中国石油油气田节能技术发展现状与展望

王怀孝 刘飞军 余绩庆 陈由旺 中国石油天然气集团公司

摘 要： 回顾了中国石油推进油气田节能技术发展的工作历程，总结了在地面工程优化简化、抽油机系统、放空天然气回收、原油常温集输、稠油热采和油气田高效节能设备等方面节能技术取得的进步和发展。提出在当前国家强化节能、油气田开发难度日益增大的形势下，发展节能技术是油气田企业转变增长方式的重要途径。结合国内外油气田节能技术发展动态，对未来油气田主要生产系统的节能技术需求进行了展望，提出了地上地下整体优化、油田采出水余热利用、不加热集油、稠油热采、新能源与可再生能源利用等技术发展方向。

关键词：油气田 节能技术 发展 展望


前言

中国石油天然气集团公司（以下简称中国石油）到目前已经发展成为一家集油气勘探开发、炼油化工、油品销售、油气储运、石油贸易、工程技术服务和石油装备制造于一体的综合性能源公司。公司既是能源生产大户，也是能源消耗大户，近年来年均综合能源消耗量约占全国能耗总量的2%-3%。油气田生产是公司的主营业务板块之一，能源消耗量约占全公司的一半，节能降耗工作对于中国石油改变经济增长方式、建设资源节约型企业至关重要。

根据研究，节能的三种途径包括：结构节能、技术节能和管理节能，其中，我国当前技术节能的贡献率仅为13.4%。这就意味着，按照当前技术进步的节奏是无法满足实现“十一五”节能目标的要求，发展节能技术的空间很大，而且必须要加快技术进步的步伐。总结和回顾油气田节能技术的发展，展望未来技术需求，对于提高油气田生产能源效率意义重大。

一、中国石油油气田节能技术发展回顾

（一） 节能技术推进工作回顾

中国石油对油气田业务节能技术的发展高度重视，通过节能技术攻关研究、节能示范工程建设、节能技术交流、节能专项投资等多层次的推进，不断提高油气田节能技术水平，深挖节能潜力。

1、开展节能潜力研究，推进节能示范工程建设

积极开展油气田能耗现状调研、节能潜力分析、节能技术发展战略等方面的研究，促进了节能技术的发展。例如，1999年完成的《石油及石油石化建设工程技术经济水平调查与研究》课题，对国内外油气田工程建设和生产运行情况、技术发展趋势等进行了全面的调查，对国内外技术经济水平进行了比较，总结分析了存在的差距，提出了发展目标的措施建议。2002年～2004年期间开展的《油气田节能潜力研究》和《油气田节能示范工程应用研究》，对大庆、辽河、新疆等10家油气田开展了油气田“五大系统”能耗和节能技术调研，组织各油田筛选编制节能示范工程方案，最终确定大庆高含水和新疆稠油热采两个节能示范工程并组织实施，极大推进了先进、典型节能技术的发展。

2、组织节能技术交流，推动节能技术传播应用

自2001年以来，在全公司范围内以多种形式举办多次大型节能节水技术交流会，通过大会交流、出版发行节能节水技术交流文集和技术指南等，促进了先进适用的节能节水技术的推广应用。公司从2001年～2006年相继举办了4届油气田节能技术专题交流会，2004年中国石油勘探与生产分公司分别召开了“优化”和“简化”现场会，各油气田企业也都积极开展节能技术交流、培训，取得了良好效果。真空加热炉、常温集输、抽油机井优化、放空天然气回收综合利用等节能技术得到推广应用。节能技术交流会已经成为经验交流、技术交流、信息交流的有效平台。

3、设立节能专项投资，加快重点节能技术发展

坚持“突出重点、效益优先、典型示范、成熟先行”的原则，结合老油田二次开发，优先安排实施技术成熟、效果显著、具有典型示范作用的重点项目，实施一批以机采、注水、电力系统节电和集输系统节气、节油为重点的节能技术改造项目，加大伴生气回收利用的力度。从2004年起重点组织实施了优化简化“双十”工程，连续三年安排了优化简化“双十”工程专项项目。“十一五”期间，编制了油气田节能专项规划，计划在油气田业务投资48亿元节能专项项目，目前已经下达24亿元投资。这些工作有力推进了节能技术发展，提高了系统运行效率。

4、建立技术推广目录，引导成熟节能技术推广

对于已有成功应用案例，技术成熟、适用性强、效果显著的节能节水技术，中国石油计划分批建立推广目录，结合设备更新淘汰重点组织推广应用。2008年，已经列入第一批推广目录的节能节水技术共计36项，同时列入的第一批淘汰目录的低效高耗设备共计17大类32种。

（二） 节能技术发展取得的成果

从上世纪80年代初国家有计划开展节能工作，到21世纪国家强化节能工作以来，油气生产节能工作和节能技术在不断发展和提高。从初期打基础，堵跑、冒、滴、漏；到开展单元设备、单项工艺的节能技术改造；再到开展系统优化，提高系统的运行效率；进而注重各耗能系统和相互之间节能技术的完善配套，按品位实行能源梯级利用。油气田节能技术不断朝着深入细致和提高效益的方向发展，取得了很大的突破。以下是对近年来取得较大突破节能技术的总结。

1、系统优化

对油气田地面工程系统进行优化是提高油气田系统效率的重要方面。为了适应老油气田开发形势的变化，中国石油管理层从上游业务发展战略的高度，提出“全力做好新油田优化和老油田简化两篇文章”，组织实施了优化简化“双十”工程，加大了以“关停并转减”为主要内容的调整改造和配套节能技术改造，逐步形成了一套行之有效的调整改造模式和技术措施。从2004年～2006年累计实施优化简化重点工程60项，工程实施后满足了地面建设“技术先进适用、流程集约简化、投资经济合理、安全环保达标”的要求。地面工艺流程更加简化，单管流程增加了28%；投资和运行费用得到有效控制，节省建设投资23亿元，年节省运行费用8.9亿元；能耗有所降低，吨油综合能耗下降了7%。

辽河油田通过大力实施“关、停、并、转、减”等简化措施，近几年已累计关闭联合站、采油站、注水站、轻烃站76座，停运各类生产设备998台，装置2套，合并各类设备151台、管线31条，计量接转站转计量站54座，单井拉油改转输444口，变压器减容412台，泵减级54台。转变生产方式及实施工艺节能技术改造97项，实现降本增效达3亿元。

吉林扶余油田整体改造后，3座原油集中处理站调整为1座，接转站由原来的25座减少到6座，原油外输口由3个减少为1个，原321座计量站调改为199座阀组间，23条集输干线优化为12条。通过简化优化地面集输流程，加大节能型设备的推广应用，有效提高了地面系统的运行效率，降低了油气集输损耗，实现年节约自用原油1.7万吨，节电2000万千瓦时，形成了具有典型示范意义的“扶余油田模式”。

长庆西峰油田2003年投入正式开发，按照建设“新世纪示范油田”的要求，建设初期就确定以降低建设投资，提高开发效益为目标，以创新优化，应用先进适用的工艺技术为指导思想，通过不断创新、实践和探索，成功应用了井口功图计量、油气密闭集输、原油三相分离、气体综合利用、稳流阀组配水、井站自动化等多项工艺技术，形成了具有长庆低渗透油田特色的“西峰模式”技术，西峰油田地面系统通过不断优化，油田地面建设水平不断提高，工艺技术不断创新，吨油综合能耗从125千克标煤/吨下降到90.3千克标煤/吨。

2、抽油机及其配套节能技术

机械采油是油田主要的采油方式，机采井占采油井98%以上。经过长期发展，抽油机系统从地面到井下，已经形成了一整套节能技术，如抽油机专用节能电动机、节能型抽油机、窄V型联组皮带、调心石墨盘根盒、抽油杆柱扶正器等，并通过优化匹配达到最佳节能效果。

在系统设计方面，华北油田自主开发了抽油机优化设计软件，将抽油机系统作为一个整体，根据油井的动液面、原油粘度、含水率和油气比等因素，对冲程、冲次、泵挂深度、管杆柱等进行优化组合，优化确定机采参数，达到提高整个系统效率的目的。目前该软件已经推广到每个采油厂。

在抽油机方面，经过各油田多年来对100多种机型的试验应用，逐步形成了目前具备结构简单、可靠耐用、能耗低等优点的节能抽油机，如异型游梁式抽油机、异相曲柄复合平衡抽油机、摆杆式游梁抽油机、摩擦换向抽油机、下偏杠铃抽油机等。

在电机方面，针对抽油机的负荷特点，广泛应用了高（超高）转差电机、双速电机、永磁电机、变频调速电机等，形成了石油天然气行业标准《CJT系列抽油机节能拖动装置》（SY/T5226?2005）。例如，大庆油田“十一五”以来，对6600多口井实施了节能技术改造，其中，包括更换节能抽油机、节能电机和控制箱，实施抽油机和电机节能改造等，措施井平均单井日节电25kWh，抽油机系统效率平均提高3个百分点。

3、放空天然气回收技术

长期以来，国内油田一直处于滚动开发中，各单井试采时，试采的天然气由于没有配套设施只能长期放空，造成了油气资源的浪费和对周边环境的污染。为了解决天然气放空问题，中国石油开展了专项治理工作，目前已经在塔里木油田、新疆油田、吐哈油田、长庆油田、华北油田等重点实施了伴生气回收工程。逐步形成了按放空形式、回收利用的难度进行分类，针对不同类型的放空天然气，采用不同方案和技术进行回收利用的模式。

塔里木油田依托“西气东输”工程，2004年开始进行实施《塔里木油田放空天然气综合利用规划》，主要回收方案和技术包括：针对无天然气处理装置或者装置能力不足造成的放空天然气，主要采用建设天然气处理和增压装置、敷设输气管线等措施，收集处理放空天然气并进入西气东输管线；结合油田电网负荷现状和发展规划，建设燃气发电站；针对边远井及试产井放空天然气，通过撬装式CNG装置收集，同时在各输气管道起点建立CNG卸气站，依托已建的天然气输送管网进入西气东输管线。到目前为止，先后开展了轮南油田、塔中4油田、牙哈5凝析气田、塔中串珠油田、柯克亚凝析气田等放空气回收工程，目前已经形成年回收放空天然气4亿立方米能力。

4、原油常温集输技术

我国东部油田大部分油井主要采用运行能耗较高的双管掺水和三管伴热集油流程。近年来，原油常温集输技术得到各油田越来越广泛的重视，各油田都根据开发阶段、原油物性、气候条件等不同条件做了大量研究和现场试验工作，形成了单管常温集油、低温采出液游离水脱除、离心泵输送低温含水原油等技术，取得了很好的效果。目前，单管常温集油技术已经在大庆、吉林、辽河、新疆等十几个油田得到大规模应用。在国家标准《油气集输设计规范》GB50350-2005中，常温集输技术已经成为重点推广应用的技术。

大庆油田自2003年起，先后在采油三厂、六厂的8座联合站实施采出液不加热集输处理工艺技术，41座转油站、2377口油井实施全年停运加热炉、掺低温水不加热集油，掺水温度普遍由加热时的65～70℃降低到30～35℃。从2003年2007年，这两个采油厂先后有4394口油井实行了不加热集油和降温集油，累计节约油田气3.5亿立方米。

5、稠油热采节能技术

中国石油在稠油主产区辽河、新疆油田开展稠油热采节能技术应用，有效控制了能耗的增长。
新疆油田开展技术研究和攻关，实施了稠油开采节能示范工程项目，应用了新型高温辐射涂料、烟气余热回收装置、硬度在线监控仪、锅炉烟气过剩空气量监控、锅炉对流段翅片管硬垢清洗、蒸汽干度在线监控等六项节能技术。经测试，注汽单耗由86千克标煤/吨降至81千克标煤/吨，综合节气率大于5%，节水率大于7.5%。

辽河油田针对稠油采出水处理和资源化利用难题，通过实验室和现场试验，成功应用了稠油采出水深度处理技术，并逐步扩大工业化应用规模。自2002年以来，辽河油田利用该技术先后建成了6座稠油采出水深度处理站，目前在建的有2座。总处理规模为4.5万立方米/天，采出水替代清水，全部回用锅炉，实现循环利用。目前已累计节约清水1.2亿方，同时COD减排6万吨，BOD减排1.2万吨。

6、天然气井下节流技术

在天然气井开发生产过程中，为防止形成水合物堵塞管道和设备，常规的地面节流工艺为井口加热节流和井口注醇高压集输，都需要消耗大量能源。井下节流技术将井下节流器置于油管内某一位置，充分利用地温，使节流后气流温度高于节流后压力条件下的水合物形成温度，从而达到取消地面加热保温装置的一种采气工艺技术。

西南油气田在白马蓬莱镇浅层气藏的开发二期工程中,通过采用井下节流工艺等技术，投资费用减少600万元，水套加热炉燃料费减少24.84万元／年，经济效益十分明显。具有低渗、低丰度、低压、低产等特点的苏里格气田，采用集成创新、整体优化、模块化设计的模式，形成了“井下节流，井口不加热、不注醇，中低压集气带液计量，井间串接，常温分离，二级增压，集中处理”的地面集输工艺，保证了气田大规模经济有效的开发。

7、高效节能设备

（1）高效三相分离器。近年来，许多油田对油气水分离机理进行了广泛深入的研究，先后开发出了适合本油田特点的三相分离器。高效三相分离器脱水工艺技术的成功应用，改变了油气处理三段脱水工艺模式，简化了脱水流程、降低了运行能耗，提高了原油处理站的技术水平。

如HNS型高效三相分离器，采用“旋流预脱气、活性水洗涤加速脱水、机械破乳强化脱水”等技术，使设备的运行效果达到了国际同类设备的先进水平，单位体积的处理能力是传统设备的5倍以上。不仅简化了流程，节省了投资，而且节能降耗，大大降低了运行成本，得到广泛推广应用。
大庆、辽河等油田均根据不同的油品性质，开发出了多种类型的高效三相分离设备。

（2）多功能处理装置。大庆、新疆、辽河、长庆等油田根据本油田的实际，均研制出了多种油气多功能处理装置。

大庆油田研制了用于外围“三低”油田的多功能处理装置，该装置简称“五合一”，具有气液分离、沉降、加热、电脱水、缓冲功能。该装置在进液含水85%以上，加药量为10mg/L，脱水温度为45℃的工况下，其出口油中含水0.3%，污水含油1000mg/L。与同等规模的原油集输处理站相比，该装置可节省工程投资38%，减少占地69%，减少建筑面积76%；同时，还可大幅度减少操作管理人员及维护费用，获得显著的经济效益和社会效益。到目前为止，该装置已经在大庆采油七厂、海拉尔等油田推广应用，成为外围新建油田的主要原油集输处理设备。

新疆油田的多功能处理器，具有油气分离、原油加热、一段热化学脱水、二段电化学脱水及水力清砂等功能。取代了传统流程中的复杂工艺和各种设备，简化了工艺，获得了较好的经济效益。

（3）高效加热炉。近几年，针对油田加热系统存在的加热炉热效率低，过剩空气系数较高，排烟温度高，燃烧不完全等问题，各油田都做了大量工作，以改善加热炉燃烧状况、提高加热系统效率。具有代表性的是冀东、大港、大庆等油田应用真空加热炉、相变加热炉、热煤炉、无机传热余热利用装置等高效节能设备。

冀东油田高一联合站建于1989年，年原油处理能力100×104t，加热系统建有三台4t/h的蒸汽锅炉，八台2.32MW的管式加热炉，经过多年运行，加热炉效率低下。2002年经过论证分别用两台1.25MW、一台1.0MW高效相变加热炉，取代已经运行14年的三台蒸汽锅炉。2005年又将八台2.32MW的管式加热炉更换为两台2.0MW的相变加热炉和四台2.0MW的真空加热炉，新安装投用的相变加热炉热和真空加热炉效率均达到85％以上。

（4）螺杆泵采油技术。螺杆泵采油技术是一种高效的采油技术，在应用初期，在各油田存在油田适用性差，出现断杆、漏油等现象，近年来通过对其工艺进行全面改进，形成了大中小排量系列螺杆泵、专用系列防断脱抽油杆、无渗漏低矮型驱动装置、螺杆泵井工况分析、诊断及监测等核心技术以及配套技术，较好地满足了水驱、聚驱采出液举升的需要。例如，截止2006年9月，大庆油田在用螺杆泵井数2249口，并以每年500口井的速度增加。同抽油机井相比，平均泵效提高20个百分点，节能效果显著。

二、面临的形势与任务

（一） 发展节能技术是油气田企业落实国家要求的关键措施

自《国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》明确提出要把节约资源作为基本国策和“十一五”末期要实现单位GDP能源消耗降低20％的目标以来，国家采取了一系列强化节能的政策措施，取得了很大成效。

但是，从“十一五”头两年的情况看，2006年全国单位GDP能耗仅下降了1.33％，2007年有所好转，全国单位GDP能耗为1.16吨标准煤/万元，比2006年降低3.66%，距离“十一五”规划的预期目标仍有较大差距，节能形势依然十分严峻。

2008年7月1日，国务院召开节能减排工作领导小组会议，听取2007年节能减排工作进展情况汇报，安排2008年节能减排工作。会议提出了节能减排的十二条重点工作安排，其中，第六条加快节能减排技术开发和推广，要求在重点行业和领域推广一批潜力大、应用面广的重大节能减排技术。
中国石油“十一五”的节能目标是要实现节能量660万吨标准煤，其中油气田业务要承担近二分之一的任务。为了实现国家下达的节能减排目标，中国石油通过节能管理和节能技术双管齐下，“十一五”前两年取得了良好的效果。根据统计，油气田企业在“十一五”前两年累计实现节能量167万吨标准煤，用五分之二的时间完成了近二分之一的任务。

中国石油在“十一五”初期启动的节能“十大工程”发挥了巨大的作用。在油气田领域，从2006年开始，已经下达24亿元节能专项投资项目，实施伴生气回收利用、能量系统优化、提高设备能效等工程，预计将形成节能能力120万吨标准煤/年。目前已形成节能能力51万吨标准煤/年，产生经济效益4.4亿元/年。

在未来的几年内，油气田业务将继续深挖技术节能潜力，通过总结近年来节能项目的实施经验，评价筛选先进节能技术，加大推广应用力度，继续提高技术节能的贡献率。预计在“十一五”后续期间将继续投入约24亿元节能专项投资，推动“节能十大工程”的深入实施。

（二） 发展节能技术是油气田企业转变增长方式的重要途径

中国石油在认真学习十七大精神的基础上，提出今后一个时期的奋斗目标是建设成为综合性国际能源公司。在集团公司2008年工作会议上，蒋洁敏总经理提出，到2015年形成综合性国际能源公司的总体架构。重点部署之一就是经济发展方式明显转变：技术创新体系基本完善，科技贡献率、科研成果转化率、信息化程度大幅提高，节能减排走在中央企业前列。

尽管近几年油气田节能技术取得了长足进步，但从总体上看，油气田节能降耗难度日益增大，单位生产能耗比较高等问题仍然存在，油气田节能技术发展潜力大。

一是，东部主力油田相继进入开发中后期，随着含水率的不断上升，产液量和注水量持续增加，单井产油量的降低，油水井总数的逐年增加，使成本控制的难度增大，水、电、气等消耗增加；稠油油田进入高轮次蒸汽吞吐的区块将逐年增加，吞吐热采效果逐渐变差，油汽比进一步下降，高耗能的蒸汽驱和SAGD采油区块增加，单位生产能耗总体上呈上升趋势；新投入开发的油气田，多为品位低、丰度低，低产低渗透、稠油等，也带来能耗的不断上升。

二是，随着油气田开发的延续，油气田系统日益庞大。已建地面工程系统包括油水井16万多口，各类站场约11000多座，各类加热炉和锅炉2万多台，各种管线15万多公里。预计每年新增井口装置1万多套，各类站场1000多座，管线1万多公里。虽然已经淘汰了一批高耗、低效设备，但是设备老化，腐蚀结垢地面工程系统负荷匹配不够平衡等问题仍然存在，各生产运行系统优化调整难度逐渐加大。

作为建设综合性国际能源公司的重要内容之一，节能减排工作是中国石油转变增长方式的突破口和重要抓手。新开发的油气田，要对油气生产的“油藏工程、采油工程和地面工程”全过程全盘考虑，实施油气整体开发，在有效提高油气资源的转化与采出效率的同时，合理匹配系统能量，提高能源利用效率；对于老油田，要大力推进二次开发工程，通过组织实施节能“十大工程”，系统优化，关停淘汰高耗能装置、井、站，不断推进节能技术进步，实现综合能效持续改进。

三、油气田节能技术展望

（一） 国内外油气田节能技术发展动态

1、注重应用先进节能技术

在油气田领域，目前国际大型石油公司都在积极采用一些先进的技术，提高油气田开采效率，降低能源消耗，控制温室气体的排放。采用的先进技术主要有：

（1）井下分离技术。采用机械或自然方法将产出液（气）在地层或井筒中分离后使烃类流到地面上，水直接回到或泵入地下注水层。与采出水产出再回注相比，具有显著减少地面产出水量、采出水升举、处理、排污及有关环保费用，增加油产量等优越性。井下分离技术正在世界范围内进行先导实验。

（2）先进过程控制（Advanced Process Control）技术。以基础自动化单元控制、PID控制和分布式控制系统（DCS）为基础，实现数据集成、过程操作优化和生产安全监测、事故报警处理等功能。

（3）油田产出水循环利用。油田产出水与地下水源水相比温度较高，经过处理后循环利用，可以利用一部分热，减少产生蒸汽所需要的热量，从而降低了油田开采过程中的燃料消耗量，同时也节约了大量的淡水资源，解决了油田采出水排放造成的环境污染问题。

（4）高效保温技术。在油气集输、稠油热采工艺中，存在大量用热过程，高效保温隔热技术的广泛应用，大大提高了油田开采和用能效率。如，美国克恩河油田在稠油开采注汽管线上安装耐高温扶正器，采用高效隔热管并保持并筒干燥，确保井筒损失由一般的18％降低到13％。英国石油勘探公司在Troika油田应用了真空隔热油管技术，使油井井口油流保持较高的温度，大大延长了绝热出油管线中油流的冷却时间。目前国外广泛使用超级隔热油管，采用了类似低温保温容器的多层遮热板并抽真空的方式制造而成，其径向的视导热系数可降低到 0.003 W／（m?K）。

（5）油田数字化技术。最近十年出现了“数字油田”这个术语，用来描述跨越地理条件限制，通过信息技术，实时或接近实时地监控和管理油田所有的生产经营运行情况，使地下生产与地面经营计量一体化。最近，美国《石油工艺杂志》网络版发表署名TedMoon的文章，提出“运用数字技术取得下一个万亿桶石油”。

2、注重能源综合利用

热电联产是油田生产能源综合利用的有效途径，实现了能源从高品位到低品位的合理梯级利用，因而高效节能。在热电联产系统中，视系统容量和系统配置的不同，其综合热电效率可高达70%－90%。与热电分产相比，为给用户提供相同多的电能与热能，热电联产最终总热效率高30％。若采用燃机加余热锅炉的热电联产系统，可得到更高的总热效率。

国外油田在用热规模较大的稠油热采中广泛应用了燃气热电联产。例如，美国的克恩河油田的稠油热采，从最初的井底电加热，发展到燃油燃气供热锅炉，再到热电联产发生蒸汽。

克恩河油田从1987年开始全面采用热电联产装置。两个热电联产站，共有8个蒸汽发生器，日供蒸汽3.9万吨。同时，产生的电能还将输送给周围用电的消费者，给油田带来一定的经济收入。通过采用高效隔热技术和蒸汽干度控制技术，使注入地层的蒸汽干度达到了90％左右，从而提高了稠油的产量，降低了稠油热采能耗。

3、注重新能源和可再生能源利用

近年来，国外有关太阳能、地热等新能源和可再生能源在油田的应用报道不断，如太阳能应用。委内瑞拉一条32km长距离稠油管道采用太阳能热二极管技术后，输油温度从28℃提高到60℃，输送能力提高17%。在科威特、印度尼西亚、马来西亚等国家和地区也有多条管道在试验中。

约旦将太阳能集热器用于中东某电厂对燃料油的加热上，并成功地保持燃料油系统恒温50℃以上的流动性和分散性，由此节约了5％～8％的能耗。

2003年雪弗龙公司在加利福尼亚州建立了500kW的太阳能光电设备，该示范项目是美国安装的最大的太阳能光电系统，也是世界上最大系列的非晶硅太阳能技术。该系统与电力系统联合向中途日落油田的油井泵组及石油加工厂提供电力。

（二） 油气田节能技术需求展望

油气田生产是油藏工程、采油工程和地面工程密切结合、各专业协调一致的庞大的系统工程。节能技术的发展要与生产工艺紧密结合，通过生产工艺技术的进步推动节能降耗，节能技术的发展促进生产工艺改进。以下是油气田生产各工艺环节节能技术需求。

1、地上地下整体优化技术

油气田开发是一个系统工程，涉及油藏描述、井网布置调整、采油工艺选择和地面油气集输处理工艺等环节。要实现油气田的节能高效开发，系统优化、源头控制是关键。首先要从深化油藏精细描述入手，根据地质研究和油藏分布，综合优化布井和井型方案，超前谋划地面工程；其次要总结“老简新优”的经验，合理确定稳产年限和建设规模，充分考虑新型高效工艺及设备的配套和地面已建设施的衔接利用，提高地面设施的利用率和负荷率；第三要建立地上地下协调机制，综合优化。
发展油气开发地上地下整体优化技术，就是要建立一套系统设计模式，综合油藏描述、开发部署、采油工艺设计、地面工程设计等领域的先进技术，为老油田二次开发和新油田整体开发提供方法论和技术支持。

2、机采系统配套节能技术

机采系统是油田主要用电系统，占油田生产用电的45%以上。提高机采系统效率，应综合发展参数优化设计、机杆泵、拖动装置、配电等环节的节能技术。

（1）抽油机系统效率优化设计软件。通过对抽油机井示功图、动液面、生产参数及地面设备工作参数的测试，结合对原油物性参数、井身结构参数（斜、直井）、抽吸参数、杆管柱组合等参数进行敏感性分析，对运行参数（冲程、冲次、泵径、泵深）及匹配电机功率及其它节能装置进行优选，达到提高抽油机系统效率的目的。

（2）抽油机。发展能够适应高含水、含砂、含石膏、含石蜡、含气等原油抽汲和稠油低渗透油层开采的低矮型、前置式、紧凑型无游梁长冲程和液压缸式、增大冲程游梁式等抽油机；为适应垂下井、斜井、定向井、丛式井、水平井抽汲的需要，发展斜井、丛式井抽油机、双井平衡抽油机、紧凑型抽油机等；发展异相型、前置式、大圈式、轮式、玻璃钢杆、六连杆等新型节能抽油机。

（3）电动潜油泵和螺杆泵。发展适应不同井深、不同排量、运行可靠的高效电潜泵和螺杆泵，以及井下传动螺杆泵、螺杆泵专用变频驱动装置等。

（4）抽油机拖动装置。发展超高转差率电机、变频调速电机、双功率电机、稀土永磁同步电机等节能拖动装置。

3、油田采出水余热利用配套技术

我国大部分油田都已进入开发中后期，油田采出采出水水量越来越大，采出水总量在几亿立方米以上，常规油田采出水温度为38℃～43℃、稠油油田为60℃～65℃，蕴藏着大量的热能。油田采出水的余热回收利用潜力巨大。

大庆、辽河等油田已经开展热泵回收采出水余热技术试验，用于站内生活采暖，但这仅利用了很小一部分油田采出水的能量。若采用热泵技术将油田采出水的热量回收应用于原油集输、处理、储运等各种工艺，取代原有加热装置，将收到明显的经济效益和社会效益。

4、油气集输节能技术

油气集输包括集油、油气水分离、污水处理、原油外输等环节，工艺复杂。随着油田开发的深入，油、气、水产量和产出液物理化学性质不断变化，系统规模日益扩大，节能技术发展需求迫切，主要有：

（1）集油技术。深入开展环状集油和不加热集油技术界限的研究，推广不加热集油、密闭集输等低能耗工艺技术。

（2）油气混输。推广应用油气混输技术，解决边远区块进不了系统、局部区域集输回压高的问题，进一步提高油气集输密闭率。吸收引进国外混输泵技术，提高国内混输泵的可靠性和适应性。

（3）油气处理。推广应用新型高效油气处理技术、污水处理技术、输油泵变频调速技术、加热炉新型高效节能火嘴和自动化控制技术，加强低温破乳剂的开发和应用，改进原油脱水工艺，降低原油处理运行能耗。

5、稠油热采配套节能技术

我国稠油产量逐步提高，但是稠油开采能耗远高于常规原油开采，注汽开采需要消耗大量的燃料，其中大多为天然气和原油。据统计，2007年中国石油的稠油产量约占总产量的10%，但是稠油生产能耗却占油气田生产总能耗的20%以上，提高稠油生产节能技术水平，降低稠油开采能耗的意义显得尤为重大。

（1）注汽锅炉节能技术。发展高效燃油替代技术、稠油区块燃气（煤）热电联产技术、蒸汽过热技术和锅炉除垢清灰技术，提高能源综合利用水平。

（2）蒸汽管线和蒸汽调控技术。优化注汽管网布置，合理确定注汽半径，减小管道热损失。对于蒸汽管道及支座保温，发展高效保温材料，优化保温结构。对于蒸汽调节，发展简单可靠的蒸汽计量、分配和调控装置，保证每口井的注汽速度、蒸汽干度，从而提高油井的热采效果。

（3）井筒加热和高效保温隔热技术。对于稠油降粘，发展化学降粘剂替代电加热、高效空心杆电加热技术。对于井筒保温，发展高效隔热管、真空隔热油管技术，减少蒸汽和油流在井筒中的热损失。

6、新能源与可再生能源

我国油气田大多地处沙漠、高原，具有丰富的太阳能、风能、地热能等新能源和可再生能源资源，如何合理开发应用成为越来越迫切的问题。

（1）太阳能。西北地区油气田日照强烈，长输管道无人职守的中间站上大多以太阳能电池作电源，新疆等油田也已经开展太阳能装置在油田各领域的应用试验。光?热转换应用研究的成果已广泛应用于民用太阳能热水器，需要进一步加强在油田生产加热工艺环节的应用；光?电转换应用研究的重点是要提高光电转化效率及降低成本。

（2）地热能。地热能利用已是一种成熟技术。华北、大港等油田具有丰富的地热资源，也已经开展了地热能利用的相关工业试验，取得了较好的效果。需要进一步总结经验，加强直接利用中高温地热水替代加热炉技术应用，同时发展地热源热泵应用技术，合理梯级利用地热资源。