在双碳背景下，我们面临着稳油增气与控排减碳的双重压力，只有深挖节能降碳潜力，大力发展清洁能源方能破局。现有油气生产模式和工艺流程已无法改变能耗及碳排放持续上升的趋势，而90%以上清洁能源是要转化为电能加以利用，目前以天然气为主的能耗结构及生产方式基本已无法实现与清洁能源规模利用的有效融合。实现双碳目标，必须依靠革命性的措施，推动油气生产节能提效和能耗结构向清洁能源转变，为2030年后上游1亿吨碳排放量的替代及中和任务打通关键路径。
1.油气田用能特点
油气田企业用能结构是以天然气为主的热耗，2022年油气生产用能实物消耗中天然气占比75.1%，原油占比6.1%，电力占比15.2%。天然气和原油主要用于直接燃烧供热。
为保障国家能源安全，上游大力实施上产稳产工程，油气产量保持上升，但随着产量上升和资源品位劣质化，能耗总量将持续增长，碳排放量也将随之增加。
以天然气为主的用能结构和以热力为主的用能形式决定碳排放将呈逐年上升趋势，完成国家双碳任务面临巨大挑战。有效解决油气田用热和用电的清洁替代路径成为油气田企业落实双碳目标的重要技术课题。
2.油气田热能替代路径
1）节能瘦身——关键在降热耗
占比达到90%的集输管网能耗主要是20万公里管道的防凝、散热，在输送时需要加热或掺水，加热负荷集中在转油站。在油气田高含水生产后期，特别是全液量加热（其中90%是水）的状态致使用热点多、面广、处于流程前端。
原油脱水处理能耗约占10%，主要是为了满足油水分离的温度要求，将低含水油加热至55℃左右，加热液量是集输环节的1/10，主要集中在联合站（脱水站）。
降低加热温度（站外不加热集油、站内低温脱水），减少集输管道散热损失（采用简化计量等手段，减少集输管道长度），提高加热设备效率。
结论1：要推广不加热集输，降低集输管网热耗
集输温度从现规范的凝点以上3℃～5℃降低到凝点以下5℃～10℃
低温采出液站内预处理设备能够实现低温采出液进站一段不加热预脱水和采出水处理
结论2：减少集输管道长度，减少管道散热损失
从源头做起，采用简化计量、串接流程、丛式布井等措施，减少集输环节和管道长度
研发不加热脱水技术，降低站内原油脱水热耗
研发高频电场、磁场及超声等高效破乳工艺，实现常温脱水，缩短流程、降低能耗，提高电气化率。
推广加热炉提效技术，提高用能效率
结论3：热泵技术是余热利用的关键
目前成熟可靠、经济适用的热泵类型主要有电驱螺杆压缩热泵、电驱离心压缩热泵和燃气吸收热泵。在目前技术水平下，当热源水进水30℃时、能够提温30-40℃。出口温度已能够基本满足油气田生产用热需求，且替代燃气加热是有效益的。主要技术发展方向：
目前采出水与热泵、热泵与含水油均需通过换热器换热，两端温位损失都在3℃以上，不利于低温位采出水余热高效利用，应研发适应采出水和含水油直接进热泵换热的技术，减少换热损失，降低设备投资。
研究新型高效节能热泵，如磁悬浮压缩热泵解决压缩机轴承磨损大、需润滑油系统等问题，二氧化碳工质空气源热泵提高COP（能效比）及出水温度。
2）清洁替代——积极推进光热
与光伏晶硅发电相比，光热对太阳能综合利用率更高，同时光热不需要供配电改造。近10年来全球光热的度电成本大幅下降，总装机功率增长了5倍。上游是用热大户，光热用于生产用热替代有广阔前景，应积极发展。
但目前光热项目效益不高，投资较高，单位功率投资比光伏高2倍以上，主要原因是技术路线不统一，缺乏标准化，没有规模效应。同时还面临着冬夏用热负荷与光热出力相反和热能不宜长距离输送这两个难题。
油田的热负荷大部分是管道设备的散热和采暖，热负荷随冬夏季温度大幅变化；太阳能的出力则反向变化。
按冬季负荷配置光热，夏季利用率低；按夏季负荷配置，冬季负荷不足，冬夏总体上只能替代40%～50%的用热需求。
3）以电替热——清洁替代的重要支撑
地热、光热使用条件受地域限制，电可远距离输送，是稳定的热源。但缺点是成本及绿电的不稳定性。
结论1：“自发自用绿电+网电+储能”是再电气化供能侧的主要模式
目前油气田可利用储电技术主要为电化学、光热和压缩空气，其中电化学、光热储能初始投资较高、度电外供价格在0.8元以上，压缩空气储能处于试验、示范阶段。储能成本高，以“绿电+储能”满足全部生产用能需求，其成本会高于网电。
在一定时期内，再电气化离不开网电，供能侧的主要模式为：“自发自用绿电+网电+储能”模式，且网电是电力的主体。
结论2：以工艺流程再造促进电气化成本降低
直接以“电加热”替代“天然气加热”成本高，需对传统流程进行再造，建立经济可行的新工艺流程，使提高电气化率经济可行，支撑绿色能源消纳
利用电加热的灵活性，降低集输能耗、简化地面工艺。由于安全、管理和炉效等问题，燃气加热炉更适于在后端集中规模设置，而电加热无明火、全自动、热效率高、变工况适应性好，适于在前端分散布置
推广热泵等“倍增器”技术，利用空气、土壤等自然冷热源、余热和地热，以更少的电力换取更多热能
推广前端就地放水，减少高含水期采出水全量集输与处理，降低能耗，解决余热回收的源汇不匹配问题
研究电强化高效处理技术及设备，提高处理效率，使以电替代天然气能够带来额外收益
结论3：利用分布式新能源，简化油气集输工艺流程
目前油气田还有60%左右的油井仍然采用“井口加热”和“接转站集中加热、双管掺热水”流程。老油田普遍进入高含水阶段，水力热力条件变化，具备降温输送的条件。由“接转站集中加热”改为“井口加热、串接集油”，优化掺水流程。其中，低产液井可通过接转站掺常温水，至井口再加热，降低掺水管线温度和热损；高产液井可取消掺水，实现单管集油。
3.油气田电能替代路径
随着双碳目标践行过程中的新能源工程落地实施，油气田企业自发自用绿电光伏占比高，在稳定生产系统中，按照光伏发电年利用小时数，其电量占比难以超过15%。现有生产系统，在不采取储电等措施前提下，难以消纳更多绿电。
1）亟需形成能够高比例消纳绿电的生产模式
在稀油油田，机采系统能耗占生产能耗的20.9%。目前常规游梁式抽油机平均系统效率约为22%，低于《油田生产系统节能监测规范》要求的节能评价值4%左右。节能提效可以从两方面着手：
供能侧措施：利用储能消纳绿电建设及运行成本高。锂离子电池是目前最主要的新型储能形式（2022年底在新型储能中占94.5%），按照2030年电池储能消纳绿电88亿千瓦时测算，需投资450亿元，年运行成本50亿元以上
供能侧导向：为适应新能源大规模发展，国家推出分时电价制度（发改委《关于进一步完善分时电价机制的通知》）引导用户通过调整负荷、改变用电时段来避峰填谷，降低用电成本。
结论1：供能侧与用能侧协同优化提升绿电消纳比例
供能侧包含不稳定的新能源、用能侧变工况生产。从用能侧寻找解决方案包括：生产模式变革，多消纳自建绿电、合理利用谷电，降低用能转换成本。图片
结论2：以不影响开发效果和安全生产为准则，利用已建系统余量，建立与绿电、谷电相耦合的变工况运行方式和协同优化机制，提高绿电消纳能力、降低用能成本
从机采井→集输管线→站场→注水井全系统与绿电或谷电耦合，在保证日产量不变的情况下进行变液量（变负荷）生产，会带来流量、温度、压力等波动变化，以及低温集输、低温油水处理问题，需研究安全稳定运行边界条件、低温油水处理机理。