贾文龙

西南石油大学石油与天然气工程学院副院长、教授

提要：

当前，网电钻井、电驱压裂、电动采油、岸电供能等应用不断拓展，但仍面临偏远油气区电网支撑不足、高功率移动负荷接入困难等问题。推进油气行业电气化，应围绕“钻采输储”等主要生产环节，按照负荷特点、供电条件和安全等级分类实施，推动生产工艺与用能系统同步优化。

AI阅评：

本文聚焦油气生产和储运链条电气化转型，紧扣行业现实痛点，从战略价值、发展趋势、改造路径、融合应用四个维度展开，提出“源网荷储”协同、分类推进等务实思路，兼顾安全保供和低碳转型，对油气行业系统科学推进电气化具有参考价值。

在全球能源绿色低碳转型加速推进的背景下，提高终端用能电气化水平已成为建设新型能源体系的重要方向。油气生产与储运环节动力负荷集中、能源消耗强度较高，是油气行业推进清洁替代和降碳转型的重要领域。当前，网电钻井、电驱压裂、电动采油、岸电供能等应用不断拓展，但仍面临偏远油气区电网支撑不足、高功率移动负荷接入困难、新能源出力与生产负荷不匹配、项目经济性有待提升、技术标准不完善等问题。未来，应从钻、采、输、储全链条出发，统筹生产工艺、电驱装备、供配电网络、新能源和储能系统建设，推动油气行业电气化由单点设备替代向“源网荷储”协同、生产用能系统重构和绿色低碳运行转变，为油气稳产保供和行业高质量发展提供有力支撑。

战略价值：油气行业电气化筑牢新型能源体系根基

能源安全是经济社会稳定发展的重要基础。油气在较长时期内仍将是我国能源体系的重要组成部分，持续提升国内油气勘探开发和储运保障能力，是增强能源供应韧性的现实需要。同时，随着绿色低碳转型深入推进，油气行业不仅要承担增储上产任务，也要加快转变生产用能方式，降低油气开发、处理、输送和储存过程中的能源消耗与碳排放。油气行业推进电气化，能够统筹传统能源保供与绿色低碳转型，加快形成安全可靠、清洁低碳的现代能源供用格局。

油气行业具有能源生产与消费并存的突出特征。钻井、压裂、修井等工程作业需要高功率动力，采油、注水和采出水处理设备需要长期连续运行，油气集输、天然气增压和储气库注采依赖大型泵机和压缩机。部分生产环节仍以柴油机、燃气发动机、燃气轮机和燃油燃气加热装置为主，不仅增加现场燃料消耗，也带来设备维护、噪声控制、污染物治理和碳排放管理等压力。推进油气行业电气化，能够将分散的燃油、燃气动力转化为集中、可控的电力供应，提高电机、泵机和压缩设备的运行效率，为变频调节、远程控制和智能优化创造条件。

油气行业电气化不是简单地将燃油设备全部更换为电动设备。油气作业区域分布广，偏远井场、沙漠油区和海上平台供电条件差异明显；钻井压裂负荷具有高功率、强波动和频繁移动等特点；井控、消防、通信和安全仪表等关键系统又不能出现供能中断。因此，电气化改造必须建立在安全生产、能源保供和经济可行的基础上，因地制宜确定网电、绿电、储能和备用机组的配置方式，实现低碳转型与稳定生产协同推进，同时推动传统油气生产系统与新能源系统连接，逐步形成油、气、电、热多能协同的综合能源生产格局。

发展趋势：由单点设备替代迈向全链条协同

从现有基础看，我国油气行业已具备较好的电气化条件。采油、注水、油气处理和部分集输设备较早采用电机驱动，高效电机、永磁驱动、变频调速和自动控制技术的应用范围不断扩大，固定生产负荷的电气化水平持续提升。近年来，电气化应用开始由抽油机、注水泵、输油泵等单台设备，向钻机、压裂机组、修井装备和大型压缩设备延伸。长庆油田规模化推进电驱钻井和电驱压裂，2024年在1210口产建井中应用电驱钻井压裂，并完成首台燃驱压缩机电气化改造。这表明，油气行业电气化已由早期单机试验和局部示范，逐步进入成套装备应用和生产规模推广阶段，“电代油”“电代气”的实施对象也由固定辅助设备向高功率主体设备拓展。

海上油气生产的供能方式也在发生深刻变化，逐步由单个平台分散自发电向油田群区域化岸电供能转变。传统海上平台主要依靠燃气轮机、燃气发动机或燃油机组发电，设备长期运行消耗大量油气资源，也带来维护成本较高、发电效率受限和碳排放集中等问题。渤海油田岸电工程已形成覆盖7个油田群、150余座海上平台的电力网络，总接入能力达980兆瓦。按照设计规模，项目在用电高峰年份可节约100万吨标准煤，减少二氧化碳排放近175万吨。岸电建设改变了海上平台相对封闭、独立供能的传统模式，使平台能够接入区域电网，并为后续引入绿电、海上风电和储能系统创造条件，推动海上油气生产供能由单一自备电源向多电源协同方向发展。

随着油气企业绿色低碳转型不断深入，风电、光伏、地热、余热等能源加快进入油气生产场景，新能源与油气生产的融合程度持续提高。国家能源局出台的《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023～2025年）》提出，在大庆、长庆、胜利、塔里木、新疆和华北等油田推进集中式与分布式风电、光伏项目建设，以满足油气田提高电气化率带来的新增用电需求；在海上油气开发领域，探索岸电、海上风电与油气田区域电力系统互补供能。因此，新能源在油气田中的定位正由站场照明、生活用电等辅助能源，逐步转变为钻采、注水、集输、压缩和储运等生产负荷的重要电力来源。油气田较为稳定的生产负荷也为风电、光伏就地消纳提供应用空间，有利于推动油气开发与新能源建设同步规划、协同运行。

但从整体发展水平看，当前油气行业电气化程度仍呈现固定负荷快于移动负荷、生产设备快于工程作业、单点改造快于系统协同的阶段性特征。抽油机、注水泵、输油泵和站场处理设备运行位置固定、用电规律相对稳定，供电设施建设和设备改造较为容易；钻井、压裂和修井作业具有功率高、冲击性强、作业周期短和施工地点频繁变动等特点，固定线路投资、电网扩容成本与设备利用率之间难以实现有效平衡。部分项目虽然完成“以电代油”改造，但新增用电仍主要来自常规电网，绿色电力占比有待提高。同时，新能源、电网、电驱负荷和储能设施往往分别规划、分散建设，尚未形成覆盖钻、采、输、储全过程的统一调度体系。未来，油气行业电气化将从设备替代进一步转向生产工艺、供配电网络、新能源和储能系统的整体协同。

改造路径：分类推进钻采输储环节电驱替代

推进油气行业电气化，应围绕钻井、采油、集输和储运等主要生产环节，按照负荷特点、供电条件和安全等级分类实施，避免单纯追求设备电气化数量，要推动生产工艺与用能系统同步优化。

一是推动钻完井和压裂作业由柴油动力向网电及混合供能转变。钻井、压裂和修井作业功率需求大、负荷波动明显，是油气行业柴油消耗集中的环节。在电网覆盖较好、井位相对集中的开发区，应完善区域变电站、高压供电线路、移动式变配电装置和井场快速接电接口，将钻机、泥浆泵、顶驱、固控设备及压裂泵、混砂装置等纳入集中供电。新建产能项目应将钻井和压裂负荷提前纳入供电规划，改变设备进场后再协调接电的被动局面。对偏远井场、沙漠油区和施工周期较短的区域，可采用“网电+储能”或“风光+储能+备用机组”混合供能方式，由储能承担启动冲击和短时峰值负荷，备用机组保障异常工况下连续作业，在满足井控安全的前提下降低柴油机组运行时间。

二是推动采油注水由设备电动化向生产系统协同优化转变。采油、注水和采出水处理设备数量多、运行周期长，是油田用电的主要组成部分，也是提升电气化质量和综合能效的重点环节。应根据油井产液量、动液面、井口压力和油藏开发动态，优化抽油机、电潜泵、螺杆泵和注水泵的选型及运行参数，推广高效电机、永磁驱动、变频调速和在线工况诊断技术，减少装机容量偏大、设备低负荷运行和无效冲程等问题。电气化改造还应与单井数字化计量、远程控制和生产制度优化结合，动态调整抽油机冲次、泵机转速和间歇运行时间，全面落实“一井一策”精细化采油管理模式。对采出水处理、污水回注和注聚系统，应搭建多泵组协同联动调控机制，根据实际处理量和注入需求动态调整设备组合，避免长期低效运行造成能源浪费。

三是推动油气集输由单机电驱改造向工艺流程协同优化转变。油气集输系统的能源消耗主要集中在泵送、增压、分离、脱水和加热等过程，改造重点应由单台设备替换拓展到站场、管网和处理流程整体优化。原油输送可采用高效电驱泵和变频调速系统，根据输量、油品黏度、管道压力和站间运行状态动态调整泵组启停及转速，减少节流调节和低效并联运行。天然气集输和增压环节可在供电稳定、负荷相对集中的站场逐步扩大电驱压缩机应用，并通过变频控制和多机协同调度，使机组在较高效率区间运行。油气处理厂还应统筹分离、脱水、污水处理和辅助系统用能，减少重复增压、重复加热和重复冷却。对沿线阀室、通信、监测和阴极保护设备，可配置小型光伏和储能装置，降低偏远站点供电建设与维护成本。

四是推动储运设施电气化与调峰保供能力同步提升。地下储气库、LNG（液化天然气）接收站、原油库和成品油库承担季节调峰、区域供应和应急储备任务，电气化改造必须以供能可靠和运行安全为前提。地下储气库可推广大型电驱压缩机，并结合天然气注采计划、电力负荷和新能源出力安排注气时段，在低谷电价或绿电充足时适度提高注气负荷；采气保供期间应优先保障压缩、脱水和外输设备连续运行。LNG接收站宜提高卸料泵、低压泵、高压外输泵和蒸发气压缩机的电驱效率，同时加强LNG冷能综合利用。油品储库应有序推进输转泵、装卸设备、电伴热和场内车辆电气化，并同步完善防爆、防静电、消防和应急供电系统。关键压缩、输送、消防和控制设备应配置主电源、备用电源和应急电源，确保极端天气及电网故障情况下核心功能不中断。

融合应用：“源网荷储”一体化统筹油气田能源生产与消费

随着“钻采输储”各环节电驱设备不断增加，油田用电负荷规模和运行特征将发生明显变化，仅依靠外部电网扩容，难以同时解决绿电消纳、短时功率冲击和关键负荷保障问题。“源网荷储”一体化应以油气生产任务为主线，将电源建设、配电网络、生产负荷和储能设施统筹配置，使新增电驱需求与新能源开发能力相匹配。其重点不是将“源网荷储”四类设施简单组合，而是通过统一规划和运行控制，建立新能源优先利用、电网稳定支撑、生产负荷有序调节、储能灵活补偿的协同关系。

根据资源条件和生产布局优化电源与电网建设。东部老油田可利用井场、联合站、处理厂屋顶和闲置土地发展分布式光伏，西部油气区可建设风电、光伏互补电源，具备条件的地区还能开发地热、余热、余压和伴生能源。海上油气田可统筹岸电、海上风电和平台自备电源，正常运行时优先使用岸电和绿色电力，外部供电异常时由备用机组保障关键生产。新能源建设应与油田内部电网改造同步实施，根据电驱负荷增长合理配置变电容量和线路结构，完善继电保护、无功补偿、谐波治理及电能质量监测体系，增强配电网络对分布式电源和高功率设备的双向承载能力。

生产负荷调节和储能配置是提高绿电利用水平的关键。井控、消防、通信、安全仪表和关键外输设备属于不可中断负荷，应配置高可靠电源和应急保障；抽油机、注水泵、输油泵、部分压缩机和水处理设备具有一定调节空间，可在不影响油藏开发、管网压力和连续生产的前提下，调整运行功率、设备组合和作业时段；电锅炉、蓄热装置和车辆充电等柔性负荷，可优先安排在新能源出力较高或电价较低的时段运行。电化学储能可平抑风光出力波动并为关键系统提供短时备用，飞轮和超级电容可应对钻机、压裂设备及大型电机启动产生的瞬时冲击，蓄热装置可将富余电力转化为生产所需热能。

为实现上述资源协同，还需建设统一的智慧能源管理平台，作为油气田综合能源系统的调度中枢。平台打通多维度数据接口，将油气生产计划、新能源功率预测、外部电网状态、储能荷电状态、设备能耗和市场电价纳入同一系统，破除电源、电网、负荷、储能各单元数据割裂的壁垒。平台可通过日前计划、日内滚动优化和实时控制，制定新能源消纳、外部购电、储能充放、备用机组启停和可调负荷运行方案。当新能源出力增加时，可适度提高可调泵机、电加热和储能充电负荷；当外部电网异常或新能源出力不足时，则降低非关键负荷，调用储能和备用电源，优先保障井控、压缩、外输及消防系统运行。

“源网荷储”一体化还应与油气产能建设和区域发展条件衔接。新建项目应同步论证电气化负荷、新能源规模、配电网络和储能需求，避免电驱装备、新能源项目和供电设施分别规划、重复建设；老油田可结合低效设备更新和内部电网改造，分阶段提高绿电消费比例。针对钻井、压裂等短周期、高功率负荷，应探索更加适应其运行特点的容量电价和用电机制，使储能削峰和负荷调节的价值合理体现。同时，应完善设备接口、通信协议、防爆储能、微电网控制和海上供电等技术标准，并将供电可靠性、绿电消费比例、单位油气产量能耗和全生命周期成本纳入项目评价，确保一体化系统在提高运行效率的同时，不降低油气生产和储运的安全保供能力。