大港油田正式开启多能互补清洁生产新模式 首个光热替代示范区投运满月

　　（记者刘英 通讯员许明飞）截至2月8日，大港油田首个光热替代示范区成功投运1个月。这个示范区将光能、热能、空气源等新能源与油气生产融为一体，呈现出“清洁、低碳、安全、高效”的新面貌，标志着大港油田多能互补清洁生产新模式正式开启。

　　这个示范区每年可节省电能消耗170.17万千瓦时、燃气消耗29.8万立方米。按照碳排放指标计算，每年可减少碳排放2149吨，油气生产向低碳化目标又迈进一步。

　　“十四五”是我国能源低碳转型的关键期。大港油田在新能源业务规划中，融合工艺升级、清洁替代、数智化等技术，打造油气与新能源一体化发展格局。结合地面建设情况，大港油田积极探索新能源替代路径，2021年筛选确定刘官庄5号井丛场为首个绿色低碳井场示范区，并于当年规划实施。

　　这个示范区有11口二氧化碳吞吐油井，其中9口抽油机井，井场日产液184.74立方米、日产油20.58吨，含水率达88.86%。因其属稠油—特稠油油藏，原油具有“高密度、高黏度、高胶质沥青质，低蜡、低凝固点”的“三高两低”特点，增加了原油输送难度。为保证正常输送，井场抽油机井筒伴热采用传统的电伴热、水伴热工艺，产液井采用高架罐电加热方式，经加热炉加热后拉运，井场用气为拉运压缩气，全年耗电量为475.95万千瓦时、耗气量29.8万立方米。高耗能、高碳排、高运维等运行方式已不适应新型地面模式的要求。

　　为实现新能源的效益开发，大港油田创新思路，通过对油井产量、含水、掺水、外输温度、原油物性、热负荷测算等方面的综合优化研究，在以往光热应用成功经验的基础上做强技术储备，优化采用“光热+储热+空气源热泵+电辅热”新工艺，替代传统的电加热和燃气加热方式，为井场掺水、外输及井筒伴热提供热能，形成绿色、高效的地面工艺系统。

　　有关技术负责人介绍，到2025年，大港油田将把光热技术替代传统加热技术逐步推广到油气生产单位。