曲 虎，陸詩建，楊佳朋，宋義偉，劉 靜

（1.中國石油工程建設(shè)有限公司華北分公司，河北 任丘 062552；2.中國礦業(yè)大學(xué) 碳中和研究院，江蘇 徐州 221116）

為保障國家能源安全，我國油田企業(yè)不斷加大勘探開發(fā)力度，提升原油產(chǎn)量。隨著原油產(chǎn)量上升和原油品位劣質(zhì)化，油田的生產(chǎn)能耗正在逐年上升，碳排放量也隨之增加。在雙碳目標(biāo)和綠色發(fā)展需求的推動下，我國油田企業(yè)在保障國家能源安全的同時，還需全面加速綠色低碳轉(zhuǎn)型[1-2]。油田現(xiàn)有的以伴生氣為主的用能結(jié)構(gòu)和以熱力為主的用能形式，無法實現(xiàn)與清潔能源規(guī)模利用的有效融合。要實現(xiàn)雙碳目標(biāo)，必須依靠突破性的舉措。中國石油天然氣集團有限公司在2021年和2022年分別印發(fā)了《上游業(yè)務(wù)全過程清潔低碳行動方案》和《綠色低碳發(fā)展行動計劃》，要求各油田企業(yè)充分利用油田所在區(qū)域的風(fēng)能、光能、地?zé)岷陀酂岬茸匀粭l件發(fā)展清潔能源，逐步提高清潔能源在油氣生產(chǎn)用能中的占比。為了響應(yīng)國家和集團公司號召，中國石油天然氣集團有限公司下屬華北、長慶、玉門和吐哈等油田正在加快清潔能源利用進(jìn)程。其中，華北油田地?zé)豳Y源豐富，在地?zé)峋C合利用和水源熱泵應(yīng)用方面走在了前列，在光熱利用方面也初見效果；長慶和吐哈油田依托地理優(yōu)勢，主要發(fā)展風(fēng)光互補發(fā)電及儲能技術(shù)；玉門油田近年來正在進(jìn)行規(guī)?；墓夥l(fā)電應(yīng)用。然而，目前各大油田在應(yīng)用清潔能源的過程中存在技術(shù)單一、重社會效益、輕經(jīng)濟效益的問題，未能結(jié)合油田自身特點，選擇切實可行、經(jīng)濟效益突出、降碳效果明顯的最佳工藝[3-4]。

針對油田站場多、用能分散的特點，油田清潔供電方案主要包括光伏發(fā)電和風(fēng)力發(fā)電，清潔供熱方案主要包括高溫采出液利用、熱泵工藝、液化天然氣（LNG）工藝和太陽能光熱等。光伏發(fā)電和風(fēng)力發(fā)電技術(shù)較為成熟，裝機容量大，是目前油田實現(xiàn)大面積清潔替代的主要途徑，但風(fēng)力發(fā)電投資高，光伏發(fā)電占地面積大，并且由于儲能技術(shù)不完善，還可能造成運行過程中的大量棄電，經(jīng)濟效益較差。光熱技術(shù)是近幾年發(fā)展的新技術(shù)，由于可以直接將光能轉(zhuǎn)化為熱能，且不受地方指標(biāo)限制，被多個油田推薦使用，但面臨如何實現(xiàn)與油田站場供熱設(shè)備的熱能互補問題。高溫采出液利用和水源熱泵工藝是油田最常用的清潔能源方案，主要依托油田自身資源和設(shè)施，投資低、效益高，但受油田自身資源條件限制，并不能適用于所有油田。對一些無依托資源的獨立站場，LNG工藝是進(jìn)行清潔替代的可行方案，其設(shè)備均實現(xiàn)橇裝化，現(xiàn)場施工工作量少，但受到氣源距離的限制，需要根據(jù)特定環(huán)境選擇[5-6]。

本文以不同油田的項目實例為計算依據(jù)，以同等負(fù)荷條件下的運行費用、投資和碳排放量為對比基準(zhǔn)，對高溫采出液利用、熱泵工藝、LNG 工藝、太陽能利用和風(fēng)力發(fā)電等油田清潔能源利用工藝的適用性、經(jīng)濟效益和碳減排效果進(jìn)行對比研究，并根據(jù)不同油田的資源條件推薦適用的清潔能源利用工藝，可為低碳油田建設(shè)提供參考。

1 油田站場用能特點

油田生產(chǎn)主要包括油氣集輸、注水開采、站內(nèi)維溫?fù)Q熱以及供配電系統(tǒng)，所需能源主要來自原油、天然氣和煤等傳統(tǒng)化石能源，占油田整體能耗的90%以上。高含水油田生產(chǎn)過程熱耗與電耗相當(dāng)，電耗主要來自各類機泵、電加熱器和電脫水器等用電設(shè)備以及輔助生產(chǎn)設(shè)施等；熱耗除儲罐維溫、管線伴熱和熱化學(xué)脫水之外，還有很大一部分來自油氣集輸系統(tǒng)。由圖1 可知，采用摻水集油方式的油田，集輸熱耗占集輸總能耗的80%以上[7]。油田用電主要來源為電網(wǎng)，目前我國火力發(fā)電量占全國發(fā)電量的70%以上[8]。

圖1 華北某油田熱耗分布Fig.1 Distribution of heat consumption of a oilfield in North China

2 油田清潔能源利用工藝分析

2.1 高溫采出液利用

油田可利用的地?zé)豳Y源主要為通過特高含水井開采的高溫采出液[9]，具有液量大、溫度高的特點。特別是某些埋藏較深的油田，油藏溫度可達(dá)130 ℃以上，井口溫度在105 ℃左右，含水率大于99%。由于高溫采出液井分布在油田區(qū)域，距離用熱負(fù)荷中心較近，為油田高溫采出液的利用提供了有利條件[10]。目前油田用熱負(fù)荷包括原油集輸、脫水及外輸換熱、儲罐及管道維溫和站場采暖等。根據(jù)用熱負(fù)荷需求，高溫采出液的利用主要有摻液和換熱兩種方式。

2.1.1 高溫采出液摻液集輸工藝

高溫采出液摻液集輸主要有兩種方式：（1）高溫采出液井位置處于油區(qū)中心或者處于油井集輸干線的遠(yuǎn)端（圖2(a)），利用高溫采出液溫度高、液量大的特點，摻入集油干線，提高集輸溫度，將沿線的低溫油井一起集輸進(jìn)站。這種摻液方式新建高溫采出液管線少、工藝簡單且投資低。（2）高溫采出液井位置偏僻，距離油區(qū)較遠(yuǎn)（圖2(b)），需要將高溫采出液先輸送到站場，再利用摻液泵將高溫采出液輸送到每條集油干線的起始端進(jìn)行摻液。這種摻液方式新建管線多、工藝相對復(fù)雜[11]。采用高溫采出液進(jìn)行摻輸或換熱，可以取代站場的熱泵和加熱爐，既減少了設(shè)備維護(hù)檢修，又達(dá)到了綠色減排的目的，站內(nèi)集輸工藝流程隨之簡化，站場布置更加美觀簡潔。

圖2 高溫采出液摻液集輸工藝流程Fig.2 Process flow of mixing and gathering of high-temperature produced fluids

以某油田站外集輸管道為例，油井?dāng)?shù)13口，井口溫度為55 ℃（原油凝點為50 ℃），總液量為390 m3/d，含水率為10%，采用PIPESIM 流體模擬軟件建模，計算高溫采出液摻輸和井口電加熱兩種集輸工藝的運行數(shù)據(jù)，通過式(1)、式(2)和式(3)分別計算熱負(fù)荷、耗電量和碳排放量，具體計算結(jié)果見表1。由表1可知，高溫采出液摻輸工藝的單千瓦運行費用、單位綜合造價和碳排放強度，均比井口電加熱工藝的有大幅度降低。在油田無法實現(xiàn)單管常溫輸送時，優(yōu)先選用高溫采出液摻輸工藝。

表1 高溫采出液摻液集輸工藝與井口電加熱工藝對比Table 1 Comparison of high-temperature produced fluids mixing and gathering process and wellhead electric heating process

式中，Q為熱負(fù)荷，kW；G為流體的流量，kg/h；Cp為流體的比熱，kJ/(kg·℃)，其中原油為4.2 kJ/(kg·℃)、水為2.1 kJ/(kg·℃)；t1、t2分別為流體進(jìn)、出口溫度，℃。

式中，W為耗電量，kW·h/a；P為用電功率，kW；t為每天運行時間，h；365代表年運行天數(shù)。

式中，E為碳排放量，kg；m為能源消耗量；C為碳排放因子，其中油田天然氣為2.1622 kg/m3，原油為3.0202 kg/kg，工業(yè)電為0.5703 kg/(kW·h)。

2.1.2 高溫采出液換熱工藝

高溫采出液換熱工藝是用高溫采出液代替加熱爐，通過換熱器給原油直接升溫（圖3(a)），或通過清水換熱器給清水換熱升溫后，再通過清水給原油升溫（圖3(b)）。當(dāng)高溫采出液和油井采出水配伍性較差、容易結(jié)垢時，換熱工藝可以在避免兩種水直接接觸的情況下進(jìn)行熱量利用。

圖3 高溫采出液換熱工藝流程Fig.3 Process flow of heat exchange of high-temperature produced fluids

以某油田站場為例，低溫進(jìn)站含水原油液量為1500 t/d，含水率為22%，進(jìn)站溫度為18 ℃，脫水溫度為40 ℃，換熱器清水通過加熱爐進(jìn)行加熱，清水和高溫采出液換熱前、后的溫度均為90 ℃、65 ℃，換熱器和加熱爐效率均為90%，對高溫采出液換熱工藝和燃?xì)饧訜釥t工藝進(jìn)行對比，結(jié)果見表2。由表1 和表2 可知，高溫采出液摻液集輸工藝和高溫采出液換熱工藝的單千瓦運行費用、單位綜合造價和碳排放強度均大幅低于燃?xì)饧訜釥t工藝的，且工藝簡單、設(shè)備少、投資低、安全隱患少，是一種較為可行的清潔能源利用工藝。

表2 高溫采出液換熱工藝與燃?xì)饧訜釥t工藝對比Table 2 Comparison of heat exchange process of high-temperature produced fluids and gas heating furnace process

2.2 熱泵工藝

熱泵工藝是近幾年油田站場應(yīng)用較為廣泛的節(jié)能和清潔能源利用工藝，主要包括水源熱泵工藝和空氣源熱泵工藝。水源熱泵工藝裝機功率較大，范圍為1000～8000 kW，主要應(yīng)用于有大量采出水，且負(fù)荷需求較大的油田站場；空氣源熱泵工藝裝機功率較小，范圍為60～200 kW，主要應(yīng)用于無采出水依托，且負(fù)荷需求較小的油田站場[12]。

2.2.1 水源熱泵工藝

為了保障原油集輸安全和脫水合格，需要對原油進(jìn)行升溫處理，分離出的采出水溫度較高，一般高于40 ℃，對于油品性質(zhì)較差、凝點較高的原油，分離出的采出水溫度可達(dá)到70 ℃以上，這部分采出水通常直接用于回注，造成了熱能浪費。

水源熱泵工藝的基本原理是通過高品位能源驅(qū)動，完成低品位熱能向高品位熱能轉(zhuǎn)移（圖4），即通過少量電能或伴生氣的消耗，將低溫水中的熱量轉(zhuǎn)移至高溫需求端，為站場提供高溫?zé)崴甗13]。水源熱泵工藝根據(jù)驅(qū)動方式可分為電驅(qū)和燃驅(qū)兩種。在伴生氣比較充足的油田站場可以采用燃驅(qū)水源熱泵工藝，燃驅(qū)水源熱泵機組制熱性能系數(shù)（COP，熱泵的總制熱量與輸入功率之比）較低，一般為1.5～2.0。在伴生氣不充足的油田站場可以采用電驅(qū)水源熱泵工藝，電驅(qū)水源熱泵COP較高，一般為3.5～5.0。對部分油田站場的電驅(qū)水源熱泵工藝進(jìn)行統(tǒng)計（表3），可見水源熱泵工藝裝機規(guī)模越大，單位功率投資越低，能夠產(chǎn)生規(guī)模效益。

表3 水源熱泵工藝項目數(shù)據(jù)Table 3 Project data of water source heat pump process

圖4 水源熱泵工藝基本原理Fig.4 Basic principle of water source heat pump process

某油田聯(lián)合站有處理后采出水3500 m3/d，溫度為40 ℃，站場熱負(fù)荷為2500 kW。分別對電驅(qū)水源熱泵工藝、燃驅(qū)水源熱泵工藝和燃?xì)饧訜釥t工藝3種方案進(jìn)行經(jīng)濟效益對比，具體見表4。由表4 可知，與燃?xì)饧訜釥t工藝相比，水源熱泵工藝投資稍高，但在單千瓦運行費用和碳排放強度方面有大幅降低，是一種較為節(jié)能的清潔能源利用工藝。電驅(qū)水源熱泵工藝相比于燃驅(qū)水源熱泵工藝，在投資、運行費用及碳排放方面均有一定優(yōu)勢，但在一些地處偏遠(yuǎn)、伴生氣量少且無法外銷的站場，采用燃驅(qū)水源熱泵工藝可以有效解決伴生氣排放導(dǎo)致的環(huán)保問題。

表4 水源熱泵工藝與燃?xì)饧訜釥t工藝對比Table 4 Comparison of water source heat pump process and gas heating furnace process

2.2.2 空氣源熱泵工藝

空氣源熱泵工藝是根據(jù)逆卡諾循環(huán)原理建立的一種節(jié)能工藝，主要由壓縮機、膨脹閥、蒸發(fā)器和冷凝器等設(shè)備組成（圖5），采用汽化溫度低的制冷劑作為媒介，在蒸發(fā)條件下從環(huán)境空氣中吸取低位熱能，通過少量高品位能源驅(qū)動壓縮機[14-15]，使氣態(tài)制冷劑在冷凝器中放熱降溫變?yōu)橐后w，通過制冷劑的相變將熱量交換傳遞，實現(xiàn)低位熱能向高位熱能的轉(zhuǎn)移[16]，其COP為1.5～3.5。通過對部分油田站場的空氣源熱泵工藝進(jìn)行統(tǒng)計（表5），發(fā)現(xiàn)空氣源熱泵工藝裝機規(guī)模越大，單位功率投資越低；出水溫度越低，COP越高，單位功率投資越低。以華北油田某產(chǎn)液量50～55 t/d的單井拉油點作為試驗試點，對比了空氣源熱泵加熱和電加熱耗電量的變化（表6），發(fā)現(xiàn)空氣源熱泵的COP與環(huán)境溫度呈正向變化關(guān)系，年平均COP為2.1。

表5 空氣源熱泵工藝項目數(shù)據(jù)table 5 Project data of air source heat pump process

表6 某現(xiàn)場應(yīng)用空氣源熱泵工藝和電加熱工藝數(shù)據(jù)Table 6 Operating data of air source heat pump process and electric heating process at a station

圖5 空氣源熱泵工藝基本原理Fig.5 Basic principle of air source heat pump process

以某油田100 kW熱負(fù)荷需求為例，對比了空氣源熱泵加熱工藝與電加熱工藝（表7），其中空氣源熱泵COP按照年平均值2.1 計算。電加熱工藝相比，空氣源熱泵工藝在運行費用和碳排放強度方面有所降低，具有較好的節(jié)能減排效果。在無伴生氣和高溫采出液等能源可利用的情況下，空氣源熱泵是一種合理的選擇，但空氣源熱泵單機功率較小，在負(fù)荷較大時，需要多臺并聯(lián)使用，投資較高。

表7 空氣源熱泵工藝與電加熱工藝對比Table 7 Comparison of air source heat pump process and electric heating process

2.3 LNG工藝

對于一些距離油田系統(tǒng)較遠(yuǎn)的管道中間站場，無伴生氣和高溫采出液等資源，限于已建電力系統(tǒng)能力，電力補充較為困難，只能利用燃油作為燃料。LNG 是經(jīng)過凈化處理后的天然氣，主要成分是甲烷，是最清潔的化石能源，具有運輸方面、污染小和熱量大的特點，是管道中間站場清潔替代的理想能源[17]。LNG 氣化站主要采用橇裝建設(shè)，主要包括小型LNG 儲罐、LNG 卸車橇、氣化器、加熱器、調(diào)壓計量橇和放空管等（圖6）。低溫槽車將LNG運送到橇裝氣化站，通過LNG 卸車橇將LNG 注入儲罐內(nèi)儲存。正常運行過程中，儲罐內(nèi)的LNG氣化時通過儲罐增壓器增壓至0.60 MPa，自流進(jìn)入LNG 氣化器，由液態(tài)轉(zhuǎn)變?yōu)闅鈶B(tài)，并升溫至低于環(huán)境溫度10 ℃左右，經(jīng)調(diào)壓器調(diào)壓至0.35 MPa，經(jīng)計量后輸至加熱爐[18]。

圖6 LNG氣化站工藝流程Fig.6 Process flow of LNG vaporization station

以某管道站場內(nèi)兩臺1250 kW 加熱爐為例，對燃油加熱、電加熱和燃?xì)猓↙NG）加熱進(jìn)行了對比，結(jié)果見表8。相較于電加熱，燃?xì)饧訜徇\行費用和碳排放強度較低，減排效果明顯，但一次性投資較高，同時受到LNG氣源距離的限制。為了提高原油商品率和減少環(huán)境污染，各油田逐步取消了燃油加熱爐，在無油田伴生氣和高溫采出液等的情況下，LNG和電力是目前唯一可選擇的能源。

表8 不同加熱形式加熱爐對比Table 8 Comparison of different types of heating furnaces

2.4 太陽能利用

新疆和內(nèi)蒙等西部地區(qū)是我國陸上油田的主力產(chǎn)區(qū)，這些地區(qū)太陽能資源豐富，部分地區(qū)的太陽能最佳傾角輻照強度（GTI）可達(dá)2100 kW·h/m2，為油田站場的光熱和光伏發(fā)電利用提供了有利條件[19]。

2.4.1 太陽能光熱

太陽能光熱系統(tǒng)通過太陽能集熱器吸收太陽熱量，將之轉(zhuǎn)化為高溫?zé)崴蛘哒羝?，從而達(dá)到油田站場利用熱量的目的。目前在油田應(yīng)用較多的為槽式太陽能光熱系統(tǒng)，主要由集熱鏡場、橇裝泵房、蒸汽發(fā)生器和凝結(jié)水箱等組成[20]。以太陽能光熱系統(tǒng)為例（圖7），其原理為：太陽能集熱器收集太陽能輻射能量加熱導(dǎo)熱介質(zhì)（一般為導(dǎo)熱油），高溫導(dǎo)熱介質(zhì)經(jīng)介質(zhì)循環(huán)泵進(jìn)入保溫水罐與清水進(jìn)行換熱，清水升溫后輸送到下游用熱設(shè)備，同時設(shè)置有輔熱裝置，在水罐溫度下降時進(jìn)行熱量補充。目前光熱系統(tǒng)常用的雙槽集熱器可以全方位跟蹤太陽運動軌跡，隨時垂直入射，微秒級跟蹤，沒有余弦損失，高溫區(qū)域長，集熱量大。因太陽光強弱不均勻，每組集熱器發(fā)熱功率在25～34 kW[21]。

圖7 太陽能光熱系統(tǒng)流程Fig.7 Process of solar energy thermal system

對比了部分油田站場太陽能光熱系統(tǒng)的裝機功率和投資（表9），可見太陽能光熱系統(tǒng)裝機規(guī)模越大，單位功率投資越低。根據(jù)華北二連油田某單井2022 年9 月某日加熱9 h 實時運行數(shù)據(jù)（取數(shù)周期為40 min），算得平均集熱功率為29.47 kW，具體見表10。根據(jù)吉林油田某單井罐原油2022 年1 月某日加熱8 h實時運行數(shù)據(jù)（取數(shù)周期為40 min），算得平均集熱功率為25.03 kW，具體見表11。

表9 部分站場太陽能光熱系統(tǒng)數(shù)據(jù)Table 9 Data of solar energy thermal system of some stations

表10 二連油田井場太陽能光熱系統(tǒng)運行數(shù)據(jù)Table 10 Operating data of solar energy thermal system of well site in Erlian Oilfield

表11 吉林油田井場太陽能光熱系統(tǒng)運行數(shù)據(jù)Table 11 Operating data of solar energy thermal system of well site in Jilin Oilfield

華北油田巴彥某原油轉(zhuǎn)運站采用熱電廠蒸汽提供熱力，全年熱量總需求為1195.98×104kW·h，為了節(jié)能減排，應(yīng)用了49組單組功率為30 kW的雙槽集熱設(shè)施，總裝機功率為1470 kW。巴彥地區(qū)全年日照輻射為1847 kW·h/m2，轉(zhuǎn)運站全年收集太陽能熱量為453.78×104kW·h，太陽能供能占比37.9%，其中7 月高達(dá)69.1%，1 月為19.1%（圖8）。將裝機1470 kW的太陽能光熱系統(tǒng)與同規(guī)模熱電廠蒸汽供熱進(jìn)行對比，結(jié)果見表12。在提供同等熱量下，太陽能光熱系統(tǒng)投資稍低，運行費用和碳排放強度大幅降低，碳減排效果明顯。

表12 太陽能光熱與熱電廠蒸汽供熱對比Table 12 Comparison of solar energy thermal and steam heating supply from thermal power plant

圖8 某原油轉(zhuǎn)運站用能情況Fig.8 Energy consumption of a crude oil transfer station

2.4.2 光伏發(fā)電

光伏發(fā)電利用光生伏打效應(yīng)，將太陽能轉(zhuǎn)換為電能[22]。太陽能發(fā)電技術(shù)已經(jīng)趨于成熟，并在民用和工業(yè)領(lǐng)域廣泛應(yīng)用，目前油田站場主要采用的是分布式光伏發(fā)電，利用油田的空地和已建房屋屋頂進(jìn)行光伏建設(shè)[23]。光伏發(fā)電的核心設(shè)備是單晶硅組件、組串式逆變器，在有太陽輻射的條件下，光伏發(fā)電系統(tǒng)的光伏板陣列，將轉(zhuǎn)換輸出的直流電經(jīng)過直流匯流箱集中送入直流配電柜，由并網(wǎng)逆變器逆變成交流電供給設(shè)備使用[24]。為了降低投資，油田的光伏發(fā)電一般不建設(shè)儲能設(shè)施，直接接入站場低壓配電室或者直接升壓后接入油田自建專網(wǎng)（圖9），以滿足電力負(fù)荷用電要求。

圖9 集散式光伏逆變系統(tǒng)構(gòu)成Fig.9 Configuration of distributed photovoltaic inverter system

光伏發(fā)電效率與所在區(qū)域的太陽能光照強度有直接關(guān)系，以內(nèi)蒙古阿拉善盟某項目和石家莊辛集市某項目為例，兩個地區(qū)水平面輻射強度分別為1749.4 kW·h/m2和1306.1 kW·h/m2，通過監(jiān)測6 月份兩個項目某天的發(fā)電量，光伏單位千瓦發(fā)電量分別為7.9 kW·h/d和6.2 kW·h/d，根據(jù)裝機功率和發(fā)電量折算的發(fā)電量見圖10。

圖10 不同發(fā)電站6月單日發(fā)電量曲線Fig.10 Daily electricity generation curves of different power plants in june

由圖10可知，光伏發(fā)電量隨著光照輻射強度的增大而增大，中午太陽輻射強度最高，阿拉善盟發(fā)電站單位千瓦最大發(fā)電量為0.95 kW·h/h，辛集市發(fā)電站單位千瓦最大發(fā)電量僅為0.79 kW·h/h?？梢?，在我國光照輻射強度大、光照時間長的西部地區(qū)建設(shè)光伏發(fā)電具有較大的資源優(yōu)勢。

以內(nèi)蒙古某地區(qū)4.8 MW 光伏發(fā)電項目為例，分析了光伏發(fā)電效益情況（表13）。與風(fēng)力發(fā)電相比，光伏發(fā)電單位綜合造價最低，單千瓦運行費用介于大型風(fēng)機和小型風(fēng)機之間，在場地富裕的條件下，優(yōu)先采用風(fēng)力發(fā)電。

表13 內(nèi)蒙古某地區(qū)4.8 MW光伏發(fā)電項目數(shù)據(jù)Table 13 Data of a 4.8 MW photovoltaic power project in a region of Inner Mongolia

2.5 風(fēng)力發(fā)電

風(fēng)力發(fā)電利用風(fēng)能推動風(fēng)車葉片轉(zhuǎn)動產(chǎn)生機械能，再通過發(fā)電機將機械能轉(zhuǎn)化為電能。油田主要采用風(fēng)力發(fā)電和網(wǎng)電結(jié)合的供電方式，以風(fēng)力發(fā)電為主，電網(wǎng)供電為輔。在風(fēng)力發(fā)電足夠維持系統(tǒng)運轉(zhuǎn)時全部采用風(fēng)電，不足時采用電網(wǎng)供電進(jìn)行補充，最大程度地減少電網(wǎng)電力的使用[25]。根據(jù)風(fēng)機的單機容量不同，風(fēng)機可以分為大型風(fēng)機和小型風(fēng)機，大型風(fēng)機在國內(nèi)外應(yīng)用較為廣泛，而小型風(fēng)機在國外應(yīng)用較為廣泛，在國內(nèi)應(yīng)用屬于起步階段，僅在吉林油田和遼寧油田等部分區(qū)域進(jìn)行試用[26]。大型風(fēng)機和小型風(fēng)機對比見表14。

表14 大型風(fēng)機和小型風(fēng)機對比Table 14 Comparison of large and small wind turbines

以內(nèi)蒙古地區(qū)為例，布置了單臺6 MW 大型風(fēng)機和400 kW小型風(fēng)機，數(shù)據(jù)對比見表15。

表15 6 MW大型風(fēng)機和400 kW小型風(fēng)機數(shù)據(jù)對比Table 15 Data comparison of 6 MW large wind turbine and 400 kW small wind turbine

由表15 可知，大型風(fēng)機單機功率大，規(guī)模效益高，在同等風(fēng)力條件下，大型風(fēng)機單位綜合造價和單千瓦運行費用均低于小型風(fēng)機，大型風(fēng)機在國內(nèi)各個領(lǐng)域應(yīng)用較為廣泛。小型風(fēng)機單機功率小，規(guī)模效益較差，在國外主要用于農(nóng)村市政供電等領(lǐng)域，在國內(nèi)應(yīng)用較少，還處于起步階段。

3 綜合評價

不同清潔替代工藝對比見表16，同等功率下，運行費用由高到低順序為LNG工藝、空氣源熱泵工藝、燃驅(qū)水源熱泵工藝、電驅(qū)水源熱泵工藝、高溫采出液換熱工藝、高溫采出液摻液集輸工藝、太陽能光熱、小風(fēng)機發(fā)電、光伏發(fā)電、大風(fēng)機發(fā)電；單位綜合造價由高到低順序為小型風(fēng)機發(fā)電、太陽能光熱、光伏發(fā)電、大型風(fēng)機發(fā)電、空氣源熱泵工藝、高溫采出液換熱工藝、高溫采出液摻液集輸工藝、LNG工藝、燃驅(qū)水源熱泵工藝、電驅(qū)水源熱泵工藝；碳排放強度由大到小順序為空氣源熱泵工藝、LNG工藝、燃驅(qū)水源熱泵工藝、電驅(qū)水源熱泵工藝、高溫采出液換熱工藝、高溫采出液摻液集輸工藝、太陽能光熱、風(fēng)機發(fā)電（光伏發(fā)電）。

表16 不同清潔替代工藝對比Table 16 Comparison of different clean alternative processes

不同清潔替代工藝費用現(xiàn)值由高到低順序為小型風(fēng)機發(fā)電、太陽能光熱、光伏發(fā)電、空氣源熱泵工藝、LNG 工藝、大型風(fēng)機發(fā)電、燃驅(qū)水源熱泵工藝、高溫采出液換熱工藝、電驅(qū)水源熱泵工藝、高溫采出液摻液集輸工藝（圖11）。

圖11 不同清潔替代工藝費用現(xiàn)值Fig.11 Present values of cost of different clean alternative processes

4 結(jié)論

根據(jù)油田用能結(jié)構(gòu)、負(fù)荷類別和工藝特點，對高溫采出液利用、熱泵工藝、LNG工藝、太陽能利用和風(fēng)力發(fā)電等清潔能源利用工藝的應(yīng)用條件、投資、運行費用和碳排放等指標(biāo)進(jìn)行了對比分析，得到如下主要結(jié)論。

（1）以油田高溫采出液、采出水和伴生氣為依托的高溫采出液利用（摻水、換熱）、水源熱泵工藝的費用現(xiàn)值（1.2×104～1.77×104CNY/kW）較低，相較于其他清潔替代工藝，具有較大的經(jīng)濟效益優(yōu)勢。

（2）在油田伴生氣、高溫采出液和高溫油田采出水均不具備的油田，優(yōu)選費用現(xiàn)值較低的LNG工藝和大型風(fēng)機發(fā)電，費用現(xiàn)值分別為2.76×104CNY/kW和2.36×104CNY/kW。

（3）太陽能光熱、光伏發(fā)電和風(fēng)力發(fā)電的碳排放強度小于0.45 t/(kW·a)，遠(yuǎn)低于其他清潔替代工藝，在低碳油田和零碳油田建設(shè)中，應(yīng)適當(dāng)增加太陽能光熱、光伏發(fā)電和風(fēng)力發(fā)電的建設(shè)規(guī)模。

（4）選擇清潔電力替代方案時，在滿足電力消納的基礎(chǔ)上，選擇順序為大型風(fēng)機發(fā)電、光伏發(fā)電、小型風(fēng)機發(fā)電，費用現(xiàn)值分別為2.36×104CNY/kW、3.16×104CNY/kW和4.25×104CNY/kW。

（5）由于單臺大型風(fēng)機裝機功率大，發(fā)電量較高，因此對于電力消納能力不足的小型站場，在進(jìn)行清潔替代時，優(yōu)選光伏發(fā)電。