中國石油油氣田節能技術發展現狀與展望

王懷孝 劉飛軍 余績慶 陳由旺 中國石油天然氣集團公司

摘 要： 回顧了中國石油推進油氣田節能技術發展的工作歷程，總結了在地面工程優化簡化、抽油機系統、放空天然氣回收、原油常溫集輸、稠油熱采和油氣田高效節能設備等方面節能技術取得的進步和發展。提出在當前國家強化節能、油氣田開發難度日益增大的形勢下，發展節能技術是油氣田企業轉變增長方式的重要途徑。結合國內外油氣田節能技術發展動態，對未來油氣田主要生產系統的節能技術需求進行了展望，提出了地上地下整體優化、油田采出水余熱利用、不加熱集油、稠油熱采、新能源與可再生能源利用等技術發展方向。

關鍵詞：油氣田 節能技術 發展 展望


前言

中國石油天然氣集團公司（以下簡稱中國石油）到目前已經發展成為一家集油氣勘探開發、煉油化工、油品銷售、油氣儲運、石油貿易、工程技術服務和石油裝備制造于一體的綜合性能源公司。公司既是能源生產大戶，也是能源消耗大戶，近年來年均綜合能源消耗量約占全國能耗總量的2%-3%。油氣田生產是公司的主營業務板塊之一，能源消耗量約占全公司的一半，節能降耗工作對于中國石油改變經濟增長方式、建設資源節約型企業至關重要。

根據研究，節能的三種途徑包括：結構節能、技術節能和管理節能，其中，我國當前技術節能的貢獻率僅為13.4%。這就意味著，按照當前技術進步的節奏是無法滿足實現“十一五”節能目標的要求，發展節能技術的空間很大，而且必須要加快技術進步的步伐。總結和回顧油氣田節能技術的發展，展望未來技術需求，對于提高油氣田生產能源效率意義重大。

一、中國石油油氣田節能技術發展回顧

（一） 節能技術推進工作回顧

中國石油對油氣田業務節能技術的發展高度重視，通過節能技術攻關研究、節能示范工程建設、節能技術交流、節能專項投資等多層次的推進，不斷提高油氣田節能技術水平，深挖節能潛力。

1、開展節能潛力研究，推進節能示范工程建設

積極開展油氣田能耗現狀調研、節能潛力分析、節能技術發展戰略等方面的研究，促進了節能技術的發展。例如，1999年完成的《石油及石油石化建設工程技術經濟水平調查與研究》課題，對國內外油氣田工程建設和生產運行情況、技術發展趨勢等進行了全面的調查，對國內外技術經濟水平進行了比較，總結分析了存在的差距，提出了發展目標的措施建議。2002年～2004年期間開展的《油氣田節能潛力研究》和《油氣田節能示范工程應用研究》，對大慶、遼河、新疆等10家油氣田開展了油氣田“五大系統”能耗和節能技術調研，組織各油田篩選編制節能示范工程方案，最終確定大慶高含水和新疆稠油熱采兩個節能示范工程并組織實施，極大推進了先進、典型節能技術的發展。

2、組織節能技術交流，推動節能技術傳播應用

自2001年以來，在全公司范圍內以多種形式舉辦多次大型節能節水技術交流會，通過大會交流、出版發行節能節水技術交流文集和技術指南等，促進了先進適用的節能節水技術的推廣應用。公司從2001年～2006年相繼舉辦了4屆油氣田節能技術專題交流會，2004年中國石油勘探與生產分公司分別召開了“優化”和“簡化”現場會，各油氣田企業也都積極開展節能技術交流、培訓，取得了良好效果。真空加熱爐、常溫集輸、抽油機井優化、放空天然氣回收綜合利用等節能技術得到推廣應用。節能技術交流會已經成為經驗交流、技術交流、信息交流的有效平臺。

3、設立節能專項投資，加快重點節能技術發展

堅持“突出重點、效益優先、典型示范、成熟先行”的原則，結合老油田二次開發，優先安排實施技術成熟、效果顯著、具有典型示范作用的重點項目，實施一批以機采、注水、電力系統節電和集輸系統節氣、節油為重點的節能技術改造項目，加大伴生氣回收利用的力度。從2004年起重點組織實施了優化簡化“雙十”工程，連續三年安排了優化簡化“雙十”工程專項項目。“十一五”期間，編制了油氣田節能專項規劃，計劃在油氣田業務投資48億元節能專項項目，目前已經下達24億元投資。這些工作有力推進了節能技術發展，提高了系統運行效率。

4、建立技術推廣目錄，引導成熟節能技術推廣

對于已有成功應用案例，技術成熟、適用性強、效果顯著的節能節水技術，中國石油計劃分批建立推廣目錄，結合設備更新淘汰重點組織推廣應用。2008年，已經列入第一批推廣目錄的節能節水技術共計36項，同時列入的第一批淘汰目錄的低效高耗設備共計17大類32種。

（二） 節能技術發展取得的成果

從上世紀80年代初國家有計劃開展節能工作，到21世紀國家強化節能工作以來，油氣生產節能工作和節能技術在不斷發展和提高。從初期打基礎，堵跑、冒、滴、漏；到開展單元設備、單項工藝的節能技術改造；再到開展系統優化，提高系統的運行效率；進而注重各耗能系統和相互之間節能技術的完善配套，按品位實行能源梯級利用。油氣田節能技術不斷朝著深入細致和提高效益的方向發展，取得了很大的突破。以下是對近年來取得較大突破節能技術的總結。

1、系統優化

對油氣田地面工程系統進行優化是提高油氣田系統效率的重要方面。為了適應老油氣田開發形勢的變化，中國石油管理層從上游業務發展戰略的高度，提出“全力做好新油田優化和老油田簡化兩篇文章”，組織實施了優化簡化“雙十”工程，加大了以“關停并轉減”為主要內容的調整改造和配套節能技術改造，逐步形成了一套行之有效的調整改造模式和技術措施。從2004年～2006年累計實施優化簡化重點工程60項，工程實施后滿足了地面建設“技術先進適用、流程集約簡化、投資經濟合理、安全環保達標”的要求。地面工藝流程更加簡化，單管流程增加了28%；投資和運行費用得到有效控制，節省建設投資23億元，年節省運行費用8.9億元；能耗有所降低，噸油綜合能耗下降了7%。

遼河油田通過大力實施“關、停、并、轉、減”等簡化措施，近幾年已累計關閉聯合站、采油站、注水站、輕烴站76座，停運各類生產設備998臺，裝置2套，合并各類設備151臺、管線31條，計量接轉站轉計量站54座，單井拉油改轉輸444口，變壓器減容412臺，泵減級54臺。轉變生產方式及實施工藝節能技術改造97項，實現降本增效達3億元。

吉林扶余油田整體改造后，3座原油集中處理站調整為1座，接轉站由原來的25座減少到6座，原油外輸口由3個減少為1個，原321座計量站調改為199座閥組間，23條集輸干線優化為12條。通過簡化優化地面集輸流程，加大節能型設備的推廣應用，有效提高了地面系統的運行效率，降低了油氣集輸損耗，實現年節約自用原油1.7萬噸，節電2000萬千瓦時，形成了具有典型示范意義的“扶余油田模式”。

長慶西峰油田2003年投入正式開發，按照建設“新世紀示范油田”的要求，建設初期就確定以降低建設投資，提高開發效益為目標，以創新優化，應用先進適用的工藝技術為指導思想，通過不斷創新、實踐和探索，成功應用了井口功圖計量、油氣密閉集輸、原油三相分離、氣體綜合利用、穩流閥組配水、井站自動化等多項工藝技術，形成了具有長慶低滲透油田特色的“西峰模式”技術，西峰油田地面系統通過不斷優化，油田地面建設水平不斷提高，工藝技術不斷創新，噸油綜合能耗從125千克標煤/噸下降到90.3千克標煤/噸。

2、抽油機及其配套節能技術

機械采油是油田主要的采油方式，機采井占采油井98%以上。經過長期發展，抽油機系統從地面到井下，已經形成了一整套節能技術，如抽油機專用節能電動機、節能型抽油機、窄V型聯組皮帶、調心石墨盤根盒、抽油桿柱扶正器等，并通過優化匹配達到最佳節能效果。

在系統設計方面，華北油田自主開發了抽油機優化設計軟件，將抽油機系統作為一個整體，根據油井的動液面、原油粘度、含水率和油氣比等因素，對沖程、沖次、泵掛深度、管桿柱等進行優化組合，優化確定機采參數，達到提高整個系統效率的目的。目前該軟件已經推廣到每個采油廠。

在抽油機方面，經過各油田多年來對100多種機型的試驗應用，逐步形成了目前具備結構簡單、可靠耐用、能耗低等優點的節能抽油機，如異型游梁式抽油機、異相曲柄復合平衡抽油機、擺桿式游梁抽油機、摩擦換向抽油機、下偏杠鈴抽油機等。

在電機方面，針對抽油機的負荷特點，廣泛應用了高（超高）轉差電機、雙速電機、永磁電機、變頻調速電機等，形成了石油天然氣行業標準《CJT系列抽油機節能拖動裝置》（SY/T5226?2005）。例如，大慶油田“十一五”以來，對6600多口井實施了節能技術改造，其中，包括更換節能抽油機、節能電機和控制箱，實施抽油機和電機節能改造等，措施井平均單井日節電25kWh，抽油機系統效率平均提高3個百分點。

3、放空天然氣回收技術

長期以來，國內油田一直處于滾動開發中，各單井試采時，試采的天然氣由于沒有配套設施只能長期放空，造成了油氣資源的浪費和對周邊環境的污染。為了解決天然氣放空問題，中國石油開展了專項治理工作，目前已經在塔里木油田、新疆油田、吐哈油田、長慶油田、華北油田等重點實施了伴生氣回收工程。逐步形成了按放空形式、回收利用的難度進行分類，針對不同類型的放空天然氣，采用不同方案和技術進行回收利用的模式。

塔里木油田依托“西氣東輸”工程，2004年開始進行實施《塔里木油田放空天然氣綜合利用規劃》，主要回收方案和技術包括：針對無天然氣處理裝置或者裝置能力不足造成的放空天然氣，主要采用建設天然氣處理和增壓裝置、敷設輸氣管線等措施，收集處理放空天然氣并進入西氣東輸管線；結合油田電網負荷現狀和發展規劃，建設燃氣發電站；針對邊遠井及試產井放空天然氣，通過撬裝式CNG裝置收集，同時在各輸氣管道起點建立CNG卸氣站，依托已建的天然氣輸送管網進入西氣東輸管線。到目前為止，先后開展了輪南油田、塔中4油田、牙哈5凝析氣田、塔中串珠油田、柯克亞凝析氣田等放空氣回收工程，目前已經形成年回收放空天然氣4億立方米能力。

4、原油常溫集輸技術

我國東部油田大部分油井主要采用運行能耗較高的雙管摻水和三管伴熱集油流程。近年來，原油常溫集輸技術得到各油田越來越廣泛的重視，各油田都根據開發階段、原油物性、氣候條件等不同條件做了大量研究和現場試驗工作，形成了單管常溫集油、低溫采出液游離水脫除、離心泵輸送低溫含水原油等技術，取得了很好的效果。目前，單管常溫集油技術已經在大慶、吉林、遼河、新疆等十幾個油田得到大規模應用。在國家標準《油氣集輸設計規范》GB50350-2005中，常溫集輸技術已經成為重點推廣應用的技術。

大慶油田自2003年起，先后在采油三廠、六廠的8座聯合站實施采出液不加熱集輸處理工藝技術，41座轉油站、2377口油井實施全年停運加熱爐、摻低溫水不加熱集油，摻水溫度普遍由加熱時的65～70℃降低到30～35℃。從2003年2007年，這兩個采油廠先后有4394口油井實行了不加熱集油和降溫集油，累計節約油田氣3.5億立方米。

5、稠油熱采節能技術

中國石油在稠油主產區遼河、新疆油田開展稠油熱采節能技術應用，有效控制了能耗的增長。
新疆油田開展技術研究和攻關，實施了稠油開采節能示范工程項目，應用了新型高溫輻射涂料、煙氣余熱回收裝置、硬度在線監控儀、鍋爐煙氣過剩空氣量監控、鍋爐對流段翅片管硬垢清洗、蒸汽干度在線監控等六項節能技術。經測試，注汽單耗由86千克標煤/噸降至81千克標煤/噸，綜合節氣率大于5%，節水率大于7.5%。

遼河油田針對稠油采出水處理和資源化利用難題，通過實驗室和現場試驗，成功應用了稠油采出水深度處理技術，并逐步擴大工業化應用規模。自2002年以來，遼河油田利用該技術先后建成了6座稠油采出水深度處理站，目前在建的有2座。總處理規模為4.5萬立方米/天，采出水替代清水，全部回用鍋爐，實現循環利用。目前已累計節約清水1.2億方，同時COD減排6萬噸，BOD減排1.2萬噸。

6、天然氣井下節流技術

在天然氣井開發生產過程中，為防止形成水合物堵塞管道和設備，常規的地面節流工藝為井口加熱節流和井口注醇高壓集輸，都需要消耗大量能源。井下節流技術將井下節流器置于油管內某一位置，充分利用地溫，使節流后氣流溫度高于節流后壓力條件下的水合物形成溫度，從而達到取消地面加熱保溫裝置的一種采氣工藝技術。

西南油氣田在白馬蓬萊鎮淺層氣藏的開發二期工程中,通過采用井下節流工藝等技術，投資費用減少600萬元，水套加熱爐燃料費減少24.84萬元／年，經濟效益十分明顯。具有低滲、低豐度、低壓、低產等特點的蘇里格氣田，采用集成創新、整體優化、模塊化設計的模式，形成了“井下節流，井口不加熱、不注醇，中低壓集氣帶液計量，井間串接，常溫分離，二級增壓，集中處理”的地面集輸工藝，保證了氣田大規模經濟有效的開發。

7、高效節能設備

（1）高效三相分離器。近年來，許多油田對油氣水分離機理進行了廣泛深入的研究，先后開發出了適合本油田特點的三相分離器。高效三相分離器脫水工藝技術的成功應用，改變了油氣處理三段脫水工藝模式，簡化了脫水流程、降低了運行能耗，提高了原油處理站的技術水平。

如HNS型高效三相分離器，采用“旋流預脫氣、活性水洗滌加速脫水、機械破乳強化脫水”等技術，使設備的運行效果達到了國際同類設備的先進水平，單位體積的處理能力是傳統設備的5倍以上。不僅簡化了流程，節省了投資，而且節能降耗，大大降低了運行成本，得到廣泛推廣應用。
大慶、遼河等油田均根據不同的油品性質，開發出了多種類型的高效三相分離設備。

（2）多功能處理裝置。大慶、新疆、遼河、長慶等油田根據本油田的實際，均研制出了多種油氣多功能處理裝置。

大慶油田研制了用于外圍“三低”油田的多功能處理裝置，該裝置簡稱“五合一”，具有氣液分離、沉降、加熱、電脫水、緩沖功能。該裝置在進液含水85%以上，加藥量為10mg/L，脫水溫度為45℃的工況下，其出口油中含水0.3%，污水含油1000mg/L。與同等規模的原油集輸處理站相比，該裝置可節省工程投資38%，減少占地69%，減少建筑面積76%；同時，還可大幅度減少操作管理人員及維護費用，獲得顯著的經濟效益和社會效益。到目前為止，該裝置已經在大慶采油七廠、海拉爾等油田推廣應用，成為外圍新建油田的主要原油集輸處理設備。

新疆油田的多功能處理器，具有油氣分離、原油加熱、一段熱化學脫水、二段電化學脫水及水力清砂等功能。取代了傳統流程中的復雜工藝和各種設備，簡化了工藝，獲得了較好的經濟效益。

（3）高效加熱爐。近幾年，針對油田加熱系統存在的加熱爐熱效率低，過剩空氣系數較高，排煙溫度高，燃燒不完全等問題，各油田都做了大量工作，以改善加熱爐燃燒狀況、提高加熱系統效率。具有代表性的是冀東、大港、大慶等油田應用真空加熱爐、相變加熱爐、熱煤爐、無機傳熱余熱利用裝置等高效節能設備。

冀東油田高一聯合站建于1989年，年原油處理能力100×104t，加熱系統建有三臺4t/h的蒸汽鍋爐，八臺2.32MW的管式加熱爐，經過多年運行，加熱爐效率低下。2002年經過論證分別用兩臺1.25MW、一臺1.0MW高效相變加熱爐，取代已經運行14年的三臺蒸汽鍋爐。2005年又將八臺2.32MW的管式加熱爐更換為兩臺2.0MW的相變加熱爐和四臺2.0MW的真空加熱爐，新安裝投用的相變加熱爐熱和真空加熱爐效率均達到85％以上。

（4）螺桿泵采油技術。螺桿泵采油技術是一種高效的采油技術，在應用初期，在各油田存在油田適用性差，出現斷桿、漏油等現象，近年來通過對其工藝進行全面改進，形成了大中小排量系列螺桿泵、專用系列防斷脫抽油桿、無滲漏低矮型驅動裝置、螺桿泵井工況分析、診斷及監測等核心技術以及配套技術，較好地滿足了水驅、聚驅采出液舉升的需要。例如，截止2006年9月，大慶油田在用螺桿泵井數2249口，并以每年500口井的速度增加。同抽油機井相比，平均泵效提高20個百分點，節能效果顯著。

二、面臨的形勢與任務

（一） 發展節能技術是油氣田企業落實國家要求的關鍵措施

自《國民經濟和社會發展第十一個五年規劃綱要》明確提出要把節約資源作為基本國策和“十一五”末期要實現單位GDP能源消耗降低20％的目標以來，國家采取了一系列強化節能的政策措施，取得了很大成效。

但是，從“十一五”頭兩年的情況看，2006年全國單位GDP能耗僅下降了1.33％，2007年有所好轉，全國單位GDP能耗為1.16噸標準煤/萬元，比2006年降低3.66%，距離“十一五”規劃的預期目標仍有較大差距，節能形勢依然十分嚴峻。

2008年7月1日，國務院召開節能減排工作領導小組會議，聽取2007年節能減排工作進展情況匯報，安排2008年節能減排工作。會議提出了節能減排的十二條重點工作安排，其中，第六條加快節能減排技術開發和推廣，要求在重點行業和領域推廣一批潛力大、應用面廣的重大節能減排技術。
中國石油“十一五”的節能目標是要實現節能量660萬噸標準煤，其中油氣田業務要承擔近二分之一的任務。為了實現國家下達的節能減排目標，中國石油通過節能管理和節能技術雙管齊下，“十一五”前兩年取得了良好的效果。根據統計，油氣田企業在“十一五”前兩年累計實現節能量167萬噸標準煤，用五分之二的時間完成了近二分之一的任務。

中國石油在“十一五”初期啟動的節能“十大工程”發揮了巨大的作用。在油氣田領域，從2006年開始，已經下達24億元節能專項投資項目，實施伴生氣回收利用、能量系統優化、提高設備能效等工程，預計將形成節能能力120萬噸標準煤/年。目前已形成節能能力51萬噸標準煤/年，產生經濟效益4.4億元/年。

在未來的幾年內，油氣田業務將繼續深挖技術節能潛力，通過總結近年來節能項目的實施經驗，評價篩選先進節能技術，加大推廣應用力度，繼續提高技術節能的貢獻率。預計在“十一五”后續期間將繼續投入約24億元節能專項投資，推動“節能十大工程”的深入實施。

（二） 發展節能技術是油氣田企業轉變增長方式的重要途徑

中國石油在認真學習十七大精神的基礎上，提出今后一個時期的奮斗目標是建設成為綜合性國際能源公司。在集團公司2008年工作會議上，蔣潔敏總經理提出，到2015年形成綜合性國際能源公司的總體架構。重點部署之一就是經濟發展方式明顯轉變：技術創新體系基本完善，科技貢獻率、科研成果轉化率、信息化程度大幅提高，節能減排走在中央企業前列。

盡管近幾年油氣田節能技術取得了長足進步，但從總體上看，油氣田節能降耗難度日益增大，單位生產能耗比較高等問題仍然存在，油氣田節能技術發展潛力大。

一是，東部主力油田相繼進入開發中后期，隨著含水率的不斷上升，產液量和注水量持續增加，單井產油量的降低，油水井總數的逐年增加，使成本控制的難度增大，水、電、氣等消耗增加；稠油油田進入高輪次蒸汽吞吐的區塊將逐年增加，吞吐熱采效果逐漸變差，油汽比進一步下降，高耗能的蒸汽驅和SAGD采油區塊增加，單位生產能耗總體上呈上升趨勢；新投入開發的油氣田，多為品位低、豐度低，低產低滲透、稠油等，也帶來能耗的不斷上升。

二是，隨著油氣田開發的延續，油氣田系統日益龐大。已建地面工程系統包括油水井16萬多口，各類站場約11000多座，各類加熱爐和鍋爐2萬多臺，各種管線15萬多公里。預計每年新增井口裝置1萬多套，各類站場1000多座，管線1萬多公里。雖然已經淘汰了一批高耗、低效設備，但是設備老化，腐蝕結垢地面工程系統負荷匹配不夠平衡等問題仍然存在，各生產運行系統優化調整難度逐漸加大。

作為建設綜合性國際能源公司的重要內容之一，節能減排工作是中國石油轉變增長方式的突破口和重要抓手。新開發的油氣田，要對油氣生產的“油藏工程、采油工程和地面工程”全過程全盤考慮，實施油氣整體開發，在有效提高油氣資源的轉化與采出效率的同時，合理匹配系統能量，提高能源利用效率；對于老油田，要大力推進二次開發工程，通過組織實施節能“十大工程”，系統優化，關停淘汰高耗能裝置、井、站，不斷推進節能技術進步，實現綜合能效持續改進。

三、油氣田節能技術展望

（一） 國內外油氣田節能技術發展動態

1、注重應用先進節能技術

在油氣田領域，目前國際大型石油公司都在積極采用一些先進的技術，提高油氣田開采效率，降低能源消耗，控制溫室氣體的排放。采用的先進技術主要有：

（1）井下分離技術。采用機械或自然方法將產出液（氣）在地層或井筒中分離后使烴類流到地面上，水直接回到或泵入地下注水層。與采出水產出再回注相比，具有顯著減少地面產出水量、采出水升舉、處理、排污及有關環保費用，增加油產量等優越性。井下分離技術正在世界范圍內進行先導實驗。

（2）先進過程控制（Advanced Process Control）技術。以基礎自動化單元控制、PID控制和分布式控制系統（DCS）為基礎，實現數據集成、過程操作優化和生產安全監測、事故報警處理等功能。

（3）油田產出水循環利用。油田產出水與地下水源水相比溫度較高，經過處理后循環利用，可以利用一部分熱，減少產生蒸汽所需要的熱量，從而降低了油田開采過程中的燃料消耗量，同時也節約了大量的淡水資源，解決了油田采出水排放造成的環境污染問題。

（4）高效保溫技術。在油氣集輸、稠油熱采工藝中，存在大量用熱過程，高效保溫隔熱技術的廣泛應用，大大提高了油田開采和用能效率。如，美國克恩河油田在稠油開采注汽管線上安裝耐高溫扶正器，采用高效隔熱管并保持并筒干燥，確保井筒損失由一般的18％降低到13％。英國石油勘探公司在Troika油田應用了真空隔熱油管技術，使油井井口油流保持較高的溫度，大大延長了絕熱出油管線中油流的冷卻時間。目前國外廣泛使用超級隔熱油管，采用了類似低溫保溫容器的多層遮熱板并抽真空的方式制造而成，其徑向的視導熱系數可降低到 0.003 W／（m?K）。

（5）油田數字化技術。最近十年出現了“數字油田”這個術語，用來描述跨越地理條件限制，通過信息技術，實時或接近實時地監控和管理油田所有的生產經營運行情況，使地下生產與地面經營計量一體化。最近，美國《石油工藝雜志》網絡版發表署名TedMoon的文章，提出“運用數字技術取得下一個萬億桶石油”。

2、注重能源綜合利用

熱電聯產是油田生產能源綜合利用的有效途徑，實現了能源從高品位到低品位的合理梯級利用，因而高效節能。在熱電聯產系統中，視系統容量和系統配置的不同，其綜合熱電效率可高達70%－90%。與熱電分產相比，為給用戶提供相同多的電能與熱能，熱電聯產最終總熱效率高30％。若采用燃機加余熱鍋爐的熱電聯產系統，可得到更高的總熱效率。

國外油田在用熱規模較大的稠油熱采中廣泛應用了燃氣熱電聯產。例如，美國的克恩河油田的稠油熱采，從最初的井底電加熱，發展到燃油燃氣供熱鍋爐，再到熱電聯產發生蒸汽。

克恩河油田從1987年開始全面采用熱電聯產裝置。兩個熱電聯產站，共有8個蒸汽發生器，日供蒸汽3.9萬噸。同時，產生的電能還將輸送給周圍用電的消費者，給油田帶來一定的經濟收入。通過采用高效隔熱技術和蒸汽干度控制技術，使注入地層的蒸汽干度達到了90％左右，從而提高了稠油的產量，降低了稠油熱采能耗。

3、注重新能源和可再生能源利用

近年來，國外有關太陽能、地熱等新能源和可再生能源在油田的應用報道不斷，如太陽能應用。委內瑞拉一條32km長距離稠油管道采用太陽能熱二極管技術后，輸油溫度從28℃提高到60℃，輸送能力提高17%。在科威特、印度尼西亞、馬來西亞等國家和地區也有多條管道在試驗中。

約旦將太陽能集熱器用于中東某電廠對燃料油的加熱上，并成功地保持燃料油系統恒溫50℃以上的流動性和分散性，由此節約了5％～8％的能耗。

2003年雪弗龍公司在加利福尼亞州建立了500kW的太陽能光電設備，該示范項目是美國安裝的最大的太陽能光電系統，也是世界上最大系列的非晶硅太陽能技術。該系統與電力系統聯合向中途日落油田的油井泵組及石油加工廠提供電力。

（二） 油氣田節能技術需求展望

油氣田生產是油藏工程、采油工程和地面工程密切結合、各專業協調一致的龐大的系統工程。節能技術的發展要與生產工藝緊密結合，通過生產工藝技術的進步推動節能降耗，節能技術的發展促進生產工藝改進。以下是油氣田生產各工藝環節節能技術需求。

1、地上地下整體優化技術

油氣田開發是一個系統工程，涉及油藏描述、井網布置調整、采油工藝選擇和地面油氣集輸處理工藝等環節。要實現油氣田的節能高效開發，系統優化、源頭控制是關鍵。首先要從深化油藏精細描述入手，根據地質研究和油藏分布，綜合優化布井和井型方案，超前謀劃地面工程；其次要總結“老簡新優”的經驗，合理確定穩產年限和建設規模，充分考慮新型高效工藝及設備的配套和地面已建設施的銜接利用，提高地面設施的利用率和負荷率；第三要建立地上地下協調機制，綜合優化。
發展油氣開發地上地下整體優化技術，就是要建立一套系統設計模式，綜合油藏描述、開發部署、采油工藝設計、地面工程設計等領域的先進技術，為老油田二次開發和新油田整體開發提供方法論和技術支持。

2、機采系統配套節能技術

機采系統是油田主要用電系統，占油田生產用電的45%以上。提高機采系統效率，應綜合發展參數優化設計、機桿泵、拖動裝置、配電等環節的節能技術。

（1）抽油機系統效率優化設計軟件。通過對抽油機井示功圖、動液面、生產參數及地面設備工作參數的測試，結合對原油物性參數、井身結構參數（斜、直井）、抽吸參數、桿管柱組合等參數進行敏感性分析，對運行參數（沖程、沖次、泵徑、泵深）及匹配電機功率及其它節能裝置進行優選，達到提高抽油機系統效率的目的。

（2）抽油機。發展能夠適應高含水、含砂、含石膏、含石蠟、含氣等原油抽汲和稠油低滲透油層開采的低矮型、前置式、緊湊型無游梁長沖程和液壓缸式、增大沖程游梁式等抽油機；為適應垂下井、斜井、定向井、叢式井、水平井抽汲的需要，發展斜井、叢式井抽油機、雙井平衡抽油機、緊湊型抽油機等；發展異相型、前置式、大圈式、輪式、玻璃鋼桿、六連桿等新型節能抽油機。

（3）電動潛油泵和螺桿泵。發展適應不同井深、不同排量、運行可靠的高效電潛泵和螺桿泵，以及井下傳動螺桿泵、螺桿泵專用變頻驅動裝置等。

（4）抽油機拖動裝置。發展超高轉差率電機、變頻調速電機、雙功率電機、稀土永磁同步電機等節能拖動裝置。

3、油田采出水余熱利用配套技術

我國大部分油田都已進入開發中后期，油田采出采出水水量越來越大，采出水總量在幾億立方米以上，常規油田采出水溫度為38℃～43℃、稠油油田為60℃～65℃，蘊藏著大量的熱能。油田采出水的余熱回收利用潛力巨大。

大慶、遼河等油田已經開展熱泵回收采出水余熱技術試驗，用于站內生活采暖，但這僅利用了很小一部分油田采出水的能量。若采用熱泵技術將油田采出水的熱量回收應用于原油集輸、處理、儲運等各種工藝，取代原有加熱裝置，將收到明顯的經濟效益和社會效益。

4、油氣集輸節能技術

油氣集輸包括集油、油氣水分離、污水處理、原油外輸等環節，工藝復雜。隨著油田開發的深入，油、氣、水產量和產出液物理化學性質不斷變化，系統規模日益擴大，節能技術發展需求迫切，主要有：

（1）集油技術。深入開展環狀集油和不加熱集油技術界限的研究，推廣不加熱集油、密閉集輸等低能耗工藝技術。

（2）油氣混輸。推廣應用油氣混輸技術，解決邊遠區塊進不了系統、局部區域集輸回壓高的問題，進一步提高油氣集輸密閉率。吸收引進國外混輸泵技術，提高國內混輸泵的可靠性和適應性。

（3）油氣處理。推廣應用新型高效油氣處理技術、污水處理技術、輸油泵變頻調速技術、加熱爐新型高效節能火嘴和自動化控制技術，加強低溫破乳劑的開發和應用，改進原油脫水工藝，降低原油處理運行能耗。

5、稠油熱采配套節能技術

我國稠油產量逐步提高，但是稠油開采能耗遠高于常規原油開采，注汽開采需要消耗大量的燃料，其中大多為天然氣和原油。據統計，2007年中國石油的稠油產量約占總產量的10%，但是稠油生產能耗卻占油氣田生產總能耗的20%以上，提高稠油生產節能技術水平，降低稠油開采能耗的意義顯得尤為重大。

（1）注汽鍋爐節能技術。發展高效燃油替代技術、稠油區塊燃氣（煤）熱電聯產技術、蒸汽過熱技術和鍋爐除垢清灰技術，提高能源綜合利用水平。

（2）蒸汽管線和蒸汽調控技術。優化注汽管網布置，合理確定注汽半徑，減小管道熱損失。對于蒸汽管道及支座保溫，發展高效保溫材料，優化保溫結構。對于蒸汽調節，發展簡單可靠的蒸汽計量、分配和調控裝置，保證每口井的注汽速度、蒸汽干度，從而提高油井的熱采效果。

（3）井筒加熱和高效保溫隔熱技術。對于稠油降粘，發展化學降粘劑替代電加熱、高效空心桿電加熱技術。對于井筒保溫，發展高效隔熱管、真空隔熱油管技術，減少蒸汽和油流在井筒中的熱損失。

6、新能源與可再生能源

我國油氣田大多地處沙漠、高原，具有豐富的太陽能、風能、地熱能等新能源和可再生能源資源，如何合理開發應用成為越來越迫切的問題。

（1）太陽能。西北地區油氣田日照強烈，長輸管道無人職守的中間站上大多以太陽能電池作電源，新疆等油田也已經開展太陽能裝置在油田各領域的應用試驗。光?熱轉換應用研究的成果已廣泛應用于民用太陽能熱水器，需要進一步加強在油田生產加熱工藝環節的應用；光?電轉換應用研究的重點是要提高光電轉化效率及降低成本。

（2）地熱能。地熱能利用已是一種成熟技術。華北、大港等油田具有豐富的地熱資源，也已經開展了地熱能利用的相關工業試驗，取得了較好的效果。需要進一步總結經驗，加強直接利用中高溫地熱水替代加熱爐技術應用，同時發展地熱源熱泵應用技術，合理梯級利用地熱資源。