導讀

在雙碳背景下，我們面臨著穩油增氣與控排減碳的雙重壓力，只有深挖節能降碳潛力，大力發展清潔能源方能破局。現有油氣生產模式和工藝流程已無法改變能耗及碳排放持續上升的趨勢，而90%以上清潔能源是要轉化為電能加以利用，目前以天然氣為主的能耗結構及生產方式基本已無法實現與清潔能源規模利用的有效融合。實現雙碳目標，必須依靠革命性的措施，推動油氣生產節能提效和能耗結構向清潔能源轉變，為2030年后上游1億噸碳排放量的替代及中和任務打通關鍵路徑。

1.油氣田用能特點

油氣田企業用能結構是以天然氣為主的熱耗，2022年油氣生產用能實物消耗中天然氣占比75.1%，原油占比6.1%，電力占比15.2%。天然氣和原油主要用于直接燃燒供熱。

為保障國家能源安全，上游大力實施上產穩產工程，油氣產量保持上升，但隨著產量上升和資源品位劣質化，能耗總量將持續增長，碳排放量也將隨之增加。

以天然氣為主的用能結構和以熱力為主的用能形式決定碳排放將呈逐年上升趨勢，完成國家雙碳任務面臨巨大挑戰。有效解決油氣田用熱和用電的清潔替代路徑成為油氣田企業落實雙碳目標的重要技術課題。

2.油氣田熱能替代路徑

1）節能瘦身——關鍵在降熱耗

占比達到90%的集輸管網能耗主要是20萬公里管道的防凝、散熱，在輸送時需要加熱或摻水，加熱負荷集中在轉油站。在油氣田高含水生產后期，特別是全液量加熱（其中90%是水）的狀態致使用熱點多、面廣、處于流程前端。

原油脫水處理能耗約占10%，主要是為了滿足油水分離的溫度要求，將低含水油加熱至55℃左右，加熱液量是集輸環節的1/10，主要集中在聯合站（脫水站）。

降低加熱溫度（站外不加熱集油、站內低溫脫水），減少集輸管道散熱損失（采用簡化計量等手段，減少集輸管道長度），提高加熱設備效率。

結論1：要推廣不加熱集輸，降低集輸管網熱耗

集輸溫度從現規范的凝點以上3℃～5℃降低到凝點以下5℃～10℃

低溫采出液站內預處理設備能夠實現低溫采出液進站一段不加熱預脫水和采出水處理

結論2：減少集輸管道長度，減少管道散熱損失

從源頭做起，采用簡化計量、串接流程、叢式布井等措施，減少集輸環節和管道長度

研發不加熱脫水技術，降低站內原油脫水熱耗

研發高頻電場、磁場及超聲等高效破乳工藝，實現常溫脫水，縮短流程、降低能耗，提高電氣化率。

推廣加熱爐提效技術，提高用能效率

結論3：熱泵技術是余熱利用的關鍵

目前成熟可靠、經濟適用的熱泵類型主要有電驅螺桿壓縮熱泵、電驅離心壓縮熱泵和燃氣吸收熱泵。在目前技術水平下，當熱源水進水30℃時、能夠提溫30-40℃。出口溫度已能夠基本滿足油氣田生產用熱需求，且替代燃氣加熱是有效益的。主要技術發展方向：

目前采出水與熱泵、熱泵與含水油均需通過換熱器換熱，兩端溫位損失都在3℃以上，不利于低溫位采出水余熱高效利用，應研發適應采出水和含水油直接進熱泵換熱的技術，減少換熱損失，降低設備投資。

研究新型高效節能熱泵，如磁懸浮壓縮熱泵解決壓縮機軸承磨損大、需潤滑油系統等問題，二氧化碳工質空氣源熱泵提高COP（能效比）及出水溫度。

2）清潔替代——積極推進光熱

與光伏晶硅發電相比，光熱對太陽能綜合利用率更高，同時光熱不需要供配電改造。近10年來全球光熱的度電成本大幅下降，總裝機功率增長了5倍。上游是用熱大戶，光熱用于生產用熱替代有廣闊前景，應積極發展。

但目前光熱項目效益不高，投資較高，單位功率投資比光伏高2倍以上，主要原因是技術路線不統一，缺乏標準化，沒有規模效應。同時還面臨著冬夏用熱負荷與光熱出力相反和熱能不宜長距離輸送這兩個難題。

油田的熱負荷大部分是管道設備的散熱和采暖，熱負荷隨冬夏季溫度大幅變化；太陽能的出力則反向變化。

按冬季負荷配置光熱，夏季利用率低；按夏季負荷配置，冬季負荷不足，冬夏總體上只能替代40%～50%的用熱需求。

3）以電替熱——清潔替代的重要支撐

地熱、光熱使用條件受地域限制，電可遠距離輸送，是穩定的熱源。但缺點是成本及綠電的不穩定性。

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

目前油氣田可利用儲電技術主要為電化學、光熱和壓縮空氣，其中電化學、光熱儲能初始投資較高、度電外供價格在0.8元以上，壓縮空氣儲能處于試驗、示范階段。儲能成本高，以“綠電+儲能”滿足全部生產用能需求，其成本會高于網電。

在一定時期內，再電氣化離不開網電，供能側的主要模式為：“自發自用綠電+網電+儲能”模式，且網電是電力的主體。

結論2：以工藝流程再造促進電氣化成本降低

直接以“電加熱”替代“天然氣加熱”成本高，需對傳統流程進行再造，建立經濟可行的新工藝流程，使提高電氣化率經濟可行，支撐綠色能源消納

利用電加熱的靈活性，降低集輸能耗、簡化地面工藝。由于安全、管理和爐效等問題，燃氣加熱爐更適于在后端集中規模設置，而電加熱無明火、全自動、熱效率高、變工況適應性好，適于在前端分散布置

推廣熱泵等“倍增器”技術，利用空氣、土壤等自然冷熱源、余熱和地熱，以更少的電力換取更多熱能

推廣前端就地放水，減少高含水期采出水全量集輸與處理，降低能耗，解決余熱回收的源匯不匹配問題

研究電強化高效處理技術及設備，提高處理效率，使以電替代天然氣能夠帶來額外收益

結論3：利用分布式新能源，簡化油氣集輸工藝流程

目前油氣田還有60%左右的油井仍然采用“井口加熱”和“接轉站集中加熱、雙管摻熱水”流程。老油田普遍進入高含水階段，水力熱力條件變化，具備降溫輸送的條件。由“接轉站集中加熱”改為“井口加熱、串接集油”，優化摻水流程。其中，低產液井可通過接轉站摻常溫水，至井口再加熱，降低摻水管線溫度和熱損；高產液井可取消摻水，實現單管集油。

3.油氣田電能替代路徑

隨著雙碳目標踐行過程中的新能源工程落地實施，油氣田企業自發自用綠電光伏占比高，在穩定生產系統中，按照光伏發電年利用小時數，其電量占比難以超過15%。現有生產系統，在不采取儲電等措施前提下，難以消納更多綠電。

1）亟需形成能夠高比例消納綠電的生產模式

在稀油油田，機采系統能耗占生產能耗的20.9%。目前常規游梁式抽油機平均系統效率約為22%，低于《油田生產系統節能監測規范》要求的節能評價值4%左右。節能提效可以從兩方面著手：

供能側措施：利用儲能消納綠電建設及運行成本高。鋰離子電池是目前最主要的新型儲能形式（2022年底在新型儲能中占94.5%），按照2030年電池儲能消納綠電88億千瓦時測算，需投資450億元，年運行成本50億元以上

供能側導向：為適應新能源大規模發展，國家推出分時電價制度（發改委《關于進一步完善分時電價機制的通知》）引導用戶通過調整負荷、改變用電時段來避峰填谷，降低用電成本。

結論1：供能側與用能側協同優化提升綠電消納比例

供能側包含不穩定的新能源、用能側變工況生產。從用能側尋找解決方案包括：生產模式變革，多消納自建綠電、合理利用谷電，降低用能轉換成本。圖片

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→集輸管線→站場→注水井全系統與綠電或谷電耦合，在保證日產量不變的情況下進行變液量（變負荷）生產，會帶來流量、溫度、壓力等波動變化，以及低溫集輸、低溫油水處理問題，需研究安全穩定運行邊界條件、低溫油水處理機理。