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導讀

在(zai)雙(shuang)碳(tan)背景下(xia)，我們面臨著穩(wen)油(you)增氣與(yu)控(kong)排(pai)減(jian)碳(tan)的雙(shuang)重壓力，只有(you)(you)深挖節(jie)能(neng)(neng)(neng)(neng)降(jiang)碳(tan)潛力，大力發展清(qing)(qing)潔能(neng)(neng)(neng)(neng)源方能(neng)(neng)(neng)(neng)破(po)局(ju)。現有(you)(you)油(you)氣生產(chan)模式和(he)工藝流程已(yi)無法(fa)改變能(neng)(neng)(neng)(neng)耗(hao)及碳(tan)排(pai)放(fang)持(chi)續上(shang)升的趨勢，而90%以上(shang)清(qing)(qing)潔能(neng)(neng)(neng)(neng)源是(shi)要轉化為(wei)電能(neng)(neng)(neng)(neng)加以利用(yong)(yong)，目(mu)前以天然氣為(wei)主的能(neng)(neng)(neng)(neng)耗(hao)結(jie)構(gou)(gou)及生產(chan)方式基本已(yi)無法(fa)實現與(yu)清(qing)(qing)潔能(neng)(neng)(neng)(neng)源規模利用(yong)(yong)的有(you)(you)效融合。實現雙(shuang)碳(tan)目(mu)標，必須(xu)依靠革命(ming)性(xing)的措(cuo)施，推(tui)動油(you)氣生產(chan)節(jie)能(neng)(neng)(neng)(neng)提效和(he)能(neng)(neng)(neng)(neng)耗(hao)結(jie)構(gou)(gou)向(xiang)清(qing)(qing)潔能(neng)(neng)(neng)(neng)源轉變，為(wei)2030年后(hou)上(shang)游1億噸碳(tan)排(pai)放(fang)量的替(ti)代(dai)及中和(he)任務打通關鍵路徑(jing)。

1.油氣田用能特點

油氣田企業用(yong)(yong)能結構是(shi)以天然氣為主(zhu)的熱(re)(re)耗，2022年油氣生產(chan)用(yong)(yong)能實(shi)物消耗中(zhong)天然氣占比75.1%，原油占比6.1%，電力占比15.2%。天然氣和(he)原油主(zhu)要用(yong)(yong)于(yu)直接燃燒(shao)供熱(re)(re)。

為保(bao)(bao)障國家能源(yuan)安全，上游(you)大力(li)實施上產(chan)穩產(chan)工(gong)程，油氣產(chan)量保(bao)(bao)持上升，但隨(sui)著(zhu)產(chan)量上升和資源(yuan)品位劣質化(hua)，能耗總量將持續增長，碳排(pai)放量也將隨(sui)之增加(jia)。

以天然(ran)氣為主的(de)(de)用(yong)能結構(gou)和以熱力為主的(de)(de)用(yong)能形(xing)式決定碳(tan)排放將呈逐年上升趨勢，完成國家(jia)雙(shuang)碳(tan)任務(wu)面臨巨大挑戰。有效解(jie)決油氣田(tian)用(yong)熱和用(yong)電的(de)(de)清潔替代(dai)路徑成為油氣田(tian)企業落實雙(shuang)碳(tan)目標的(de)(de)重要技術(shu)課題。

2.油氣田熱能替代路徑

1）節能瘦身——關鍵在降熱耗(hao)

占比達(da)到90%的集(ji)輸(shu)管網能耗主要是(shi)20萬公里管道的防凝、散熱(re)，在輸(shu)送時(shi)需(xu)要加熱(re)或(huo)摻(chan)水，加熱(re)負荷集(ji)中在轉油站。在油氣田高含水生產后期，特別是(shi)全液量(liang)加熱(re)（其中90%是(shi)水）的狀(zhuang)態致(zhi)使用熱(re)點多、面廣、處(chu)于(yu)流程(cheng)前端。

原油(you)(you)脫水處(chu)理(li)能(neng)耗約占10%，主(zhu)要是(shi)為了滿足油(you)(you)水分離的(de)溫度(du)要求(qiu)，將(jiang)低(di)含水油(you)(you)加熱至55℃左(zuo)右，加熱液量是(shi)集輸環節的(de)1/10，主(zhu)要集中在聯合(he)站（脫水站）。

降低加熱溫度（站(zhan)(zhan)外不加熱集油、站(zhan)(zhan)內(nei)低溫脫水），減少集輸(shu)管道散熱損(sun)失（采(cai)用簡化計(ji)量等手段，減少集輸(shu)管道長(chang)度），提高(gao)加熱設備效率。

結論1：要推廣不加熱集輸，降低集輸管網熱耗

集輸溫度從現(xian)規范的(de)凝點以(yi)上3℃～5℃降低(di)到凝點以(yi)下5℃～10℃

低(di)溫采出液站內(nei)預處(chu)理設備能(neng)夠(gou)實現低(di)溫采出液進站一段不加熱預脫水和采出水處(chu)理

結論2：減少集輸管道長度，減少管道散熱損失

從源頭做(zuo)起，采(cai)用簡化計量、串接流(liu)程(cheng)、叢式(shi)布井等措施，減少集輸環節和管道長度

研發(fa)不加(jia)熱脫(tuo)水(shui)技術，降低站內原油脫(tuo)水(shui)熱耗

研發高頻電場、磁場及(ji)超(chao)聲(sheng)等高效破乳工藝，實現(xian)常(chang)溫脫水(shui)，縮短流程、降低能耗，提高電氣化率。

推廣加熱爐(lu)提效(xiao)技(ji)術，提高用能效(xiao)率

結論3：熱泵技術是余熱利用的關鍵

目(mu)前(qian)成熟可靠、經濟(ji)適(shi)用的熱(re)(re)(re)(re)泵(beng)類型(xing)主(zhu)要(yao)有電(dian)驅螺桿壓(ya)縮熱(re)(re)(re)(re)泵(beng)、電(dian)驅離心壓(ya)縮熱(re)(re)(re)(re)泵(beng)和燃(ran)氣(qi)(qi)吸收熱(re)(re)(re)(re)泵(beng)。在目(mu)前(qian)技(ji)術水平下，當熱(re)(re)(re)(re)源水進水30℃時、能夠(gou)提溫30-40℃。出口溫度已能夠(gou)基本滿(man)足油氣(qi)(qi)田生產用熱(re)(re)(re)(re)需求(qiu)，且替(ti)代燃(ran)氣(qi)(qi)加熱(re)(re)(re)(re)是(shi)有效(xiao)益的。主(zhu)要(yao)技(ji)術發展方向：

目前采出(chu)水(shui)與熱泵、熱泵與含水(shui)油均需通過換(huan)(huan)熱器(qi)換(huan)(huan)熱，兩端溫位損(sun)失都(dou)在3℃以上，不利(li)于(yu)低(di)溫位采出(chu)水(shui)余(yu)熱高(gao)效利(li)用，應(ying)研發(fa)適(shi)應(ying)采出(chu)水(shui)和含水(shui)油直(zhi)接進熱泵換(huan)(huan)熱的技術，減少換(huan)(huan)熱損(sun)失，降低(di)設備(bei)投資(zi)。

研究新型高(gao)效節能熱泵，如磁懸(xuan)浮壓縮(suo)熱泵解決(jue)壓縮(suo)機(ji)軸(zhou)承(cheng)磨損(sun)大、需潤(run)滑油系統等問題(ti)，二(er)氧化(hua)碳工(gong)質(zhi)空氣源熱泵提高(gao)COP（能效比(bi)）及出水溫度。

2）清潔替代——積極推進光熱

與光(guang)伏晶硅發(fa)電(dian)(dian)相(xiang)比，光(guang)熱(re)對太陽能綜(zong)合(he)利用率更高，同時光(guang)熱(re)不(bu)需要供配電(dian)(dian)改(gai)造(zao)。近10年(nian)來全球光(guang)熱(re)的度電(dian)(dian)成本大幅下降，總裝機功(gong)率增長了5倍。上(shang)游是用熱(re)大戶(hu)，光(guang)熱(re)用于生(sheng)產用熱(re)替代有廣闊前(qian)景，應(ying)積(ji)極發(fa)展(zhan)。

但目前光熱(re)項目效益不高，投(tou)(tou)資較高，單位(wei)功率投(tou)(tou)資比(bi)光伏高2倍(bei)以上，主要(yao)原因是技術路線不統一，缺(que)乏標準化(hua)，沒(mei)有(you)規模效應。同時還(huan)面臨著(zhu)冬夏用熱(re)負(fu)荷與(yu)光熱(re)出力(li)相反(fan)和(he)熱(re)能不宜(yi)長距離(li)輸送這(zhe)兩個難題。

油田(tian)的(de)熱(re)負荷(he)大部(bu)分(fen)是管道設備的(de)散熱(re)和采暖，熱(re)負荷(he)隨冬(dong)夏季溫度大幅變化；太(tai)陽能的(de)出力則反向變化。

按冬季(ji)(ji)負(fu)荷(he)配置光熱，夏季(ji)(ji)利用率(lv)低(di)；按夏季(ji)(ji)負(fu)荷(he)配置，冬季(ji)(ji)負(fu)荷(he)不足，冬夏總體上只(zhi)能(neng)替代40%～50%的用熱需(xu)求(qiu)。

3）以電替(ti)熱(re)——清潔替(ti)代的重要支撐

地熱、光熱使用條件受地域(yu)限制(zhi)，電(dian)可遠距離(li)輸送，是(shi)穩定的熱源。但缺點是(shi)成本及綠電(dian)的不穩定性。

結論1：“自發自用綠電+網電+儲能”是再電氣化供能側的主要模式

目前油氣(qi)田可(ke)利用儲(chu)電(dian)技術(shu)主(zhu)要為(wei)電(dian)化學、光熱和(he)壓縮(suo)空氣(qi)，其中(zhong)電(dian)化學、光熱儲(chu)能初始投資較(jiao)高(gao)(gao)(gao)、度電(dian)外(wai)供(gong)價格(ge)在0.8元以上，壓縮(suo)空氣(qi)儲(chu)能處于試驗、示(shi)范階段。儲(chu)能成本高(gao)(gao)(gao)，以“綠電(dian)+儲(chu)能”滿足(zu)全部生產用能需求，其成本會高(gao)(gao)(gao)于網電(dian)。

在(zai)一定時期內，再電氣化(hua)離不開網電，供能側的(de)主(zhu)要模式(shi)為：“自發自用(yong)綠電+網電+儲能”模式(shi)，且網電是電力的(de)主(zhu)體(ti)。

結論2：以工藝流程再造促進電氣化成本降低

直接(jie)以“電加熱”替代“天然氣加熱”成本高，需對(dui)傳統流程進行再造，建立經濟(ji)可(ke)行的新工(gong)藝流程，使提高電氣化(hua)率(lv)經濟(ji)可(ke)行，支撐(cheng)綠(lv)色能源(yuan)消納

利用電(dian)加(jia)熱的靈(ling)活性，降(jiang)低集(ji)輸能耗、簡化地(di)面工(gong)藝。由于(yu)安全、管理和爐(lu)效(xiao)(xiao)等問(wen)題，燃(ran)氣加(jia)熱爐(lu)更適于(yu)在后端集(ji)中規(gui)模設置(zhi)，而(er)電(dian)加(jia)熱無明火、全自動、熱效(xiao)(xiao)率(lv)高、變工(gong)況適應性好，適于(yu)在前端分散布置(zhi)

推(tui)廣(guang)熱泵等“倍(bei)增器”技術(shu)，利(li)用空氣、土壤等自然(ran)冷熱源、余熱和地熱，以(yi)更(geng)少的(de)電(dian)力(li)換(huan)取更(geng)多熱能

推廣前端就(jiu)地放水(shui)，減少(shao)高含水(shui)期(qi)采出水(shui)全(quan)量集輸與處理，降低能耗(hao)，解(jie)決余熱(re)回(hui)收的(de)源匯不匹配(pei)問題(ti)

研究電(dian)強化高效(xiao)處理技術及設備，提高處理效(xiao)率，使以(yi)電(dian)替代天(tian)然氣(qi)能(neng)夠帶來額外收益(yi)

結論3：利用分布式新能源，簡化油氣集輸工藝流程

目前(qian)油氣(qi)田(tian)還有60%左右的油井仍然采用“井口(kou)加(jia)熱(re)(re)”和“接轉站(zhan)(zhan)集中(zhong)(zhong)加(jia)熱(re)(re)、雙(shuang)管(guan)摻熱(re)(re)水(shui)(shui)”流程。老油田(tian)普遍進(jin)入高含水(shui)(shui)階段(duan)，水(shui)(shui)力(li)熱(re)(re)力(li)條(tiao)件變化，具備降溫輸送的條(tiao)件。由“接轉站(zhan)(zhan)集中(zhong)(zhong)加(jia)熱(re)(re)”改為(wei)“井口(kou)加(jia)熱(re)(re)、串接集油”，優(you)化摻水(shui)(shui)流程。其中(zhong)(zhong)，低產(chan)液(ye)(ye)井可通(tong)過接轉站(zhan)(zhan)摻常溫水(shui)(shui)，至井口(kou)再(zai)加(jia)熱(re)(re)，降低摻水(shui)(shui)管(guan)線溫度和熱(re)(re)損；高產(chan)液(ye)(ye)井可取消摻水(shui)(shui)，實現(xian)單管(guan)集油。

3.油氣田電能替代路徑

隨(sui)著雙碳目標(biao)踐(jian)行過(guo)程中的(de)新能源工(gong)程落地實施，油氣田企業自發(fa)自用(yong)綠電(dian)光(guang)伏占比高，在穩定生產(chan)系統中，按照(zhao)光(guang)伏發(fa)電(dian)年利用(yong)小(xiao)時數，其電(dian)量占比難(nan)以(yi)超過(guo)15%。現有(you)生產(chan)系統，在不采取儲電(dian)等措(cuo)施前提下，難(nan)以(yi)消納更多綠電(dian)。

1）亟需形成能夠高比例(li)消納綠電的生產模(mo)式(shi)

在稀油油田(tian)，機(ji)(ji)采系統能耗占生產能耗的(de)20.9%。目前常規游梁(liang)式抽油機(ji)(ji)平均系統效(xiao)率約為22%，低于《油田(tian)生產系統節能監測規范》要(yao)求的(de)節能評價值(zhi)4%左(zuo)右。節能提效(xiao)可以從兩(liang)方面著手：

供能(neng)側措施：利用(yong)儲能(neng)消(xiao)納(na)綠電建(jian)設及運行(xing)成(cheng)本(ben)高。鋰離子電池是(shi)目前最主(zhu)要的新型(xing)儲能(neng)形式（2022年底在新型(xing)儲能(neng)中占94.5%），按照2030年電池儲能(neng)消(xiao)納(na)綠電88億(yi)千瓦時(shi)測算，需投資450億(yi)元，年運行(xing)成(cheng)本(ben)50億(yi)元以上

供能側導(dao)向：為適應新能源(yuan)大規模發(fa)展，國家(jia)推出(chu)分時(shi)(shi)電(dian)價制度(du)（發(fa)改(gai)(gai)委《關于進一步完善(shan)分時(shi)(shi)電(dian)價機(ji)制的通(tong)知》）引導(dao)用戶通(tong)過調整負荷、改(gai)(gai)變用電(dian)時(shi)(shi)段來避(bi)峰填谷，降低用電(dian)成本(ben)。

結論1：供能側與用能側協同優化提升綠電消納比例

供能(neng)側(ce)包含不穩定的新能(neng)源、用(yong)(yong)能(neng)側(ce)變(bian)工況(kuang)生產。從用(yong)(yong)能(neng)側(ce)尋找解決方(fang)案包括(kuo)：生產模式(shi)變(bian)革，多消(xiao)納自建(jian)綠電(dian)、合理利用(yong)(yong)谷電(dian)，降低用(yong)(yong)能(neng)轉換成本。圖片(pian)

結論2：以不影響開發效果和安全生產為準則，利用已建系統余量，建立與綠電、谷電相耦合的變工況運行方式和協同優化機制，提高綠電消納能力、降低用能成本

從機采井(jing)→集輸管線→站(zhan)場→注水井(jing)全(quan)系統與綠電或谷(gu)電耦合，在(zai)保證日產(chan)量不變的(de)情況下進行(xing)變液量（變負荷(he)）生(sheng)產(chan)，會帶來流量、溫(wen)(wen)度(du)、壓力(li)等波(bo)動變化(hua)，以及(ji)低(di)溫(wen)(wen)集輸、低(di)溫(wen)(wen)油(you)水處理問題(ti)，需研究安全(quan)穩(wen)定(ding)運行(xing)邊界條件、低(di)溫(wen)(wen)油(you)水處理機理。