油田新能源與節能減排技術研究

宋曙光 張翀焱（中國石油集團電能有限公司生產運行部）

1 概述

我國提出“雙碳”目標以來，新能源技術得以迅猛發展，在各個領域的應用也得到了更多的重視。中國石油各個油氣田單位既是能源生產大戶，也是能源消耗大戶。松遼盆地位于高緯度亞寒帶，氣候條件相對惡劣，且原油物性屬“三高”原油，綜合含水率高達95%，導致生產能耗及成本高[1-2]。以大慶油田為例，2022年生產用能總量378.1×104tce，占比達到60%以上。能源實物量有：天然氣、電、原煤、原油、汽油、柴油、熱力等，主要為天然氣（占49.4%）和電力消耗（占38.6%）。碳排放量居高不下，2022 年為1 840×104t，占上游板塊的30%，減碳降碳任務艱巨。

根據開發部署，按照當前用能情況，綜合考慮目前的技術發展水平，新建系統以當前技術發展最高水平建設考慮，已建系統在不采取各種節能措施的情況下，對大慶油田用能趨勢進行預測見表1。2025 年生產用能總量將達到410.20×104tce，其中耗電量為129.95×108kWh，耗氣量16.82×108m3。近年來，構建新型電力系統、源網荷儲一體化以及儲能技術不斷更新迭代，具有了極為廣闊的應用空間[3-4]。在油田生產用能領域，采用新能源技術替代或部分替代原有用能技術，將極大地滿足新能源快速發展和節能減排的雙重需要。

2 油田高耗能領域分析

生產用熱和生產用電主要集中于機采、集油、處理、注水四大生產系統。生產用熱以天然氣消耗為主，由于高寒地區的原油凝固點高，90.1%熱耗用于集油和處理系統；生產用電33.97%用于機采系統，34.01%用于注水系統，15.35%用于集油和處理系統。

2.1 鉆井作業

鉆井作業是油氣開發過程中必不可少的環節，在用能方面存在的主要問題有3 個：采用柴油發電，低效率高耗能，燃油消耗成本占比達到30%；鉆井區域偏遠，電網無法有效支持；鉆井工況惡劣，設備功率高，功率波動較大，能量轉化效率低。

應用新能源技術的主要解決思路是以風、光發電作為電網薄弱地區的補充，或者以儲能作為鉆井用電功率尖峰的支撐，或以清潔氣電動機組作為調峰備用。從國內外新能源技術成熟度和建設成本來看，最適合于油田的方法是供電系統采用天然氣機+大型光儲系統取代柴油機組。其中采用天然氣可以實現降本增效、降低碳排放的作用；采用混合大型儲能系統，能夠滿足設備大功率需求，同時能量回饋節能作用，可降低能源損耗；采用風力或光伏發電，能夠增加綠電，降低碳排放，同時給鉆井區域其他設施提供穩定電源[5]。

鉆井作業應用新能源技術需要考慮2 方面：①適用于油田惡劣環境，在設計階段采用集裝箱化設計，便于系統隨鉆機移動；②在功能上需要具備“黑啟動”功能，能夠實現智能化控制。這一方案實施后，預計減少柴油消耗量和CO2排放量將達到25%以上，并能在根本上解決鉆井作業的高耗能問題。

2.2 抽油機作業

目前為止，油田的抽油機大多為游梁式抽油機，能耗在采油成本中占比較大，電耗約占油田總耗電的40%，部分采油單位電耗比例更高。抽油機能耗問題有：大功率電動機功率波動大、功耗大；偏遠區域，電網配電成本高；普遍存在倒發電現象，平衡配重動態無法調整；工頻井饋能無法二次利用，變頻井饋能通過制動電阻消耗，致使大量的電能浪費。

新能源技術的應用主要在井場周邊配備風光儲一體化儲能系統，通過變頻精細調節以穩定電網電壓，利用風光發電儲存電能、降低電網配電成本，適用于油田惡劣環境。通過一體化系統配置、智能化控制滿足遠程控制和數字油田要求。有研究表明，新能源在采油井場的應用，會使無功需求降低79%，變壓器容量需求降低78%，油區電網供電半徑擴大35%，油田區域線路損耗降低91%，耗電量降低30%[6]。

2.3 修井機作業

油田修井作業廣泛使用柴油修井機，因其傳動復雜，傳動效率不足80%，能量利用率只有40%，碳排放量高。存在主要問題有：柴油機傳動效率低，工作效率差，66%時間出于空載狀態，能量浪費巨大，冬天尤甚；作業時噪音大，最大噪音達到120 dB；環境污染嚴重，每臺350 型修井機每年碳排放可達94.8 t，排放量較高。

用能終端再電氣化，尤其是綠電的應用，將會產生更好的效果。目前“油改電”在油田應用范圍擴大。在修井作業方面采用純電動修井機，可實現零碳排放，設備利用率高，維護周期長；采用混合動力修井機，油電混合動力節能降耗，改造老舊機車設備再利用，適用與惡劣工作環境，滿足不間斷作業。預計將節約燃料費用70%以上，勞動強度降低60%，噪聲降低20 dB[7]。

2.4 油氣輸送管道系統

油氣輸送管道系統總體能耗巨大，能耗費用約占全部運行成本的25%，油氣管道輸送各站場內運行設備供電可靠性和穩定性對維持油氣管道正常輸送至關重要。存在的主要問題：壓縮、泵送功耗大，能耗占比達60%以上；照明、加熱、空調功耗設施多，熱媒爐、鍋爐等加熱設備碳排放量大；智能化控制度較低，無法實時監測輸送管道線路運行情況。

油氣輸送管道節能減排方案主要考慮采用光儲充一體化設計儲能系統，替代燃油發電設備，降低碳排放；采用鈦酸鋰電池，安全、寬溫，可提供大功率；與市電相結合，滿足設備不間斷供電，同時給站區其他設施提供穩定電源[8]。

2.5 注水系統

特高含水期注采關系復雜、動態非均質增強，用于注水系統的用電能耗占比達到34.01%，變工況、非穩態條件下，壓力、水量變化頻繁，注采方案調整頻率上升，測調工作量加大，地面優化運行難度大。由于開發對象的差異，每口注水井要求的注水壓力和注水量不同，但注水系統壓力只能就高限，通過井口或管網節點閘門節流來調節，閥組調節損失占系統能耗一半。

注水系統是油氣開發過程中的關鍵環節，電氣化程度較高，節能減排主要考慮兩方面：一是負荷智能化，實現柔性化控制；二是優化工藝，與風光新能源以及儲能裝置構成綠色低碳開采工藝。針對綠電非穩態供電條件，結合復雜工況注水系統工藝特性、管網結構特點和井下分注井用電實際，進行中高滲透油藏變工況注采調整技術集成與試驗，配套工程技術與綠電耦合電氣化再造，實現注水系統用電柔性化，用電負荷可調至80%，基礎能耗下降5%。

2.6 集油和處理系統

集油系統能耗位居四大生產系統首位，占油氣田生產總能耗的60.04%。從天然氣消耗構成來看，81.6%用于集油系統生產用熱消耗，現有集油工藝流程已無法改變能耗及碳排放持續上升的趨勢，傳統節能提效手段已無潛力可挖，以天然氣為主的能耗結構及生產方式無法實現與清潔能源規模利用有效融合。

為此，采用穩定工況下的常溫和低溫集油方式，形成穩態低溫集油定期調節優化運行技術；采用正壓精準配風燃氣加熱爐，設計熱效率不低于90%，長期運行效率不低于88%，井口或站場采暖（加熱清水）電加熱爐功率低于1 MW；終端采用“電熱+儲放熱”長效供熱技術，形成與綠電不平穩供能匹配的低基礎能耗變工況集油系統低碳生產技術及安全運行機制，實現柔性化安穩生產，提升綠電消納能力，提高集油系統清潔能源利用量和天然氣商品率。

3 新能源技術的應用方向

3.1 油田用能整體源網荷儲技術

源網荷儲是以“電源、電網、負荷、儲能”為整體規劃的新型電力運行模式。過去的電網系統調控主要采取“源隨荷動”的模式，當用電負荷突然增高時，一旦電源側發電能力不足，就會出現供需不平衡問題以致嚴重影響電網的安全運行。隨著構建新型電力系統步伐加快，以風電、光伏為代表的新能源在能源系統結構中比重不斷提升，但其波動性、間歇性和隨機性特點也給電網穩定運行帶來挑戰。而“源網荷儲”可促進供需兩側精準匹配，最大化利用清潔能源，有效解決清潔能源消納及其產生的電網波動性等問題，提高了電力系統綜合效率[9-10]。

發揮油田已建電網、負荷平穩、自有土地等優勢，形成“風+光+氣+儲”設計布局，利用“源網荷儲”一體化技術實現節能減排。

“源”：利用自備電廠的支撐調峰能力，協同加快推進風光發電新能源建設，從電源端逐步進行清潔低碳、綠色轉型發展。

“網”：利用油田已建增量配電網的三層電網架構及電網現有資源，對35 kV、6 kV、380 V 電壓等級分別進行新能源布局。

“荷”：利用油田長期穩定負荷，確定最優化風光互補配比，最大限度提高新能源接入比例，實現所發綠電就地消納。

“儲”：結合分布式風光發電站建設，布局儲能設施，協同燃氣調峰電站，進一步加大風光裝機規模。各電壓等級新能源部署技術路線見圖1。

圖1 各電壓等級新能源部署技術路線Fig.1 Technical roadmap for new energy deployment at different voltage levels

3.2 多能互補技術

多能互補是按照不同資源條件和用能對象，采取多種能源互相補充，以緩解能源供需矛盾，合理保護和利用自然資源，同時獲得較好環境效益的用能方式。

多能互補的特點主要有：一是包含了多種能源形式，構成豐富的供能結構體系；二是多種能源之間相互補充和梯級利用，達到“1+1＞2”的效果，從而提升能源系統的綜合利用效率，緩解能源供需矛盾。

圍繞油田生產用能實際需求，以新型電力系統為基礎，不斷提高生產用綠電占比，充分利用余熱，加快開發地熱，并通過終端用能再電氣化等多種用能形式組合，應用電、熱、光、氣“多能互補”的綜合技術，全面提高油田節能水平。油田多能互補技術應用示意圖見圖2。

圖2 油田多能互補技術應用示意圖Fig.2 Application of multi-energy complementary techniques in oilfields

3.3 CCUS 技術

CCUS（Carbon Capture，Utilization and Storage）是指碳捕集、封存及再利用技術。二氧化碳（CO2）捕集與封存利用是指將CO2從工業過程、能源利用或大氣中分離出來，直接利用或注入地層以實現CO2永久減排的過程。作為應對全球氣候變化的關鍵技術之一，CCUS 技術將CO2從源頭捕獲、提純繼而循環再利用，或者封存于地下，從而平衡CO2對氣候產生的消極影響。

CCUS 技術在CO2捕集與封存（CCS）的基礎上增加了“利用（Utilization）”，這一理念是隨著CCS 技術的發展和對CCS 技術認識的不斷深化，在中美兩國的大力倡導下形成的，目前已經獲得了國際上的普遍認同。CCUS 按技術流程分為捕集、輸送、利用與封存等環節各油田CCUS評價對比見表2。

表2 各油田CCUS 評價對比Tab.2 CCUS evaluation for each oilfields

CCUS 是國際公認的三大減碳途徑之一，是目前實現大規模化石能源零排放利用的唯一選擇。通過燃煤、燃氣電廠（或煉廠）設置CO2捕集、提純工業設施，利用管道將CO2輸送到具備驅油用油區塊，再通過CO2增壓、注入等工藝設施注入地層，既實現CO2的埋存，又起到驅油和提高采收率的作用。

大慶油田CCUS 潛力儲量5.53×108t，其中長垣外圍油田5.14×108t，全部為非混相驅；海拉爾油田0.39×108t，其中混相驅0.3×108t，非混相驅0.09×108t。上述儲量全部實施CO2驅，CO2可埋存共計2.5×108t。

通過優選和評價，在大慶油田開展CCUS 建設以達成節能減排的目標。

3.4 生產用熱終端再電氣化

風能、太陽能等新能源大規模開發利用，電能持續在工業、交通、建筑等終端能源消費領域滲透，再電氣化已成為不可逆轉的全球化趨勢。再電氣化是指在能源生產側實施清潔替代，以低碳能源代替高碳能源；在能源消費側實施電能替代，推動清潔電力的大范圍使用，以電為中心、電力系統為平臺，建設高度電氣化社會。

油田利用區域綠電電價優勢，提高終端再電氣化率，應用綠電加熱替代燃氣加熱，增加綠電消納能力，減少碳排放量。

一方面，從碳排放角度出發，在天然氣電氣化過程中存在碳排放平衡點。按東北區域年平均電網火電（含煤電、氣電）用量基礎上考慮綠電占比，當綠電占比達到77.7%時考慮“電替代天然氣”更具減排屬性。目前大慶油氣業務終端電氣化率約為39.1%，還尚未達到碳排放平衡點。

另一方面，由于天然氣是生產合成氨、甲醇、乙炔、氯甲烷等下游加工產品的化工原料，中石油持續提倡有效控減天然氣一次能源消耗、提升油氣商品率，助力國家能源安全保障能力的提升。上游業務“十四五”末天然氣商品率目標是95%，大慶油田由于產氣量低，且地處高寒地區耗氣量高，目標只有75%。基于提升天然氣商品率的迫切要求，亟需研發生產用熱終端電氣化設備，提高生產用熱終端的電氣化率。

3.5 新能源微電網

新能源微電網是利用風、光、生物質、天然氣等多種可再生能源，通過能量存儲和優化配置實現本地能源生產與用能負荷基本平衡，通過冷、熱、電等多能融合，實現可再生能源的充分消納，構建智慧型能源綜合利用局域網。

油氣田的開發建設大多位于國家電網網架結構較為薄弱地區，電網供電能力相對不足；同時，也意味著對新能源的消納能力不足，無法進一步提高綠電規模，制約了油田后續形成規模化的新能源產業布局及更高的清潔能源利用率。智能微電網是以可再生能源為主、多能源綜合利用為目標的發電形式，電源構成以風光等新能源為主，儲能裝置作為智能微電網主力電源支撐，最大程度使用風、光供電，功率盈缺優先用儲能進行調節，當風、光儲不足以供電時，使用電網購電。微電網與大電網協調控制，微電網模擬虛擬電廠運行，建立油田內部電力交易市場機制。探索可編程負荷模式、邀約-響應模式在油田的適用性。大慶油田電網共有32 座110 kV 變電站、282 座35 kV 變電站及3 座自備電廠，未來通過微網系統進行群控群調，形成多個變電站間的電量互補，可進一步提高整個油田電網的自治率；以更多的綠電取代化石能源消耗，節約天然氣和外購電力，減少碳排放量，實現低碳生產，響應集團公司“清潔替代、戰略接替、綠色轉型”三步走的總體部署。

4 結語

新能源技術發展迅猛，其技術成熟度和建設成本已達到工程化應用的程度。油田各生產環節的節能減排是一個持續改進、不斷優化的長期過程，在不同的生產領域、生產環節存在不同的難點。在各生產場景中應用新能源技術，需適應惡劣的環境和復雜的地貌，實施先進的管理制度，與油氣生產相匹配的技術融合，以及經濟性和穩定性等，這些都需要統籌考慮。整體而言，通過對油田高耗能領域的各個應用場景的分析和研究，以及在整體用能方面以風電、光伏、儲能為代表的新能源技術的綜合應用，同時系統采用“源網荷儲”一體化、多能互補、CCUS 技術、生產用熱終端再電氣化、新能源智能微電網等技術集成，將為油田節能減排工作探索出一條可持續、可操作的新思路和新方法[11-12]。