国内电驱压裂经济性和制约因素分析*

童征，展恩强，刘颖，刘军，李益良，杨震，王春河

( 1.中国石油勘探开发研究院；2.中国石油集团规划计划部；3.中国石油集团油田技术服务有限公司）

超过70%的页岩油气、致密油气等非常规油气井，需要进行压裂、酸化等储层工艺改造，才能获得产能[1-4]，压裂装备是非常规油气田增储上产的重要利器。目前，国内油气田和钻探企业普遍存在装备水马力不足、施工强度大、故障率高、供货和维保性差等问题[5-9]。随着现场压裂规模不断提升，传统柴油驱动压裂技术成本高、燃油经济性差、进口部件供应受限、环保性差等缺点逐渐凸显[10]。

近年来，由于响应速度快、单机功率密度大、作业效率高、国产化率高、供货维保性好、绿色环保等特点，电驱压裂技术在各个页岩气现场不断得到推广应用[11]。然而，在现场应用过程中，电驱压裂技术也遇到供电不足等制约因素，需要开展相关研究。

1 国内外电驱压裂设备产品

1.1 电驱压裂设备产品性能对比

电驱压裂系统包括压裂泵橇、混砂和配液泵橇等设备，其中电驱压裂泵橇由电机、大功率压裂泵和变频控制等组成。美国最早实现了电驱压裂装备的工业化应用，设备主要由USWS和EWS两家公司生产。USWS公司的第一代产品3500型主推双机双泵配置，由双S公司代工生产。2019年升级为第二代3000型单机单泵配置，配液、混砂等配套设备实现了电动化。目前，USWS公司的产品在全球现场应用数量最多（超过10000段），效果较好（见图1a）。EWS公司主推7000型超大功率单机双泵方案，采用两台3500型五缸柱塞泵，配套设备支持无水压裂工艺。这两家美国公司的产品都采用燃气发电供电模式[12-14]，技术成熟度和可靠性已得到现场验证。

国内主流压裂装备制造企业陆续开发了电驱压裂装备及配套产品。国产配套产品的规格比较丰富，覆盖2500～7000马力，以5000型和6000型为主力机型，电机和变频技术水平与国外相比基本相当，购置和维保方面的竞争力较强。其中，中石化四机厂和杰瑞油服等部分企业，也实现了配套设备的电动化，作业性能和设备可靠性已得到现场验证（见图1b、c、d）。

航天宏华是国内首家实现电驱压裂规模应用的企业，相继在北美和国内现场作业约5000段，技术水平得到了充分检验[15-17]。中石化四机厂依托国家“十三五”科技专项的支持，开发出大功率5500型单机双泵及配套压裂装备[18]。杰瑞油服2019年推出轻量化5000型电驱压裂机组，并迅速投入川渝页岩气现场。其他厂商包括三一重工、科瑞石油等都在开发电驱压裂设备产品。

从技术参数对比看，国内主流电驱产品与国外先进技术水平相当，电机和变频技术具有自主知识产权（杰瑞油服和中石化四机厂）。对于大功率泵（大于5000马力），国内厂商在产品类型、现场应用数量和经验等方面都处于世界前列[19-21]。美国厂商SPM和GD于2019年才正式向业界推出采用电机或燃气涡轮动力驱动的5000型大泵（见表1、表2、表3）。

1.2 电驱压裂设备现场应用情况

截至2019年10月，美国USWS和EWS公司已在现场合计开展约13000段改造作业，效果较好。航天宏华提供电动泵注租赁服务，投入川渝、新疆和北美现场的设备累计达133台，先后与川庆钻探、西部钻探等企业合作，2019年现场作业量达到2900段。中石化四机厂与江汉井下、大庆井下等企业合作，在涪陵、大庆等现场开展电动压裂施工，投入设备近20台，作业量约600段。杰瑞油服产品于2019年6月进入长宁、威远现场，主要与长城钻探和渤海钻探公司合作，累计投入各类电动压裂设备22台（见图2、图3）。

图1 主流电驱压裂设备

上述国内三家企业的应用主战场均位于川渝页岩气区域，2019年工作量合计约4000段，为2018年工作量的4倍。其中，航天宏华的作业量占73%，引领了行业发展。国内各企业投入现场的电动压裂装备接近100万水马力，一定程度上缓解了川渝地区压裂水马力不足的状况，与柴油压裂装备形成互补。

2 电驱与柴油驱压裂设备技术经济对比

2.1 技术性能分析

以航天宏华6000型电驱机组为例，额定输出水马力是2500型柴油压裂车的2倍。按页岩气现场压裂需配备5万水马力机组的要求，以8台6000型电动泵和20台2500型柴油压裂车相比，井场面积可减少42%，电驱机组配备的作业人员数量比柴驱机组减少30%。

电驱压裂系统采用大功率变频调速控制技术，可以开展高效施工。航天宏华的机组在威远现场实现了连续7段/日合压，长宁区块连续6段/日拉链式施工，新疆玛湖24小时连续作业8段。杰瑞油服2019年在威202井区完成5口井122段施工，时效达到3.59段/日。

柴驱机组工作时噪声达到110分贝，按每段泵送2000立方米液，单方液需耗油5.5升计算，总共排放烟气量403万立方米，二氧化硫1600千克，烟尘286千克，氮氧化物1023千克等。电驱机组噪声比柴驱机组降低至少20%，在施工现场实现污染零排放。

2.2 经济性分析

根据《中国石油天然气集团公司建设项目经济评价方法》（中油计〔2017〕22号），采用费用比选法进行分析，包括费用现值法和费用年值法，费用现值和年值较低的方案为优。

式中，I为年全部投资，C为年经营成本费用，(P/F，ic，t)为现值系数；P=F×(1+ic)-t，其中ic为设定的折现率（6%）；n为评价期，(A/P，ic，n)为资金回收系数，A=P×ic×(1+ic)t/[(1+ic)t-1]。

以页岩气现场为例，单机组配备5万水马力，柴驱机组配备20台2500型柴油压裂车，电驱机组配备10台5000型电驱压裂泵橇，其余配套设备相同，均为2台混砂车和1台连续输砂装置等，压裂工艺参数相同，其中水平段长2000米，段数25段，施工压力90兆帕，排量14立方米/分钟，单段有效施工时间2小时，泵送压裂液2000立方米/段。按20天/井的周期，有效压裂时间50小时/井，单机组完成16井/年。设备投资见表4、表5。

消耗件方面，合金钢泵头寿命300小时，泵头成本为30万元/个，作业30段后更换凡尔和盘根等消耗件，费用为4万～5万元/段，柴驱机组维保费用约100万元/年，电驱机组维保费约8万元/年。评价期分别按6年和8年两个周期计算。燃料消耗方面，柴油驱机组按7升/立方米液的柴油量、油价7000元/吨计算，电驱机组按每立方米液耗电20度、电价1.5元/度计算。动迁运输方面，设单平台4口井，则动迁4次/年，柴驱机组费用15.5万元/次，而电驱机组费用19万元/次。人员费用方面，标准为15万元/人/年，柴驱机组配备50人，电驱机组配备30人。

评价结果显示，各项指标中投资相差最大，电驱比柴油驱机组节省投资约43%。配套设备方面，电驱比柴油驱机组节省投资约21%。运行费用方面，电驱与柴油驱机组相比，消耗件费用节省6.7%，动力消耗费用节省26.2%，人工费用节省40%，采用电驱方案有利于机组的日常运行和维护。运输费用方面，电驱机组采用橇装设计，搬家需要调动重型吊车，运输费用略高于柴油驱机组，但是数额较小，相对于其他费用可忽略不计。费用6年现值节省25.2%，费用8年现值节省24.5%，电驱方案具有明显优势（见图4～图7）。

综合各方面因素，电驱压裂技术在技术适应性、设备可靠性和运行经济性方面，相对于传统压裂技术具有明显优势。

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3 现场供电模式及经济性分析

3.1 电驱压裂的供电问题

电驱压裂对现场电力保障有着较高要求。据统计，网电钻井作业最高负荷约3000千瓦，压裂最高负荷则达到约3万千瓦，作业期间负荷的变化幅度很大，施工前后期用电量差异大。电驱压裂要求电网容量大，供电必须稳定可靠，现场需架设35千伏线路。

长宁、威远和中国石化涪陵等川渝页岩气开发初期，因对压裂工作量估计不足，规划的电网容量有限（6000～8000千伏安），而且以10千伏线路为主，35千伏线路较少，仅能满足钻井的用电需求，在压裂时只能驱动1～2台电驱压裂设备。在大庆、新疆、长庆等油田，电网只能满足一般生产用电需求，不能满足钻井和压裂用电需求。

油田现场电网建设面临诸多挑战。在前期可行性研究和方案设计阶段，由于用电负荷变化大、平台生产建设计划经常调整，申请上游容量困难，电网建设方案频繁更改，影响实施。在审批和实施阶段，电力项目审批流程繁琐，牵扯面广（供电企业和发改委、环境影响评估、土地管理部门等），办理周期长，以30千米35千伏线路为例，标准建设周期达400天，电网建设和生产建设进度不匹配。在投产运营和维护阶段，涉及容量费电费结算、电力调度、供电设施维护等事项，需要大量人力和财力投入。各油气田在实施过程中，需要探索适合各自情况的供电模式和实施办法。

3.2 供电模式经济性分析

现场供电主要采用燃气发电和电网供电两种模式。燃气发电包括区域集中供电和移动式平台直供两种模式。北美地区电驱压裂应用全部采用后者，因为美国天然气资源富余，气价很低，燃气发电经济性好。国内天然气资源相对紧缺，燃气管网不发达，气价较贵，燃气发电经济性较差。目前，航天宏华与川庆钻探公司合作，在威远区块建设唯一一座12兆瓦的区域集中供电式发电站，与35千伏电网一起为平台作业供电。其他单位尚无新建发电站的计划。

在35千伏电网建设方面，美国的征地流程繁琐，电网建设成本高，实施电网供电的可行性差。中国具备丰富的电力与电网资源，川渝地区大容量变电站和220/110千伏高压输电网分布较广，如果解决好35千伏配电网的建设问题，就可以实现井区各平台的电力保障。

再看柴油钻井和压裂的临界或折合电价，根据“自201井区”和“阳101井区”的数据，计算后发现，在同等条件下电驱钻井用电将节约297.07万元/口，电驱压裂将节约181.5万元/井；柴油钻井折合电价为3.19元/度，柴油压裂折合电价为3.43元/度（见表6）。

对比燃气发电和电网供电模式，对于燃气发电，以通用电气（GE）公司颜巴赫燃气发电机组为例，全电驱施工需要35千伏安的装机容量。机组总占地面积约为500平方米，燃机重量和尺寸大，运输中需要拆分，其中仅发动机部分重量达99.2吨，发电机部分重量约为33.6吨，预燃室、发电机和余热利用部分总重量为52.5吨，机组整体重量达185吨。通过分析看出，燃气发电项目总投资过大，综合度电成本过高（含税5.81元/度），高于临界电价3.27元/度，经济性较差（见表7）。实际运行中涉及征地、管线铺设、电网架设、运输搬迁等，运行难度较大。项目的盈利和投资回收期受设备使用率和年发电量影响很大，风险较高。

电网供电模式具有经济性。以长宁页岩气公司的“宁216井区”为例，经测算，电网供电价格为1.8元/度，低于临界电价3.27元/度，具有经济可行性（见表8）。相对于燃气发电模式，电网供电具有明显优势。国内非常规油气开发应建立“电网为主，燃气发电为辅”的供电模式，燃气发电可作为电网供电的有益补充。

3.3 电网建设模式

目前，国内采用自建电网和“投建运一体化”两种模式推进现场电网的建设。自建电网模式指油田通过自行投资，进行电力线路的建设和维护。中国石化的涪陵、威荣区块，川庆在威远的合作区块采用此方式，采用该模式的电费较低，项目审批与建设周期长，需要专业的电力工程团队。川庆页岩气项目部在威远地区采取设计、采购、施工（EPC）总包模式，投资4660万元建设35千伏电力专线。网电钻井电费按含税1.08元/度收取，网电压裂电费按含税1.38元/度收取，截至2019年10月底，项目部已收回投资2820万元。该自有电网同时为30个平台采输、增压及3个集气站供电，节约投资4000万元。

“投建运一体化”模式主要依托专业化售电公司进行电网投资、建设和运维，西南油气田公司所属井区的电网建设以该模式为主。该模式注重整体规划，充分协调电力供给资源和用电需求，先期建设高等级35千伏大容量电网。2019年，西南油气田依托第三方承包商（例如成都昆仑能源公司），其电网建设和投运周期缩短了2～8个月，其中30千米的35千伏线路建设周期降至180天内。

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通过调研分析发现，自建电网模式适合于与地方及电力单位关系相对和谐的地区，而“投建运一体化”模式适用于与地方、电力单位关系复杂、协调难度大的地区。

3.4 电网升级改造

“十三五”期间，国内各主要上产区域，特别是页岩气区域积极推进电网建设和升级，供电问题得到很大缓解。川渝地区“油改电”的平台比例由2017年的43%提升至2019年的97%，电网网架布局进一步完善。川渝各井区共建成35千伏线路206千米，10千伏线路379千米，有效保障215个平台及场站钻井、压裂及生产供电，可同时满足15套全电动压裂机组和50台钻机作业。西南油气田规划“十四五”期间从国家电网多个110千伏和220千伏变电站输出6回110千伏专线与64回35千伏专线，共计1762千米，可提供227.1万千伏安的容量，将满足73套全电动压裂机组和140套钻机同时作业的需求。

新疆玛湖、吉木萨尔等重点区域的压裂规模接近川渝页岩气区块，致密油投产后增油、修井措施用电量高于后者，对电网同样提出很高要求。新疆油田已编制相关规划，拟在“十四五”期间积极推进变电站建设、上游增容等工程，为致密油和页岩油上产提供支撑。长庆油田的主网架分为陇东、志靖―安塞、宁定吴三部分，目前拥有110千伏变电站13座，35千伏变电站92座，总容量为1922兆伏安，主要用于后期生产，钻井压裂用电极少，全年电动钻井仅约100口，供电条件较差。长庆井下公司计划2020年4月在陇东致密油区块启动油电混合压裂作业，该区域所在庆阳地区电网条件较差，变电站容量普遍为5000～6000千伏安，目前正在开展线路改造及增容工作。

4 加快发展电驱压裂的建议

电驱压裂技术适合大规模、工厂化平台压裂施工。国产电驱压裂装备完全满足现场要求，5000型和6000型为主力机型。与柴油驱压裂装备相比，电驱压裂装备在设备采购投资、能源消耗费用、污染物排放等方面具有明显优势。得益于供电条件改善，2019年电驱压裂技术在国内得到大规模推广应用。为进一步加快发展电驱压裂，提出如下建议。

1）将电代油作为系统工程，加强顶层设计和统筹协调。要将电驱压裂及电代油纳入“十四五”规划中，着力解决电网建设的瓶颈问题。油气田企业在开发规划和产能建设地面工程方案编制及论证审批中，要充分考虑电驱压裂作业的特点和要求，统筹钻井、压裂及后期生产用电的需求，建设稳定、可靠的大容量电网。研究制定科学合理的电驱压裂计价指导标准，建立降本效益的分享机制，调动各方积极性。

2）钻探公司通过电代油实现技术升级。钻探公司结合提速提效的要求，编制电驱压裂工程设计方案，方案要考虑不同压裂工艺对机组参数的匹配要求、多平台同步作业时对电网的要求等。重视电气工程师、高压电器技师等人才的培养，归口管理相关资质和认证。针对不同油田情况，研究装备购置模式和租赁模式的适用性。

3）装备企业积极进入电驱装备领域。国内各装备制造企业要实现电驱压裂装备系列化，并加大现场推广应用力度。不断提升产品的性能、可靠性和服务水平。与钻探公司一起，编制相关产品标准和现场作业规范。考虑向压裂以外领域延伸，例如开发电动固井车、电动连续管作业机等产品。

国产电驱压裂装备经过不断改进和优化，已在现场得到充分检验。目前，川渝地区供电瓶颈已得到缓解，新疆、长庆油田正在积极布局电网升级和改造工程，为扩大电驱压裂装备的应用规模提供有力保障，容量不足等问题有望在“十四五”期间逐步解决，电驱压裂技术在国内的应用前景将越来越好。