大慶外圍采油廠油氣和新能源融合轉(zhuǎn)型發(fā)展?jié)摿Ψ治?/h1>
2024-03-29 08:45:30仇立錦韓祥慧彭啟忠
石油石化節(jié)能 2024年3期
仇立錦 韓祥慧 彭啟忠
（1.大慶油田有限責(zé)任公司第八采油廠；2.大慶油田有限責(zé)任公司新能源事業(yè)部）
全球正面臨著能源轉(zhuǎn)型和低碳發(fā)展的挑戰(zhàn)，傳統(tǒng)的化石燃料能源正逐漸受到限制，而新能源技術(shù)的崛起為能源產(chǎn)業(yè)的轉(zhuǎn)型提供了機(jī)遇。外圍油田某采油廠作為傳統(tǒng)能源企業(yè)，隨著開發(fā)時(shí)間的延長，油田開發(fā)整體進(jìn)入難采儲(chǔ)量接替、攻關(guān)上產(chǎn)階段，增儲(chǔ)難度大，有效動(dòng)用差；同時(shí)油田位置偏遠(yuǎn)、氣候條件惡劣、原油物性差，開發(fā)能耗高且呈上升趨勢，碳排放控制難度大。如何實(shí)現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展并順應(yīng)低碳發(fā)展的要求[1]，急需進(jìn)行探索和實(shí)踐，這不僅有助于實(shí)現(xiàn)國家碳減排目標(biāo)，還能為外圍油田的可持續(xù)發(fā)展注入新動(dòng)力。
1 開發(fā)特點(diǎn)
外圍某采油廠主要位于長垣東部三肇凹陷內(nèi)，轄區(qū)面積為2 953 km2，開發(fā)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(chǔ)層，扶余和烏一段為特低滲透儲(chǔ)層，屬于“三低油田”，即滲透率低、孔隙度低、儲(chǔ)量豐度低。經(jīng)過近40 a 的注水開發(fā)，目前具有以下特點(diǎn)：
1）儲(chǔ)量接替難，開發(fā)效益差。轄區(qū)已動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量占總探明儲(chǔ)量的90%以上，剩余探明未動(dòng)用儲(chǔ)量僅為3 767.38×104t，其中特低滲透扶余油層占比達(dá)91.7%，儲(chǔ)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(shù)，老區(qū)進(jìn)一步控制遞減和提高采收率難度大；扶余油層產(chǎn)量低、占比加大，部分井投產(chǎn)即低產(chǎn)，低效井比例占41.37%，注水、注氣開發(fā)效果不明顯，靠壓裂彈性開采，產(chǎn)量遞減快，經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)難度較大，油田可持續(xù)發(fā)展面臨較大挑戰(zhàn)。
2）油藏開發(fā)以產(chǎn)油為主，能源形式單一。外圍油田某采油廠1983 年開發(fā)建設(shè)，初期開采包括原油和天然氣，2005 年天然氣開采業(yè)務(wù)剝離，成立專業(yè)采氣公司，外圍采油廠的開發(fā)任務(wù)僅為原油生產(chǎn)，由于產(chǎn)量低、油氣比小，原油生產(chǎn)過程中分離出的伴生氣用作產(chǎn)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(chǔ)層發(fā)育差，間抽井多。由于外圍油田的開發(fā)特性，初期單井產(chǎn)量低，隨著開發(fā)的不斷深入，地層供液能力變差，供采關(guān)系發(fā)生變化，導(dǎo)致大部分井供液不足，目前88.9%的油井間抽生產(chǎn)。
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(chǎn)量低。舉升工藝以游梁抽油機(jī)為主，占機(jī)采井的94.1%。扶余油層由于原油黏度大，凝固點(diǎn)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(chǎn)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(zhuǎn)輸工藝相對(duì)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(jí)沉降+兩級(jí)過濾工藝。
2 低碳轉(zhuǎn)型及新能源建設(shè)
2.1 低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展背景
為有效應(yīng)對(duì)全球氣候變化，世界各國一致同意通過協(xié)議來共同減排溫室氣體[2]，中國為此提出了“雙碳”目標(biāo)，承諾在2030 年碳排放達(dá)到最高水平，之后采取節(jié)能減排、清潔用能替代以及生態(tài)固碳等多種方式，將產(chǎn)生的CO2全部消掉，2060 年達(dá)到碳中和。同時(shí)，隨著我國經(jīng)濟(jì)發(fā)展，對(duì)能源的需求持續(xù)增長，國家也對(duì)油氣企業(yè)提出“要加大國內(nèi)油氣勘探開發(fā)力度，保障國家能源安全”。中國石油天然氣集團(tuán)有限公司與時(shí)俱進(jìn)，提出了生產(chǎn)用能清潔替代、油氣資源戰(zhàn)略接替、化石能源與清潔能源全面融合發(fā)展“三步走”的發(fā)展戰(zhàn)略[3]。大慶油田也把“一穩(wěn)三增兩提升”作為奮斗目標(biāo)，一穩(wěn)即3 000×104t 原油穩(wěn)產(chǎn)，三增即天然氣增、非常規(guī)油增、新能源增，兩提升即提升科技創(chuàng)新能力、提升發(fā)展質(zhì)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(fā)和新能源融合發(fā)展[4]，推動(dòng)綠色低碳轉(zhuǎn)型。
2.2 用能及碳排放分析
某采油廠自“十一五”開始實(shí)施節(jié)能降耗措施，通過精準(zhǔn)用電管控，調(diào)整配注、科學(xué)間抽、優(yōu)化運(yùn)行、降低電量消耗等措施，分系統(tǒng)立體抓節(jié)電；采用降摻產(chǎn)比、降集輸溫度、提爐效、提氣油比等技術(shù)管理措施，嚴(yán)控天然氣消耗，在油氣生產(chǎn)規(guī)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(tǒng)計(jì)見表1。通過對(duì)近5 a 能耗碳排放進(jìn)行分析，外購生產(chǎn)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(biāo)煤系數(shù)是電力的10 倍，按碳排放占比計(jì)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(tǒng)計(jì)Tab.1 Energy consumption and carbon emissions statistics from 2018 to 2022
系統(tǒng)對(duì)2022 年電力和天然氣消耗進(jìn)行節(jié)點(diǎn)分析，2022 年各生產(chǎn)系統(tǒng)耗電情況見圖1，2022 年各生產(chǎn)系統(tǒng)耗氣情況見圖2。電力消耗以機(jī)采舉升、產(chǎn)出液升壓轉(zhuǎn)運(yùn)和清污水升壓回注為主，其中機(jī)采舉升占比為47.3%，是節(jié)電工作的重點(diǎn)；天然氣消耗主要來自于產(chǎn)出液集輸加熱升溫、工業(yè)采暖等，集輸系統(tǒng)耗氣占天然氣總量的97.7%，是節(jié)氣減排的重點(diǎn)。新能源工作也將圍繞用熱及用電替代技術(shù)展開，實(shí)現(xiàn)區(qū)域低碳目標(biāo)。
圖1 2022 年各生產(chǎn)系統(tǒng)耗電情況Fig.1 Power consumption of each production systems in 2022
圖2 2022 年各生產(chǎn)系統(tǒng)耗氣情況Fig.2 Gas consumption of each production systems in 2022
2.3 新能源建設(shè)基礎(chǔ)
1）豐富的自然資源。油田地處風(fēng)力強(qiáng)勁的敖古拉大風(fēng)口， 油區(qū)內(nèi)90 m 高度平均風(fēng)速為7.018 m/s，風(fēng)功率密度約為350 W/m2，屬于風(fēng)能資源“豐富（B） ”地區(qū)，風(fēng)力發(fā)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(shí)數(shù)為1 200~1 400 h，適宜于光能大規(guī)模開發(fā)利用；全域地?zé)崮馨l(fā)育，平均地溫梯度3.8 ℃/100 m，中深層營城組火山巖儲(chǔ)層地?zé)崴Y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(biāo)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(jì)算，節(jié)約標(biāo)煤量為1.36×104t。
2） 平穩(wěn)的消納能力。全廠油水井12 082 口，配套建成各類站場696 座，區(qū)域內(nèi)總耗電量約為5.65×108kWh，用電負(fù)荷相對(duì)穩(wěn)定，為風(fēng)光等新能源發(fā)電提供了就地消納空間。
3） 完善的地面設(shè)施。油區(qū)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(shè)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(wǎng)絡(luò)覆蓋油田及周邊地區(qū)。完善的電力基礎(chǔ)設(shè)施及分布適合分散式風(fēng)電和分布式光電的開發(fā)，具備新能源電力就近接入的良好條件。
4）成熟的理論技術(shù)。外圍油田開發(fā)低-特低滲透油層，自2007 年開始，在芳48 區(qū)塊開展CO2及水氣交替驅(qū)油現(xiàn)場試驗(yàn)，建立了CO2驅(qū)開發(fā)調(diào)整方法，完善了注采工藝技術(shù)，基本形成了一泵多井注入、 羊角環(huán)集油地面工藝技術(shù)，也積累了建設(shè)和現(xiàn)場管理經(jīng)驗(yàn)。
3 低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展?jié)摿?/h2>
當(dāng)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(zhuǎn)型是大勢所趨，節(jié)能減碳已成共識(shí)，資源接替、綠色低碳、高質(zhì)量發(fā)展是挑戰(zhàn)也是機(jī)遇。油田企業(yè)的轉(zhuǎn)型戰(zhàn)略是油氣勘探開發(fā)和新能源融合高質(zhì)量發(fā)展[5]，某采油廠包含所有開發(fā)類型，該油田的注入、采出、處理、供配電等系統(tǒng)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(shù)融合、建設(shè)融合、開發(fā)融合、管理融合”四個(gè)維度，實(shí)現(xiàn)常規(guī)油氣與新能源行業(yè)深度融合發(fā)展，非常規(guī)油增儲(chǔ)低碳開發(fā)，加快向綜合性能源公司轉(zhuǎn)型能力。
3.1 全方位減少碳排放
3.1.1 加強(qiáng)節(jié)氣技術(shù)管理，提升天然氣商品率
1）提爐效。燃?xì)饧訜釥t節(jié)能監(jiān)測項(xiàng)目與指標(biāo)要求見表2。分析加熱爐爐效低的原因主要有煙火管結(jié)垢、過?？諝庀禂?shù)不合理，因此，圍繞導(dǎo)熱性能和燃燒效率兩個(gè)指標(biāo)[6]，重點(diǎn)監(jiān)測排煙溫度和氧含量。科學(xué)優(yōu)化火筒爐清淤周期，加大加熱爐除垢力度，有效減緩了結(jié)垢速度，提高了換熱效率，平均爐效達(dá)到85.7%。
表2 燃?xì)饧訜釥t節(jié)能監(jiān)測項(xiàng)目與指標(biāo)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(chǎn)液量低、井口出液溫度低、原油凝固點(diǎn)高，站外大多采用單管環(huán)狀摻水流程，集油環(huán)長度大、轄井多。通過開展環(huán)狀摻水工藝回油溫度控制界限試驗(yàn)，摸索出環(huán)狀摻水工藝溫度控制在臨界凝固點(diǎn)運(yùn)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(jié)氣量約400×104m3，年可節(jié)氣1 600×104m3。
3）提伴生氣量。按照熱值折算，1.0 m3伴生氣相當(dāng)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(duì)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?xì)鈮毫?，伴生氣壓力稍高于干氣壓力，確保伴生氣優(yōu)先燃燒。通過以上措施，生產(chǎn)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(yōu)化簡化力度，強(qiáng)化節(jié)能降碳
1）優(yōu)化簡化控制能耗總量。油氣生產(chǎn)包括油藏、采油、地面三大系統(tǒng)工程，是一個(gè)地上、地下縱橫交錯(cuò)的復(fù)雜體系，開展低碳示范區(qū)建設(shè)首先需要進(jìn)行地上地下整體優(yōu)化，通過應(yīng)用“三優(yōu)一簡”技術(shù)，降級(jí)脫水站2 座，停運(yùn)水質(zhì)站2 座，簡化站場工藝2 座，實(shí)現(xiàn)站場合并、規(guī)?？s減、功能降級(jí)，達(dá)到了降低能耗總量的目的，預(yù)計(jì)年可節(jié)電187.4×104kWh，節(jié)氣37.0×104m3，節(jié)約能耗0.072×104tce。
2） 多措并舉控制電力消耗。以“優(yōu)化注水”和“不產(chǎn)1 t 無效液”為目標(biāo)，圍繞低效注水井、低效驅(qū)油區(qū)塊開展調(diào)整工作，年調(diào)整300 口井，預(yù)計(jì)減少注水量20×104m3，連通油井少產(chǎn)液量為5.0×104t，共節(jié)電為382.8×104kWh。針對(duì)外圍油田低滲透油層薄、供液不足、舉升能耗高的問題，規(guī)模應(yīng)用不停機(jī)間抽技術(shù)，全廠可實(shí)施間抽6 500口井，按照不停機(jī)間抽全覆蓋計(jì)算，預(yù)計(jì)年節(jié)電量為6 985×104kWh。
3.2 源頭上提高清潔能源替代率
推進(jìn)油氣產(chǎn)能與清潔能源同步規(guī)劃、同步建設(shè)，構(gòu)建油氣新能源協(xié)調(diào)發(fā)展新局面，由單一的油氣勘探開發(fā)，轉(zhuǎn)變?yōu)樵谟蛥^(qū)內(nèi)積極推進(jìn)“風(fēng)光熱儲(chǔ)”多能互補(bǔ)園區(qū)式清潔替代的建設(shè)模式[8]。
1）風(fēng)光發(fā)電。外圍油田生產(chǎn)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(chǔ)，以電網(wǎng)為依托，以“源網(wǎng)荷儲(chǔ)”為主要技術(shù)路線[9]，優(yōu)先開展分散式風(fēng)力發(fā)電，補(bǔ)充布置分布式光伏發(fā)電，風(fēng)光互補(bǔ)、以風(fēng)為主、補(bǔ)足光伏?？紤]機(jī)采用電間歇化、集輸用熱電氣化、注水用電柔性化，優(yōu)先建立與風(fēng)光發(fā)電間歇性、不穩(wěn)定性相匹配的新生產(chǎn)方式，降低基礎(chǔ)能耗和碳排放量，再實(shí)現(xiàn)大比例綠電替代網(wǎng)電。電負(fù)荷全部替代需建設(shè)風(fēng)光總裝機(jī)規(guī)模為64.7×104kW，其中風(fēng)電裝機(jī)39.5×104kW，光伏裝機(jī)25.2×104kW，預(yù)計(jì)年發(fā)電 15.38×108kWh ， 年減少碳排放112.5×104t 。
2）余熱利用。立足于老區(qū)余熱替代工藝加熱爐成熟經(jīng)驗(yàn)，以油田采出水作為余熱熱源，利用熱泵技術(shù)提取熱量，替代天然氣燃燒供熱。由于電動(dòng)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(diǎn)，因此采用電動(dòng)壓縮熱泵技術(shù)作為油田余熱利用主體工藝。熱泵以電力為驅(qū)動(dòng)源，通過使工質(zhì)不斷完成蒸發(fā)（吸取熱量）、壓縮（溫度再升高）、冷凝（放出熱量）、節(jié)流、再蒸發(fā)的熱力循環(huán)過程，從而完成低品位熱能向高品位熱能的轉(zhuǎn)化。全廠年產(chǎn)1 186×104m3污水，按提取10 ℃溫差計(jì)算，最大提取熱功率17 MW，在全部利用的情況下，年節(jié)約標(biāo)煤量1.36×104t。
3） 地?zé)衢_發(fā)。借鑒朝陽溝地區(qū)地?zé)衢_發(fā)經(jīng)驗(yàn)，推廣U 型井“取熱不取水”換熱技術(shù)，利用地?zé)崮芴娲膳癄t供熱。通過地?zé)峋苯庸崤c地?zé)峋訜岜寐?lián)合供熱兩種方案對(duì)比，優(yōu)選采用地?zé)峋訜岜霉幔陆ㄒ煌隙 型井1 組，配套1.8 MW電動(dòng)壓縮熱泵機(jī)組2 臺(tái)。采暖系統(tǒng)維持原有混水流程，采暖初、末期地?zé)崴苯庸┤氩膳到y(tǒng)，與采暖回水混合供出后直接回入地?zé)峋?；?yán)寒期地?zé)崴c熱泵機(jī)組熱水混合后供出，采暖回水一部分通過熱泵蒸發(fā)器取熱后回注地?zé)峋?，一部分通過熱泵冷凝器提溫后供出作為補(bǔ)水，可實(shí)現(xiàn)采暖負(fù)荷替代6 MW，供暖面積4.7×104m2。
4）光熱試驗(yàn)。光熱利用分為中低溫?zé)崮芾门c高溫光熱發(fā)電，油田主要以中低溫光熱利用為主。針對(duì)外圍采油廠的工藝特點(diǎn)，開展三方面光熱替代應(yīng)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(jīng)高效傳熱管轉(zhuǎn)化為熱能，替代拉油罐內(nèi)電加熱棒供熱；三是熱水站加熱工藝，由于油田熱水站生產(chǎn)具有間斷性特點(diǎn)，太陽能光熱條件晝夜不均勻，為防止冬季熱水站停運(yùn)時(shí)太陽能集熱器凍堵，采用導(dǎo)熱油作為換熱介質(zhì)的集中式光熱替代燃?xì)饧訜釥t供熱。光熱替代應(yīng)用后， 全廠年節(jié)電量5 961×104kWh、年節(jié)氣652×104m3，年減少碳排放約6×104t。
5）電加熱爐與電蓄熱爐試驗(yàn)。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?xì)饧訜釥t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(jié)合風(fēng)光發(fā)電的間歇性以及峰谷用電情況，電加熱設(shè)備應(yīng)具備加熱、儲(chǔ)熱、按需定量向外部供出熱的特點(diǎn)。因此開展電加熱、蓄熱試驗(yàn)，蓄熱式電加熱爐具有調(diào)峰功能，將風(fēng)、光發(fā)電（超配電量）轉(zhuǎn)化為熱儲(chǔ)存，替代燃?xì)饧訜釥t連續(xù)供熱，一般8 h 儲(chǔ)熱，可24 h 放熱。全廠加熱爐終端再電氣后，預(yù)計(jì)年減少用氣量1.4×108m3，新增綠電16.28×108kWh，按全部綠電計(jì)算年CO2減排30.27×104t。
在“風(fēng)光熱儲(chǔ)”多能應(yīng)用的基礎(chǔ)上，為解決原有生產(chǎn)用能方式單耗已至極限、難以突破的問題，主動(dòng)尋求生產(chǎn)轉(zhuǎn)變方式，再創(chuàng)生產(chǎn)系統(tǒng)全流程低碳開發(fā)模式。針對(duì)外圍油田變工況的生產(chǎn)運(yùn)行方式以及新能源為主的不穩(wěn)定供能情況，在永6 電熱混輸泵站再造低碳生產(chǎn)系統(tǒng)，供能側(cè)區(qū)域風(fēng)光互補(bǔ)發(fā)電，用能側(cè)實(shí)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(zhuǎn)輸、電蓄熱式熱爐+余熱+地?zé)岫嗄芫C合處理以及變負(fù)荷注水技術(shù)，加大全流程綠電應(yīng)用力度，實(shí)現(xiàn)從地下到地上、從采到注整個(gè)系統(tǒng)低碳生產(chǎn)，從而降低碳排放。
3.3 實(shí)現(xiàn)低滲透油田增儲(chǔ)穩(wěn)產(chǎn)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(rèn)的三大減碳途徑之一，國內(nèi)油田用于提高低滲透油田采收率，并與綠色低碳發(fā)展戰(zhàn)略高度契合，是我國實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的重要舉措[10]。通過近20 a 的理論研究和現(xiàn)場試驗(yàn)，確定了該項(xiàng)技術(shù)主要用于外圍油田低-特低滲透油藏開發(fā)，并對(duì)外圍油田進(jìn)行了CO2驅(qū)逐塊篩選，落實(shí)CCUS 潛力儲(chǔ)量常規(guī)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(guī)模小，碳捕集不能經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)，外圍油田僅考慮CO2利用與埋存。先期規(guī)劃在永樂油田實(shí)施CO2驅(qū)油試驗(yàn)，年注氣2.2×104~3.6×104t，建成產(chǎn)能1.2×104t，實(shí)現(xiàn)CO2埋存3.6×104t，后期擴(kuò)展應(yīng)用可建產(chǎn)能35×104t，年CO2埋存90×104t，實(shí)現(xiàn)外圍低滲透油田增儲(chǔ)穩(wěn)產(chǎn)與碳減排雙贏。
3.4 更大幅度提升能源利用效率
新能源項(xiàng)目建成后，現(xiàn)有生產(chǎn)管控系統(tǒng)缺乏對(duì)新能源和負(fù)荷動(dòng)態(tài)變化的預(yù)測能力，缺乏對(duì)新型能源系統(tǒng)全量數(shù)據(jù)的融合共享能力，缺乏“源網(wǎng)荷儲(chǔ)”一體化協(xié)同調(diào)度能力。規(guī)劃打造智慧能源管控平臺(tái)[11]，其具備生產(chǎn)狀態(tài)監(jiān)控、供能側(cè)統(tǒng)計(jì)展示、能耗在線監(jiān)管、能耗診斷分析、節(jié)能治理、預(yù)警管理、智能管理、碳資產(chǎn)管理八大功能，可調(diào)節(jié)資源，支持實(shí)時(shí)動(dòng)態(tài)響應(yīng)，實(shí)現(xiàn)生產(chǎn)控制與調(diào)度管理各層級(jí)聯(lián)動(dòng)，達(dá)到能源系統(tǒng)“全面可觀、精確可測、高度可控、深度互聯(lián)、協(xié)同共享和智能應(yīng)用”的目的。
新能源管控平臺(tái)對(duì)接油田物聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)，采集風(fēng)、光、氣、儲(chǔ)電站以及負(fù)荷端基礎(chǔ)數(shù)據(jù)和運(yùn)行狀態(tài)，對(duì)相關(guān)數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)和展示；在發(fā)電側(cè)預(yù)測風(fēng)、光、氣等發(fā)電側(cè)功率曲線，利用自動(dòng)發(fā)電控制系統(tǒng)及自動(dòng)電壓控制系統(tǒng)（AGC/AVC），控制風(fēng)、光、氣電發(fā)電功率以及儲(chǔ)能充放電，實(shí)現(xiàn)電網(wǎng)的智慧管控；在負(fù)荷側(cè)通過電氣化系統(tǒng)對(duì)負(fù)荷進(jìn)行柔性調(diào)配，實(shí)現(xiàn)發(fā)電側(cè)和負(fù)荷側(cè)最優(yōu)匹配，優(yōu)化清潔能源用能效率。
4 預(yù)期效果
“十四五”期間，通過節(jié)能瘦身、清潔替代、CCUS 等措施減少CO2排放，現(xiàn)有負(fù)荷“能替盡替”，風(fēng)光發(fā)電自發(fā)自用，力爭實(shí)現(xiàn)全廠現(xiàn)有負(fù)荷及永樂油田示范區(qū)低碳排放?！笆逦濉逼陂g，通過技術(shù)進(jìn)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(biāo)，實(shí)現(xiàn)全廠低碳。預(yù)計(jì)2030年可減少用能2.586×104tce，噸液生產(chǎn)綜合能耗降幅28.7%；年均供綠電為14.65×108kWh， 年替代燃?xì)?.41×108m3，清潔能源替代常規(guī)用能總量折算標(biāo)煤19.39×104t，清潔能源利用率61.7%，噸油生產(chǎn)總碳排放降幅52.6%，逐步實(shí)現(xiàn)綠色、低碳轉(zhuǎn)型。新建清潔能源及碳埋存規(guī)模見表3，新能源分階段規(guī)劃目標(biāo)見表4。
表3 新建清潔能源及碳埋存規(guī)模Tab.3 New clean energy and carbon sequestration scale
表4 新能源分階段規(guī)劃目標(biāo)Tab.4 New nenegy phased planning goals
5 結(jié)束語
通過外圍油田油氣和新能源融合發(fā)展思路探討，論證了外圍低滲透油田可持續(xù)、綠色低碳發(fā)展的可行性及潛力。面臨保障國家能源安全和可持續(xù)低碳發(fā)展的新形勢，下一步要大力推動(dòng)油氣和新能源全面協(xié)同融合發(fā)展，推進(jìn)油田節(jié)能擴(kuò)綠。在油田礦區(qū)周邊地區(qū)發(fā)展風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電，以及地?zé)?、余熱、光熱利用?xiàng)目，積極開展再電氣化技術(shù)攻關(guān)和現(xiàn)場試驗(yàn)，擴(kuò)大油氣勘探開發(fā)用能清潔電力和熱力替代規(guī)模，探索構(gòu)建適合外圍油田可持續(xù)、低碳綠色發(fā)展的生產(chǎn)體系，推動(dòng)油氣生產(chǎn)與新能源開發(fā)利用同步建產(chǎn)，從而實(shí)現(xiàn)外圍某采油廠節(jié)能降碳、提質(zhì)增效、綠色低碳發(fā)展，也為外圍油田提供可復(fù)制、可推廣的模式樣本。
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仇立錦 韓祥慧 彭啟忠
（1.大慶油田有限責(zé)任公司第八采油廠；2.大慶油田有限責(zé)任公司新能源事業(yè)部）
全球正面臨著能源轉(zhuǎn)型和低碳發(fā)展的挑戰(zhàn)，傳統(tǒng)的化石燃料能源正逐漸受到限制，而新能源技術(shù)的崛起為能源產(chǎn)業(yè)的轉(zhuǎn)型提供了機(jī)遇。外圍油田某采油廠作為傳統(tǒng)能源企業(yè)，隨著開發(fā)時(shí)間的延長，油田開發(fā)整體進(jìn)入難采儲(chǔ)量接替、攻關(guān)上產(chǎn)階段，增儲(chǔ)難度大，有效動(dòng)用差；同時(shí)油田位置偏遠(yuǎn)、氣候條件惡劣、原油物性差，開發(fā)能耗高且呈上升趨勢，碳排放控制難度大。如何實(shí)現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展并順應(yīng)低碳發(fā)展的要求[1]，急需進(jìn)行探索和實(shí)踐，這不僅有助于實(shí)現(xiàn)國家碳減排目標(biāo)，還能為外圍油田的可持續(xù)發(fā)展注入新動(dòng)力。
1 開發(fā)特點(diǎn)
外圍某采油廠主要位于長垣東部三肇凹陷內(nèi)，轄區(qū)面積為2 953 km2，開發(fā)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(chǔ)層，扶余和烏一段為特低滲透儲(chǔ)層，屬于“三低油田”，即滲透率低、孔隙度低、儲(chǔ)量豐度低。經(jīng)過近40 a 的注水開發(fā)，目前具有以下特點(diǎn)：
1）儲(chǔ)量接替難，開發(fā)效益差。轄區(qū)已動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量占總探明儲(chǔ)量的90%以上，剩余探明未動(dòng)用儲(chǔ)量僅為3 767.38×104t，其中特低滲透扶余油層占比達(dá)91.7%，儲(chǔ)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(shù)，老區(qū)進(jìn)一步控制遞減和提高采收率難度大；扶余油層產(chǎn)量低、占比加大，部分井投產(chǎn)即低產(chǎn)，低效井比例占41.37%，注水、注氣開發(fā)效果不明顯，靠壓裂彈性開采，產(chǎn)量遞減快，經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)難度較大，油田可持續(xù)發(fā)展面臨較大挑戰(zhàn)。
2）油藏開發(fā)以產(chǎn)油為主，能源形式單一。外圍油田某采油廠1983 年開發(fā)建設(shè)，初期開采包括原油和天然氣，2005 年天然氣開采業(yè)務(wù)剝離，成立專業(yè)采氣公司，外圍采油廠的開發(fā)任務(wù)僅為原油生產(chǎn)，由于產(chǎn)量低、油氣比小，原油生產(chǎn)過程中分離出的伴生氣用作產(chǎn)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(chǔ)層發(fā)育差，間抽井多。由于外圍油田的開發(fā)特性，初期單井產(chǎn)量低，隨著開發(fā)的不斷深入，地層供液能力變差，供采關(guān)系發(fā)生變化，導(dǎo)致大部分井供液不足，目前88.9%的油井間抽生產(chǎn)。
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(chǎn)量低。舉升工藝以游梁抽油機(jī)為主，占機(jī)采井的94.1%。扶余油層由于原油黏度大，凝固點(diǎn)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(chǎn)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(zhuǎn)輸工藝相對(duì)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(jí)沉降+兩級(jí)過濾工藝。
2 低碳轉(zhuǎn)型及新能源建設(shè)
2.1 低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展背景
為有效應(yīng)對(duì)全球氣候變化，世界各國一致同意通過協(xié)議來共同減排溫室氣體[2]，中國為此提出了“雙碳”目標(biāo)，承諾在2030 年碳排放達(dá)到最高水平，之后采取節(jié)能減排、清潔用能替代以及生態(tài)固碳等多種方式，將產(chǎn)生的CO2全部消掉，2060 年達(dá)到碳中和。同時(shí)，隨著我國經(jīng)濟(jì)發(fā)展，對(duì)能源的需求持續(xù)增長，國家也對(duì)油氣企業(yè)提出“要加大國內(nèi)油氣勘探開發(fā)力度，保障國家能源安全”。中國石油天然氣集團(tuán)有限公司與時(shí)俱進(jìn)，提出了生產(chǎn)用能清潔替代、油氣資源戰(zhàn)略接替、化石能源與清潔能源全面融合發(fā)展“三步走”的發(fā)展戰(zhàn)略[3]。大慶油田也把“一穩(wěn)三增兩提升”作為奮斗目標(biāo)，一穩(wěn)即3 000×104t 原油穩(wěn)產(chǎn)，三增即天然氣增、非常規(guī)油增、新能源增，兩提升即提升科技創(chuàng)新能力、提升發(fā)展質(zhì)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(fā)和新能源融合發(fā)展[4]，推動(dòng)綠色低碳轉(zhuǎn)型。
2.2 用能及碳排放分析
某采油廠自“十一五”開始實(shí)施節(jié)能降耗措施，通過精準(zhǔn)用電管控，調(diào)整配注、科學(xué)間抽、優(yōu)化運(yùn)行、降低電量消耗等措施，分系統(tǒng)立體抓節(jié)電；采用降摻產(chǎn)比、降集輸溫度、提爐效、提氣油比等技術(shù)管理措施，嚴(yán)控天然氣消耗，在油氣生產(chǎn)規(guī)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(tǒng)計(jì)見表1。通過對(duì)近5 a 能耗碳排放進(jìn)行分析，外購生產(chǎn)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(biāo)煤系數(shù)是電力的10 倍，按碳排放占比計(jì)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(tǒng)計(jì)Tab.1 Energy consumption and carbon emissions statistics from 2018 to 2022
系統(tǒng)對(duì)2022 年電力和天然氣消耗進(jìn)行節(jié)點(diǎn)分析，2022 年各生產(chǎn)系統(tǒng)耗電情況見圖1，2022 年各生產(chǎn)系統(tǒng)耗氣情況見圖2。電力消耗以機(jī)采舉升、產(chǎn)出液升壓轉(zhuǎn)運(yùn)和清污水升壓回注為主，其中機(jī)采舉升占比為47.3%，是節(jié)電工作的重點(diǎn)；天然氣消耗主要來自于產(chǎn)出液集輸加熱升溫、工業(yè)采暖等，集輸系統(tǒng)耗氣占天然氣總量的97.7%，是節(jié)氣減排的重點(diǎn)。新能源工作也將圍繞用熱及用電替代技術(shù)展開，實(shí)現(xiàn)區(qū)域低碳目標(biāo)。
圖1 2022 年各生產(chǎn)系統(tǒng)耗電情況Fig.1 Power consumption of each production systems in 2022
圖2 2022 年各生產(chǎn)系統(tǒng)耗氣情況Fig.2 Gas consumption of each production systems in 2022
2.3 新能源建設(shè)基礎(chǔ)
1）豐富的自然資源。油田地處風(fēng)力強(qiáng)勁的敖古拉大風(fēng)口， 油區(qū)內(nèi)90 m 高度平均風(fēng)速為7.018 m/s，風(fēng)功率密度約為350 W/m2，屬于風(fēng)能資源“豐富（B） ”地區(qū)，風(fēng)力發(fā)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(shí)數(shù)為1 200~1 400 h，適宜于光能大規(guī)模開發(fā)利用；全域地?zé)崮馨l(fā)育，平均地溫梯度3.8 ℃/100 m，中深層營城組火山巖儲(chǔ)層地?zé)崴Y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(biāo)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(jì)算，節(jié)約標(biāo)煤量為1.36×104t。
2） 平穩(wěn)的消納能力。全廠油水井12 082 口，配套建成各類站場696 座，區(qū)域內(nèi)總耗電量約為5.65×108kWh，用電負(fù)荷相對(duì)穩(wěn)定，為風(fēng)光等新能源發(fā)電提供了就地消納空間。
3） 完善的地面設(shè)施。油區(qū)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(shè)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(wǎng)絡(luò)覆蓋油田及周邊地區(qū)。完善的電力基礎(chǔ)設(shè)施及分布適合分散式風(fēng)電和分布式光電的開發(fā)，具備新能源電力就近接入的良好條件。
4）成熟的理論技術(shù)。外圍油田開發(fā)低-特低滲透油層，自2007 年開始，在芳48 區(qū)塊開展CO2及水氣交替驅(qū)油現(xiàn)場試驗(yàn)，建立了CO2驅(qū)開發(fā)調(diào)整方法，完善了注采工藝技術(shù)，基本形成了一泵多井注入、 羊角環(huán)集油地面工藝技術(shù)，也積累了建設(shè)和現(xiàn)場管理經(jīng)驗(yàn)。
3 低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展?jié)摿?/h2>
當(dāng)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(zhuǎn)型是大勢所趨，節(jié)能減碳已成共識(shí)，資源接替、綠色低碳、高質(zhì)量發(fā)展是挑戰(zhàn)也是機(jī)遇。油田企業(yè)的轉(zhuǎn)型戰(zhàn)略是油氣勘探開發(fā)和新能源融合高質(zhì)量發(fā)展[5]，某采油廠包含所有開發(fā)類型，該油田的注入、采出、處理、供配電等系統(tǒng)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(shù)融合、建設(shè)融合、開發(fā)融合、管理融合”四個(gè)維度，實(shí)現(xiàn)常規(guī)油氣與新能源行業(yè)深度融合發(fā)展，非常規(guī)油增儲(chǔ)低碳開發(fā)，加快向綜合性能源公司轉(zhuǎn)型能力。
3.1 全方位減少碳排放
3.1.1 加強(qiáng)節(jié)氣技術(shù)管理，提升天然氣商品率
1）提爐效。燃?xì)饧訜釥t節(jié)能監(jiān)測項(xiàng)目與指標(biāo)要求見表2。分析加熱爐爐效低的原因主要有煙火管結(jié)垢、過?？諝庀禂?shù)不合理，因此，圍繞導(dǎo)熱性能和燃燒效率兩個(gè)指標(biāo)[6]，重點(diǎn)監(jiān)測排煙溫度和氧含量。科學(xué)優(yōu)化火筒爐清淤周期，加大加熱爐除垢力度，有效減緩了結(jié)垢速度，提高了換熱效率，平均爐效達(dá)到85.7%。
表2 燃?xì)饧訜釥t節(jié)能監(jiān)測項(xiàng)目與指標(biāo)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(chǎn)液量低、井口出液溫度低、原油凝固點(diǎn)高，站外大多采用單管環(huán)狀摻水流程，集油環(huán)長度大、轄井多。通過開展環(huán)狀摻水工藝回油溫度控制界限試驗(yàn)，摸索出環(huán)狀摻水工藝溫度控制在臨界凝固點(diǎn)運(yùn)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(jié)氣量約400×104m3，年可節(jié)氣1 600×104m3。
3）提伴生氣量。按照熱值折算，1.0 m3伴生氣相當(dāng)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(duì)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?xì)鈮毫?，伴生氣壓力稍高于干氣壓力，確保伴生氣優(yōu)先燃燒。通過以上措施，生產(chǎn)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(yōu)化簡化力度，強(qiáng)化節(jié)能降碳
1）優(yōu)化簡化控制能耗總量。油氣生產(chǎn)包括油藏、采油、地面三大系統(tǒng)工程，是一個(gè)地上、地下縱橫交錯(cuò)的復(fù)雜體系，開展低碳示范區(qū)建設(shè)首先需要進(jìn)行地上地下整體優(yōu)化，通過應(yīng)用“三優(yōu)一簡”技術(shù)，降級(jí)脫水站2 座，停運(yùn)水質(zhì)站2 座，簡化站場工藝2 座，實(shí)現(xiàn)站場合并、規(guī)?？s減、功能降級(jí)，達(dá)到了降低能耗總量的目的，預(yù)計(jì)年可節(jié)電187.4×104kWh，節(jié)氣37.0×104m3，節(jié)約能耗0.072×104tce。
2） 多措并舉控制電力消耗。以“優(yōu)化注水”和“不產(chǎn)1 t 無效液”為目標(biāo)，圍繞低效注水井、低效驅(qū)油區(qū)塊開展調(diào)整工作，年調(diào)整300 口井，預(yù)計(jì)減少注水量20×104m3，連通油井少產(chǎn)液量為5.0×104t，共節(jié)電為382.8×104kWh。針對(duì)外圍油田低滲透油層薄、供液不足、舉升能耗高的問題，規(guī)模應(yīng)用不停機(jī)間抽技術(shù)，全廠可實(shí)施間抽6 500口井，按照不停機(jī)間抽全覆蓋計(jì)算，預(yù)計(jì)年節(jié)電量為6 985×104kWh。
3.2 源頭上提高清潔能源替代率
推進(jìn)油氣產(chǎn)能與清潔能源同步規(guī)劃、同步建設(shè)，構(gòu)建油氣新能源協(xié)調(diào)發(fā)展新局面，由單一的油氣勘探開發(fā)，轉(zhuǎn)變?yōu)樵谟蛥^(qū)內(nèi)積極推進(jìn)“風(fēng)光熱儲(chǔ)”多能互補(bǔ)園區(qū)式清潔替代的建設(shè)模式[8]。
1）風(fēng)光發(fā)電。外圍油田生產(chǎn)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(chǔ)，以電網(wǎng)為依托，以“源網(wǎng)荷儲(chǔ)”為主要技術(shù)路線[9]，優(yōu)先開展分散式風(fēng)力發(fā)電，補(bǔ)充布置分布式光伏發(fā)電，風(fēng)光互補(bǔ)、以風(fēng)為主、補(bǔ)足光伏?？紤]機(jī)采用電間歇化、集輸用熱電氣化、注水用電柔性化，優(yōu)先建立與風(fēng)光發(fā)電間歇性、不穩(wěn)定性相匹配的新生產(chǎn)方式，降低基礎(chǔ)能耗和碳排放量，再實(shí)現(xiàn)大比例綠電替代網(wǎng)電。電負(fù)荷全部替代需建設(shè)風(fēng)光總裝機(jī)規(guī)模為64.7×104kW，其中風(fēng)電裝機(jī)39.5×104kW，光伏裝機(jī)25.2×104kW，預(yù)計(jì)年發(fā)電 15.38×108kWh ， 年減少碳排放112.5×104t 。
2）余熱利用。立足于老區(qū)余熱替代工藝加熱爐成熟經(jīng)驗(yàn)，以油田采出水作為余熱熱源，利用熱泵技術(shù)提取熱量，替代天然氣燃燒供熱。由于電動(dòng)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(diǎn)，因此采用電動(dòng)壓縮熱泵技術(shù)作為油田余熱利用主體工藝。熱泵以電力為驅(qū)動(dòng)源，通過使工質(zhì)不斷完成蒸發(fā)（吸取熱量）、壓縮（溫度再升高）、冷凝（放出熱量）、節(jié)流、再蒸發(fā)的熱力循環(huán)過程，從而完成低品位熱能向高品位熱能的轉(zhuǎn)化。全廠年產(chǎn)1 186×104m3污水，按提取10 ℃溫差計(jì)算，最大提取熱功率17 MW，在全部利用的情況下，年節(jié)約標(biāo)煤量1.36×104t。
3） 地?zé)衢_發(fā)。借鑒朝陽溝地區(qū)地?zé)衢_發(fā)經(jīng)驗(yàn)，推廣U 型井“取熱不取水”換熱技術(shù)，利用地?zé)崮芴娲膳癄t供熱。通過地?zé)峋苯庸崤c地?zé)峋訜岜寐?lián)合供熱兩種方案對(duì)比，優(yōu)選采用地?zé)峋訜岜霉幔陆ㄒ煌隙 型井1 組，配套1.8 MW電動(dòng)壓縮熱泵機(jī)組2 臺(tái)。采暖系統(tǒng)維持原有混水流程，采暖初、末期地?zé)崴苯庸┤氩膳到y(tǒng)，與采暖回水混合供出后直接回入地?zé)峋?；?yán)寒期地?zé)崴c熱泵機(jī)組熱水混合后供出，采暖回水一部分通過熱泵蒸發(fā)器取熱后回注地?zé)峋?，一部分通過熱泵冷凝器提溫后供出作為補(bǔ)水，可實(shí)現(xiàn)采暖負(fù)荷替代6 MW，供暖面積4.7×104m2。
4）光熱試驗(yàn)。光熱利用分為中低溫?zé)崮芾门c高溫光熱發(fā)電，油田主要以中低溫光熱利用為主。針對(duì)外圍采油廠的工藝特點(diǎn)，開展三方面光熱替代應(yīng)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(jīng)高效傳熱管轉(zhuǎn)化為熱能，替代拉油罐內(nèi)電加熱棒供熱；三是熱水站加熱工藝，由于油田熱水站生產(chǎn)具有間斷性特點(diǎn)，太陽能光熱條件晝夜不均勻，為防止冬季熱水站停運(yùn)時(shí)太陽能集熱器凍堵，采用導(dǎo)熱油作為換熱介質(zhì)的集中式光熱替代燃?xì)饧訜釥t供熱。光熱替代應(yīng)用后， 全廠年節(jié)電量5 961×104kWh、年節(jié)氣652×104m3，年減少碳排放約6×104t。
5）電加熱爐與電蓄熱爐試驗(yàn)。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?xì)饧訜釥t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(jié)合風(fēng)光發(fā)電的間歇性以及峰谷用電情況，電加熱設(shè)備應(yīng)具備加熱、儲(chǔ)熱、按需定量向外部供出熱的特點(diǎn)。因此開展電加熱、蓄熱試驗(yàn)，蓄熱式電加熱爐具有調(diào)峰功能，將風(fēng)、光發(fā)電（超配電量）轉(zhuǎn)化為熱儲(chǔ)存，替代燃?xì)饧訜釥t連續(xù)供熱，一般8 h 儲(chǔ)熱，可24 h 放熱。全廠加熱爐終端再電氣后，預(yù)計(jì)年減少用氣量1.4×108m3，新增綠電16.28×108kWh，按全部綠電計(jì)算年CO2減排30.27×104t。
在“風(fēng)光熱儲(chǔ)”多能應(yīng)用的基礎(chǔ)上，為解決原有生產(chǎn)用能方式單耗已至極限、難以突破的問題，主動(dòng)尋求生產(chǎn)轉(zhuǎn)變方式，再創(chuàng)生產(chǎn)系統(tǒng)全流程低碳開發(fā)模式。針對(duì)外圍油田變工況的生產(chǎn)運(yùn)行方式以及新能源為主的不穩(wěn)定供能情況，在永6 電熱混輸泵站再造低碳生產(chǎn)系統(tǒng)，供能側(cè)區(qū)域風(fēng)光互補(bǔ)發(fā)電，用能側(cè)實(shí)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(zhuǎn)輸、電蓄熱式熱爐+余熱+地?zé)岫嗄芫C合處理以及變負(fù)荷注水技術(shù)，加大全流程綠電應(yīng)用力度，實(shí)現(xiàn)從地下到地上、從采到注整個(gè)系統(tǒng)低碳生產(chǎn)，從而降低碳排放。
3.3 實(shí)現(xiàn)低滲透油田增儲(chǔ)穩(wěn)產(chǎn)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(rèn)的三大減碳途徑之一，國內(nèi)油田用于提高低滲透油田采收率，并與綠色低碳發(fā)展戰(zhàn)略高度契合，是我國實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的重要舉措[10]。通過近20 a 的理論研究和現(xiàn)場試驗(yàn)，確定了該項(xiàng)技術(shù)主要用于外圍油田低-特低滲透油藏開發(fā)，并對(duì)外圍油田進(jìn)行了CO2驅(qū)逐塊篩選，落實(shí)CCUS 潛力儲(chǔ)量常規(guī)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(guī)模小，碳捕集不能經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)，外圍油田僅考慮CO2利用與埋存。先期規(guī)劃在永樂油田實(shí)施CO2驅(qū)油試驗(yàn)，年注氣2.2×104~3.6×104t，建成產(chǎn)能1.2×104t，實(shí)現(xiàn)CO2埋存3.6×104t，后期擴(kuò)展應(yīng)用可建產(chǎn)能35×104t，年CO2埋存90×104t，實(shí)現(xiàn)外圍低滲透油田增儲(chǔ)穩(wěn)產(chǎn)與碳減排雙贏。
3.4 更大幅度提升能源利用效率
新能源項(xiàng)目建成后，現(xiàn)有生產(chǎn)管控系統(tǒng)缺乏對(duì)新能源和負(fù)荷動(dòng)態(tài)變化的預(yù)測能力，缺乏對(duì)新型能源系統(tǒng)全量數(shù)據(jù)的融合共享能力，缺乏“源網(wǎng)荷儲(chǔ)”一體化協(xié)同調(diào)度能力。規(guī)劃打造智慧能源管控平臺(tái)[11]，其具備生產(chǎn)狀態(tài)監(jiān)控、供能側(cè)統(tǒng)計(jì)展示、能耗在線監(jiān)管、能耗診斷分析、節(jié)能治理、預(yù)警管理、智能管理、碳資產(chǎn)管理八大功能，可調(diào)節(jié)資源，支持實(shí)時(shí)動(dòng)態(tài)響應(yīng)，實(shí)現(xiàn)生產(chǎn)控制與調(diào)度管理各層級(jí)聯(lián)動(dòng)，達(dá)到能源系統(tǒng)“全面可觀、精確可測、高度可控、深度互聯(lián)、協(xié)同共享和智能應(yīng)用”的目的。
新能源管控平臺(tái)對(duì)接油田物聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)，采集風(fēng)、光、氣、儲(chǔ)電站以及負(fù)荷端基礎(chǔ)數(shù)據(jù)和運(yùn)行狀態(tài)，對(duì)相關(guān)數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)和展示；在發(fā)電側(cè)預(yù)測風(fēng)、光、氣等發(fā)電側(cè)功率曲線，利用自動(dòng)發(fā)電控制系統(tǒng)及自動(dòng)電壓控制系統(tǒng)（AGC/AVC），控制風(fēng)、光、氣電發(fā)電功率以及儲(chǔ)能充放電，實(shí)現(xiàn)電網(wǎng)的智慧管控；在負(fù)荷側(cè)通過電氣化系統(tǒng)對(duì)負(fù)荷進(jìn)行柔性調(diào)配，實(shí)現(xiàn)發(fā)電側(cè)和負(fù)荷側(cè)最優(yōu)匹配，優(yōu)化清潔能源用能效率。
4 預(yù)期效果
“十四五”期間，通過節(jié)能瘦身、清潔替代、CCUS 等措施減少CO2排放，現(xiàn)有負(fù)荷“能替盡替”，風(fēng)光發(fā)電自發(fā)自用，力爭實(shí)現(xiàn)全廠現(xiàn)有負(fù)荷及永樂油田示范區(qū)低碳排放?！笆逦濉逼陂g，通過技術(shù)進(jìn)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(biāo)，實(shí)現(xiàn)全廠低碳。預(yù)計(jì)2030年可減少用能2.586×104tce，噸液生產(chǎn)綜合能耗降幅28.7%；年均供綠電為14.65×108kWh， 年替代燃?xì)?.41×108m3，清潔能源替代常規(guī)用能總量折算標(biāo)煤19.39×104t，清潔能源利用率61.7%，噸油生產(chǎn)總碳排放降幅52.6%，逐步實(shí)現(xiàn)綠色、低碳轉(zhuǎn)型。新建清潔能源及碳埋存規(guī)模見表3，新能源分階段規(guī)劃目標(biāo)見表4。
表3 新建清潔能源及碳埋存規(guī)模Tab.3 New clean energy and carbon sequestration scale
表4 新能源分階段規(guī)劃目標(biāo)Tab.4 New nenegy phased planning goals
5 結(jié)束語
通過外圍油田油氣和新能源融合發(fā)展思路探討，論證了外圍低滲透油田可持續(xù)、綠色低碳發(fā)展的可行性及潛力。面臨保障國家能源安全和可持續(xù)低碳發(fā)展的新形勢，下一步要大力推動(dòng)油氣和新能源全面協(xié)同融合發(fā)展，推進(jìn)油田節(jié)能擴(kuò)綠。在油田礦區(qū)周邊地區(qū)發(fā)展風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電，以及地?zé)?、余熱、光熱利用?xiàng)目，積極開展再電氣化技術(shù)攻關(guān)和現(xiàn)場試驗(yàn)，擴(kuò)大油氣勘探開發(fā)用能清潔電力和熱力替代規(guī)模，探索構(gòu)建適合外圍油田可持續(xù)、低碳綠色發(fā)展的生產(chǎn)體系，推動(dòng)油氣生產(chǎn)與新能源開發(fā)利用同步建產(chǎn)，從而實(shí)現(xiàn)外圍某采油廠節(jié)能降碳、提質(zhì)增效、綠色低碳發(fā)展，也為外圍油田提供可復(fù)制、可推廣的模式樣本。
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