油气田开发的可再生能源利用模式

龙源（北京）太阳能技术有限公司

目前全球步入第三次能源转型，世界能源体系中能源消费结构持续清洁化，可再生能源的大规模开发和利用成为不可逆的新能源发展趋势。伴随中国经济由高速度向高质量的阶段性转变和可再生能源技术的快速发展，我国企业能源的发展也出现了新思路和新契机[1]。分布式可再生能源具有“就近取材，本地消纳”的特点，使得其供能具有简单、高效、灵活、可靠的优势，在今后能源应用中的比重会逐步提升。因地制宜地发展分布式可再生能源，实现绿色转型、低碳发展战略是各大中型企业的外在要求，也是获取长期发展竞争优势的内在需要。

大中型企业的可再生能源利用需要将其所具有的资源特性和应用需求相结合，因地制宜地制定能源利用模式，挖掘应用潜力，形成可复制、可推广的建设模式，发挥其经济、社会和环境价值[2]。本文以地面油气田开采企业为例，根据其资源特点论述了可再生能源利用的特点和模式。

1 可再生能源开发优势

我国油气田开采企业因其矿产资源、生产技术等特点，在可再生能源开发利用方面具有巨大的潜力，主要有以下几方面优势：

（1）自然资源丰富。我国太阳能资源分布是西北高、东南低，而风能资源分布是北高、南低，我国油气田矿权区刚好处于较有利的资源品质区。对于太阳能和风能利用，油区范围内井场分布广，闲置土地较多，土地是优势，可用于光伏及风力发电站的规划布局。油气田矿权区内4 000 m以浅地热资源量折合标煤1.08×1012t，占全国总资源量的三分之二以上，优质地热资源主要分布在华北、冀东、大港、大庆、辽河、吉林等油田；而且每年采出水的余热能约为177×104t标煤，余热能资源也十分丰富。

（2）消纳潜力大。油田开发企业既是能源生产大户，也是能源消耗大户，未来随着开发难度增大，能耗仍呈上升趋势；因此从另一个角度看，油田开发企业也是清洁能源替代潜力大户。油气田具备用能市场庞大、电力消纳能力强等有利优势，清洁能源利用模式将成为油气田生产节能降耗、提质增效的重要方向。

（3）技术发展相对成熟。近年来随着国家各项产业技术的不断发展，在地热开发、余热利用、风力发电和太阳能光伏发电等方面技术水平不断提高，已进入技术成熟期，光伏发电和风力发电成本近几年大幅下降，为油气田开展清洁能源利用提供了有利条件。

2 可再生能源典型利用模式

我国石油企业正处于提质增效转变阶段，在油田开发需求不断增加的同时，能源需求也显著提升，为可再生能源的发展提供了契机。随着可再生能源技术进步，可再生能源在企业发展需求十分巨大。

在可再生能源的利用模式中，一种简单的方式是按照用能类型对可再生能源利用模式进行划分。可再生能源典型利用模式特征如下：

（1）风力发电。以风能为可再生能源发电，根据风能发电单机容量大、占地面积小的特点，利用油田自用土地以及生产用电消纳能力，建设分布式风力发电站。

（2）太阳能光伏发电。以太阳能光伏为可再生能源发电，根据光伏发电单位容量小、建设容量灵活的特点，利用自用土地集中建站，也可以在生产场站、办公区屋顶、空场等闲置场地分散建设。

（3）地热供热能。根据地热温度，高温地热可进行直接换热应用，低温地热可采用循环热泵提取热能供生产站场、生活及办公区用热。

（4）余热供热能。工业余热采用循环热泵提取热能供生产站场、生活及办公区用热。

各油气田因其特征和条件具有很多相似之处，在可再生能源开发及利用模式上也具有可复制性。通过充分结合油田生产生活方式、消纳能力、电网建设水平以及可再生能源资源情况，制定开发规模和利用模式方案，并将可再生能源在各油田的利用模式与其当地的经济、社会、生态和环境综合效益相结合[3]。

根据可再生能源工程案例信息分析结果，不同能源利用模式的应用具有相应的条件要求。

风能、光伏发电模式的一般要求：比较充足的建设场地；风能或太阳能资源丰富，保证较低的发电成本；建设地用电负荷比较稳定，能消纳所发电量。

地热及余热供能模式的一般要求：建设地要有比较充足的热能资源，保证较低的供能成本；建设地有相对集中的生产、生活用热需求。

3 应用场景分析

3.1 分布式集中风能、光伏发电

油田用电主要为油气开采和油、气、水处理站场用电，具有用电总量多、用电地点分散、单一站场用电量小的特点，以油气生产站场以及35 kV变电站为依托的新能源开发难以形成规模。因此，集中式的新能源发电站应依托于油田110 kV变电站，利用油田矿权区的闲置土地建设。分布式集中风能、光伏发电站以就地消纳、不向上一级国家电网输送电量为原则，其建设规模应按照规范GB/T 33593—2017《分布式电源并网技术要求》执行，发电容量不大于接入变电站（110 kV变电站）的最小运行负荷[4]。油田电网太阳能、风力发电系统框架见图1。

结合油田电网的实际情况，最大程度开发油田电网的接入及消纳潜能，逐步建设油田电网新能源发电装机规模。按各油田总规划建设光伏发电、风力发电站，总装机容量可达到1 GW以上，预计将实现年发电量15.2×108kWh，节约标煤50.7×104t。

图1 油田电网太阳能、风力发电示意图Fig.1 Schematic diagram of solar and wind power generation

3.2 分布式小型光伏发电

油田的各类站场数量大，在运各站场的厂房、办公楼的屋顶以及厂区内闲置的空地等可利用面积较大。另外，随着油田滚动开发，部分站场及大量的油水井废置，但其土地使用权仍为油田所有，这些可利用资源的主要特点是数量多、面积小[5]，适合建设小型分布式光伏发电项目，其中闲置站场空间以及废置站场，按照其面积可建设的光伏项目装机容量为100～1 000 kW，废弃油水井井场可建设光伏装机容量为30～80 kW。

小型光伏发电系统采用太阳能发电与交流低压电网并网的供电方式。太阳电池方阵在太阳光辐照下发出直流电，经逆变器转换为交流电，与交流电网并网供电。其原理如图2所示。

图2 微电网供电系统原理图Fig.2 Schematic diagram of microgrid power supply system

3.3 油田采出水余热利用

油田开发进入中后期，油田采出水量越来越大，采出水具有水量大且稳定、分布点相对集中、温度较高、热源充足且质量较好等特点，而其中蕴含的大量热能并没有得到有效回收和利用。污水余热利用的潜力很大，在联合站、转油站等站场中，油气集输处理过程以及管线伴热等生产用热和站内采暖与制冷辅助用热需要大量的热能，利用油田地下采出水作为低温热源，通过热泵技术置换出高品位热源，取代常规制热、加热及制冷等装置，节约原油、天然气和原煤等常规化石能源的消耗，实现清洁能源替代、低碳环保、降低运行成本的目标，从而实现资源的有效回收与合理利用。热泵工艺示意图见图3。

图3 热泵工艺示意图Fig.3 Heat pump process diagram

油田结合自身生产情况，有效利用热泵余热回收技术，提取含油污水蕴藏的热能，将其合理利用到生产伴热和冬季供暖中。常规油田采出水温度一般在35～45 ℃左右，据测算，油田采出水量约13.6×108m3，按照温度平均下降10 ℃、回收利用效率80%计算，可回收利用的热能约为115×104t标煤，相当于目前在用加热炉各种燃料消耗总和的28%。

3.4 油田长关低效井地热

油田生产过程中，部分油井的采出液含油量过低，失去开采价值，长期处于关闭状态，因此可以利用油田长关低效井直接从地层取热为地面建筑物冬季采暖提供热源。通过将油田长关井改造作为取热井，采取“取热不取水”方式，单井循环取热，套管注水、芯管出水（图4）。井内安装换热芯管并与地面热泵连接为地面建筑供热。例如，采用1口井深为2 150 m、射孔顶深为1 850 m的常关井为办公区及车库进行供暖，核算供暖面积按2 000 m2计算。供暖初期，换热孔出水温度为22.2 ℃，进水温度为5.1 ℃；极寒天气时，换热孔出水温度约为18 ℃，进水温度约为4 ℃；热泵出水温度为45 ℃，回水温度为35 ℃。供暖室内温度可达18～21 ℃。

图4 单井循环取热工艺示意图Fig.4 Single well circulation heat extraction process

采用油田长关低效井地热供热，可有效利用油田的闲置资源，将深层的地热资源通过热交换的方式得以利用，按上述规模改造长关低效井1口井，估算费用约为100万元，预计每年可减少化石能源消耗折算标煤56.9 t，节省供暖费用5.6万元。

4 结束语

本文基于大量调研案例和实际数据，通过选取各油田的典型案例，探讨了可再生能源典型利用模式应用价值。在油田发展可再生能源系统需要改变能源利用模式与方式，应根据各地区的实际地理及地址的自然情况，结合油田生产的实际用能和土地资源状况，合理地制定可再生能源的利用方案。通过因地制宜地探索可再生能源的综合梯级利用，实现多能源互补利用应用模式的建立与推广[6]，并在不同行业中开展典型分布式供能系统工程示范。