“双碳”背景下油气田节能技术发展与展望

陈由旺*，吴浩，朱英如，魏江东，马建国

（1.中国石油天然气股份有限公司规划总院；2.中国石油勘探与生产分公司）

0 引言

目前，中国能源利用效率仅为33%，较发达国家低约10个百分点［1］。国家主席习近平在第七十五届联合国大会宣布，中国二氧化碳排放力争在2030年前达到峰值，努力争取在 2060年前实现“碳中和”。在此背景下，油气田作为传统化石能源企业，又是能量消耗大户［2］，绿色低碳发展势在必行，油气田节能技术在新的需求刺激下将迎来大发展和新突破。

1 节能技术进展

“十二五”以来，随着油气田节能工作的不断深入，结构节能和管理节能挖潜难度越来越大，对技术节能的需求越来越强烈，促进油气田节能技术不断发展，取得了较大进步。

1.1 成熟节能技术推广应用

中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）各油气田通过节能专项资金建设节能工程，实施节能技术改造项目，建立节能示范工程。节能抽油机、常温集输、高效加热炉、放空天然气回收等节能技术得到推广应用，提高了系统运行效率［3-4］。

1.1.1 机采系统

常规有杆采油形成了异型游梁式、下偏杠铃等系列节能抽油机和数字化抽油机；新型无杆采油形成了电动潜油柱塞泵、直驱螺杆泵等技术。应用了变频调速、永磁、开关磁阻、高转差电机、潜油直线电机等各种节能电机，以及以电机再制造、非晶合金等高效电机淘汰落后低效电机。利用机采系统优化软件，对抽油机的冲程、泵挂深度、平衡度等参数进行优化及智能间开控制，提高机采系统效率。

1.1.2 注水系统

应用了系统仿真优化运行、分质分压注水、局部增压、周期注水和柱塞注水泵带载启动等节能技术；实施了注水泵减级、切削叶轮、泵涂膜，高压变频调速、磁力耦合调速、前置泵串级调速等节能技术。

1.1.3 集输系统

在高含水油田，根据条件不同，形成了单管不加热集油、采出液低温脱水等不加热集输技术；研发了不同的放空气回收装置和工艺，如移动式套管气回收装置、电加热式套管气调压回收装置、定压放气阀回收装置、CNG（压缩天然气）罐车回收技术等。在气田，应用了井下节流工艺技术和集输优化，减少地面加热加压能耗。

1.1.4 热力系统

推广应用了真空相变、冷凝式加热炉等高效加热炉；加热炉改造应用了高效燃烧器、远红外线节能涂料、蒸汽干度自动控制、热管换热器、烟气余热冷凝回收等节能技术。

1.1.5 供配电系统

应用了高效节能变压器、高低压动态无功补偿、馈线自动调压、电网优化运行、智能电网等节能技术。

1.2 关键节能技术攻关进展

中国石油在集团公司层面设立了科技项目和课题，开展高含水、低渗透、稠油、加热炉提效等节能关键技术研究课题，攻关能效对标、能量系统优化、能源管控和重点耗能设备提效等关键技术瓶颈；同时建立节能技术评价方法和节能技术数据库，筛选发布技术推广目录，推进节能技术的推广应用。

1.2.1 油气田能效对标技术

提出了油气田生产全过程能效对标方法，设计能效对标指标体系，涵盖机采、集输、注水等生产系统，建立能效标杆筛选方法，建成了能效指标数据库和最佳节能实践库，开发能效对标系统平台，为油气田及基层站队开展能效对标提供了方法和工具，攻克了油藏类型多、开发工艺差别大、指标可比性差等难题，形成了能效对标改进长效机制，为企业节能挖潜提供了技术支撑。

1.2.2 加热炉及热力系统提效技术

研制了分体式壳程自动清垢相变加热炉、盘管式自动清垢相变加热炉、冷凝式加热炉和反烧式井场高效加热炉等新型加热炉，创新强旋流燃烧场三维非稳态数值模拟技术、注汽锅炉在线监测等关键技术，筛选加热炉改造提效技术。解决了制约加热炉长周期高效运行的瓶颈难题。此外，孙航［5］提出了优化加热炉清淤除垢周期和高效加热炉节能涂料结合的技术，有效提高了加热炉热效率。

1.2.3 油气田能源管控技术

建立了能源管控5个成熟度分级模型（计量级、监测级、分析级、优化级和智能级）和能源管控策划、实施与检查的基本方法；提出了油气田企业的能源管控模式，规定了各个能源管控等级的技术要求；研发了油气田全厂级能源管控系统软件，在大庆庆新油田建立示范工程，实现生产及能耗数据采集、异常报警、诊断分析、措施工单实施与追踪、效果评价等能源管控功能，能源效率显著提高。

1.2.4 油田能量系统优化技术

创新形成了稀油油田地面全流程用能评价方法及优化方法，开发了油田能量系统优化系列软件（机采系统优化、注水系统优化、集输系统优化等），建立了油田能量系统优化管理系统平台，编制了企业标准和管理办法，建设了大庆油田第四采油厂油田能量系统优化示范区，为油田推广应用能量系统优化提供了技术支撑和管理支持。

1.2.5 余热余压高效利用技术

研制了注汽锅炉“一拖二”余热冷凝回收装置，运行时率由53%提高至82%；建立了注汽管道热耦合的数学模型，研发了管网保温设计模拟软件，解决了复杂保温结构下的设计优化问题；研制了气田压差发电及电磁加热一体化装置，装置由压差发电机组、高频电磁加热装置、智能控制单元和各类阀门及滤网组成，在长庆油田进行现场试验，装置发电功率达到15 kW。

1.2.6 整体式压缩机提效技术

建立了基于排烟氧含量的空燃比在线控制模型，研制了由空气进气调节机构、传感器和控制终端3部分组成的整体式压缩机空燃比调控装置，在长庆苏里格气田现场试验，燃料气消耗量减少3.3%；在国产整体式压缩机上开展稀薄燃烧模拟分析、方案设计和厂内改造，研制了燃气发动机稀薄燃烧装置和配套工艺，通过西南油气田重庆气矿的现场试验，燃料气消耗量下降3.61%～7.94%，同时改善了排放指标。

2 面临的形势和挑战

2.1 油气开发形势

为保障国家能源安全，油气田承担着稳油增气任务，特别是天然气作为一种优质高效的低碳化石能源，可与风、光等可再生能源形成良性互补。油气田开发形势主要特点如下［6-8］：

一是老油田已进入开发后期，单井产量下降，老气田已经进入增压开采阶段，产水量增加；强化采油措施，如三元复合驱、减氧空气驱、SAGD（蒸汽辅助重力泄油）等，提高了采收率，但也增加了能耗和成本。

二是新建产能资源品位变差，增储上产以非常规资源为主，单位产能建井数量大且产量递减快，建设环境复杂、依托条件差。

三是经过几十年的开发生产，油气田地面工程存在点多面广、系统负荷不平衡、管道与站场设施腐蚀老化、油气集输密闭率不高和数字化程度不均衡等问题。

四是随着国民经济持续增长和绿色低碳转型发展需要，在资源劣质化条件下，中国油气能源安全和保供面临严峻挑战。地面工程面临着产能工作量大、周期短、开发落实程度低等多重不利因素和问题。

五是受资源品质变差、老区开发进入后期等因素影响，开发效益逐年变差。高质量开发面临挑战，对地面工程降低投资和运行成本提出了更高要求。

2.2 节能提效面临的挑战

“双碳”目标事关中华民族永续发展和构建人类命运共同体。节能是“第一能源”，是实现绿色低碳发展和“双碳”目标的重要举措。中国石油企业油气田业务领域在稳油增气、保障国家油气安全的同时，面临节能降碳、绿色转型的严峻挑战。

一是国家能耗及碳排放双控指标、定额与限额指标等硬约束要求，将对企业完成节能降碳考核指标，乃至油气生产经营和新建产能产生重要影响，高能耗、高排放产能将面临淘汰，新建产能也将受到能耗和碳排放指标的约束。必须突破油气田机、泵、炉等重点耗能设施节能提效技术和余热余压回收利用技术瓶颈。

二是在老油气田自然递减、系统负荷不平衡、站场负荷率低、运行效率低的客观条件下，需要深入实施优化简化，提高系统效率。因此需要攻克油气田能量系统优化的关键核心技术。

三是在油气田数字化转型与智能化发展进程中，优化级与智能级能源管控是油气田节能发展的重要方向，需要解决油气田能源管控的理论方法、管理指南、技术标准、优化及智能化等技术瓶颈。

四是非常规劣质资源开采能耗高、产能递减快，急需针对其生产运行特点，研究非常规油气开发全流程能耗规律、节能评价模型与能耗定额，配套先进节能工艺和高效节能技术，为非常规油气低成本高效绿色开发提供技术支撑。

3 节能技术展望

3.1 节能工艺技术

3.1.1 推广成熟工艺技术

推广应用机采系统优化设计以及节能高效的抽油机、电机和控制系统；推广注水注汽优化技术；在东部高含水老油田推广不加热集油技术，在低渗透、小断块等油田应积极应用单管不加热、串接集油、简化计量和一体化集成装置等技术；优化调整油田地面生产系统工艺，提高系统负荷率和设备效率；推广苏里格开发模式等先进建设经验，加大软件量油、井下节流等技术应用；通过密闭集输改造及原油稳定，减少油气损耗，通过天然气深冷提效及放空气回收，增加液烃产量，提高天然气商品率。

3.1.2 攻关研发新技术

采油采气方面，发展井下油水分离技术、无杆举升等高效举升装备、采油采气智能优化技术、注水注汽优化控制技术、低成本高效排水采气技术等；攻关原料气脱硫、脱蜡、脱汞技术，含硫气田尾气达标排放处理工艺；页岩油（气）、致密油（气）等非常规油气田持续完善大井组、平台化、工厂化集约式产能建设新模式，配套低成本地面工艺技术；完善化学驱、减氧空气驱和二氧化碳驱等配套地面工艺技术；研制油气大型工艺设备国产化技术，如高压天然气离心式压缩机、大型膨胀机、大功率油气混输泵、高效分离器以及耐高压绝热新型非金属管材。

3.2 节能优化技术

3.2.1 油气田能量系统优化技术

针对油气田高含水、产液量增加、油气产量逐步递减的特点，积极发展稀油油田能量系统优化集成技术、稠油集输与注汽系统及SAGD开发能量优化技术、气田集输系统和净化厂能量优化技术，实现油气田能量系统及设备的优化运行。在此基础上，将油气田开发作为整体进行优化，综合油藏、开发、注采、地面工程等领域的先进技术，集成地上地下一体化优化技术，为老油田二次开发和新油田整体开发提供方法论和技术支持。此外，随着非常规油气生产规模的扩大，开展页岩油（气）、致密油（气）等全生产过程能耗规律和节能评价方法研究，研发适应非常规生产特点的机采、集输系统优化和节能高效装置与技术，形成非常规油气开发节能评价指标体系和重点提效技术。

3.2.2 余能高效利用技术

余热余压是油气田余能的重要组成部分，占余能份额的90%以上。余能回收和利用技术，应大力发展高中温余热发电、供暖技术，低温余热余冷有机介质发电技术，热泵余热回收供热技术，气田余压发电等节能高效装置。

3.2.3 智能化能源管控技术

以油气田互联网信息系统和云计算为基础，通过数字化转型，在油气田能源供给和消费领域，构建基于企业能源大数据的智能管控系统平台，推动供能侧多能互补、需求侧智能优化响应技术应用；发展油气井数字计量、油气集输管网智能运行、油气站场智能生产优化、油气生产智能评价决策等关键技术，实现油气生产过程“实时监控、智能诊断、自动处置、智能优化”的新模式。

3.2.4 节能降碳评价与诊断技术

油气田生产耗能是碳排放主要来源，应积极开展油气田碳排放情景预测及“碳达峰”“碳中和”路径研究，油气田生产全流程碳排放强度研究，非常规油气开发能耗规律及碳排放特征研究，基于碳排放的能耗考核评价指标、能耗定额与限额指标研究。

3.3 新能源技术

3.3.1 太阳能和风能利用技术

具有丰富太阳能、风能和土地资源的油气田，应加强光-热转换技术在油气田生产加热工艺环节的应用，发展低成本高效光-电转换技术、高效太阳能制氢技术和风能发电、风光互补技术。

3.3.2 地热利用技术

油气田具有丰富的地热资源，需发展中高温地热水在油田联合站、计量站和转油站工业化利用配套技术，研发中低温地热发电技术、压缩式热泵技术、采出水综合利用工艺及配套技术。

3.3.3 储能技术

风能、太阳能和地热能高效利用技术的发展，需要同时配套高效储能技术，发展电转气大功率压缩空气技术、抽水蓄能技术、储氢技术、天然气掺氢技术、高能量密度储热技术等。

4 结束语

节能是实现“碳达峰”“碳中和”目标的重要着力点和关键支撑，技术节能是油气田提高能源利用效率和降碳的关键途径。促进油气田节能技术发展和进步，一是要立足科技创新引领，攻关节能关键核心技术和装备，形成技术储备；二是要大力实施节能项目，推广应用成熟先进的节能工艺和节能技术，实现规模效益；三是积极应用新能源和可再生能源技术，推进清洁能源替代；四是配套节能机制体制，激励节能技术的创新和实施应用。