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石油科技论坛
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张镇

双月刊

1002-302X

sylt8065@sina.com

010-64523597

100011

北京市安定门外安华西里3区18号楼

石油科技论坛/Journal Oil Forum
正式出版
收录年代

    碳中和背景下世界能源转型与中国式现代化能源革命

    邹才能熊波李士祥马锋...
    1-17页
    查看更多>>摘要：全球碳中和共识与地区冲突加剧的背景下,新能源已成为各个国家实现能源安全和绿色发展的主要方向.以风能、光能、地热能、氢能、储能、可控核聚变等为代表的新能源技术和规模优势正在不断增强,低成本风能、太阳能、储能将支撑全球能源转型,新能源生产与利用进入快速发展时期,2022年世界新能源消费平均占比达18.2%,预计2050年占比达到55%左右.世界能源在资源、消费地域、技术发展、人均消费量、节能领域、碳排放等存在分布不均的情况,化石能源低碳化提速、新能源规模化提速、能源管理智慧化提速的"三化提速"推动世界能源加快转型.中国式现代化强调人与自然和谐共生,积极稳妥推进碳达峰碳中和,深入推进能源革命,坚持"六性原则",即能源生产的"独立性"、能源供给的"绿色性"、能源储备的"安全性"、能源消费的"高效性"、能源管理的"智慧性"、能源成本的"经济性",加快规划建设新能源为主、新电力为主、新储能为主、新智慧能源为主"四个为主"绿色智慧的新型能源体系,确保能源安全.目前中国是能源大国但不是能源强国,能源消费结构有待进一步优化.中国能源安全发展新战略是能源消费革命、能源供给革命、能源技术革命、能源体制革命、全方面加强国际合作的"四个革命、一个合作",推动中国能源革命和能源供应格局转变,由2022年含碳化石能源消费占比80%以上、碳基能源CO2排放80%以上,转变到2060年非碳新能源消费占比80%以上、CO2排放减少80%以上.加快新能源革命是建设能源强国、实现中国能源独立与民族复兴的战略选择,对实现"双碳"目标、构建新型绿色能源体系与建立绿色生态地球意义重大.

    碳中和新能源能源转型新型能源体系能源革命能源消费能源安全能源独立

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    油气与新能源融合发展路径思考与建议

    苏春梅朱景义马建国徐源...
    18-24,49页
    查看更多>>摘要："双碳"背景下油气田企业加快油气业务与新能源业务融合发展.实施路径上需推动"油、气、热、电、氢"综合能源开发利用和能源供应结构转型升级,利用低成本绿电支撑油气供给增长,大力发展地热清洁供暖以减轻冬季天然气保供压力,规模化开发光伏与风电,在风光资源丰富地区探索发展绿氢产业.同时,加大生产用能清洁替代,推动油气能源清洁低碳开发,具体包括:油气生产系统优化瘦身,推动节能提效;实施清洁电力替代,以绿电替代网电并不断提高绿电占比;实施清洁热力替代,构建低碳化、电气化工艺流程,探索利用光热、余热和低温空气热,实现对自用天然气的替代;实施生产系统再造,打造与清洁能源特性相耦合的低碳化油气生产系统.为保障油气与新能源深度融合发展,提出了四方面建议:一是推进油气产能与清洁能源同步规划、同步建设,实现"建设融合";二是加强节能提效和新能源消纳,实现"生产融合";三是通过一体化建设、运行和评价,实现"管理融合";四是深化能源生产技术创新,实现"技术融合".

    "双碳"目标融合发展油气田能源结构转型清洁替代生产系统再造

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    中国石油新能源发展路径探索与创新实践

    孔令峰岳小文
    25-30页
    查看更多>>摘要：大力发展新能源是实现碳达峰碳中和目标、践行应对气候变化自主贡献承诺的重要举措.国家碳达峰碳中和"1+N"系列政策和能源领域相关发展规划与政策,要求油气企业统筹好油气供应安全和绿色低碳协调发展.中国石油将绿色低碳纳入公司发展战略,在新能源领域具备资源、市场、技术、消纳场景等比较优势,有条件依托油气产业链综合优势大力推进油气与新能源的融合发展.在发展路径上,中国石油通过大力实施清洁替代解决自身低碳生产问题、规模化发展新能源提升综合能源供应能力、加快推动CCS/CCUS产业化发展支持"双碳"目标实现等,实现新能源的高质量规模化发展.在近几年发展实践中,中国石油形成了上下游协同低碳发展、老油田转型发展、油区低碳示范区建设等新模式.

    中国石油新能源绿色低碳转型油气与新能源融合发展路径实践案例

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    石油企业有效开发利用地热资源的问题与建议

    施亦做沙秋张训华刘人和...
    31-39页
    查看更多>>摘要：在全球碳减排和能源结构转型趋势下,地热产业迎来重要发展机遇.由于地热产业与油气工业的相近性,石油企业在地热资源开发利用中具备独特优势.近年来各大石油企业地热业务取得长足进展,但也面临诸多挑战,其中,资源品质及开发利用方式选择是制约地热项目经济性的关键问题.文章从地热资源的形成与分布机理入手,分析提出:可进行有效开发利用的地热资源并非无处不在,要提升成功率与经济性,首先应在明确地热系统成因机制的基础上,落实优质资源,消除开发目标选取的盲目性;在此基础上,应针对不同类型、不同构造背景及不同丰度的地热资源,依据其富集条件与资源特征,因地制宜地选择勘探开发模式与利用方式,才能有效实现地热产业的规模化和效益化发展.其中,渤海湾盆地仍需厘清深部断裂及其他构造要素的控热特征,取得具有持续发电潜力的资源条件,从而实现地热利用场景的突破;除深井换热及热储改造等复杂新兴采热方式外,松辽盆地与四川盆地建议可在盆地周缘构造活跃区进行地热资源勘探开发,或将盆地内部可沟通深部流体或改善储层物性的断裂发育区作为潜在目标.同时,增强型地热系统、井下换热等技术路线仍需进一步评价优化,以明确其有效适用条件.

    地热资源石油企业开发利用方式产业发展

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    油气行业可再生能源制氢技术进展与前景展望

    余晖迪张琳赵永明李轶衡...
    40-49页
    查看更多>>摘要：利用可再生能源制氢,是油气企业推动能源结构优化升级与深度脱碳的重要途径.油气企业近年通过全产业链技术研究与示范应用,积极推动氢能产业高效益、规模化发展.文章研究对比了碱性电解水制氢(ALK)、质子交换膜制氢(PEM)和固体氧化物电解制氢(SOEC)等技术的优势与挑战,分析了国内外代表性油气公司在制氢产业和项目方面的布局规划.中国石油围绕绿氢产业链与制氢技术链,持续攻关符合自身特色应用场景的可再生能源制氢技术及配套系统,涵盖基础研究到项目示范,在高效率电极催化剂材料、电解槽系统优化、氢电耦合系统、大规模大容量制氢装置、固体氧化物电解制氢技术、太阳能光解水制氢技术等领域取得系列创新成果.结合我国油气企业制氢技术特点、场景特色与项目现状,对未来可再生能源制氢领域发展提出建议和展望.

    氢能绿氢氢制备可再生能源制氢电解水

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    油田光热利用技术路线及解决方案研讨

    吕莉莉徐源付勇侯博文...
    50-58页
    查看更多>>摘要：在全球气候危机及全国"双碳"目标下,油气田企业加快绿色转型发展,推进低碳化油气生产.化石燃料占油气田生产过程能耗70%以上,光热利用是油气田清洁热力替代的主要方向.通过对工业光热应用领域各种主动式太阳能集热技术特点进行对比,分析油田多种用热环境的温位需求,认为光热技术多样性与油田用热需求多样性具有较高的匹配度.围绕油田多种用热环境,分析了单井拉油热电联供、小规模光热高效替代、大规模光热系统互联共享、复杂用热环境下光热梯级利用等多元化技术路线.针对光热项目在油田落地难度大的问题,从项目筛选、规模确定、系统设计、协同优化、能源管控等方面给出实施路径.油田光热利用方案制定中,因地制宜制定逐步清洁替代顺序是提高替代效益的关键,上下游系统思维及运行策略优化是设计方案优化的前提,严谨的可比性及全生命周期评估是多方案优选的基础,开展各种用热环境的研究实践是提高方案质量的重要路径.建议油田企业在实践中逐步深化认识,持续优化光热利用方案,规模化推动方案落地,进一步推动油气与新能源融合发展.

    油田光热利用清洁替代低碳化解决方案

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    CCUS示范工程碳资产开发减排量核算方法研究与应用

    刘宏彬孟岚尤元鹏王媛...
    59-65,77页
    查看更多>>摘要：CCUS/CCS是全球油气行业绿色低碳转型发展的共同战略选择,开展碳减排量核算评估对CCUS项目建设和决策具有重要参考意义.按照《中国石油天然气生产企业温室气体排放核算方法与报告指南(试行)》要求,分析某CCUS示范区块现状,针对CCUS项目全链条工艺流程中CO2的捕集、管道运输、驱油、埋存各阶段,确定核算边界,识别排放源,提出CO2排放监测方案、计算公式和核算方法.依据项目运行中各环节用能消耗、工艺碳排放、泄漏点监测等,通过工程可研报告中的数据对减排量进行计算,得出在不考虑CO2放空、逸散的情况下,CCUS示范工程投产后首年CO2减排量为60.2×104t,为CCUS碳资产开发提供数据支撑.

    CCUS碳减排量核算方法工艺逃逸逸散放空

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    提高光伏发电经济性关键设计要点分析

    郭永强孙强刘会军
    66-70页
    查看更多>>摘要：我国光伏产业近年迎来迅猛发展,在新能源平价上网的规定要求下,如何提高光伏发电的经济性一直是各界关注焦点.光伏发电经济效益主要受初始投资、发电量、运维成本等因素影响.文章结合光伏电站平准化度电成本原则和方法,重点对影响光伏电站发电量的因素进行分析,提出为确保光伏电站经济效益最大化,需要结合项目特点,对光伏组件、逆变器等关键设备选择及容配比设置等关键设计要点进行综合全面的对比研究,从而得出最优的设计方案.以某100MW山地光伏发电项目为例,分析对比结果为:相同边界条件下,N型光伏组件转化效率、经济性优于P型组件,组串式逆变器的度电成本优于集中式,光伏电站度电成本随着容配比例提高出现先降后升趋势.

    光伏发电容配比经济性度电成本设计要点

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    新能源接入下油田电网适应性改造技术方案

    池立勋黄龑郝迎鹏梁严...
    71-77页
    查看更多>>摘要："双碳"目标下,中国石油在"三北"地区开展"风光气储一体化"大基地布局,推动天然气与新能源融合发展,油田电网改造面临一系列难题和挑战.新能源电力逐步接入油田内部电网,电力系统平衡难度加大,并网电压稳定性、电网频率稳定性等受到影响,现有油田电网难以保障系统安全可靠经济运行.文章对新能源接入Q油田的电网调度自动化系统、电力智能管控平台、新能源接入适应性仿真分析等进行探索.通过完善电力调度自动化系统,实现电力系统状态估计、市场交易等功能.应用智能电力管控平台对BW区域清洁能源替代进行分析,每年可节省电费296万元,降低CO2排放量500t.新能源接入适应性仿真分析结果说明,当新能源占比小于75%,系统电网在振荡后能够稳定状态,且燃气轮机并网点应靠近中心点母线,以防止系统电压过低及长线路所造成的振荡.

    新能源油田电网技术改造智能电力管控

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    基于碳排放核算的CCUS源汇匹配和部署研究

    汪芳马建国李明卓高明...
    78-85页
    查看更多>>摘要：针对不同碳源捕集能耗、不同运输地貌和距离的压缩功耗,以及CO2驱不同开发阶段能耗和泄漏的差异,以CCUS项目能耗和泄漏、散逸排放为约束条件,项目周期全流程净减排量最大为优化目标,建立碳减排量核算约束下符合油藏动态开发规律的CCUS源汇匹配方法,可为"双碳"目标下CCUS技术产业布局和项目实施提供决策依据.以中国石油在鄂尔多斯盆地的CCUS产业规划为例,综合考虑现有煤电、煤化工碳源运行和装置服役时限、CO2捕集能耗预测、CO2驱注入倍数与循环气量,以及盆地内煤基工业产业布局规划等限制因素,按2025年、2030年、2040年、2050年和2060年5个阶段完成鄂尔多斯盆地CCUS项目源汇匹配优化和阶段部署,匹配的CCUS/CCS项目群在2025-2060期间累计注入CO2约3.96×108t(含循环气0.48×108t),扣除各工艺能耗和泄漏排放后的CO2净减排量可达2.54×108t,净减排效率约为72.9%.

    CO2捕集、利用与封存碳减排量核算源汇匹配优化管道部署规划

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