油田绿色企业建设的探索与实践

孔凡群

(中国石化胜利油田分公司，山东东营 257000)

资源与环境问题是人类面临的共同挑战，绿色发展已成为全球工业企业发展的必由之路[1]。某油田作为大型央企，坚决贯彻习近平总书记“绿水青山就是金山银山”生态文明思想，全面践行“四个革命、一个合作”能源安全战略，牢固树立“奉献清洁能源、践行绿色发展”理念，积极履行国企“政治、经济、社会”责任，让绿色成为油田全面可持续高质量发展的鲜明底色。通过阐述某油田在绿色企业建设中的几点探索与成功经验，为其它油田企业推进绿色企业建设提供借鉴。

1 推进产业链优化，实现提效降耗

1.1 油田生产流程

原油开采是一个从地下提取油水混合液，通过地面设备实现油、水分离，原油外输至炼化企业加工，分离处理后的采出水重新返回地下的密闭循环过程，其流程包括采油系统、接转站、联合站、采出水处理站和注水系统等地面生产系统以及电力、加热、修井作业等辅助系统。原油的生产流程既是一个生产能源过程，也是一个消耗能源的过程，某油田年耗能总量折合标准煤约240×104t。

1.2 注采系统优化降能耗

油田已进入 “三高”开发阶段，生产耗能持续攀升。“十三五”期间油田立足注采生产链节能降耗，分析举升系统和注水系统能耗因素，优化调整注采生产参数，注采系统效率稳步提升，实现年节电2.4×108kW·h。

1.2.1举升系统能耗影响因素分析

采油系统举升过程主要为抽油机消耗电能，将油水从油藏提升到地面的过程。在能量损耗方面可以分为9个节点：电动机节点损耗、皮带传动节点损耗、减速箱节点损耗、四连杆结构节点损耗、盘根盒节点损耗、抽油杆节点损耗、油管柱节点损耗、抽油泵节点损耗和井液从井底到泵口节点的损耗[2]。通过对9个节点能耗分析，优化配置抽油机和抽油泵型号，调整优化产液量，在抽油泵泵径减小和抽油机负荷平均降低10%的情况下保持产油量不降，采油单位能耗平均降低3%以上。

1.2.2注水系统能耗节点及影响因素分析

综合考虑地面注水系统和井下注水管柱，分析注水系统能耗的主要节点，包括地面部分的电动机、泵、阀组、管线和井下部分的油管直径、长度及配水器类型、水嘴开度等[3]。经每个节点分析，注水系统的能耗注水泵占24.98%、配水间占12.80%、注水管线占8.66%及井下环节。根据测算，阀控系统有2 900×104kW·h/a的节能潜力，管线有1 600×104kW·h/a的节能潜力，泵机组有1 250×104kW·h/a的节能潜力，井下环节有1 400×104kW·h/a的节能潜力。通过系统分析，能耗的主要因素为地层压力保持水平、注水量、地面管线长度、配水间阀节流损失、控制阀损失、井下管柱水力损失等。根据能耗节点分析和节能测算结果，有针对性地改造地面泵，调整注水参数，优化注水管网，升级注水管柱，注水单位能耗降低3.5%。

1.3 集输系统提效降能耗

油区分布着上千座站库及9 000 km输送管线，工艺流程复杂。优化地面集输流程，压减加热负荷、缩减输送距离，实现能量转换的最优匹配提效。典型的提效做法有技术集成应用提效、升级改造流程加热装置提效和升级改造集输接转站及联合站提效。

1.3.1集输系统技术集成应用提效

油田集输系统单项技术的应用往往得不到理想的效果。因此，对集输系统从采出液高效分水、原油高效脱水和热能回收利用进行技术优化和集成。采出液高效分水集成技术有接转站高效预分水技术、高效油水分离装备技术和油水快速分离处理技术。原油高效脱水集成技术有蒸汽混掺脱水技术、大罐浮动出油技术和抑泡脱气技术。热能回收利用集成技术有高低温换热技术、余热综合利用技术和油气密闭处理技术。通过技术优化集成应用，“十二五”以来，该油田集输系统吨液处理费下降35%，取得良好的节能减排效果。例如下属某采油厂5座接转站实施了“就地分水、就地处理、就地回注”技术工艺集成，每天节水3.83×104m3，节约投资1.69×108元，年节约电费1 116×104元。

1.3.2升级改造流程加热装置

以煤和原油为燃料的集输流程加热炉升级改造为燃气加热炉，再配套油井套管气回收技术，对油井套管气回收后作为加热炉的燃料[4]。通过这种升级改造，年减少燃煤用量5 017×104t，减少套管气排放500×104m3。升级改造后加热炉烟气中烟尘由357 μg/m3降到7 μg/m； SO2由1 313 μg/m3降到21 μg/m；NOX由489 μg/m3降到80.5 μg/m 符合省区域性大气污染物综合排放标准。

1.3.3油气密闭输送

非密闭集输系统造成集输过程中天然气排入大气，既浪费能源又污染环境[5]。该油田通过技术攻关和集输流程技术升级改造，全部实现了油气密闭输送。针对接转站，在流程上增加压力缓冲罐，实现了油气分离并密闭输送。针对联合站，在一次沉降罐和净化油罐上增设密闭自动抽气装置，实现了油气分离并密闭输送。油气密闭输送后，每年减少天然气排放1 500×104m3，直接经济效益2 700万元。

1.4 电力系统提质降损耗

该油田电力系统集发、供、用电为一体，是全国最大企业自备电网之一。“十三五”期间，围绕打造绿色发电，先后实施了干除渣系统、超低排放和汽轮机提效改造等重点工程，建成国内最大的四面椎网壳钢结构的全封闭煤场，发电水耗、排放指标达到行业先进水平。围绕电网提质降损，重组专业化电力公司，建立市场化运行机制，加快推进6 kV电网升压及变压器升级，推广无功优化平衡等技术，电网功率因数稳定保持0.965以上，电网线损率由2015年5.69%降至2019年的4.75%，年减少电网损耗5 640×104kW·h，减排二氧化碳5.86×104t。

2 调整能源消费结构，实现节能减排

“十二五”末，该油田能源消耗种类以原油、煤电、天然气等化石能源为主，为深入贯彻国家《能源发展“十三五”规划》提出的“优化能源结构调整、实现能源清洁高效利用”的发展战略，油田大力推进能源转型，积极打造绿色、低碳、循环发展的模式。

2.1 开展 CO2驱油技术研究与应用

为了验证CO2驱油效果，在室内利用长岩心模拟特低渗透油藏在驱替装置上开展了不同条件下的驱替实验。从实验结果看出，CO2驱的确能够提高油藏采收率，而且在水驱后，再进行CO2驱对提高采收率效果最好；相对单纯水驱，采收率提高了31.49%。为了取得更好的CO2混相驱油效果，研制了降低混相压力[6]的增效剂和增溶剂，进一步提高了CO2驱油封存效果。

2.2 推进设备电动化升级和新能源产业发展

该油田传统的钻井、修井等移动设备年耗柴油20×104t。油田大力推进重点设备电动化升级，网电钻机、修井机应用比例达到40%，年节能3.5×104tce，年减少二氧化碳、氮氧化物直接排放分别为8.0×104t、177.6 t。同时降低了设备噪声。

成立专业化新能源开发公司，着力推动能源绿色化、低碳化发展，投运余热、地热、太阳能等新能源项目年节能达到5.67×104tce，引入消纳80 MW分布式光伏电量1.0×108kW·h/a，年减排二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物分别为24.2×104，542，357 t。

3 加强全过程治理，实现清洁生产

牢固树立“环境是最稀缺资源、生态是最宝贵财富”的价值观，把全生产链条清洁生产作为打造高品质绿色油田的重要途径，坚持“在开发中保护、在保护中开发”，既要保障能源安全，更要保护碧水蓝天。秉承“源头减量化、资源化利用、规范化处置”原则，攻坚废水、废气、固废污染防治，全力保障“零污染”清洁生产。

3.1 做实污染物源头减量化，攻关污染物资源化利用技术

持续做好油罐、油井套管等挥发气处理和密闭改造，实现全过程密闭生产，避免挥发性有机物外排。全面应用钻井岩屑不落地工艺、修井作业环保围堰装置，率先实现修井现场“无塑化”，年减少油泥砂1.1×104t，最大力度做实污染源头减量。应用高活性微纳米富氧水氧化、水质稳定等先进技术，实现油田采出水循环利用，年节约清水200×104m3。研发以采出液沉积物为重要组分的堵水调剖剂，资源化利用采出液沉积物10×104t/a，提高了原油采收率，实现“变废为宝”。

3.2 采出水循环利用

油田聚合物驱油大大提高了采收率，但聚合物配聚长期采用清水，而注聚后采出的水不能利用，还需要污水处理设备进行处理后排放，白白浪费能源和水资源。采用高活性微纳米富氧水氧化技术对采出水进行处理改性后，实现了采出水配聚。2018年在下属某油田12#配聚站推广应用，日节约清水2 000 m3，年节电270×104kWh。

3.3 采出液沉积物堵水调剖

原油生产会产生大量的沉淀物，这些沉淀物一直被作为废物堆积，处理花费大量的资金。另一个方面，为了降低油田采出液含水，需要进行堵水调剖，每年向油层注入大量的堵水调剖化学剂，这些化学剂又形成新的沉淀物，带来更大的环保压力。2015年开始，油田研究利用采出液沉淀物进行堵水调剖的技术，目前取得成功。2018年油田利用采出液沉淀物28.47×104t进行了堵水调剖，产生综合经济效益1.3×108元。

3.4 严格污染物规范化处置

尽管开展了大量的套管气、沉积物、采出污水等废物的资源化利用，但最终仍有小部分不能再利用的废物，每年约有50 t。将这部分废物管理与治理融入勘探开发管理全过程，依托信息管理化手段，构建了废物产生、收集、贮存、运输、处置全过程监管体系。健全考核机制，强化分级分类规范处置，做到最终废物智慧监管、动态监管、可追溯、可问责，最大限度实现了“随产随治”。

4 结语

该油田在“十三五”期间，加大绿色环保技术的研发与投入，强化规模化推广应用，实施全方位的降能耗、减排放、控污染、促生态保护等绿色行动，取得了良好的经济和社会效益。2019年相比“十三五”初，能耗总量、强度分别下降17.6%，5.2%，二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物排放量分别下降18.0%，84.1%，69.0%，机采系统效率由28.6%提高到30.3%，注水系统效率由53.8%提高到55%，清洁新能源利用占比由1%提高到5%，减少废气排放近5 000×104m3/a。随着“十三五”绿色发展实践效益的显现，油田将坚决走绿色发展的道路，全面提升绿色低碳发展的引领力，力争“十四五”末新能源占比实现翻倍，能耗总量、强度下降10%，二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物排放量再减少10%，建成“清洁、高效、低碳、循环”的绿色生态油田。