油气田企业清洁能源发展潜力分析与建议*

2022-09-17刘银春江旺凤卢鹏飞王登海

广州化工 2022年16期

冯波，刘银春，江旺凤，卢鹏飞，薛岗，王登海，许茜

(1 中国石油长庆油田分公司长庆工程设计有限公司，陕西西安 710018；2 中国石油长庆油田分公司第三采气厂，内蒙古自治区鄂尔多斯 017300；3 中国石油长庆油田分公司，陕西西安 710018)

能源在人类的发展历史上是必不可少的，其重要性毋庸置疑[1]。随着绿色低碳战略逐渐深入人心，能源转型及清洁能源利用在世界各国都在不断向前发展[2]。我国从自身情况出发，确定了碳达峰以及碳中和的时间节点。我国的能源发展以“四个革命、一个合作”为战略，持续推动新能源发展和能源转型[3]。中国石油也将绿色低碳转型融入了自己的发展战略。而长庆作为国内第一大油气田，清洁能源如何发展、未来将在哪些方面继续发力是“十四五”开局之年亟待明确的，大型油气田的清洁能源发展情况也将为其他油气田的清洁能源发展提供指导意义。

为此，笔者通过系统调研世界及中国能源结构，梳理了清洁能源发展的必要性，立足长庆油田，分析了长庆清洁能源发展潜力并提出了相应建议。

1 清洁能源发展必要性

17世纪到19世纪中叶的主要能源类型木炭通过第一次科技革命(1769～1885年)逐渐转为煤炭，再通过第二次科技革命逐渐转为石油和天然气，到1965年，世界能源结构中，油气占比超过50%。随着第三、第四次科技革命的不断深入推进和发展，世界能源结构也加速转型，清洁能源迎来了巨大的发展潜力，能源类型由高碳能源向低碳能源、无碳能源转变[4]。

2 长庆油田清洁能源发展

长庆油田作为传统能源的大型企业，需要转变思想和方式进行清洁能源的发展规划，主要是需选取化石能源清洁利用与清洁新能源利用并重的发展路径和发展模式，分为两个层级，三个方向。

第一个层级是化石能源领域，主要包括两个方面：一方面要立足中国化石能源资源禀赋和能源体系结构特点，加大天然气勘探开发和回收力度，同时开辟新领域，做好煤炭地下气化研究，产生CH4、H2可以清洁利用，CO2通过驱油和埋存实现碳减排。第二个层级则是另一方面要稳步加大清洁能源利用规模，逐步提高清洁能源在能源体系中的占比[5]。

2.1 加大气田勘探开发力度

目前中国的CO2排放主要是来自于一次能源消费，从天然气业务来看，天然气碳含量远低于煤和石油，属于优势非常明显的清洁低碳能源，灵活度高，协同性强，天然气产业发展前景广阔[6]。同时煤改气也将持续发力，或需合用现有长庆气田的天然气管道。

长庆气田将持续发力，扎实推进风险勘探，加大页岩气、致密气等新类型新领域新区带甩开勘探力度，力争取得新突破，尽快实现规模效益增储。

2.2 加大天然气回收力度

除大力进行气田开发之外，在天然气生产领域，一些试气天然气、放空气、闪蒸气都会损失掉，由于长庆气田生产规模大，天然气生产量基数高，回收这部分气量具有重要意义。

2.2.1 试气天然气回收

气井试气前经过压裂，部分压裂砂与返排液会随着试气过程被排出来，若试气过程直接接入管网，会对管网造成破坏，发生危险。因此致使试气产生的天然气只能进行放喷燃烧，这部分天然气就会损失，若燃烧不完全，还会产生一定的环境风险。从2018 年起，为了节能减排、保护环境、变废为宝，长庆气田开展了试气井天然气回收试验。2019年完成了21个井场、76口井的试气天然气回收试验若单口井回收气量20×104m3，年回收井数按600口计算，共计可以回收1.20×108m3，仅试气回收的这部分气量可以供66万个3口之家使用一年。

2.2.2 闪蒸气回收

闪蒸气接入低压放空火炬时，放空火炬时常冒黑烟，污染环境。因此，开展了闪蒸气回收一体化集成装置的研制，将闪蒸气增压后接入原料气系统，可实现闪蒸气的回收利用，减少了天然气的浪费。针对处理厂凝析油稳定装置闪蒸气经分离后进入低压放空火炬，闪蒸气量约3100m3/d，采用闪蒸气回收装置将闪蒸气增压后接入原料气系统，可实现闪蒸气的回收利用，减少火炬排放。每座处理厂预计可回收闪蒸气102.3万方/年，折合标煤1268.5吨/年。

图1 闪蒸天然气回收装置Fig.1 Flash natural gas recovery unit

2.2.3 放空气回收

集气站、处理厂开停工及检维修过程中的放空气每年仅放空一到两次，且具有放空时间短，气量低，压力变化大等特点。可采用引进服务方式，将放空气采用回收装置处理后接入集气系统。

2.2.4 VOCs治理

挥发性有机物作为PM2.5和O3的重要前驱体，除对人体构成损害之外，部分挥发性有机物废气排放入大气后，还会对臭氧层造成破坏，加剧温室效应。可加大采出水密闭收集处理和储罐工艺流程密闭完善等技术手段的研究与应用，是长庆油田进行天然气回收和承担社会责任的重大需要。

2.3 做好气田净化厂尾气CO2捕集和硫磺回收

随着长庆下古气田开发的深入，长庆油田针对净化厂低含硫酸气开展工程技术研究，目前建设硫磺回收装置五套，满足环保要求，实现绿色发展，同时需加大对CO2捕集研究与实施力度。硫磺回收装置主要负责脱硫脱碳装置胺液再生塔来酸气。五座天然气净化厂每年减少SO2排放约6500 t。这用技术革新强力推动企业绿色、低碳、高质量发展。

尾气焚烧放空后放空，尾气具有气量大，CO2含量高等特点。采用胺液捕集+丙烷制冷液化工艺进行CO2的液化捕集，尾气经增压分离后，进入胺液吸收塔，再经二次增压、分子筛脱水后进入丙烷制冷单元，液化后进入提纯塔，经制冷单元过冷后进液态CO2储罐。生产的CO2可以用于油田的CCUS，为早日实现碳达峰、碳中和贡献长庆力量，同时能够提高采收率，提高经济效益[7]。

2.4 做好煤炭地下气化技术攻关储备

煤炭地下气化是指将地层中的煤炭通过创造适当的工程技术条件在原位进行有控制的燃烧、在煤的热作用及化学作用下产生可燃气体(CH4、H2、CO)的过程。该技术优势明显，可以将煤炭清洁化利用，大大缓建天然气供应的紧张局面；有效解决中国由煤炭燃烧排放CO2引起的环境问题；为“氢经济”时代到来储备资源和技术。但是仍然存在工艺要求高，反应产物种类多的问题，且项目投资较高，需要攻关低成本发展技术[8]。目前长庆气田与煤炭叠合区多，且具有从勘探、开发、钻完井、地面集输处理相关技术及下游管道市场，具有很好的发展前景，可根据发展情况进行相关技术攻关与储备。

2.5 加大地热利用力度

鄂尔多斯盆地属于中温型热流区，可以分为上部热储(白恶系)；中部热储(侏罗系)；下部热储(三叠系)。上部地温小于50 ℃；中部热储埋深小于2000 m，地层温度在25～70 ℃；下部热储温度均低于80 ℃。地热可采资源量5.56×1018J/a[9]。油田地热开发可通过油井或废弃井改造、采出水余热利用、钻地热井等多种方式用于输油伴热、采暖、热洗油管、地热养殖、地热农业和中低温地热发电等。在大中型倒班点和前线生产保障基地可采用地源热泵技术，利用地热泵将地热替代原有热负荷，逐步推广地热项目。

2.6 加大余热利用力度

长庆油田可回收余热主要集中在天然气处理厂压缩机烟气余热和油田采出水余热。油田采出水可回收余热折标煤515.54吨/天，目前均未进行回注采出水的余热利用，余热回收潜力巨大。

压缩机余热发电主要有常规水蒸汽朗肯循环和有机朗肯循环，根据处理厂压缩机余热温度，初始高温部分适合采用水蒸汽朗肯循环发电技术进行余热回收，在高温段烟气温度从470 ℃降至190 ℃，低温段进一步降至90 ℃左右后排入大气，两级发电实现对烟气余热的梯级利用，尽力减少了压缩机燃料气的消耗。7座处理厂合计44台燃驱压缩机，可回收余热折标煤198.66吨/天。

2.7 持续推动风能、太阳能利用力度

长庆油田所在的陕西、宁夏及内蒙地区风光资源相对丰富，大部分位置的太阳能辐照总量在4500～5600 MJ/m2.a，具有丰富的太阳能资源，适于发展分布式光伏新能源项目。目前气田井场/阀室应用太阳能风光互补技术是一套发电应用系统，该系统是利用太阳能电池方阵、风力发电机将发出的电能存储到蓄电池组中，当用户需要用电时，通过输电线路送到用户负载处，减少了能耗。同时，在生产保障点采用了建筑屋顶光伏，大幅降低了能耗。

光伏发电按规模分集中式、分布式。根据长庆油田实际，在变电站附近建集中式光伏电场，所发电就近接入变电站35 kV/10 kV母线，在35 kV/10 kV电网消纳。利用井场、站场屋面或地面可利用面积建分布式光伏电场，安装容量以满足井站自用为主，所发电就近并网消纳。

2.8 开展氢能技术储备

氢能被视为21世纪最具发展力的清洁能源，随着产业规模的不断扩大，如何高效制、储、运制约了氢能发展。针对运输来说，目前主要通过通过气氢拖车、液氢槽车进行运输。

煤炭气化、乙烷制乙烯及其他渠道所产生的大量氢气，仅依靠压缩后拉运的成本居高不下，管道运输是未来的发展方向，考虑到后期会将氢气掺入天然气中进行输送，并在下游进行分离[10]。需做好氢气掺入天然气的安全比例、腐蚀影响、长距离运输、小型化撬装化分离，目前长庆已建的地面系统在氢能利用中大有可为，同时需进一步加强相关技术储备。