大慶外圍采油廠油氣和新能源融合轉型發展潛力分析

仇立錦 韓祥慧 彭啟忠

（1.大慶油田有限責任公司第八采油廠；2.大慶油田有限責任公司新能源事業部）

全球正面臨著能源轉型和低碳發展的挑戰，傳統的化石燃料能源正逐漸受到限制，而新能源技術的崛起為能源產業的轉型提供了機遇。外圍油田某采油廠作為傳統能源企業，隨著開發時間的延長，油田開發整體進入難采儲量接替、攻關上產階段，增儲難度大，有效動用差；同時油田位置偏遠、氣候條件惡劣、原油物性差，開發能耗高且呈上升趨勢，碳排放控制難度大。如何實現可持續發展并順應低碳發展的要求[1]，急需進行探索和實踐，這不僅有助于實現國家碳減排目標，還能為外圍油田的可持續發展注入新動力。

1 開發特點

外圍某采油廠主要位于長垣東部三肇凹陷內，轄區面積為2 953 km2，開發葡萄花、扶余和烏一段三套油層，其中葡萄花為低豐度薄互儲層，扶余和烏一段為特低滲透儲層，屬于“三低油田”，即滲透率低、孔隙度低、儲量豐度低。經過近40 a 的注水開發，目前具有以下特點：

1）儲量接替難，開發效益差。轄區已動用地質儲量占總探明儲量的90%以上，剩余探明未動用儲量僅為3 767.38×104t，其中特低滲透扶余油層占比達91.7%，儲量接替難；葡萄花油層措施潛力少，未形成適宜的提高采收率技術，老區進一步控制遞減和提高采收率難度大；扶余油層產量低、占比加大，部分井投產即低產，低效井比例占41.37%，注水、注氣開發效果不明顯，靠壓裂彈性開采，產量遞減快，經濟有效開發難度較大，油田可持續發展面臨較大挑戰。

2）油藏開發以產油為主，能源形式單一。外圍油田某采油廠1983 年開發建設，初期開采包括原油和天然氣，2005 年天然氣開采業務剝離，成立專業采氣公司，外圍采油廠的開發任務僅為原油生產，由于產量低、油氣比小，原油生產過程中分離出的伴生氣用作產出液升溫處理的加熱爐燃料，不足部分從采氣分公司購買。

3）儲層發育差，間抽井多。由于外圍油田的開發特性，初期單井產量低，隨著開發的不斷深入，地層供液能力變差，供采關系發生變化，導致大部分井供液不足，目前88.9%的油井間抽生產。

4） 致密油含蠟量高，清防蠟采用電熱工藝。外圍油田油層深，地層滲透率低，單井產量低。舉升工藝以游梁抽油機為主，占機采井的94.1%。扶余油層由于原油黏度大，凝固點和含蠟量較高，為避免油井蠟卡，一般采用井下電加熱清防蠟工藝。

5）單井產液低，地面工藝簡單。外圍油田分布零散，站外集油采用井口升溫、管道維溫的電加熱以及單井拉油工藝較多；轉輸工藝相對簡單，其中采用四合一工藝15 座、三合一+加熱爐工藝16座，另有混輸站1 座；原油脫水處理采用游離水脫除器+電脫水器，采出水采用兩級沉降+兩級過濾工藝。

2 低碳轉型及新能源建設

2.1 低碳轉型發展背景

為有效應對全球氣候變化，世界各國一致同意通過協議來共同減排溫室氣體[2]，中國為此提出了“雙碳”目標，承諾在2030 年碳排放達到最高水平，之后采取節能減排、清潔用能替代以及生態固碳等多種方式，將產生的CO2全部消掉，2060 年達到碳中和。同時，隨著我國經濟發展，對能源的需求持續增長，國家也對油氣企業提出“要加大國內油氣勘探開發力度，保障國家能源安全”。中國石油天然氣集團有限公司與時俱進，提出了生產用能清潔替代、油氣資源戰略接替、化石能源與清潔能源全面融合發展“三步走”的發展戰略[3]。大慶油田也把“一穩三增兩提升”作為奮斗目標，一穩即3 000×104t 原油穩產，三增即天然氣增、非常規油增、新能源增，兩提升即提升科技創新能力、提升發展質量效益。某采油廠作為外圍油田最大的采油廠，需加快油氣勘探開發和新能源融合發展[4]，推動綠色低碳轉型。

2.2 用能及碳排放分析

某采油廠自“十一五”開始實施節能降耗措施，通過精準用電管控，調整配注、科學間抽、優化運行、降低電量消耗等措施，分系統立體抓節電；采用降摻產比、降集輸溫度、提爐效、提氣油比等技術管理措施，嚴控天然氣消耗，在油氣生產規模不斷增大的情況下，能耗總量得到控制。2018—2022 年能耗及碳排放統計見表1。通過對近5 a 能耗碳排放進行分析，外購生產用電和天然氣能耗占全廠總量的95%左右，其中電力約占28%、天然氣約占67%；由于天然氣熱值高，折標煤系數是電力的10 倍，按碳排放占比計算，電力約占60%、天然氣約占37%，兩者占比為97%左右，所以天然氣燃燒及電力消耗為主要碳排放源。

表1 2018—2022 年能耗及碳排放統計Tab.1 Energy consumption and carbon emissions statistics from 2018 to 2022

系統對2022 年電力和天然氣消耗進行節點分析，2022 年各生產系統耗電情況見圖1，2022 年各生產系統耗氣情況見圖2。電力消耗以機采舉升、產出液升壓轉運和清污水升壓回注為主，其中機采舉升占比為47.3%，是節電工作的重點；天然氣消耗主要來自于產出液集輸加熱升溫、工業采暖等，集輸系統耗氣占天然氣總量的97.7%，是節氣減排的重點。新能源工作也將圍繞用熱及用電替代技術展開，實現區域低碳目標。

圖1 2022 年各生產系統耗電情況Fig.1 Power consumption of each production systems in 2022

圖2 2022 年各生產系統耗氣情況Fig.2 Gas consumption of each production systems in 2022

2.3 新能源建設基礎

1）豐富的自然資源。油田地處風力強勁的敖古拉大風口， 油區內90 m 高度平均風速為7.018 m/s，風功率密度約為350 W/m2，屬于風能資源“豐富（B） ”地區，風力發電資源潛力巨大。光照充足， 太陽能資源豐富， 年總輻射量為1 300~1 400 kWh/m2，年有效利用小時數為1 200~1 400 h，適宜于光能大規模開發利用；全域地熱能發育，平均地溫梯度3.8 ℃/100 m，中深層營城組火山巖儲層地熱水資源豐富，井底水溫一般為90~160 ℃，熱水資源為570×108m3，可采熱能折標煤為2×108t；每年約有1 150×104m3油田采出水余熱資源可以利用，按提取10 ℃溫差計算，節約標煤量為1.36×104t。

2） 平穩的消納能力。全廠油水井12 082 口，配套建成各類站場696 座，區域內總耗電量約為5.65×108kWh，用電負荷相對穩定，為風光等新能源發電提供了就地消納空間。

3） 完善的地面設施。油區面積為2 953 km2，建成110/35 kV 變電所3 座、35/10(6) kV 變電所10座，用電設備分布較為分散；35 kV 供電線路為214.3 km，10(6) kV 供電線路為3 165.35 km，多層次供電網絡覆蓋油田及周邊地區。完善的電力基礎設施及分布適合分散式風電和分布式光電的開發，具備新能源電力就近接入的良好條件。

4）成熟的理論技術。外圍油田開發低-特低滲透油層，自2007 年開始，在芳48 區塊開展CO2及水氣交替驅油現場試驗，建立了CO2驅開發調整方法，完善了注采工藝技術，基本形成了一泵多井注入、 羊角環集油地面工藝技術，也積累了建設和現場管理經驗。

3 低碳轉型發展潛力

當前面臨的形勢是石油天然氣的能源主體地位沒有變，能源轉型是大勢所趨，節能減碳已成共識，資源接替、綠色低碳、高質量發展是挑戰也是機遇。油田企業的轉型戰略是油氣勘探開發和新能源融合高質量發展[5]，某采油廠包含所有開發類型，該油田的注入、采出、處理、供配電等系統極為完善，管理模式在大慶油田位于前列，因此具備按照“技術融合、建設融合、開發融合、管理融合”四個維度，實現常規油氣與新能源行業深度融合發展，非常規油增儲低碳開發，加快向綜合性能源公司轉型能力。

3.1 全方位減少碳排放

3.1.1 加強節氣技術管理，提升天然氣商品率

1）提爐效。燃氣加熱爐節能監測項目與指標要求見表2。分析加熱爐爐效低的原因主要有煙火管結垢、過剩空氣系數不合理，因此，圍繞導熱性能和燃燒效率兩個指標[6]，重點監測排煙溫度和氧含量。科學優化火筒爐清淤周期，加大加熱爐除垢力度，有效減緩了結垢速度，提高了換熱效率，平均爐效達到85.7%。

表2 燃氣加熱爐節能監測項目與指標要求Tab.2 Energy conservation monitoring items and indicator requirements for gas heating furnaces

2）降回油溫度。外圍油田單井產液量低、井口出液溫度低、原油凝固點高，站外大多采用單管環狀摻水流程，集油環長度大、轄井多。通過開展環狀摻水工藝回油溫度控制界限試驗，摸索出環狀摻水工藝溫度控制在臨界凝固點運行的可行性，摻水溫度較“十三五”前降低4 ℃以上，全廠回油溫度每下降1 ℃年節氣量約400×104m3，年可節氣1 600×104m3。

3）提伴生氣量。按照熱值折算，1.0 m3伴生氣相當于1.37 m3干氣，提高伴生氣回收量可提升熱值，既可減少購氣成本，又降低了碳排放量。一是利用井口組合裝置回收油井套管氣[7]，減少氣流失；二是針對不同工藝類別，明確容器壓力控制范圍，保證伴生氣在極限壓力下析出，確保油氣分離效果；三是控燃氣壓力，伴生氣壓力稍高于干氣壓力，確保伴生氣優先燃燒。通過以上措施，生產氣油比由16.9 提高到19.0，提高12.4%，保證年可回收伴生氣3 800×104m3。

3.1.2 加大優化簡化力度，強化節能降碳

1）優化簡化控制能耗總量。油氣生產包括油藏、采油、地面三大系統工程，是一個地上、地下縱橫交錯的復雜體系，開展低碳示范區建設首先需要進行地上地下整體優化，通過應用“三優一簡”技術，降級脫水站2 座，停運水質站2 座，簡化站場工藝2 座，實現站場合并、規模縮減、功能降級，達到了降低能耗總量的目的，預計年可節電187.4×104kWh，節氣37.0×104m3，節約能耗0.072×104tce。

2） 多措并舉控制電力消耗。以“優化注水”和“不產1 t 無效液”為目標，圍繞低效注水井、低效驅油區塊開展調整工作，年調整300 口井，預計減少注水量20×104m3，連通油井少產液量為5.0×104t，共節電為382.8×104kWh。針對外圍油田低滲透油層薄、供液不足、舉升能耗高的問題，規模應用不停機間抽技術，全廠可實施間抽6 500口井，按照不停機間抽全覆蓋計算，預計年節電量為6 985×104kWh。

3.2 源頭上提高清潔能源替代率

推進油氣產能與清潔能源同步規劃、同步建設，構建油氣新能源協調發展新局面，由單一的油氣勘探開發，轉變為在油區內積極推進“風光熱儲”多能互補園區式清潔替代的建設模式[8]。

1）風光發電。外圍油田生產需要的電力以外購煤電為主，碳排放量大。清潔電能替代以油田自我消納為基礎，以電網為依托，以“源網荷儲”為主要技術路線[9]，優先開展分散式風力發電，補充布置分布式光伏發電，風光互補、以風為主、補足光伏。考慮機采用電間歇化、集輸用熱電氣化、注水用電柔性化，優先建立與風光發電間歇性、不穩定性相匹配的新生產方式，降低基礎能耗和碳排放量，再實現大比例綠電替代網電。電負荷全部替代需建設風光總裝機規模為64.7×104kW，其中風電裝機39.5×104kW，光伏裝機25.2×104kW，預計年發電 15.38×108kWh ， 年減少碳排放112.5×104t 。

2）余熱利用。立足于老區余熱替代工藝加熱爐成熟經驗，以油田采出水作為余熱熱源，利用熱泵技術提取熱量，替代天然氣燃燒供熱。由于電動壓縮式熱泵具備提取余熱量大、全部替代天然氣、可以使用綠電等特點，因此采用電動壓縮熱泵技術作為油田余熱利用主體工藝。熱泵以電力為驅動源，通過使工質不斷完成蒸發（吸取熱量）、壓縮（溫度再升高）、冷凝（放出熱量）、節流、再蒸發的熱力循環過程，從而完成低品位熱能向高品位熱能的轉化。全廠年產1 186×104m3污水，按提取10 ℃溫差計算，最大提取熱功率17 MW，在全部利用的情況下，年節約標煤量1.36×104t。

3） 地熱開發。借鑒朝陽溝地區地熱開發經驗，推廣U 型井“取熱不取水”換熱技術，利用地熱能替代采暖爐供熱。通過地熱井直接供熱與地熱井加熱泵聯合供熱兩種方案對比，優選采用地熱井加熱泵供熱，新建一拖二U 型井1 組，配套1.8 MW電動壓縮熱泵機組2 臺。采暖系統維持原有混水流程，采暖初、末期地熱水直接供入采暖系統，與采暖回水混合供出后直接回入地熱井；嚴寒期地熱水與熱泵機組熱水混合后供出，采暖回水一部分通過熱泵蒸發器取熱后回注地熱井，一部分通過熱泵冷凝器提溫后供出作為補水，可實現采暖負荷替代6 MW，供暖面積4.7×104m2。

4）光熱試驗。光熱利用分為中低溫熱能利用與高溫光熱發電，油田主要以中低溫光熱利用為主。針對外圍采油廠的工藝特點，開展三方面光熱替代應用。一是電加熱集油工藝，利用井場分布式光熱替代井口電加熱器供熱；二是拉油工藝，通過集熱管收集太陽光能，經高效傳熱管轉化為熱能，替代拉油罐內電加熱棒供熱；三是熱水站加熱工藝，由于油田熱水站生產具有間斷性特點，太陽能光熱條件晝夜不均勻，為防止冬季熱水站停運時太陽能集熱器凍堵，采用導熱油作為換熱介質的集中式光熱替代燃氣加熱爐供熱。光熱替代應用后， 全廠年節電量5 961×104kWh、年節氣652×104m3，年減少碳排放約6×104t。

5）電加熱爐與電蓄熱爐試驗。外圍油田用熱主要依靠加熱爐燃燒天然氣，加熱爐燃燒一次化石能源排放的煙氣是碳排放的最主要來源。為降低碳排放，需將燃氣加熱爐改為電加熱爐，提高終端用能再電氣化率，增加綠電消納能力。結合風光發電的間歇性以及峰谷用電情況，電加熱設備應具備加熱、儲熱、按需定量向外部供出熱的特點。因此開展電加熱、蓄熱試驗，蓄熱式電加熱爐具有調峰功能，將風、光發電（超配電量）轉化為熱儲存，替代燃氣加熱爐連續供熱，一般8 h 儲熱，可24 h 放熱。全廠加熱爐終端再電氣后，預計年減少用氣量1.4×108m3，新增綠電16.28×108kWh，按全部綠電計算年CO2減排30.27×104t。

在“風光熱儲”多能應用的基礎上，為解決原有生產用能方式單耗已至極限、難以突破的問題，主動尋求生產轉變方式，再創生產系統全流程低碳開發模式。針對外圍油田變工況的生產運行方式以及新能源為主的不穩定供能情況，在永6 電熱混輸泵站再造低碳生產系統，供能側區域風光互補發電，用能側實施井筒電熱清防蠟、油井綠色間抽、綠電間歇集油、電加熱爐+伴生氣轉輸、電蓄熱式熱爐+余熱+地熱多能綜合處理以及變負荷注水技術，加大全流程綠電應用力度，實現從地下到地上、從采到注整個系統低碳生產，從而降低碳排放。

3.3 實現低滲透油田增儲穩產和低碳化開采

CCUS （Carbon Capture Utilization and Storage，碳捕集、利用與封存）是國際公認的三大減碳途徑之一，國內油田用于提高低滲透油田采收率，并與綠色低碳發展戰略高度契合，是我國實現“雙碳”目標的重要舉措[10]。通過近20 a 的理論研究和現場試驗，確定了該項技術主要用于外圍油田低-特低滲透油藏開發，并對外圍油田進行了CO2驅逐塊篩選，落實CCUS 潛力儲量常規油層3 825×104t、致密油5 186×104t。

由于站場分散、加熱爐碳排放濃度低、規模小，碳捕集不能經濟有效開發，外圍油田僅考慮CO2利用與埋存。先期規劃在永樂油田實施CO2驅油試驗，年注氣2.2×104~3.6×104t，建成產能1.2×104t，實現CO2埋存3.6×104t，后期擴展應用可建產能35×104t，年CO2埋存90×104t，實現外圍低滲透油田增儲穩產與碳減排雙贏。

3.4 更大幅度提升能源利用效率

新能源項目建成后，現有生產管控系統缺乏對新能源和負荷動態變化的預測能力，缺乏對新型能源系統全量數據的融合共享能力，缺乏“源網荷儲”一體化協同調度能力。規劃打造智慧能源管控平臺[11]，其具備生產狀態監控、供能側統計展示、能耗在線監管、能耗診斷分析、節能治理、預警管理、智能管理、碳資產管理八大功能，可調節資源，支持實時動態響應，實現生產控制與調度管理各層級聯動，達到能源系統“全面可觀、精確可測、高度可控、深度互聯、協同共享和智能應用”的目的。

新能源管控平臺對接油田物聯網系統，采集風、光、氣、儲電站以及負荷端基礎數據和運行狀態，對相關數據進行統計和展示；在發電側預測風、光、氣等發電側功率曲線，利用自動發電控制系統及自動電壓控制系統（AGC/AVC），控制風、光、氣電發電功率以及儲能充放電，實現電網的智慧管控；在負荷側通過電氣化系統對負荷進行柔性調配，實現發電側和負荷側最優匹配，優化清潔能源用能效率。

4 預期效果

“十四五”期間，通過節能瘦身、清潔替代、CCUS 等措施減少CO2排放，現有負荷“能替盡替”，風光發電自發自用，力爭實現全廠現有負荷及永樂油田示范區低碳排放。“十五五”期間，通過技術進步，增大綠色用能比例、提高化石能源替換率，增加埋存能力，利用政策，外供富余綠電，置換減排指標，實現全廠低碳。預計2030年可減少用能2.586×104tce，噸液生產綜合能耗降幅28.7%；年均供綠電為14.65×108kWh， 年替代燃氣1.41×108m3，清潔能源替代常規用能總量折算標煤19.39×104t，清潔能源利用率61.7%，噸油生產總碳排放降幅52.6%，逐步實現綠色、低碳轉型。新建清潔能源及碳埋存規模見表3，新能源分階段規劃目標見表4。

表3 新建清潔能源及碳埋存規模Tab.3 New clean energy and carbon sequestration scale

表4 新能源分階段規劃目標Tab.4 New nenegy phased planning goals

5 結束語

通過外圍油田油氣和新能源融合發展思路探討，論證了外圍低滲透油田可持續、綠色低碳發展的可行性及潛力。面臨保障國家能源安全和可持續低碳發展的新形勢，下一步要大力推動油氣和新能源全面協同融合發展，推進油田節能擴綠。在油田礦區周邊地區發展風力發電、光伏發電，以及地熱、余熱、光熱利用項目，積極開展再電氣化技術攻關和現場試驗，擴大油氣勘探開發用能清潔電力和熱力替代規模，探索構建適合外圍油田可持續、低碳綠色發展的生產體系，推動油氣生產與新能源開發利用同步建產，從而實現外圍某采油廠節能降碳、提質增效、綠色低碳發展，也為外圍油田提供可復制、可推廣的模式樣本。