华北油田采油三厂加快绿色转型，打造低碳示范采油厂。

文 ‖ 魏 璐 陈雪玲 李伍苓 李小红 韩素改 邱 敏

　　新阶段、新理念、新格局之下，老油田大破大立之举势在必行。

　　中国石油华北油田采油三厂将“低碳示范采油厂建设”列为厂“十大工程”之一，一方面精准推进油田开发，不断夯实资源基础，答好老区稳产必答题;另一方面加快绿色转型，打造先发优势，竞逐光热新赛道。

　　“节”尽所“能”

　　3月14日，采油三厂肃宁作业区王四联合站员工王勇在注水泵房里进行检查保养。该泵房7台高耗能注水泵电机通过永磁再制造，成功实现注水泵大扭矩低转速、可调速、高效低耗运转，平均节电17.54%。

　　近年来，像电机永磁再制造这样的节电措施，在采油三厂的生产现场比比皆是。

　　油气生产企业的自身运转离不开能源支撑。能耗要想降下来，必须在日常管理、技术节能等领域不断加码。

　　在绿色发展主旋律下，采油三厂锚定华北油田“深度节能1亿元”工程，立足系统烦冗庞大、资源劣质化加剧、老油田含水率逐渐上升等现状，不遗余力开展节能潜力分析，在用电量与产量之间寻找最佳平衡。

　　在日常运行中，深化用能管理，充分发挥数字化油田优势，利用数字化监控平台优化日常参数，开展低产低效油井间开运行、油井地面参数调整、井筒电加热制度优化等针对性工作12项。

　　按照“一增、两替代”总思路，通过安装收气阀、储罐密闭装置、密闭卸油装置等实现工艺密闭化，增加伴生气产量;利用采出水余热、空气能等清洁能源替代加热炉供热，持续降低燃气消耗量。综合应用高耗能电机永磁再制造、电潜螺杆泵举升、塔式抽油机举升、电热丝温压双控等技术降低耗能。创新将太阳能、光热、碳纤维加热等与现有油气生产工艺高度融合，在降低生产能耗的同时，加快油田发展方式绿色低碳转型。

　　以西31拉油点为例，应用无动力太阳能和超高温热泵梯级升温加热技术替代电加热棒加热，月节电20.4%，而且系统集成温压、流量等监测及远传一体化控制功能，实现了无人值守。

　　为激励各基层单位形成挖潜增效的合力，采油三厂加大政策配套支持，将电费+外购燃气费捆绑一体考核，设置了吨油能耗同期对比指标、月度计划考核指标两个激励红包。

　　追“光”逐“热”

　　3月20日上午8时，采油三厂物资装备中心油管检测站内，利用留路油田余热水清洗旧油管的热煮池内热浪翻滚。一根根旧油管顺着辊轮滑入池中，经过高温褪去脏污后，露出原本的模样。

　　与传统高压冷清洗方式相比，这种模式年清洗油管能力达10万根，年节电48.25万千瓦时，可减少二氧化碳排放427吨。

　　生产建设如火如荼，用电量居高不下。既要保证生产又要节能减碳，必然要寻找新能源替代。

　　近年来，采油三厂立足留路油田零化石能源示范区建设、大王庄油田清洁能源替代等项目，全力建设多能互补、绿色智慧用能新架构。

　　一方面充分发挥区域内余热资源、土地资源、油田电网的优势，大力推进分布式光伏、余热、光热等项目建设，提高清洁替代率。另一方面坚持外部借力、政企协调，先后与河间、献县等地方政府展开10余次对接，全程跟踪审批流程，备案光伏发电指标36兆瓦。

　　以留路油田为例，利用该区域丰富的余热资源，通过近5年的攻关和应用，形成了包含污油净化、油管清洗、生产伴热及余热发电的余热综合利用体系。与此同时，利用闲置场地开展光伏发电建设，总容量共计5.27兆瓦，预计年均发电量约646万千瓦时。在余热与光伏的双向加持之下，该区域实现燃油、燃气和灰电全部替代，建成了中国石油首个零化石能源消耗示范区。

　　采油三厂以高效利用土地资源为原则，充分利用建筑物屋顶、墙面或者停车棚等空间，同步在楚一站、河间站、余热站等11个站点开展生产区域光伏发电，累计新建清洁电力装机7.4兆瓦。这些绿电全部被油田生产和办公消纳，建成后预计年发绿电850万千瓦时，相当于1000台抽油机一个月的用电量。

　　充分吸取余热、光伏发电经验，采油三厂扎实推进大王庄油田清洁能源替代工程，在大王庄油田开展集输管道优化简化，利用余热供热和发电，完全替代站场15台加热炉，实现站场无烟化，年节约燃气700万立方米，减排二氧化碳0.8万吨。同时，全力推进能源管控平台建设，提升智慧化分析级能源管控水平，为实现生产用能低碳化提供技术支持。

　　“碳”索创新

　　二氧化碳排放到空气中造成温室效应，而注入地下可起到良好的驱油作用。

　　“这口井是已经生产32年的老井。为提高原油采收率，自2022年11月开始注气，目前注入量达3.5万吨，增油效果初步显现。”在马76注气井现场，八里西潜山CCUS项目组技术人员介绍说。

　　“双碳”背景下，CCUS技术发展和应用方兴未艾。华北油田潜山油藏地质储量基数大，具备较好的注气潜力。采油三厂将八里西潜山CCUS项目作为发挥老油田稳产“压舱石”作用的重要举措，稳步推进。

　　采油三厂成立专班挂图推进，全力探索集二氧化碳注气、驱油、采出液处理、伴生气循环回注、长期埋存、风险控制及埋存监测于一体的成熟技术。

　　项目方案设计新建先导试验站1座、管道20余公里，部署注气井3口、采油井20口。截至目前，已完成新钻井11口，投产6口，集油、注气、输油干线管道建设全部完成，先导试验站注气系统建成试运成功，剩余伴生气处理系统、二氧化碳卸车储存系统正在稳步推进中。

　　项目建成后，将成为京津冀地区首个CCUS项目基地，可实现二氧化碳累积埋存845万吨，累积产油315.6万吨。目前已累计注入二氧化碳5.2万吨，相当于2.5万辆经济型轿车停驶一年。区块累增油1.5万吨，实现了企业增油、社会减排的双重作用。

　　沿着“提高采收率与碳埋存同步发展”的思路，采油三厂不断强化碳资产开发意识，积极推进项目碳资产转化，利用国际国内碳交易市场，实现碳资产开发创效。通过紧密跟踪筛选具有开发价值的碳资产项目，将《第三采油厂井场及作业区9MW分布式光伏发电项目》列入碳资产开发项目，将在碳交易市场进行预注册，预计碳资产收益达300万元，实现了碳交易零的突破。

　　责任编辑：陆晓如