油田新能源与节能减排技术研究

宋曙光 张翀焱（中国石油集团电能有限公司生产运行部）

1 概述

我国提出“双碳”目标以来，新能源技术得以迅猛发展，在各个领域的应用也得到了更多的重视。中国石油各个油气田单位既是能源生产大户，也是能源消耗大户。松辽盆地位于高纬度亚寒带，气候条件相对恶劣，且原油物性属“三高”原油，综合含水率高达95%，导致生产能耗及成本高[1-2]。以大庆油田为例，2022年生产用能总量378.1×104tce，占比达到60%以上。能源实物量有：天然气、电、原煤、原油、汽油、柴油、热力等，主要为天然气（占49.4%）和电力消耗（占38.6%）。碳排放量居高不下，2022 年为1 840×104t，占上游板块的30%，减碳降碳任务艰巨。

根据开发部署，按照当前用能情况，综合考虑目前的技术发展水平，新建系统以当前技术发展最高水平建设考虑，已建系统在不采取各种节能措施的情况下，对大庆油田用能趋势进行预测见表1。2025 年生产用能总量将达到410.20×104tce，其中耗电量为129.95×108kWh，耗气量16.82×108m3。近年来，构建新型电力系统、源网荷储一体化以及储能技术不断更新迭代，具有了极为广阔的应用空间[3-4]。在油田生产用能领域，采用新能源技术替代或部分替代原有用能技术，将极大地满足新能源快速发展和节能减排的双重需要。

2 油田高耗能领域分析

生产用热和生产用电主要集中于机采、集油、处理、注水四大生产系统。生产用热以天然气消耗为主，由于高寒地区的原油凝固点高，90.1%热耗用于集油和处理系统；生产用电33.97%用于机采系统，34.01%用于注水系统，15.35%用于集油和处理系统。

2.1 钻井作业

钻井作业是油气开发过程中必不可少的环节，在用能方面存在的主要问题有3 个：采用柴油发电，低效率高耗能，燃油消耗成本占比达到30%；钻井区域偏远，电网无法有效支持；钻井工况恶劣，设备功率高，功率波动较大，能量转化效率低。

应用新能源技术的主要解决思路是以风、光发电作为电网薄弱地区的补充，或者以储能作为钻井用电功率尖峰的支撑，或以清洁气电动机组作为调峰备用。从国内外新能源技术成熟度和建设成本来看，最适合于油田的方法是供电系统采用天然气机+大型光储系统取代柴油机组。其中采用天然气可以实现降本增效、降低碳排放的作用；采用混合大型储能系统，能够满足设备大功率需求，同时能量回馈节能作用，可降低能源损耗；采用风力或光伏发电，能够增加绿电，降低碳排放，同时给钻井区域其他设施提供稳定电源[5]。

钻井作业应用新能源技术需要考虑2 方面：①适用于油田恶劣环境，在设计阶段采用集装箱化设计，便于系统随钻机移动；②在功能上需要具备“黑启动”功能，能够实现智能化控制。这一方案实施后，预计减少柴油消耗量和CO2排放量将达到25%以上，并能在根本上解决钻井作业的高耗能问题。

2.2 抽油机作业

目前为止，油田的抽油机大多为游梁式抽油机，能耗在采油成本中占比较大，电耗约占油田总耗电的40%，部分采油单位电耗比例更高。抽油机能耗问题有：大功率电动机功率波动大、功耗大；偏远区域，电网配电成本高；普遍存在倒发电现象，平衡配重动态无法调整；工频井馈能无法二次利用，变频井馈能通过制动电阻消耗，致使大量的电能浪费。

新能源技术的应用主要在井场周边配备风光储一体化储能系统，通过变频精细调节以稳定电网电压，利用风光发电储存电能、降低电网配电成本，适用于油田恶劣环境。通过一体化系统配置、智能化控制满足远程控制和数字油田要求。有研究表明，新能源在采油井场的应用，会使无功需求降低79%，变压器容量需求降低78%，油区电网供电半径扩大35%，油田区域线路损耗降低91%，耗电量降低30%[6]。

2.3 修井机作业

油田修井作业广泛使用柴油修井机，因其传动复杂，传动效率不足80%，能量利用率只有40%，碳排放量高。存在主要问题有：柴油机传动效率低，工作效率差，66%时间出于空载状态，能量浪费巨大，冬天尤甚；作业时噪音大，最大噪音达到120 dB；环境污染严重，每台350 型修井机每年碳排放可达94.8 t，排放量较高。

用能终端再电气化，尤其是绿电的应用，将会产生更好的效果。目前“油改电”在油田应用范围扩大。在修井作业方面采用纯电动修井机，可实现零碳排放，设备利用率高，维护周期长；采用混合动力修井机，油电混合动力节能降耗，改造老旧机车设备再利用，适用与恶劣工作环境，满足不间断作业。预计将节约燃料费用70%以上，劳动强度降低60%，噪声降低20 dB[7]。

2.4 油气输送管道系统

油气输送管道系统总体能耗巨大，能耗费用约占全部运行成本的25%，油气管道输送各站场内运行设备供电可靠性和稳定性对维持油气管道正常输送至关重要。存在的主要问题：压缩、泵送功耗大，能耗占比达60%以上；照明、加热、空调功耗设施多，热媒炉、锅炉等加热设备碳排放量大；智能化控制度较低，无法实时监测输送管道线路运行情况。

油气输送管道节能减排方案主要考虑采用光储充一体化设计储能系统，替代燃油发电设备，降低碳排放；采用钛酸锂电池，安全、宽温，可提供大功率；与市电相结合，满足设备不间断供电，同时给站区其他设施提供稳定电源[8]。

2.5 注水系统

特高含水期注采关系复杂、动态非均质增强，用于注水系统的用电能耗占比达到34.01%，变工况、非稳态条件下，压力、水量变化频繁，注采方案调整频率上升，测调工作量加大，地面优化运行难度大。由于开发对象的差异，每口注水井要求的注水压力和注水量不同，但注水系统压力只能就高限，通过井口或管网节点闸门节流来调节，阀组调节损失占系统能耗一半。

注水系统是油气开发过程中的关键环节，电气化程度较高，节能减排主要考虑两方面：一是负荷智能化，实现柔性化控制；二是优化工艺，与风光新能源以及储能装置构成绿色低碳开采工艺。针对绿电非稳态供电条件，结合复杂工况注水系统工艺特性、管网结构特点和井下分注井用电实际，进行中高渗透油藏变工况注采调整技术集成与试验，配套工程技术与绿电耦合电气化再造，实现注水系统用电柔性化，用电负荷可调至80%，基础能耗下降5%。

2.6 集油和处理系统

集油系统能耗位居四大生产系统首位，占油气田生产总能耗的60.04%。从天然气消耗构成来看，81.6%用于集油系统生产用热消耗，现有集油工艺流程已无法改变能耗及碳排放持续上升的趋势，传统节能提效手段已无潜力可挖，以天然气为主的能耗结构及生产方式无法实现与清洁能源规模利用有效融合。

为此，采用稳定工况下的常温和低温集油方式，形成稳态低温集油定期调节优化运行技术；采用正压精准配风燃气加热炉，设计热效率不低于90%，长期运行效率不低于88%，井口或站场采暖（加热清水）电加热炉功率低于1 MW；终端采用“电热+储放热”长效供热技术，形成与绿电不平稳供能匹配的低基础能耗变工况集油系统低碳生产技术及安全运行机制，实现柔性化安稳生产，提升绿电消纳能力，提高集油系统清洁能源利用量和天然气商品率。

3 新能源技术的应用方向

3.1 油田用能整体源网荷储技术

源网荷储是以“电源、电网、负荷、储能”为整体规划的新型电力运行模式。过去的电网系统调控主要采取“源随荷动”的模式，当用电负荷突然增高时，一旦电源侧发电能力不足，就会出现供需不平衡问题以致严重影响电网的安全运行。随着构建新型电力系统步伐加快，以风电、光伏为代表的新能源在能源系统结构中比重不断提升，但其波动性、间歇性和随机性特点也给电网稳定运行带来挑战。而“源网荷储”可促进供需两侧精准匹配，最大化利用清洁能源，有效解决清洁能源消纳及其产生的电网波动性等问题，提高了电力系统综合效率[9-10]。

发挥油田已建电网、负荷平稳、自有土地等优势，形成“风+光+气+储”设计布局，利用“源网荷储”一体化技术实现节能减排。

“源”：利用自备电厂的支撑调峰能力，协同加快推进风光发电新能源建设，从电源端逐步进行清洁低碳、绿色转型发展。

“网”：利用油田已建增量配电网的三层电网架构及电网现有资源，对35 kV、6 kV、380 V 电压等级分别进行新能源布局。

“荷”：利用油田长期稳定负荷，确定最优化风光互补配比，最大限度提高新能源接入比例，实现所发绿电就地消纳。

“储”：结合分布式风光发电站建设，布局储能设施，协同燃气调峰电站，进一步加大风光装机规模。各电压等级新能源部署技术路线见图1。

图1 各电压等级新能源部署技术路线Fig.1 Technical roadmap for new energy deployment at different voltage levels

3.2 多能互补技术

多能互补是按照不同资源条件和用能对象，采取多种能源互相补充，以缓解能源供需矛盾，合理保护和利用自然资源，同时获得较好环境效益的用能方式。

多能互补的特点主要有：一是包含了多种能源形式，构成丰富的供能结构体系；二是多种能源之间相互补充和梯级利用，达到“1+1＞2”的效果，从而提升能源系统的综合利用效率，缓解能源供需矛盾。

围绕油田生产用能实际需求，以新型电力系统为基础，不断提高生产用绿电占比，充分利用余热，加快开发地热，并通过终端用能再电气化等多种用能形式组合，应用电、热、光、气“多能互补”的综合技术，全面提高油田节能水平。油田多能互补技术应用示意图见图2。

图2 油田多能互补技术应用示意图Fig.2 Application of multi-energy complementary techniques in oilfields

3.3 CCUS 技术

CCUS（Carbon Capture，Utilization and Storage）是指碳捕集、封存及再利用技术。二氧化碳（CO2）捕集与封存利用是指将CO2从工业过程、能源利用或大气中分离出来，直接利用或注入地层以实现CO2永久减排的过程。作为应对全球气候变化的关键技术之一，CCUS 技术将CO2从源头捕获、提纯继而循环再利用，或者封存于地下，从而平衡CO2对气候产生的消极影响。

CCUS 技术在CO2捕集与封存（CCS）的基础上增加了“利用（Utilization）”，这一理念是随着CCS 技术的发展和对CCS 技术认识的不断深化，在中美两国的大力倡导下形成的，目前已经获得了国际上的普遍认同。CCUS 按技术流程分为捕集、输送、利用与封存等环节各油田CCUS评价对比见表2。

表2 各油田CCUS 评价对比Tab.2 CCUS evaluation for each oilfields

CCUS 是国际公认的三大减碳途径之一，是目前实现大规模化石能源零排放利用的唯一选择。通过燃煤、燃气电厂（或炼厂）设置CO2捕集、提纯工业设施，利用管道将CO2输送到具备驱油用油区块，再通过CO2增压、注入等工艺设施注入地层，既实现CO2的埋存，又起到驱油和提高采收率的作用。

大庆油田CCUS 潜力储量5.53×108t，其中长垣外围油田5.14×108t，全部为非混相驱；海拉尔油田0.39×108t，其中混相驱0.3×108t，非混相驱0.09×108t。上述储量全部实施CO2驱，CO2可埋存共计2.5×108t。

通过优选和评价，在大庆油田开展CCUS 建设以达成节能减排的目标。

3.4 生产用热终端再电气化

风能、太阳能等新能源大规模开发利用，电能持续在工业、交通、建筑等终端能源消费领域渗透，再电气化已成为不可逆转的全球化趋势。再电气化是指在能源生产侧实施清洁替代，以低碳能源代替高碳能源；在能源消费侧实施电能替代，推动清洁电力的大范围使用，以电为中心、电力系统为平台，建设高度电气化社会。

油田利用区域绿电电价优势，提高终端再电气化率，应用绿电加热替代燃气加热，增加绿电消纳能力，减少碳排放量。

一方面，从碳排放角度出发，在天然气电气化过程中存在碳排放平衡点。按东北区域年平均电网火电（含煤电、气电）用量基础上考虑绿电占比，当绿电占比达到77.7%时考虑“电替代天然气”更具减排属性。目前大庆油气业务终端电气化率约为39.1%，还尚未达到碳排放平衡点。

另一方面，由于天然气是生产合成氨、甲醇、乙炔、氯甲烷等下游加工产品的化工原料，中石油持续提倡有效控减天然气一次能源消耗、提升油气商品率，助力国家能源安全保障能力的提升。上游业务“十四五”末天然气商品率目标是95%，大庆油田由于产气量低，且地处高寒地区耗气量高，目标只有75%。基于提升天然气商品率的迫切要求，亟需研发生产用热终端电气化设备，提高生产用热终端的电气化率。

3.5 新能源微电网

新能源微电网是利用风、光、生物质、天然气等多种可再生能源，通过能量存储和优化配置实现本地能源生产与用能负荷基本平衡，通过冷、热、电等多能融合，实现可再生能源的充分消纳，构建智慧型能源综合利用局域网。

油气田的开发建设大多位于国家电网网架结构较为薄弱地区，电网供电能力相对不足；同时，也意味着对新能源的消纳能力不足，无法进一步提高绿电规模，制约了油田后续形成规模化的新能源产业布局及更高的清洁能源利用率。智能微电网是以可再生能源为主、多能源综合利用为目标的发电形式，电源构成以风光等新能源为主，储能装置作为智能微电网主力电源支撑，最大程度使用风、光供电，功率盈缺优先用储能进行调节，当风、光储不足以供电时，使用电网购电。微电网与大电网协调控制，微电网模拟虚拟电厂运行，建立油田内部电力交易市场机制。探索可编程负荷模式、邀约-响应模式在油田的适用性。大庆油田电网共有32 座110 kV 变电站、282 座35 kV 变电站及3 座自备电厂，未来通过微网系统进行群控群调，形成多个变电站间的电量互补，可进一步提高整个油田电网的自治率；以更多的绿电取代化石能源消耗，节约天然气和外购电力，减少碳排放量，实现低碳生产，响应集团公司“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走的总体部署。

4 结语

新能源技术发展迅猛，其技术成熟度和建设成本已达到工程化应用的程度。油田各生产环节的节能减排是一个持续改进、不断优化的长期过程，在不同的生产领域、生产环节存在不同的难点。在各生产场景中应用新能源技术，需适应恶劣的环境和复杂的地貌，实施先进的管理制度，与油气生产相匹配的技术融合，以及经济性和稳定性等，这些都需要统筹考虑。整体而言，通过对油田高耗能领域的各个应用场景的分析和研究，以及在整体用能方面以风电、光伏、储能为代表的新能源技术的综合应用，同时系统采用“源网荷储”一体化、多能互补、CCUS 技术、生产用热终端再电气化、新能源智能微电网等技术集成，将为油田节能减排工作探索出一条可持续、可操作的新思路和新方法[11-12]。