源。
方案内容：
新建1座天然气处理站
环境效益：
回收放空天然气7665万m3/a；减少天然气燃烧排放CO2：
68302.82t/a，NOx：
1590.33t/a，烟尘：
978.67t/a。
经济效益：
产生经济效益2615.52万元/a。
（35）XX作业区站外注水泵恢复
存在问题：
XX作业区站外注水泵整体磨损严重，油耗较大、维护不便。
方案内容：
恢复使用站外原停用的11#注水泵，代替7#、8#、9#、10#四台注水泵；电耗355kw/d、油耗12kg/d；降低了运行成本，维护简单、方便。
环境效益：
节电36.72万kwh/a，减排CO2：
939t/a，NOx：
2.31t/a，烟尘：
1.42t/a。
经济效益：
产生经济效益12.32万元/a。
（36）凝析油塔底泵更换为液控阀
存在问题：
XX作业区处理厂凝析油处理装置分为A、B两列，其中的凝析油稳定塔底重沸器的凝析油直接由凝析油塔底磁力泵打至凝析油外输首站，运行中泵的保养及维护工作量较大，且在维护中产生废油（气）污染环境；四台磁力泵消耗电量。
方案内容：
将四台磁力泵更换为两组液控阀，利用液控阀
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