油氣田企業清潔能源發展潛力分析與建議*

馮 波，劉銀春，江旺鳳，盧鵬飛，薛 崗，王登海，許 茜

(1 中國石油長慶油田分公司長慶工程設計有限公司，陜西 西安 710018；2 中國石油長慶油田分公司第三采氣廠，內蒙古自治區鄂爾多斯 017300；3 中國石油長慶油田分公司，陜西 西安 710018)

能源在人類的發展歷史上是必不可少的，其重要性毋庸置疑[1]。隨著綠色低碳戰略逐漸深入人心，能源轉型及清潔能源利用在世界各國都在不斷向前發展[2]。我國從自身情況出發，確定了碳達峰以及碳中和的時間節點。我國的能源發展以“四個革命、一個合作”為戰略，持續推動新能源發展和能源轉型[3]。中國石油也將綠色低碳轉型融入了自己的發展戰略。而長慶作為國內第一大油氣田，清潔能源如何發展、未來將在哪些方面繼續發力是“十四五”開局之年亟待明確的，大型油氣田的清潔能源發展情況也將為其他油氣田的清潔能源發展提供指導意義。

為此，筆者通過系統調研世界及中國能源結構，梳理了清潔能源發展的必要性，立足長慶油田，分析了長慶清潔能源發展潛力并提出了相應建議。

1 清潔能源發展必要性

17世紀到19世紀中葉的主要能源類型木炭通過第一次科技革命(1769～1885年)逐漸轉為煤炭，再通過第二次科技革命逐漸轉為石油和天然氣，到1965年，世界能源結構中，油氣占比超過50%。隨著第三、第四次科技革命的不斷深入推進和發展，世界能源結構也加速轉型，清潔能源迎來了巨大的發展潛力，能源類型由高碳能源向低碳能源、無碳能源轉變[4]。

2 長慶油田清潔能源發展

長慶油田作為傳統能源的大型企業，需要轉變思想和方式進行清潔能源的發展規劃，主要是需選取化石能源清潔利用與清潔新能源利用并重的發展路徑和發展模式，分為兩個層級，三個方向。

第一個層級是化石能源領域，主要包括兩個方面：一方面要立足中國化石能源資源稟賦和能源體系結構特點，加大天然氣勘探開發和回收力度，同時開辟新領域，做好煤炭地下氣化研究，產生CH4、H2可以清潔利用，CO2通過驅油和埋存實現碳減排。第二個層級則是另一方面要穩步加大清潔能源利用規模，逐步提高清潔能源在能源體系中的占比[5]。

2.1 加大氣田勘探開發力度

目前中國的CO2排放主要是來自于一次能源消費，從天然氣業務來看，天然氣碳含量遠低于煤和石油，屬于優勢非常明顯的清潔低碳能源，靈活度高，協同性強，天然氣產業發展前景廣闊[6]。同時煤改氣也將持續發力，或需合用現有長慶氣田的天然氣管道。

長慶氣田將持續發力，扎實推進風險勘探，加大頁巖氣、致密氣等新類型新領域新區帶甩開勘探力度，力爭取得新突破，盡快實現規模效益增儲。

2.2 加大天然氣回收力度

除大力進行氣田開發之外，在天然氣生產領域，一些試氣天然氣、放空氣、閃蒸氣都會損失掉，由于長慶氣田生產規模大，天然氣生產量基數高，回收這部分氣量具有重要意義。

2.2.1 試氣天然氣回收

氣井試氣前經過壓裂，部分壓裂砂與返排液會隨著試氣過程被排出來，若試氣過程直接接入管網，會對管網造成破壞，發生危險。因此致使試氣產生的天然氣只能進行放噴燃燒，這部分天然氣就會損失，若燃燒不完全，還會產生一定的環境風險。從2018 年起，為了節能減排、保護環境、變廢為寶，長慶氣田開展了試氣井天然氣回收試驗。2019年完成了21個井場、76口井的試氣天然氣回收試驗若單口井回收氣量20×104m3，年回收井數按600口計算，共計可以回收1.20×108m3，僅試氣回收的這部分氣量可以供66萬個3口之家使用一年。

2.2.2 閃蒸氣回收

閃蒸氣接入低壓放空火炬時，放空火炬時常冒黑煙，污染環境。因此，開展了閃蒸氣回收一體化集成裝置的研制，將閃蒸氣增壓后接入原料氣系統，可實現閃蒸氣的回收利用，減少了天然氣的浪費。針對處理廠凝析油穩定裝置閃蒸氣經分離后進入低壓放空火炬，閃蒸氣量約3100m3/d，采用閃蒸氣回收裝置將閃蒸氣增壓后接入原料氣系統，可實現閃蒸氣的回收利用，減少火炬排放。每座處理廠預計可回收閃蒸氣102.3萬方/年，折合標煤1268.5噸/年。

圖1 閃蒸天然氣回收裝置Fig.1 Flash natural gas recovery unit

2.2.3 放空氣回收

集氣站、處理廠開停工及檢維修過程中的放空氣每年僅放空一到兩次，且具有放空時間短，氣量低，壓力變化大等特點。可采用引進服務方式，將放空氣采用回收裝置處理后接入集氣系統。

2.2.4 VOCs治理

揮發性有機物作為PM2.5和O3的重要前驅體，除對人體構成損害之外，部分揮發性有機物廢氣排放入大氣后，還會對臭氧層造成破壞，加劇溫室效應。可加大采出水密閉收集處理和儲罐工藝流程密閉完善等技術手段的研究與應用，是長慶油田進行天然氣回收和承擔社會責任的重大需要。

2.3 做好氣田凈化廠尾氣CO2捕集和硫磺回收

隨著長慶下古氣田開發的深入，長慶油田針對凈化廠低含硫酸氣開展工程技術研究，目前建設硫磺回收裝置五套，滿足環保要求，實現綠色發展，同時需加大對CO2捕集研究與實施力度。硫磺回收裝置主要負責脫硫脫碳裝置胺液再生塔來酸氣。五座天然氣凈化廠每年減少SO2排放約6500 t。這用技術革新強力推動企業綠色、低碳、高質量發展。

尾氣焚燒放空后放空，尾氣具有氣量大，CO2含量高等特點。采用胺液捕集+丙烷制冷液化工藝進行CO2的液化捕集，尾氣經增壓分離后，進入胺液吸收塔，再經二次增壓、分子篩脫水后進入丙烷制冷單元，液化后進入提純塔，經制冷單元過冷后進液態CO2儲罐。生產的CO2可以用于油田的CCUS，為早日實現碳達峰、碳中和貢獻長慶力量，同時能夠提高采收率，提高經濟效益[7]。

2.4 做好煤炭地下氣化技術攻關儲備

煤炭地下氣化是指將地層中的煤炭通過創造適當的工程技術條件在原位進行有控制的燃燒、在煤的熱作用及化學作用下產生可燃氣體(CH4、H2、CO)的過程。該技術優勢明顯，可以將煤炭清潔化利用，大大緩建天然氣供應的緊張局面；有效解決中國由煤炭燃燒排放CO2引起的環境問題；為“氫經濟”時代到來儲備資源和技術。但是仍然存在工藝要求高，反應產物種類多的問題，且項目投資較高，需要攻關低成本發展技術[8]。目前長慶氣田與煤炭疊合區多，且具有從勘探、開發、鉆完井、地面集輸處理相關技術及下游管道市場，具有很好的發展前景，可根據發展情況進行相關技術攻關與儲備。

2.5 加大地熱利用力度

鄂爾多斯盆地屬于中溫型熱流區，可以分為上部熱儲(白惡系)；中部熱儲(侏羅系)；下部熱儲(三疊系)。上部地溫小于50 ℃；中部熱儲埋深小于2000 m，地層溫度在25～70 ℃；下部熱儲溫度均低于80 ℃。地熱可采資源量5.56×1018J/a[9]。油田地熱開發可通過油井或廢棄井改造、采出水余熱利用、鉆地熱井等多種方式用于輸油伴熱、采暖、熱洗油管、地熱養殖、地熱農業和中低溫地熱發電等。在大中型倒班點和前線生產保障基地可采用地源熱泵技術，利用地熱泵將地熱替代原有熱負荷，逐步推廣地熱項目。

2.6 加大余熱利用力度

長慶油田可回收余熱主要集中在天然氣處理廠壓縮機煙氣余熱和油田采出水余熱。油田采出水可回收余熱折標煤515.54噸/天，目前均未進行回注采出水的余熱利用，余熱回收潛力巨大。

壓縮機余熱發電主要有常規水蒸汽朗肯循環和有機朗肯循環，根據處理廠壓縮機余熱溫度，初始高溫部分適合采用水蒸汽朗肯循環發電技術進行余熱回收，在高溫段煙氣溫度從470 ℃降至190 ℃，低溫段進一步降至90 ℃左右后排入大氣，兩級發電實現對煙氣余熱的梯級利用，盡力減少了壓縮機燃料氣的消耗。7座處理廠合計44臺燃驅壓縮機，可回收余熱折標煤198.66噸/天。

2.7 持續推動風能、太陽能利用力度

長慶油田所在的陜西、寧夏及內蒙地區風光資源相對豐富，大部分位置的太陽能輻照總量在4500～5600 MJ/m2.a，具有豐富的太陽能資源，適于發展分布式光伏新能源項目。目前氣田井場/閥室應用太陽能風光互補技術是一套發電應用系統，該系統是利用太陽能電池方陣、風力發電機將發出的電能存儲到蓄電池組中，當用戶需要用電時，通過輸電線路送到用戶負載處，減少了能耗。同時，在生產保障點采用了建筑屋頂光伏，大幅降低了能耗。

光伏發電按規模分集中式、分布式。根據長慶油田實際，在變電站附近建集中式光伏電場，所發電就近接入變電站35 kV/10 kV母線，在35 kV/10 kV電網消納。利用井場、站場屋面或地面可利用面積建分布式光伏電場，安裝容量以滿足井站自用為主，所發電就近并網消納。

2.8 開展氫能技術儲備

氫能被視為21世紀最具發展力的清潔能源，隨著產業規模的不斷擴大，如何高效制、儲、運制約了氫能發展。針對運輸來說，目前主要通過通過氣氫拖車、液氫槽車進行運輸。

煤炭氣化、乙烷制乙烯及其他渠道所產生的大量氫氣，僅依靠壓縮后拉運的成本居高不下，管道運輸是未來的發展方向，考慮到后期會將氫氣摻入天然氣中進行輸送，并在下游進行分離[10]。需做好氫氣摻入天然氣的安全比例、腐蝕影響、長距離運輸、小型化撬裝化分離，目前長慶已建的地面系統在氫能利用中大有可為，同時需進一步加強相關技術儲備。

3 結 論

(1)隨著第三、第四次科技革命的不斷深入推進和發展，世界能源結構也加速轉型，清潔能源迎來了巨大的發展潛力。

(2)針對清潔能源發展可采用加大天然氣的勘探開發力度和天然氣回收業務；煤炭地下氣化；地熱、余熱、風能、太陽能及氫能等新能源利用，力爭在2025年建成黃河流域生態保護企業，清潔能源應用替代率達到25%以上。這些措施也將給其他同類型油氣田的清潔能源發展提供指導意義。