零碳采油 从零起步

文／本刊记者 于 洋

低碳生产，多手段减碳，零碳采油的梦想终将照进现实。

特邀嘉宾 (排名不分先后）葛红江…………………………………………………………………………………………………………………………大港油田首席专家陈 军 ………………………………………………………………………………………中国石化高级专家、胜利油田CCUS项目部经理褚浩元………………………………………………………………………新疆油田工程技术研究院采油工艺研究所机械采油研究室专家赵 磊………………………………………………………………………………………………………………………………能源战略专家

“双碳”的绿风遍吹。在低碳甚至零碳模式下进行高效生产，已成为各油气生产企业的共识。但是，低碳零碳采油如何能够实现？

近日，新疆油田发布消息称，边探井“智能间抽+离网式光伏发电”技术现场试验取得成功，标志着该油田在零碳采油模式上迈出关键性一步。

毫无疑问，这为油气生产企业实现低碳零碳采油提供了一种借鉴。但是，当前低碳零碳采油整体进展情况如何？有哪些实现的可能性？个别的成功案例能否在各油田中大规模推广应用？为此，特邀油田生产一线的专家和行业专家进行探讨。

零碳采油迈出重要一步

中国石油石化：各位专家好！首先想请褚专家介绍一下，新疆油田边探井“智能间抽+离网式光伏发电”技术是一种怎样的采油技术。

褚浩元：新疆油田共有无电边探井数百口。边探井位于油田边缘和偏远地带，如果采用电网供电，存在投资费用高、关井后电力设施浪费严重等问题。因此，此前以间歇自喷生产为主，部分采用柴油机发电+机抽的方式生产。

但是，随着不断开发，地层能量持续减弱，自喷井平均日产液量低于1.5吨，而柴油机发电生产运行费用高，严重影响生产效益。

为挖掘边探井生产潜力，提高开发效益，在新疆油田公司的组织协调下，我们工程技术研究院和相关采油厂周密部署、精心谋划，提出了“智能间抽”与“离网式光伏发电”融合应用的技术方向，共同制定了试验方案，8月初运用现场试验取得成功。

智能间抽技术可通过自动识别油井动液面变化，制定合理开关井制度，结合光伏智能直驱技术将发电量“电尽其用”。满足智能间抽提高机采系统效率的同时，实现智能运行与光伏用电的一体化控制，确保油井产量和效益优先。

中国石油石化：为什么说这种采油技术在零碳采油模式上迈出了关键性一步？

褚浩元：因为该技术首次实现了新能源供电与智能化采油技术的有机结合。与目前新疆油田现场应用的单一光伏供电相比，降低了光伏总容量与储能需求，投资成本降低60%以上，为边探井提产提效探索出了一条新的技术路径。

经过测算，首口运行的玛湖14井采用“智能间抽+离网式光伏发电”技术后，年发电2.7万度，实现了真正的“零碳”采油。年增油400吨以上，投入产出比达1∶3.7，具有良好的经济效益和社会效益。

同时，配套的抽油机小幅度激励摆动、启停语音报警、数据远传等功能，解决了人工启停、定时巡检管理方式存在的安全隐患和劳动强度大等问题，使生产一线的管理变得更加快捷，更加高效。

创新的开发模式为新疆油田新能源高效开发战略提供了新的引擎，实现了油井生产从“低碳”到“零碳”的跨越。

下一步，我们将制定边远井智能间抽融合离网式光伏发电生产技术应用规范，指导这一技术在现场低成本、标准化、规模化应用，以取得更大的综合效益。

零碳采油推广不易

中国石油石化：请问各位专家，新疆油田的这一零碳采油技术能否在全国各油田进行推广呢？

葛红江：我国幅员辽阔，不同地区的油田面临着不同的情况。新疆油田的零碳采油技术针对的是偏远的边缘区块。它们位于西部地区，光照时间长，井场面积辽阔，适合进行光伏发电的零碳采油试验。

●风光赋能，与智能化技术有机结合，实现低碳零碳采油不是梦。 供图/视觉中国

但是要知道，光伏和风电产生的单位能量密度很低。对于东部油田来说，假设一个井场有5口井的话，即使把井场周围全部铺上光伏板，所产生的电量不一定能够带动5口井的生产。除非把光伏板铺到井场外面，才能够产生足够的电量，否则还是需要靠电网的电来补充。而要在井场外占地铺光伏板，需要重新申请办理土地征用。对于人口密度比较大的东部地区来说，征地存在一定的难度。

目前在东部油田，绿电的平均替代率大约在10%，大部分是绿电和网电混合使用。十年之内，还看不到东部油田以绿电作为主力电源的可能性。

陈军：零碳采油需要因地制宜。目前像东部油田采用绿电主要面临的是源网荷储一体化如何解决的问题。有了绿电后，如何利用我们的电网，如何解决绿电的存储问题是我们当前考虑的主要问题。这些问题解决后，东部油田的绿电应用范围就会大幅度提升。就目前条件看，如果源网荷储这方面的工作推动不够快的话，绿电的应用会受到一定的限制。不过，已经有一些东部油田在尝试解决这方面的问题，像新疆油田、吉林油田等。

此外，东部油田推广大型风光发电项目受土地面积的限制。不论是装光伏板还是装风力发电机，都需要一定面积的土地作为支撑。像光伏板，面积越大，产生的电量越多。而像我们胜利油田，井场的面积是有限的，铺不了太多光伏板。至于风机的安装，国家早就有明确的要求，在风力发电机高度的1.5倍范围内不能有建筑物和设施。东部地区人口稠密，这些条件很难满足。

中国石油石化：除了地域性的因素，当前油田实现零碳采油的难点还有哪些？

葛红江：在实现零碳的道路上，各油田的积极性都很高。但作为企业，不论采用哪种减碳方式都面临着经济性的问题。在油田生产中，有些新能源在成本上无法与常规能源直接竞争，造成油气生产成本的高企，从而限制新能源、新技术在油田的推广应用。

举个例子来说，目前国内低渗透油田都可以做二氧化碳驱油，但有些油田做二氧化碳驱油最主要的难点不是技术问题而是二氧化碳的来源。因为二氧化碳的主要来源不是油田，油田要进行二氧化碳驱油就需要购买二氧化碳。市场上的二氧化碳动辄300～400元/吨，还有很高的运输成本，必然影响油气生产的经济性。目前国内针对二 氧化碳捕集、 利用与封存（CCUS） 还没有明确的政策和补贴，一定程度上影响了二氧化碳捕集、利用与封存的推广。

条条大路通低碳

中国石油石化：无论面临何种困难，低碳零碳发展是大势所趋。各油田在通往零碳的道路上做了哪些有益的探索？

赵磊：除了通过提高生产效率节能外，目前东部油田减碳的主要措施有CCUS、植物碳汇以及进行新能源替代。

例如，胜利油田和齐鲁石化联合建成的我国最大的碳捕集、利用与封存全产业链示范基地，国内首个百万吨级碳捕集、利用与封存项目——齐鲁石化—胜利油田百万吨级CCUS项目已经正式注气运行，标志着我国CCUS产业进入了成熟的商业化运营阶段，能够大幅降低油田碳排放，对搭建人工碳循环模式具有重要意义，有效助力我国实现“双碳”目标。

植物碳汇方面，中国石油首个碳中和林已经在大庆油田落户。预计到2025年，大庆油田将建成中国石油首个万亩

碳中和生态园区，预计20年内可吸收7236吨二氧化碳。

●供图/王国章 胜利油田

新能源替代方面，今年年初以来，青海油田采用“光伏发电+储能”的模式，已建设油泉子、七个泉、大风山、盐湖气站4个清洁能源替代示范区，致力打造零碳油田。河南油田利用废弃井场，在井楼、古城油区建设了3台单机容量3.6兆瓦的风力发电机组。全部投运后，分别通过架空线路和电力电缆接入古城变电站和乔庄变电站，年上网电量约2700万千瓦时，节约标煤约3300吨。像这样的探索挺多的。

中国石油石化：在您看来，油田实现零碳采油的关键是什么？

赵磊：关键是技术的发展。科学技术是开展节能减排的重要支撑。在发展与降耗互相矛盾的情况下，科技节能大有可为。

目前，大多数新能源技术和产业研发投入不足，缺乏自主创新技术。新能源技术产业的示范与应用，在油田的推广度还不高。新能源行业对从业人员的素质要求高、培养周期长、速度慢，缺少行业领军人才及大量专业化技能操作人才。油田要实现零碳采油，必须要解决这些问题。

一场综合性的变革

中国石油石化：为实现零碳采油，油气生产企业需要做好哪些方面的准备？

赵磊：油田应该加快推进新能源相关技术的研究与应用。积极与新能源企业接触，加大学术交流力度，提高油田在新材料、电气、新能源方面的知识储备。同时，在新能源发电技术、油田业务与新能源融合方面等进行探索实践，加强自身在新能源业务方面的科研能力。此外，注重加强新能源人才培养，不仅在待遇、体制机制上增强吸引力，而且要利用现有技术人员，在实际工作中发现问题解决问题，确保在短时间内培养一批成熟的新能源操作人员。

陈军：企业要有长远的眼光，在低碳零碳采油的探索过程中，形成自己的传统能源与新能源技术的融合体系。以齐鲁石化—胜利油田百万吨级CCUS项目为例。

作为国内首个百万吨级的CCUS项目，这是一个非常重要的工程试验。我们的着眼点不仅仅是在这个项目上，更希望通过这个项目带动胜利油田新能源技术体系的建立。

目前通过这个项目，我们已经形成了六大技术系列，包括低成本的二氧化碳捕集、安全的管道输送、二氧化碳的低温密闭注入、高效驱油与封存技术、二氧化碳驱油采出液的集输处理与循环利用、驱油与封存空间的环境监测技术。在这六大技术系列下，结合我们将近50多年在二氧化碳驱油理论方面的积累，形成我们的自主创新技术体系，实现国内外最高的注入压力，以及二氧化碳整个注入采出、可循环处理的净零排放。

目前，我们设计的二氧化碳注入量为100万吨/年，预计15年封存1068万吨，累采油297万吨。从4月4日运行算起，截至目前已封存了18万吨二氧化碳。

中国石油石化：实现零碳采油，对企业管理方面有怎样的要求？

赵磊：企业要注意提高综合能源的管理能力。应从顶层设计入手，正确认识和把握油气业务和新能源业务融合发展的问题。通过深化油气与新能源融合发展，建立油气新建产能、天然气增量资源、LNG项目等传统业务与新能源指标挂钩机制，探索建设互利互赢、共同发展平台，以在市场竞争中赢得发展空间。同时，还需要互相借力、强强联合，与优势电力企业合作，激发链式效应，增强集群竞争实力，确保新能源业务发展稳步推进。

此外，要加强能源互联互通和智能控制方面的建设和积累，做好新能源并网接入服务，发挥新能源就地消纳、集成优化供需调节及替代作用。要强化油田地面工程协同监测与管控研究，为建设绿色油田奠定基础。要以新能源业务发展为契机，做好行业间CCUS全产业链联动，助力油田企业提质增效、节能减排、低碳清洁绿色生产，降低碳排放。

DISCOURSE科学技术是开展节能减排的重要支撑。在发展与降耗互相矛盾的情况下，科技节能大有可为。