河南油田E古2井“光热+”技术应用现场。单朝玉 郝光灿 摄影报道

河南油田E古2井“光热+”技术应用现场春意盎然、花香四溢。单朝玉 郝光灿 摄影报道

河南油田运用“光热+”多能互补工艺，解决了油田开发中高凝油举升过程能耗大难题。本文以此为案例，通过深入分析，认为油气田企业发挥地上风光资源、地下地热（余热、储能）资源等优势，构建新型能源体系，可以提升油气保供能力，助力油气田企业实现绿色低碳发展。

□本报记者 常换芳 通讯员 杨宇辉

“我们利用‘太阳能加热+伴生气加热+谷电加热+蓄热’多能互补工艺，开展‘1+3’多井试验，节电率达到75.9%、节费率达到78.9%。下一步，我们将继续扩大应用范围。”河南油田热力工程专家沈和平在谈到一季度多能互补工艺应用效果时，信心十足。

利用多能互补工艺打造保供降碳新生态，目前已成为国内油气田企业的选择。多能互补为油气田企业绿色低碳转型发展注入了绿色动能。

聚焦多能互补、共同发力，建设新型能源体系，构建新型低碳发展格局，既缘于国家政策的支持，又缘于企业自身绿色低碳转型发展的需要。

构建新型能源保障体系是油气田企业转型发展的迫切需要

近期，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）》，提出要依托油区及周边资源，以油气产业为基础，加强新能源新材料新业务开发利用，推动传统油气生产向综合能源开发利用和新材料制造基地转型发展，形成油气上游领域与新能源新产业融合、多能互补的发展新格局，持续推动能源生产供应结构转型升级。

油气田企业加快从生产单一化石能源的传统油气田向生产“油气＋风光电热氢等新能源”的综合性能源公司转型，为企业高质量发展积蓄了绿色动能，资源枯竭型油气田企业焕发出勃勃生机。

油气田企业既是产能大户又是耗能大户，进入开发中后期，普遍存在能耗高、碳排放量大的问题，严重制约效益开发和绿色低碳发展。他们构建新型能源体系，打造低碳发展新生态，结合自身优势，大力推进新能源产业布局和技术储备，抢占优质资源，抓好重大项目实施和新能源市场落实，建立推动新能源产业发展的保障体系，着力打造“碳中和绿色油气田”。实践证明，油气和新能源融合发展的模式符合现实选择，能有效挖掘油气田企业的资源潜力，提高能源供给效能。

我国油气田企业大多位于华北、东北、西北地区，风光资源丰富，矿区内地理空间广阔，有利于布局风光发电项目，井筒、盐穴等可助力建立“大储能”系统。油气田及周边可建立大规模氢能管网系统，支撑新能源大规模开发利用和氢能产业链建设。

通过多能互补、新能源就地开发利用，油气田企业在替代自用油气、实现增供的同时，还可降低自身用电成本以扩大“特殊油气”开发规模，有效提升油气供给能力。同时，油气田企业依靠地上的风光资源、地下的地热（余热、储能）资源，构建以新能源、新电力、新储能等为技术主导的绿色智慧能源体系，有利于挖掘油气田资源潜力和实现“双碳”目标。

多能互补的成功实践增强了逐绿降碳的“底气”

油气田企业在自然资源基础、土地矿权面积、工程作业经验、自产气发电调峰等方面具有显著优势，且有良好的应用场景、稳定的消纳能力，可以作为发展新能源产业的重要落脚点。

“十四五”以来，在“双碳”目标驱动下，油气田企业高度重视可再生能源的开发应用，大力发展太阳能、风能等新能源业务，特别是积极探索光热+、光电+等多能互补新技术新实践，加快建设新型能源体系，探索应用新能源技术，降低传统能源用量，走出了老油田效益开发的新路径，收到了很好的实践效果。

中国石油大港油田结合地面建设情况，积极探索新能源替代路径，在刘官庄5号丛式井场建起首个绿色低碳井场示范区。该油田将光能、热能、空气源等新能源与油气生产融为一体，解决了高耗能、高碳排、高运维问题，每年可节省电能消耗170.17万千瓦时、燃气消耗29.8万立方米、减少碳排放2149吨。

中国石化胜利油田在孤东采油厂一号联合站首次大规模利用光热替代天然气，用来加热洗井用水，减少了大量燃气用量。西北油田引进“线性菲涅尔太阳能集热系统”替代200千瓦单井加热炉，年替代天然气18万立方米、减排二氧化碳400吨。

系统内外各油气田企业的成功实践为河南油田打造多能互补降碳新格局提供了经验借鉴。

河南油田有150口高含蜡油井位于南襄盆地的东部油区。由于原油黏度高、流动性差，需要采用双空心杆热水循环工艺为井筒伴热从而降低原油黏度。这些油井每年用于加热的用电量约950万千瓦时，占机采系统总用电量的20%。

河南油田利用当地丰富的太阳能资源，采用“太阳能加热+伴生气加热+谷电加热+蓄热”多能互补工艺，对油井举升过程进行加热，既满足了原油开发伴热热能需求，又实现了节能降碳和降本减费。

多能互补工艺的优势在于以太阳能和伴生天然气作为主要热源，对循环水进行加热，最大限度地满足伴热开发热量的需要。当太阳能光热、天然气加热热量充足时，使用配套的储能罐蓄热储热，就达到了减少因其他方式加热产生运行成本的目的；当太阳能和天然气加热热能不足时，可以使用谷电补充加热，降低用电加热成本。同时，配套自动化、信息化设备，实现光热、天然气加热、谷电加热自动切换和手机远程监控、操作，减少了人员、车辆等投入。单井试验节电率达到82.1%、节费率达到84.2%；“1+3”井组节电率达到75.9%、节费率达到78.9%。

目前，河南油田正根据试验情况，优化完善整个系统的地面设备数量和投资成本，全力打造高含蜡油井开发伴热多能互补工艺示范区，推进稠油低成本低碳效益开发。沈和平对此感受深刻：“油气田企业要实现可持续低碳化发展，走多能互补之路是最佳选择。”

河南油田的成功实践说明，油井多能互补加热技术能高效地把多种能源应用整合为一体，既符合油井开发节能降碳发展的要求，又提升了效益开发质量。同时，多能互补工艺还可结合油井实际应用场景，因地制宜进行优化调整，可应用于大部分需运用加热工艺的油井，可对单井加热，也可对油井相对集中的井场采取“一拖二”“一拖多”方式加热。

多能互补工艺中的光伏、风能等“多能”还可进一步推动降本减碳。没有伴生气的油井，同样可以使用。因此，高含蜡油井“太阳能加热+伴生气加热+谷电加热+蓄热”多能互补工艺，具有适应性强、灵活机动的特点，可广泛应用于油井加热伴热生产，有效推动油井开发降本减费，助力油气田企业绿色发展。

引进新“成员”，多能互补“热”情无限

“受天气制约，运用多能互补工艺的过程也存在一些短板，只有想办法弥补，才能发挥更大作用。”河南油田新能源办公室负责人张孝友说。

受制于气候和气象条件的限制，油气田企业发展风能、太阳能业务，存在供应间歇性的短板，而开发利用地热的条件则要好很多。

油气田企业有大量废弃油水井，这些井转地热井应用有先天有利条件。一方面，地热资源可以就地取材，井打到一定深度都会有热源；另一方面，现有的油气田废弃井设施和油田工程技术优势，为油气田企业开发利用地热创造了有利条件。

有学者对废弃井改造措施和取热应用进行了大量研究，提出采用增强地热系统和井下换热器取热等方法，并以此为基础，讨论废弃井地热资源的发电及供暖开发路径，理论上进一步拓宽了地热在油气田企业的应用空间。

目前，陕西首个利用废弃油井改造地热井示范工程投运。该项目利用停采多年的一口油井进行地热利用。按照“取热不取水”的技术思路，实现了地热循环利用。按照一个采暖季计算，可替代天然气10.25万立方米，折合标准煤136.34吨，减排二氧化碳357.22吨。

这项成功实践启示，油气田企业可以在多能互补“家族”中引进地热这个新“成员”。

油气田企业获取地热热源的路径有很多。油气田生产过程中有大量水源注入地下用于维持地层压力，又有大量的水随油气一起采出。公开资料显示，胜利油田10个采油厂现有含油采出水处理站52座，实际处理量每小时72万立方米。其中，温度在55摄氏度以上的采出水处理站共19座，排水量为每小时38万立方米；温度在60摄氏度以上的采出水处理站有14座，排水量为每小时26万立方米。随着老油田挖潜力度持续加大，会有越来越多的采出水产生，这些高温采出水都是低成本资源。

江苏油田在朱庄、李堡等拉油站建成“浅层地热能和空气能互补热泵供热装置”，利用浅层地热为原油储罐连续稳定加热，可再生能源替代率达到80%。

目前，油气田企业对地热的利用主要有原油输送加热、居民小区冬季供暖及一定数量的地热农业养殖等，地热发电基本没有涉及。未来，油气田企业地热产业发展的重点方向是热利用的结构调整与升级，实现热电并举。

要在多能互补格局中添加地热这个新“成员”，必须把地热发电作为地热业务升级的重点。根据现有的油气田温室气体核算标准，油气田外购电源的源头排放要纳入自身的排放测算范畴。因此，发展油气田新能源电力，实现一定比例的外购电源替代是油气田企业降低碳排放的重要路径之一。

在此形势下，油气田企业利用地热发电成为现实选择。发展地热发电项目时，应在重视高温地热发电的同时做好中低温地热发电的接续规划。目前，很多深井井底温度在100摄氏度左右，不符合当前的高温发电资源条件。地热低温发电，理论上可以在油气田企业实现突破。

目前，中国石化正组织开展油田地热资源潜力评价及靶区优选，推进地热勘探开发技术创新，加大单井强制对流、连通井井下换热、水平井高效取热等关键技术攻关与示范工程建设；探索地热供能与油气生产及民用场景相结合的发展模式，建立油田地热开发利用和“地热+”综合利用技术方案，助力“油田”“热田”协同开发。