我国首桶“零碳原油”实现“零”的突破

林艺

2023年8月4日，吉林油田新立采油厂Ⅲ区块光热系统正式并网运行，标志着亚洲最大陆上采油平台集群零碳示范区建成投运。这一区块通过多能综合利用和新能源技术集成，成功实现了区块零碳生产和零碳排放的目标，中国第一桶“零碳原油”在此诞生，实现了“零”的突破。

老油田焕发新活力

吉林油田新立采油厂Ⅲ区块是亚洲最大的陆地采油平台集群，拥有新立采油厂1号、2号、3号、16号平台，占地面积达到8.05万平方米，共有油水井超过170口。

这一区块也是一个已开发60多年的老油田，2022年油气产量达到503万吨。其中，生产原油417万吨，生产天然气10.8亿立方米。

众所周知，原油属于化石燃料，怎么实现的“零碳”呢？“零碳原油”究竟又是指什么呢？

吉林油田的相关负责人解释说，吉林油田在新立采油厂1号、2号、3号、16号平台通过多能综合利用、新能源技术集成，实现区块零碳生产、零碳排放，努力打造一个零碳示范区。

“我们通过建设风光发电、储能替代网电，实现新立采油厂Ⅲ区块100%绿电替代；通过地热、光热、空气源热部分替代天然气加热，实现区块部分热力清洁替代；此外消耗化石能源的碳排放，则通过二氧化碳注入驱油和埋碳，实现剩余碳排放中和。采取以上综合措施后，区块实现了零碳生产。”

具体来说，首先在这4个平台中实现100%绿电替代。区块内建设一台3兆瓦风机，年可发绿电900万度；1號平台年耗电222万度，建设271千瓦光伏，年发绿电39万度，剩余电量由3兆瓦风机提供；2号平台年耗电374万度，通过建设478千瓦分布式光伏、配有电化学储能250千瓦/500千瓦时，年发绿电69万度+储绿电18.5万度，剩余电量由3兆瓦风电提供；3号平台年耗电45万度，建设400千瓦风机，年发电88万度，多发电量供给16号平台；16号平台年耗电221万度，建设280千瓦光伏，年发电40万度，剩余电量由3兆瓦风机提供。

其次，通过地热、光热、储热、空气源热，部分替代燃气加热，实现区块部分热力清洁替代，年可替代天然气60万立方米。

最后仍然有剩余化石能源消耗，对于这部分则通过二氧化碳注入驱油和埋碳，实现剩余减排量中和，区块年碳排放量可从8361吨降至-3820吨，真正实现零碳生产。

当然目前的“零碳原油”只是生产环节实现了零碳，但是开采出来的石油本身后续作为燃料在使用过程中仍然是排放二氧化碳的。

勇转型创造新价值

35岁的庄文峰是一位在吉林油田新立采油厂基层采油一线工作了12年的老员工，他说利用光伏发电这个事儿，还是第一次接触到，自从采用了光伏发电，他的工作也进行了提升，由原来的单一采油工转型为新能源电力设备巡查员。

对于这个新岗位，庄文峰也是一如既往地用心负责。一场大雨过后，一大清早，庄文峰顾不得其他，马上就到16号采油平台巡视新投产的光伏发电设备运转是否正常。

“这几天连续下了几场暴雨，传统配电系统发生了故障，维修队也没法进到这些水泡现场开展抢修。”庄文峰的言语里显得有些担忧，不过他又话锋一转，“但是也不用太担心，没啥事儿，我只要看好这些板子，就能及时保供，生产不会受影响。”

庄文峰的转型，得益于自己所在的传统能源企业也正在转型，吉林油田要做低碳转型“行动派”。

近两年来，吉林油田坚持强化新理念、新技术应用，突出开发方案的价值创造本质。始终坚持推进油气与新能源双发展，新能源与产能建设、老油田调改同部署、同设计、同实施，促进低碳用能、高效建产，实现融合发展。

坚持推进内部消纳与外部供能双开发，充分利用域内风光、地热余热资源，发挥油田土地、电网及消纳优势，全力推进绿电、地热内部替代。并积极承担社会责任，扩大供能能力，为社会提供绿电供应和清洁供暖等服务。

坚持通过持续创新与实践大井丛建产技术，原油产能建设逐渐转型升级，探索形成了以提高单井产量、提高区块采收率、降低产能建设投资、降低开发生产成本“双提双降”为核心的大平台集约化建产模式，在节约土地、提升效益等方面优势显著。

多举措提供新经验

新立采油厂总工程师张成明介绍说：在方案设计方面，油田创新多专业一体化交互优化工作模式，形成了不同条件下平台产能建设经济评价方法，实现了从小平台向大平台合理井数整体开发、由地面受限的被动优化向全面推动的主动优化转型，保障了方案源头“技术最优、成本最低”。

在工程技术方面，油田形成了以钻井提质提速、节能降耗为目的的大平台钻井技术系列，推广应用钻井液不落地处理技术，实现绿色生产节能减排；攻关完善了大平台工厂化作业技术系列，实现钻井投资下降15%，钻井周期缩短32%，集团化压裂提产60%。

地面建设运维方面，积极推进新能源融合发展，探索推行绿电孤网运行模式，打造零碳示范区；推广低成本物联网技术、智能化管理、少人或无人值守模式，管控水平进一步提升，节省地面投资15%，降低地面运行费用30%，减少一线操作员工40%。

自2015年以来，吉林油田累计完成3口井及以上的平台建设725个，占全部产能建设的80%以上，其余采用分散式建井，共节约永久征地170万平方米以上。

作为大平台集约化建产的典型代表，16号大平台创新应用了井网重构、集团压裂、智能分注、液压采油、一体化橇装集输及光伏发电等技术。依托自主设计、建设和维护的物联网系统，逐步实现油藏智能化管理，管理层级也由队级压缩为班组级，并逐步过渡到无人值守，生产管理效率提高25%以上。

目前，吉林油田充分发挥自有土地和网架优势，15万千瓦自消纳风光发电项目已经在油田百公里油区全部开工建设，建成后年可发绿电3.6亿度。截至2023年6月21日，先导试验井、站场光伏已经陆续并网发电。其中，典型的新立1号、16号等大平台井场光伏项目，可实现日间满发期间全部替代平台网电，井场光伏建设为油气与新能源融合发展提供了宝贵的“吉林经验”。