随着油气田大规模开发,采出液中的余热量增多,无法有效利用。中国石化油气田企业采取热泵等技术替代燃油、燃气加热炉,使采出液的余热用于油气田生产、生活系统供热,促进了油气田生产过程降碳增效。
采出液余热利用是落实“双碳”战略的有效举措
近年来,我国构建新发展格局、推动高质量发展,将碳达峰碳中和纳入生态文明建设整体布局和经济社会发展全局,相继出台了不少政策、文件支持地热能发展。今年2月,国家能源局印发《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案(2023~2025年)》,提出加快开发利用地热、风能和太阳能资源。4月,又印发《2023年能源工作指导意见》,提出积极推广地热能、太阳能供热等可再生能源非电利用。这些政策为国内上游企业发展地热能带来了难得的机遇。
加热是油气田集输系统处理的重要环节,确保了原油含水指标的完成和原油的正常输送。以前,加热所用的加热炉、注汽锅炉以原油为燃料,碳排放强度大。随着油气田企业深入推进“双碳”战略,调整加热环节用能结构,燃料油逐步改成了天然气。但是,“油转气”只是实现了用能从高碳转向低碳,并不能满足油气田节能低碳、清洁环保的要求。在不断探索实践中,采出液余热利用技术受到重视。
随着油气田开发进入中后期,从地下抽到地上的原油中含水量逐年增多,形成大量低品位余热资源,如果这些资源回注到地下会造成浪费。如某油田在开发过程中采出液的含水量在90%以上,在80万~90万立方米,温度在32~65摄氏度,如果能从中提取10摄氏度温差的余热,每年可节省35万吨标准煤。
油气田企业采取先进、环保、节能的采出液余热利用技术,实施“余热代气”模式,即用油气集输生产过程中采出液的余热替代天然气,可以加快实现从低碳到零碳的目标。
油气田采出液余热利用项目亮点纷呈
中国石化油气田地质情况复杂、集输工艺多样,水质和用能类型参数不一,可能对采出液余热利用项目的高效推进造成影响。因此,必须高度重视余热利用技术创新研究,特别是加强关键设备热泵及换热器的优选研究。
热泵作为一种可以将低品位热能提升至高品位并加以再利用的设备,可以达到余热利用的目的。一般根据逆循环所消耗的能量形式不同,分为压缩式热泵和吸收式热泵。在具体开展泵型选择时,要统筹考虑电力、天然气及其他稳定低廉驱动能源(高温蒸汽、高温水、高温烟气)的供给情况,考虑余热资源温度与实际用热温度的差异、成本费用、碳资产等因素,选择最适宜的热泵。
随着技术水平的不断提高,中国石化油气田企业采出液余热开发利用进入新阶段,在企业实践中,胜利油田走在前列,逐步进入规模化、产业化轨道。2013年,胜利油田在鲁胜公司集输总站用采出液余热对原油进行加热,替代燃气、燃油等传统加热燃料;在埕东联合站实施 “余热代气”项目,首次采用“二类吸收热泵”技术,提取采出液余热,用于站内原油加热和冬季采暖,原有的5台加热炉全部停运,年替代天然气653万立方米;乐安联合站“采出水余热+光伏发电”项目利用“电动压缩式超高温热泵+板式换热”技术,替代全部锅炉加热炉,被国家能源局认定为“地热能开发利用标准化示范项目”。
此外,中原油田濮城采油厂“余热+光伏”利用项目利用热泵提取采出液的热量替代加热炉加热原油;河南油田下二门联合站采出液余热利用项目首次采用板式换热器+热泵机组+蓄能调峰等技术,最大程度利用采出液低品位余热,为外输原油和掺水加热提供了充足能量;江汉油田积极打造首个“余热+绿电”碳中和示范点……油气田企业采出液余热利用亮点纷呈。
采出液余热开发利用应加强“三注重”
专家表示,开发利用采出液中的余热,要注重降本增效、碳资产经营和协同创新。
注重降本增效。加强采出液余热资源潜力分析,优化筛选,稳健实施;要立足盘活油田现有资源资产,如将地热余热污水回灌与原油开发相结合,充分利用已有配输管网、采出污水处理设施,努力降低污水回灌投入。同时,加强现场应用及测试,在采出液水源热泵基本满负荷运行的情况下,综合考虑伴生气、外购天然气、外购电成本,以及增加的天然气商品量销售收入等因素,从而提高项目经济效益。
注重碳资产经营。碳税、碳关税一旦征收,将直接关乎企业生存发展。因此,油气田要加快推进新能源项目的碳足迹、碳标签研究,运用碳金融实现更多碳收益。采出液余热开发利用要与碳资产管理相结合,要关注CCER(中国核证自愿减排量)交易市场重启进程,紧盯地热方法学研究进展,做好采出液余热项目碳排放量计算、碳排放经济性分析、碳减排措施及效果分析等,待CCER交易市场重启后,积极申报CCER项目。
注重协同创新。立足项目开发需要,统筹自建和合资合作等模式,探索推进新的商业模式在采出液余热项目中的创新利用。针对复杂的油气生产用能场景,单一能源替代以满足安全经济用能需求为主,更多的时候要因地制宜、因时制宜实施多能互补策略,开展“地热+绿电”“地热+储能”、天然气发电等集成应用,为油田热采、原油伴输等提供用热需求,确保能源利用最大化。(记者:马 玲)