为保障国家能源安全，我国油田企业不断加大勘探开发力度，提升原油产量。随着原油产量上升和原油品位劣质化，油田的生产能耗正在逐年上升，碳排放量也随之增加。在双碳目标和绿色发展需求的推动下，我国油田企业在保障国家能源安全的同时，还需全面加速绿色低碳转型[1-2]。油田现有的以伴生气为主的用能结构和以热力为主的用能形式，无法实现与清洁能源规模利用的有效融合。要实现双碳目标，必须依靠突破性的举措。中国石油天然气集团有限公司在2021年和2022年分别印发了《上游业务全过程清洁低碳行动方案》和《绿色低碳发展行动计划》，要求各油田企业充分利用油田所在区域的风能、光能、地热和余热等自然条件发展清洁能源，逐步提高清洁能源在油气生产用能中的占比。为了响应国家和集团公司号召，中国石油天然气集团有限公司下属华北、长庆、玉门和吐哈等油田正在加快清洁能源利用进程。其中，华北油田地热资源丰富，在地热综合利用和水源热泵应用方面走在了前列，在光热利用方面也初见效果；长庆和吐哈油田依托地理优势，主要发展风光互补发电及储能技术；玉门油田近年来正在进行规模化的光伏发电应用。然而，目前各大油田在应用清洁能源的过程中存在技术单一、重社会效益、轻经济效益的问题，未能结合油田自身特点，选择切实可行、经济效益突出、降碳效果明显的最佳工艺[3-4]。针对油田站场多、用能分散的特点，油田清洁供电方案主要包括光伏发电和风力发电，清洁供热方案主要包括高温采出液利用、热泵工艺、液化天然气（LNG）工艺和太阳能光热等。光伏发电和风力发电技术较为成熟，装机容量大，是目前油田实现大面积清洁替代的主要途径，但风力发电投资高，光伏发电占地面积大，并且由于储能技术不完善，还可能造成运行过程中的大量弃电，经济效益较差。光热技术是近几年发展的新技术，由于可以直接将光能转化为热能，且不受地方指标限制，被多个油田推荐使用，但面临如何实现与油田站场供热设备的热能互补问题。高温采出液利用和水源热泵工艺是油田最常用的清洁能源方案，主要依托油田自身资源和设施，投资低、效益高，但受油田自身资源条件限制，并不能适用于所有油田。对一些无依托资源的独立站场，LNG工艺是进行清洁替代的可行方案，其设备均实现橇装化，现场施工工作量少，但受到气源距离的限制，需要根据特定环境选择[5-6]。本文以不同油田的项目实例为计算依据，以同等负荷条件下的运行费用、投资和碳排放量为对比基准，对高温采出液利用、热泵工艺、LNG工艺、太阳能利用和风力发电等油田清洁能源利用工艺的适用性、经济效益和碳减排效果进行对比研究，并根据不同油田的资源条件推荐适用的清洁能源利用工艺，可为低碳油田建设提供参考。1油田站场用能特点油田生产主要包括油气集输、注水开采、站内维温换热以及供配电系统，所需能源主要来自原油、天然气和煤等传统化石能源，占油田整体能耗的90%以上。高含水油田生产过程热耗与电耗相当，电耗主要来自各类机泵、电加热器和电脱水器等用电设备以及辅助生产设施等；热耗除储罐维温、管线伴热和热化学脱水之外，还有很大一部分来自油气集输系统。由图1可知，采用掺水集油方式的油田，集输热耗占集输总能耗的80%以上[7]。油田用电主要来源为电网，目前我国火力发电量占全国发电量的70%以上[8]。10.12434/j.issn.2097-2547.20230288.F001图1华北某油田热耗分布Fig. 1Distribution of heat consumption of a oilfield in North China2油田清洁能源利用工艺分析2.1高温采出液利用油田可利用的地热资源主要为通过特高含水井开采的高温采出液[9]，具有液量大、温度高的特点。特别是某些埋藏较深的油田，油藏温度可达130 ℃以上，井口温度在105 ℃左右，含水率大于99%。由于高温采出液井分布在油田区域，距离用热负荷中心较近，为油田高温采出液的利用提供了有利条件[10]。目前油田用热负荷包括原油集输、脱水及外输换热、储罐及管道维温和站场采暖等。根据用热负荷需求，高温采出液的利用主要有掺液和换热两种方式。2.1.1高温采出液掺液集输工艺高温采出液掺液集输主要有两种方式：（1）高温采出液井位置处于油区中心或者处于油井集输干线的远端（图2(a)），利用高温采出液温度高、液量大的特点，掺入集油干线，提高集输温度，将沿线的低温油井一起集输进站。这种掺液方式新建高温采出液管线少、工艺简单且投资低。（2）高温采出液井位置偏僻，距离油区较远（图2(b)），需要将高温采出液先输送到站场，再利用掺液泵将高温采出液输送到每条集油干线的起始端进行掺液。这种掺液方式新建管线多、工艺相对复杂[11]。采用高温采出液进行掺输或换热，可以取代站场的热泵和加热炉，既减少了设备维护检修，又达到了绿色减排的目的，站内集输工艺流程随之简化，站场布置更加美观简洁。10.12434/j.issn.2097-2547.20230288.F002图2高温采出液掺液集输工艺流程Fig. 2Process flow of mixing and gathering of high-temperature produced fluids以某油田站外集输管道为例，油井数13口，井口温度为55 ℃（原油凝点为50 ℃），总液量为390 m3/d，含水率为10%，采用PIPESIM流体模拟软件建模，计算高温采出液掺输和井口电加热两种集输工艺的运行数据，通过式(1)、式(2)和式(3)分别计算热负荷、耗电量和碳排放量，具体计算结果见表1。由表1可知，高温采出液掺输工艺的单千瓦运行费用、单位综合造价和碳排放强度，均比井口电加热工艺的有大幅度降低。在油田无法实现单管常温输送时，优先选用高温采出液掺输工艺。Q=GCp(t1-t2) (1)式中，Q为热负荷，kW；G为流体的流量，kg/h；Cp为流体的比热，kJ/(kg·℃)，其中原油为4.2 kJ/(kg·℃)、水为2.1 kJ/(kg·℃)；t1、t2分别为流体进、出口温度，℃。W = Pt × 365(2)式中，W为耗电量，kW·h/a；P为用电功率，kW；t为每天运行时间，h；365代表年运行天数。E = mC (3)式中，E为碳排放量，kg；m为能源消耗量；C为碳排放因子，其中油田天然气为2.1622 kg/m3，原油为3.0202 kg/kg，工业电为0.5703 kg/(kW·h)。10.12434/j.issn.2097-2547.20230288.T001表1高温采出液掺液集输工艺与井口电加热工艺对比Table 1Comparison of high-temperature produced fluids mixing and gathering process and wellhead electric heating process对比项目数值/设置高温采出液掺液集输工艺井口电加热工艺集输管线长度 /km77集输管道规格 /mmD168 × 6D141 × 5高温采出液管线长度 /km2高温采出液管线规格 /mmD89 × 5高温采出液掺入量 /× 104 (m3·a-1)6.2高温采出液温度 /℃85热负荷 /kW263253井口混合液温度 /℃5575混合液进站温度 /℃5353电耗 /× 104 (kW·h·a-1)27.1投资 /× 104 CNY150289运行费用 /× 104 (CNY·a-1)13.55110.80单千瓦运行费用 /× 104 (CNY·a-1)0.050.44单位综合造价 /× 104 (CNY·kW-1)0.571.14碳排放强度 /(t·kW-1·a-1)0.604.99注：电费按照0.5 CNY/(kW·h)计算。2.1.2高温采出液换热工艺高温采出液换热工艺是用高温采出液代替加热炉，通过换热器给原油直接升温（图3(a)），或通过清水换热器给清水换热升温后，再通过清水给原油升温（图3(b)）。当高温采出液和油井采出水配伍性较差、容易结垢时，换热工艺可以在避免两种水直接接触的情况下进行热量利用。10.12434/j.issn.2097-2547.20230288.F003图3高温采出液换热工艺流程Fig. 3Process flow of heat exchange of high-temperature produced fluids以某油田站场为例，低温进站含水原油液量为1500 t/d，含水率为22%，进站温度为18 ℃，脱水温度为40 ℃，换热器清水通过加热炉进行加热，清水和高温采出液换热前、后的温度均为90 ℃、65 ℃，换热器和加热炉效率均为90%，对高温采出液换热工艺和燃气加热炉工艺进行对比，结果见表2。由表1和表2可知，高温采出液掺液集输工艺和高温采出液换热工艺的单千瓦运行费用、单位综合造价和碳排放强度均大幅低于燃气加热炉工艺的，且工艺简单、设备少、投资低、安全隐患少，是一种较为可行的清洁能源利用工艺。10.12434/j.issn.2097-2547.20230288.T002表2高温采出液换热工艺与燃气加热炉工艺对比Table 2Comparison of heat exchange process of high-temperature produced fluids and gas heating furnace process对比项目数值/设置高温采出液换热工艺燃气加热炉工艺高温采出液管线长度 /km3.5高温采出液管线规格 /mmD159 × 6热负荷 /kW975975能源高温采出液（90 ℃）燃气耗能 /× 104 (m3·a-1)36.587.6耗电量 /× 104 (kW·h·a-1)1592.6投资 /× 104 CNY660.0165.8运行费用 /× 104 (CNY·a-1)79.5232.0单千瓦运行费用 /× 104 (CNY·a-1)0.080.24单位综合造价 /× 104 (CNY·kW-1)0.680.17碳排放强度 /(t·kW-1·a-1)0.951.95注：伴生气按照2.5 CNY/m3计算。2.2热泵工艺热泵工艺是近几年油田站场应用较为广泛的节能和清洁能源利用工艺，主要包括水源热泵工艺和空气源热泵工艺。水源热泵工艺装机功率较大，范围为1000~8000 kW，主要应用于有大量采出水，且负荷需求较大的油田站场；空气源热泵工艺装机功率较小，范围为60~200 kW，主要应用于无采出水依托，且负荷需求较小的油田站场[12]。2.2.1水源热泵工艺为了保障原油集输安全和脱水合格，需要对原油进行升温处理，分离出的采出水温度较高，一般高于40 ℃，对于油品性质较差、凝点较高的原油，分离出的采出水温度可达到70 ℃以上，这部分采出水通常直接用于回注，造成了热能浪费。水源热泵工艺的基本原理是通过高品位能源驱动，完成低品位热能向高品位热能转移（图4），即通过少量电能或伴生气的消耗，将低温水中的热量转移至高温需求端，为站场提供高温热水[13]。水源热泵工艺根据驱动方式可分为电驱和燃驱两种。在伴生气比较充足的油田站场可以采用燃驱水源热泵工艺，燃驱水源热泵机组制热性能系数（COP，热泵的总制热量与输入功率之比）较低，一般为1.5~2.0。在伴生气不充足的油田站场可以采用电驱水源热泵工艺，电驱水源热泵COP较高，一般为3.5~5.0。对部分油田站场的电驱水源热泵工艺进行统计（表3），可见水源热泵工艺装机规模越大，单位功率投资越低，能够产生规模效益。10.12434/j.issn.2097-2547.20230288.F004图4水源热泵工艺基本原理Fig. 4Basic principle of water source heat pump process10.12434/j.issn.2097-2547.20230288.T003表3水源热泵工艺项目数据Table 3Project data of water source heat pump process项目名称项目数据热泵装机功率 /kWCOP配套电源投资 /× 104 CNY单位功率投资 /(CNY·W-1)赛汉油田某站场4003.5380 V1062.65留楚油田某站场5803.8380 V1322.27河间油田某站场11824.5380 V1901.61蒙古林油田某站场36003.510 kV5971.66哈南油田某站场40003.510 kV6571.64阿南油田某站场44003.510 kV7171.63某油田联合站有处理后采出水3500 m3/d，温度为40 ℃，站场热负荷为2500 kW。分别对电驱水源热泵工艺、燃驱水源热泵工艺和燃气加热炉工艺3种方案进行经济效益对比，具体见表4。由表4可知，与燃气加热炉工艺相比，水源热泵工艺投资稍高，但在单千瓦运行费用和碳排放强度方面有大幅降低，是一种较为节能的清洁能源利用工艺。电驱水源热泵工艺相比于燃驱水源热泵工艺，在投资、运行费用及碳排放方面均有一定优势，但在一些地处偏远、伴生气量少且无法外销的站场，采用燃驱水源热泵工艺可以有效解决伴生气排放导致的环保问题。10.12434/j.issn.2097-2547.20230288.T004表4水源热泵工艺与燃气加热炉工艺对比Table 4Comparison of water source heat pump process and gas heating furnace process对比项目数值电驱水源热泵工艺燃驱水源热泵工艺燃气加热炉工艺需求总热负荷 /kW250025002500采出水提供热负荷 /kW1875910电力提供电负荷 /kW62530燃气提供热负荷 /kW15602500燃气量 /× 104 (m3·a-1)140.2224.5耗电量 /× 104 (kW·h·a-1)547.526.02.6COP4.001.75投资 /× 104 CNY420600250运行费用 /× 104 (CNY·a-1)274364561单千瓦运行费用 /× 104 (CNY·a-1)0.110.150.22单位综合造价 /× 104 (CNY·kW-1)0.170.240.10碳排放强度 /(t·kW-1·a-1)1.271.301.952.2.2空气源热泵工艺空气源热泵工艺是根据逆卡诺循环原理建立的一种节能工艺，主要由压缩机、膨胀阀、蒸发器和冷凝器等设备组成（图5），采用汽化温度低的制冷剂作为媒介，在蒸发条件下从环境空气中吸取低位热能，通过少量高品位能源驱动压缩机[14-15]，使气态制冷剂在冷凝器中放热降温变为液体，通过制冷剂的相变将热量交换传递，实现低位热能向高位热能的转移[16]，其COP为1.5~3.5。通过对部分油田站场的空气源热泵工艺进行统计（表5），发现空气源热泵工艺装机规模越大，单位功率投资越低；出水温度越低，COP越高，单位功率投资越低。以华北油田某产液量50~55 t/d的单井拉油点作为试验试点，对比了空气源热泵加热和电加热耗电量的变化（表6），发现空气源热泵的COP与环境温度呈正向变化关系，年平均COP为2.1。10.12434/j.issn.2097-2547.20230288.F005图5空气源热泵工艺基本原理Fig. 5Basic principle of air source heat pump process10.12434/j.issn.2097-2547.20230288.T005表5空气源热泵工艺项目数据table 5Project data of air source heat pump process项目名称项目数据热泵装机功率 /kWCOP出水温度 /℃投资 /× 104 CNY单位功率投资 /(CNY·W-1)某原油长输管道线站场982.0080292.95浙江油田苏北采油厂某站场2342.0080361.53华北油田某医院门诊楼6003.0950811.3510.12434/j.issn.2097-2547.20230288.T006表6某现场应用空气源热泵工艺和电加热工艺数据Table 6Operating data of air source heat pump process and electric heating process at a station数据项目数值3月6月9月12月气温 /℃3~1522~3318~28-5~4耗电量（空气源热泵工艺） /(kW·h·d-1)365215322503耗电量（电加热工艺） /(kW·h·d-1)650622681723COP1.782.892.111.44以某油田100 kW热负荷需求为例，对比了空气源热泵加热工艺与电加热工艺（表7），其中空气源热泵COP按照年平均值2.1计算。电加热工艺相比，空气源热泵工艺在运行费用和碳排放强度方面有所降低，具有较好的节能减排效果。在无伴生气和高温采出液等能源可利用的情况下，空气源热泵是一种合理的选择，但空气源热泵单机功率较小，在负荷较大时，需要多台并联使用，投资较高。10.12434/j.issn.2097-2547.20230288.T007表7空气源热泵工艺与电加热工艺对比Table 7Comparison of air source heat pump process and electric heating process对比项目数值空气源热泵工艺电加热工艺加热负荷 /kW100100耗电 /× 104 (kW·h·a-1)43.087.6投资 /× 104 CNY8545运行费用 /× 104 (CNY·a-1)21.443.8单千瓦运行费用 /× 104 (CNY·a-1)0.210.44单位综合造价 /× 104 (CNY·kW-1)0.850.45碳排放强度 /(t·kW-1·a-1)2.504.992.3LNG工艺对于一些距离油田系统较远的管道中间站场，无伴生气和高温采出液等资源，限于已建电力系统能力，电力补充较为困难，只能利用燃油作为燃料。LNG是经过净化处理后的天然气，主要成分是甲烷，是最清洁的化石能源，具有运输方面、污染小和热量大的特点，是管道中间站场清洁替代的理想能源[17]。LNG气化站主要采用橇装建设，主要包括小型LNG储罐、LNG卸车橇、气化器、加热器、调压计量橇和放空管等（图6）。低温槽车将LNG运送到橇装气化站，通过LNG卸车橇将LNG注入储罐内储存。正常运行过程中，储罐内的LNG气化时通过储罐增压器增压至0.60 MPa，自流进入LNG气化器，由液态转变为气态，并升温至低于环境温度10 ℃左右，经调压器调压至0.35 MPa，经计量后输至加热炉[18]。10.12434/j.issn.2097-2547.20230288.F006图6LNG气化站工艺流程Fig. 6Process flow of LNG vaporization station以某管道站场内两台1250 kW加热炉为例，对燃油加热、电加热和燃气（LNG）加热进行了对比，结果见表8。相较于电加热，燃气加热运行费用和碳排放强度较低，减排效果明显，但一次性投资较高，同时受到LNG气源距离的限制。为了提高原油商品率和减少环境污染，各油田逐步取消了燃油加热炉，在无油田伴生气和高温采出液等的情况下，LNG和电力是目前唯一可选择的能源。10.12434/j.issn.2097-2547.20230288.T008表8不同加热形式加热炉对比Table 8Comparison of different types of heating furnaces对比项目数值燃油加热炉电加热炉LNG加热炉加热负荷 /kW125012501250燃油量 /(t·a-1)1107.6燃气量 /× 104 (m3·a-1)112.4耗电 /× 104 (kW·h·a-1)2.61095.015.4投资 /× 104 CNY150280500运行费用 /× 104 (CNY·a-1)443.04547.50288.70单千瓦运行费用 /× 104 (CNY·a-1)0.350.440.23单位综合造价 /× 104 (CNY·kW-1)0.120.220.40碳排放强度 /(t·kW-1·a-1)2.694.991.962.4太阳能利用新疆和内蒙等西部地区是我国陆上油田的主力产区，这些地区太阳能资源丰富，部分地区的太阳能最佳倾角辐照强度（GTI）可达2100 kW·h/m2，为油田站场的光热和光伏发电利用提供了有利条件[19]。2.4.1太阳能光热太阳能光热系统通过太阳能集热器吸收太阳热量，将之转化为高温热水或者蒸汽，从而达到油田站场利用热量的目的。目前在油田应用较多的为槽式太阳能光热系统，主要由集热镜场、橇装泵房、蒸汽发生器和凝结水箱等组成[20]。以太阳能光热系统为例（图7），其原理为：太阳能集热器收集太阳能辐射能量加热导热介质（一般为导热油），高温导热介质经介质循环泵进入保温水罐与清水进行换热，清水升温后输送到下游用热设备，同时设置有辅热装置，在水罐温度下降时进行热量补充。目前光热系统常用的双槽集热器可以全方位跟踪太阳运动轨迹，随时垂直入射，微秒级跟踪，没有余弦损失，高温区域长，集热量大。因太阳光强弱不均匀，每组集热器发热功率在25~34 kW[21]。10.12434/j.issn.2097-2547.20230288.F007图7太阳能光热系统流程Fig. 7Process of solar energy thermal system对比了部分油田站场太阳能光热系统的装机功率和投资（表9），可见太阳能光热系统装机规模越大，单位功率投资越低。根据华北二连油田某单井2022年9月某日加热9 h实时运行数据（取数周期为40 min），算得平均集热功率为29.47 kW，具体见表10。根据吉林油田某单井罐原油2022年1月某日加热8 h实时运行数据（取数周期为40 min），算得平均集热功率为25.03 kW，具体见表11。10.12434/j.issn.2097-2547.20230288.T009表9部分站场太阳能光热系统数据Table 9Data of solar energy thermal system of some stations安装地点光热装机功率 /kW集热镜数量 /个投资 /× 104 CNY单位综合造价 /× 104(CNY·kW-1)胜利油田某单井井场22148.02.18二连油田某单井井场30150.01.67华北油田采油五厂某单井加热44265.01.48华北油田采油三厂某站场884115.61.31浙江油田苏北采油厂某站场1105138.01.25华北油田采油三厂某站场1768219.01.24巴彦油田某站场1470491040.00.71注：光热系统单位综合造价按照装机功率计算。10.12434/j.issn.2097-2547.20230288.T010表10二连油田井场太阳能光热系统运行数据Table 10Operating data of solar energy thermal system of well site in Erlian Oilfield数据编号集热器进口温度 /℃集热器出口温度 /℃辐照度 /(W·m-2)室外温度 /℃集热器功率 /kW182.8294.27465.7519.8716.05285.4999.71638.2822.5122.00388.01103.56784.7824.1027.05490.74106.87911.4425.4031.42584.0189.78989.0626.9634.09668.8785.01989.0628.1734.09761.8281.01989.5329.0734.11857.3881.16989.5329.4934.11954.8779.04989.7229.9834.121054.2377.53990.0030.2834.131154.1276.31989.5330.5934.111253.2375.82961.1230.5933.131351.3574.16755.5929.7826.051474.4966.46526.9130.3118.16注：集热器平均功率为29.47 kW。10.12434/j.issn.2097-2547.20230288.T011表11吉林油田井场太阳能光热系统运行数据Table 11Operating data of solar energy thermal system of well site in Jilin Oilfield数据编号集热器进口温度 /℃集热器出口温度 /℃辐照度 /(W·m-2)室外温度 /℃集热器功率 /kW177.6093.35368.81-20.8512.71278.8297.83487.03-19.5916.79380.38100.52679.38-18.5223.42482.19103.12813.66-17.9128.05584.01105.12827.94-17.2428.54685.76107.08870.31-16.5330.00787.05108.09884.48-15.8330.49887.09107.83886.05-15.1830.54988.82109.12885.75-15.0230.531075.5088.16884.44-15.4730.491187.31104.15852.28-15.9929.381279.94103.64579.91-16.5119.991375.2792.41420.00-17.0314.48注：集热器平均功率为25.03 kW。华北油田巴彦某原油转运站采用热电厂蒸汽提供热力，全年热量总需求为1195.98 × 104 kW·h，为了节能减排，应用了49组单组功率为30 kW的双槽集热设施，总装机功率为1470 kW。巴彦地区全年日照辐射为1847 kW·h/m2，转运站全年收集太阳能热量为453.78 × 104 kW·h，太阳能供能占比37.9%，其中7月高达69.1%，1月为19.1%（图8）。将装机1470 kW的太阳能光热系统与同规模热电厂蒸汽供热进行对比，结果见表12。在提供同等热量下，太阳能光热系统投资稍低，运行费用和碳排放强度大幅降低，碳减排效果明显。10.12434/j.issn.2097-2547.20230288.F008图8某原油转运站用能情况Fig. 8Energy consumption of a crude oil transfer station10.12434/j.issn.2097-2547.20230288.T012表12太阳能光热与热电厂蒸汽供热对比Table 12Comparison of solar energy thermal and steam heating supply from thermal power plant对比项目数值太阳能光热热电厂蒸汽供热供热量 /(kW·h·a-1)453.78453.78平均有效功率 /kW518装机功率 /kW1470518蒸汽量 /(t·a-1)68226822耗电量 /× 104 (kW·h·a-1)35.042.63工程投资 /× 104 CNY1250510运行费用 /× 104 (CNY·a-1)17.5101.5单千瓦运行费用 /× 104 (CNY·a-1)0.040.22单位综合造价 /× 104 (CNY·kW-1)2.410.99碳排放强度 /(t·kW-1·a-1)0.454.07注：单位综合造价和单千瓦运行费用按照平均有效功率计算。2.4.2光伏发电光伏发电利用光生伏打效应，将太阳能转换为电能[22]。太阳能发电技术已经趋于成熟，并在民用和工业领域广泛应用，目前油田站场主要采用的是分布式光伏发电，利用油田的空地和已建房屋屋顶进行光伏建设[23]。光伏发电的核心设备是单晶硅组件、组串式逆变器，在有太阳辐射的条件下，光伏发电系统的光伏板阵列，将转换输出的直流电经过直流汇流箱集中送入直流配电柜，由并网逆变器逆变成交流电供给设备使用[24]。为了降低投资，油田的光伏发电一般不建设储能设施，直接接入站场低压配电室或者直接升压后接入油田自建专网（图9），以满足电力负荷用电要求。10.12434/j.issn.2097-2547.20230288.F009图9集散式光伏逆变系统构成Fig. 9Configuration of distributed photovoltaic inverter system光伏发电效率与所在区域的太阳能光照强度有直接关系，以内蒙古阿拉善盟某项目和石家庄辛集市某项目为例，两个地区水平面辐射强度分别为1749.4 kW·h/m2和1306.1 kW·h/m2，通过监测6月份两个项目某天的发电量，光伏单位千瓦发电量分别为7.9 kW·h/d和6.2 kW·h/d，根据装机功率和发电量折算的发电量见图10。10.12434/j.issn.2097-2547.20230288.F010图10不同发电站6月单日发电量曲线Fig. 10Daily electricity generation curves of different power plants in june由图10可知，光伏发电量随着光照辐射强度的增大而增大，中午太阳辐射强度最高，阿拉善盟发电站单位千瓦最大发电量为0.95 kW·h/h，辛集市发电站单位千瓦最大发电量仅为0.79 kW·h/h。可见，在我国光照辐射强度大、光照时间长的西部地区建设光伏发电具有较大的资源优势。以内蒙古某地区4.8 MW光伏发电项目为例，分析了光伏发电效益情况（表13）。与风力发电相比，光伏发电单位综合造价最低，单千瓦运行费用介于大型风机和小型风机之间，在场地富裕的条件下，优先采用风力发电。10.12434/j.issn.2097-2547.20230288.T013表13内蒙古某地区4.8 MW光伏发电项目数据Table 13Data of a 4.8 MW photovoltaic power project in a region of Inner Mongolia项目数值装机容量 /MW4.8平均有效功率 /kW856太阳辐射强度 /(kW·h·m-²)1750年发电量 /× 104 (kW·h·a-1)750工程投资 /× 104 CNY2020单千瓦运行费用 /× 104 (CNY·a-1)0.024单位综合造价 /× 104 (CNY·kW-1)2.35注：单位综合造价和单千瓦运行费用按照平均有效功率计算。2.5风力发电风力发电利用风能推动风车叶片转动产生机械能，再通过发电机将机械能转化为电能。油田主要采用风力发电和网电结合的供电方式，以风力发电为主，电网供电为辅。在风力发电足够维持系统运转时全部采用风电，不足时采用电网供电进行补充，最大程度地减少电网电力的使用[25]。根据风机的单机容量不同，风机可以分为大型风机和小型风机，大型风机在国内外应用较为广泛，而小型风机在国外应用较为广泛，在国内应用属于起步阶段，仅在吉林油田和辽宁油田等部分区域进行试用[26]。大型风机和小型风机对比见表14。10.12434/j.issn.2097-2547.20230288.T014表14大型风机和小型风机对比Table 14Comparison of large and small wind turbines对比项目特点大型风机小型风机功率陆上大型风机功率单机容量在4 MW以上，最大可做到8 MW，大基地主流为6 MW机组小型风机单机容量在0.1~100.0 kW之间；中型风机单机容量在100~500 kW之间应用场景大基地、集中式风电场和分散式风电场农村、牧区、海岛和油气田井场等闲散用地，可与光伏、储能组建多能互补型微网应用方式发电量大，为高压电，单个油田区块不宜消纳，一般接入油田自建的变电站发电量小，电压400 V，可以直接接入油田抽油机等用电设备优点适合大规模开发建设，发电量大，单千瓦综合造价约是小型风机的1/2占地面积小，安装高度低，可利用零散地块，运输安装方便，使用灵活，靠近负荷中心，可利用现有道路，变配电系统改造工程量小缺点环境友好性差，影响鸟类的生存，巨量的噪音污染，过度将当地的风能进行转化，导致风力对气候的调节作用失调，影响当地的气候发电效率比大型风机低，回收期长，国内小型风机厂家技术水平参差不齐，没统一的标准，选购时需要选择行业内领先企业以内蒙古地区为例，布置了单台6 MW大型风机和400 kW小型风机，数据对比见表15。10.12434/j.issn.2097-2547.20230288.T015表156 MW大型风机和400 kW小型风机数据对比Table 15Data comparison of 6 MW large wind turbine and 400 kW small wind turbine对比项目数值大型风机小型风机单机容量 /MW60.4平均有效功率 /kW1712114风速 /(m·s-1)66年发电量 /× 104 (kW·h·a-1)1500100工程投资 /× 104 CNY3000360单千瓦运行费用 /× 104 (CNY·a-1)0.0180.032单位综合造价 /× 104 (CNY·kW-1)1.753.16注：单位综合造价和单千瓦运行费用按照平均有效功率计算。由表15可知，大型风机单机功率大，规模效益高，在同等风力条件下，大型风机单位综合造价和单千瓦运行费用均低于小型风机，大型风机在国内各个领域应用较为广泛。小型风机单机功率小，规模效益较差，在国外主要用于农村市政供电等领域，在国内应用较少，还处于起步阶段。3综合评价不同清洁替代工艺对比见表16，同等功率下，运行费用由高到低顺序为LNG工艺、空气源热泵工艺、燃驱水源热泵工艺、电驱水源热泵工艺、高温采出液换热工艺、高温采出液掺液集输工艺、太阳能光热、小风机发电、光伏发电、大风机发电；单位综合造价由高到低顺序为小型风机发电、太阳能光热、光伏发电、大型风机发电、空气源热泵工艺、高温采出液换热工艺、高温采出液掺液集输工艺、LNG工艺、燃驱水源热泵工艺、电驱水源热泵工艺；碳排放强度由大到小顺序为空气源热泵工艺、LNG工艺、燃驱水源热泵工艺、电驱水源热泵工艺、高温采出液换热工艺、高温采出液掺液集输工艺、太阳能光热、风机发电（光伏发电）。10.12434/j.issn.2097-2547.20230288.T016表16不同清洁替代工艺对比Table 16Comparison of different clean alternative processes清洁替代工艺对比项目单千瓦运行费用 /× 104 (CNY·a-1)单位综合造价 /× 104 (CNY·kW-1)费用现值 /× 104 (CNY·kW-1)碳排放强度 /(t·kW-1·a-1)高温采出液掺液集输工艺0.050.571.200.60高温采出液换热工艺0.080.681.630.95电驱水源热泵工艺0.110.171.291.27燃驱水源热泵工艺0.150.241.771.30空气源热泵工艺0.210.853.122.50LNG工艺0.230.402.761.96太阳能光热0.042.413.390.45光伏发电0.0242.353.16大型风机发电0.0181.752.36小型风机发电0.0323.164.25不同清洁替代工艺费用现值由高到低顺序为小型风机发电、太阳能光热、光伏发电、空气源热泵工艺、LNG工艺、大型风机发电、燃驱水源热泵工艺、高温采出液换热工艺、电驱水源热泵工艺、高温采出液掺液集输工艺（图11）。10.12434/j.issn.2097-2547.20230288.F011图11不同清洁替代工艺费用现值Fig. 11Present values of cost of different clean alternative processes4结论根据油田用能结构、负荷类别和工艺特点，对高温采出液利用、热泵工艺、LNG工艺、太阳能利用和风力发电等清洁能源利用工艺的应用条件、投资、运行费用和碳排放等指标进行了对比分析，得到如下主要结论。（1）以油田高温采出液、采出水和伴生气为依托的高温采出液利用（掺水、换热）、水源热泵工艺的费用现值（1.2 × 104~1.77 × 104 CNY/kW）较低，相较于其他清洁替代工艺，具有较大的经济效益优势。（2）在油田伴生气、高温采出液和高温油田采出水均不具备的油田，优选费用现值较低的LNG工艺和大型风机发电，费用现值分别为2.76 × 104 CNY/kW和2.36 × 104 CNY/kW。（3）太阳能光热、光伏发电和风力发电的碳排放强度小于0.45 t/(kW·a)，远低于其他清洁替代工艺，在低碳油田和零碳油田建设中，应适当增加太阳能光热、光伏发电和风力发电的建设规模。（4）选择清洁电力替代方案时，在满足电力消纳的基础上，选择顺序为大型风机发电、光伏发电、小型风机发电，费用现值分别为2.36 × 104 CNY/kW、3.16 × 104 CNY/kW和4.25 × 104 CNY/kW。（5）由于单台大型风机装机功率大，发电量较高，因此对于电力消纳能力不足的小型站场，在进行清洁替代时，优选光伏发电。