新成立一家油脂公司如何做好规划(油脂公司主要做什么)

引言

行业转型趋势下
油服企业面临哪些挑战？

黄洪春 中国石油工程技术研究院规划与支持研究所所长

中国工程院《碳达峰、碳中和目标下的能源发展战略研究》指出，能源行业是碳排放的主要来源，是实现“双碳”目标的关键；大力发展天然气和可再生能源是实现规模碳减排的主要路径。石油中短期消费仍将持续增长，未来将回归“原料属性”；2030年前碳达峰，石油消费峰值约7.7亿吨，2050年4.5亿吨、2060年2.8亿吨左右，在能源消费结构中占比分别为18%)、12%、7%。天然气中长期消费快速增长。国家能源局最近发布的《中国天然气发展报告（2021）》显示，2030年，国内天然气消费规模达到5500亿至6000亿立方米，其后天然气消费稳步可持续增长；2040年前后进入发展平台期。近中期，天然气发展的重点是满足能源消费增长和气电作为新能源发电波动调峰需求。中长期，真正实现天然气与新能源融合发展，并结合碳捕集、利用与封存（CCUS）等碳中和技术进步，积极探索和推动天然气等化石能源“集中利用 CCUS”的近零排放商业模式。

从国内油气消费需求和保障国家能源安全来看，国内持续加大油气勘探开发力度的基本面不会有根本性改变。工程技术企业既担负着保障国内油脂油气能源安全供给的责任，又要承担减碳义务。

随着油气资源不断向深层超深层、非常规、深水发展，剩余资源品位劣质化，地质条件越来越复杂，工程技术企业不仅面临复杂地质条件勘探开发要求技术进步以及减碳、提质、提效的挑战，还面临新能源工程技术的严峻挑战。碳中和之后，油服企业将面临更大的转型升级和低碳零碳发展挑战。

“双碳”目标下，重点要做好节能减排、节约替代工程。“减碳”需要从两个方面入手：一方面是直接减碳，主要是工程技术业务自用燃料的清洁低碳去碳化；另一方面是通过提速提效节能实现间接减碳，但存在诸多挑战。

一是常规油气勘探开发不断向复杂超深层发展。如塔里木盆地库车山前、四川盆地川西北等地区油气勘探开发深度已达到8000米以上，而非常规油气水平井需要不断延长水平段长。要在控制建井成本情况下提高开发效果，这些都对工程技术提速提效减排提出更高要求，需要不断突破技术的瓶颈与制约，引领业务发展。

二是非常规油气资源将快速发展带来石油工程工作量持续增长，同时也对油服业务结构转型提出了新的要求，要求油服从以常规直井钻井为主转变为以水平井钻完井加多段大规模体积压裂为主的业务结构。

三是油服业务需要做要从以前的以钻井为核心什么的业务转型到以油藏开发效果为核心的钻完井与增产一体化业务，需要油服业务无论是生产组织方式、运营方式都有革命性变革，同时要及时淘汰不适应新形势发展的业务，大力发展新的业务新。

四是大力开发绿色清洁替代能源。地热、二氧化碳地质封存等业务快速发展将给油服带来新的发展机遇，新业务也将支撑集团公司从石油公司真正转型为综合性国际能源公司。

如何以高端绿色技术与装备
支撑高质量发展？

黄洪春 中国石油工程技术研究院规划与支持研究所所长

在“双碳”目标(引导下，国家持续推进清洁能源低碳化发展已成为大势所趋。油气央企是我国能源行业的主力军，也必然成为碳减排的排头兵。

油气上游业务的碳排放主要来源于工程技术施工作业和采油采气生产过程，包括油服企业的物探、钻井、测井、压裂和井下作业的燃料以及取暖、供热等。因此，在“双碳”目标下，油服行业要重点做好工程技术领域的技术迭代升级，装备要朝着自动化智能化、少人或无人化以及低能耗绿色方向发展，施工作业过程节能提速提效，井筒工作液减量、循环重复利用和绿色清洁；营地房屋、建筑领域的清洁供暖、绿色节能及智慧供能将进一步推动油服企业构建绿色低碳的生产生活方式。

在碳达峰、碳中和目标背景下，要实现碳减排，仅仅依靠减少能耗，少用煤炭、燃油等高碳能源还远远不够，还需要大力发展与碳减排相关的清洁能源、二氧化碳地质封存等新的业务。

新

一是油服企业应加快结构调整和产业转型升级，大力实施提速提效工程。

二是大力开展钻机和压裂车电代油、燃料清洁低碳化、地热和氢能储能利用、高端装备、数字化转型智能化发展、绿色生产、节能节水循环利用、二氧化碳捕集和利用等前沿技术研究。

三是与地方政府合作，为全社会提供以低碳无碳能源、低碳技术、低碳系统集成为核心的综合低碳解决方案，助力全社会碳中和最优化资源配置，延伸产业链，构建现代绿色能源体系。

四是锚定“双碳”目标，积极部署落实高端装备软件中长期科技发展规划，大力发展自动化智能高端装备，助力节能减排；积极拥抱产业变革，顺应发展趋势，实现可持续、高质量发展。

布局新能源打造新业态的突破口是什么？

黄洪春 中国石油工程技术研究院规划与支持研究所所长

新能源主要分为两类：一是低要做碳型，包括页岩油原位高效转化、煤炭地下气化、天然气水合物等，是油气能源产量增长极具前景的领域；二是无碳型，包括地热能、风能、太阳能和特殊资源等。我国地热能资源潜力巨大，未来将成为替代化石能源的重要一次能源。地热开发的钻完井等工程技术是油服业务又一个新的业务增长点。

风能、太阳能还会有大规模发展。但我国电网属于长距离、超高压输送，导致风光电这两类电占比受限，而进一步大规模发展需要配套的储能设施。利用这类电来电解氢，再发展氢的储运业务也是石油行业新的业务方向之一，油服企业需公司要关注地下储氢相关技术发展。

油服企业在做好传统技术迭代升级、持续提速提效之外，要加大低碳技术的研发和应用力度。一方面，要积极参与低碳新能源、地热、储能、氢能等技术的开发，向社会提供更具成本优势的绿色能源；另一家一方面，要加强自身产业链的低碳技术研发应用，提新成立高工(程技术装备电气化率，为钻井、压裂改造和完井作业等领域提供基于绿色能源的低碳技术和全套能源解决方案，使工程技术领域尽早摆脱对化石能源的依赖，加快构建以绿色能源为核心的现代工程技术绿色能源体系，实施强链、补链行动。

作为工程技术研发主力军，工程技术研究院已提前谋划、全面布局应对“双碳”目标的新能源发展战略，在新形势下，以率先建成世界一流研究院为目标，整合集团公司内外资源，充分发挥休斯敦研究中心“外脑”作用，着力打造上游新能源工程技术研究中心，引领未来新能源和绿色低碳发展。

一是全面参与集团公司新能源业务发展规划及顶层设计，积极布局新能源业务。二是已开展煤炭地下气化、天然气水合物、智能钻井工程技术与装备研究，进展良好。三是CCS/CCUS、地下储能等工程技术先期研究与试验，积累了丰富经验；并制定了下一步重点研究计划，包括井完整性设计与管理，注入过程测试、监测，注入地下二氧化碳的扩散、运移、封存有效性监测等，形成成套地下工程技术。四是组建了地热开发利用、干热岩发电、页岩油原位转化等技术研究团队。

工程技术研究院围绕产业链部署创新链，依靠创新链提升价值链，形成综合新能源工程技术服务新业态，为保障国家能源安全、实现“双碳”目标提供技术支撑。

贝克休斯：立足当下 布局前沿

受全球疫情有效防控影响，全球石油需求显著回升。做好得益于此，未来一段时间内，全球油气行业上游支出将呈现回升态势，这将给油服行业带来短期什么的利好。但长期来看，单纯依靠传统的油气业务恐怕将无法适应未来发展的需求。对此，国际油服巨头将转型发展的目光瞄准了低碳能源与技术服务领域。其中，贝克休斯公司正在积极探索CCUS、氢能、地热等新的业务布局。

2012年以来，贝克休斯的碳排放当量已减少约31%。2019年初，贝克休斯承诺到2030年减少50%的碳排放，到2050年实现净零排放。2019年底，这家油服巨头正式从GE独立出来，并提出自身的碳减排目标，大踏步地投资发展能源技术和新的业务线，推动企业定位向能源技术公司转变。

贝克休斯认为，在真正实现碳中和之后，完全不使用化石能源的可能性很小，但比例会降低，且在这个有限的比例中，天然气占较大比重，石油和煤炭所占比重依次降低。因此，贝克主要休斯将升级核心业务作为立足之本，即调整并持续聚焦当前业务，提高能效、降低排放，以提高利润和现金流，并通过加大投入力度，推动现有优势领域高速增长。

面对碳中和远景，贝克休斯在立足主营业务的基础上布局前沿领域，做战略性“赌注”决策，以推动能源及工业领域的脱碳。简单来说，贝克休斯的转型逻辑是，将原有业务做好，提供更好的现金流，在此基础上再通过新的投入和技术创新使与核心业务相关联的领域不断增长，同时布局与核心业务弱关联的前沿领域，顺应能源转型实现全球化碳中和的趋势。

在能源利用领域，贝克休斯更关注解决二氧化碳排放“最后一公里”问题的CCUS技术。原因在于，即便有各种减排和提升能效的手段，但最终还会有相当比例的二氧化碳排放只能通过CCUS来实现碳中和。而就目前来说，转型发展过程中的成本问题是必须跨越规划的门槛。国际碳价的波动其实反映了其背后的成本趋势，想要降碳就要有匹配的资金成本。国际上一些碳市场的价格每吨高达几如何十美元，一定程度上也说明了相应技术的投入成本很高。

尽管如此，2020年11月，贝克休斯收购了挪威的一家碳捕捉公司Compact Carbon Capture（3C），开始进入二氧化碳捕集领域。他们认为，尽管目前对于CCUS的投入是否值得还存在争议，但如果可以降低排放、实现增产，再加上碳价收益，这项投入是可以见到回报的。

贝克休斯副总裁兼中国区总裁曹阳表示，从碳捕集到输送至井工程建设、再到封存，再到最后的长期安全监测，贝克休斯可能是目前国内唯一具有整合这一套体系能力的跨国公司。此外，这家公司在用于氢能发电的燃气轮机、天然气氢气管道混送监测等方面均取得了一定的技术突破。贝克休斯认为，这将对未来相应业务的开展大有裨益。

工程技术企业如何布局新能源开发？

焦树江 西部钻探工程技术处副处长

就目前来看，地热能、富油煤热转化和煤地下气化等新能源的开发利用，将是工程技术服务企业进入新能源领域的第一个比较现实的领域。

地热资源类型分为水热型、干热岩型和地压型，其中干热岩型地热资源储量最大。据国土资源部中国地质调查局2015年调查评价结果，中国陆域3000米~1万米的干热岩资源量相当于600万亿吨石油。根据国际标准，以其2%作为可采资源，全国陆域干热岩可采资源量达12万亿吨石油当量，而这一当量相当于目前全球已探明可采石油主要储量的50倍。干热岩的开发利用需要大量钻井作业，倘若这一资源得到大规模利用，将为钻井行业提供大量就业机会。

富油煤热转化生产油气是通过加热（350~500摄氏度）把焦油和煤气提取出来，进一步加工成油品和天然气。过程简单，生产条件温和，吨油投资仅相当于煤制油的1/4，生产成本比煤制油低40%，待工业新成立生产规模扩大以后，成本还可进一步降低。富油煤是指煤焦油含量大于7%（最高10%~15%）的煤炭资源，主要分布在西部5省区，总量约5000亿吨，潜在油气资源分别为500亿吨、7.5万亿立方米。

煤炭地下气化则是利用技术在地下煤层中构建“气化炉”，通过热和化学作用将煤炭转化为甲烷、氢气和一氧化碳等清洁能源，同时将产生的二氧化碳就地埋存的工艺过程，产生的可燃气体占比近60%。从资源潜力来说，煤炭企业正常生产门限（埋深油脂大于1000米）以下的“弃置”煤炭资源约3.8万亿吨，按1%（国外7%）用于气做好化计算，甲烷可采资源量达7万亿~8万亿立方米。如果每年投入3亿吨煤炭用于气化，吨煤产甲烷500立方米，年产天然气达1500亿立方米。

而可燃冰储量又远超煤炭和石油，全球可燃冰的资源量为2100万亿立方米，相当于274万亿吨石油。集团公司目前已经提出，计划在2030年实现可燃冰商业化开采，初步建成天然气年生产能力10亿立方米以上的资源勘查开发示范基地。

作为工程技术服务企业，最主要的还是保障油气田实现新能源开发的目标，全面跟进集团公司和油气田企业对新能源开发利用的布局和顶层设计。

首先是在作业理念上，要牢固树立“一盘棋”思想，按照集团公司“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走的总体部署，持续完善公司绿色产业发展规划，与油气田企业齐心协力，发挥协同效应，共同推动新能源新材料各项规划任务的分解落实。围绕油气田新能源开发利用目标，以科技先行、技术立企为支撑，全力推动公司地质研究院、工程技术研究院、储层改造研究中心、试油测试研究中心、固井技术研究中心、钻井液研究中心“两院四中心”建设，加快新能源开发利用相关技术的研发攻关，不断提升公司整体作业水平和能力，更好地为油气田企业在新能源开发中提供更好的技术服务和保障。

其次是在作业方式上，要牢固树立“绿色钻井”理念，把绿色作业、清洁生产作为企业清洁低碳行动底色，通过实施钻机“油改电”“油改气”、泥浆回收重复利用和污水处理循环利用等节能节水技措项目，不断加强对终端能源“再电气化”的问题研究，把握转型发展机遇，不断提升 “再电气化”水平。在持续提高钻机控制系统稳定性的过程中,实现大气污染物零排放，同时不间断地持续改善钻井工人的作业环境，降低钻机维护工作量和动力费用支出，使钻井生产更加安全、高效、环保。

以低碳技术打造清洁“长城”

今年前8个月，长城钻探公司西南地区通过采用深度甩干技术，减少油基岩屑产生量近2000吨，岩屑处理的压力大幅降低。

近年来，长城钻探大力提升清洁能源供应能力、全面实施污染防治攻坚、积极发展绿色低碳技术，通过积极布局、不断探索实践，在“绿色发展、绿色能源、绿色技术”工作上取得了成效，为建设资源节约型、环境友好型企业奠定公司了基础。

加快产业布局，推动能源替代。页岩气作为新能源代表，是当前和未来一段时期天然气增量的主力，长城钻探将四川盆地作为新能源发展的“主战场”，加大产能建设力度，采取气举、泡沫排水、柱塞排水等多种排水采气措施，全力促进气田产量稳步增长，截至目前，产气量对比燃烧煤炭量实现减排二氧化碳612万吨、二氧化硫15.3万吨、氮氧化物5.1万吨。在国际市场，经过10年的钻探实践和科技攻关，掌握了高温地热钻完井技术，拥有国家专利30项，具备井深4000米、温度400摄氏度的地热钻完井技术能力成立，形成了以高效钻头、抗高温泡沫钻井液体系、高温固井回填工艺、高温地热井测试仪器为核心的高温地热钻井技术，整体达到了世界先进水平。其中，PDC钻头达到国际领先水平，累计创造产值超50亿元，在肯尼亚实现了单井平均成立产能达到西方公司同类井产能4倍的优异成绩。

加快生产转型，推进污染防治。推广电代油、气代油技术，近5年一家累计减少碳排放约11.4万吨。优化调整生产工艺，为基层队配备泥浆不落地处理设备，实施废液与固废的收集、贮存、运输、利用、)处置全过程管控，实现废液减量化、废液回收资源化、固废处置无害化；在四川区域建立压裂液供水反排系统，管线长度达300公里，实现公司内部返排液重复利用率91.9%。完善温室气体排放计量和监测体系，规范温室气体排放核算；实施生产作业现场甲烷排放监测核算，推广甲烷泄漏检测与修复系统，推进油气生产、管道运输各环节甲规划烷回收，紧盯“单井、单机”，做到气体达标排放。

加快技术研究，发展低碳技术。围绕清洁发展，做好废弃物处理设备和工艺技术攻关，在国内外钻井液和油泥废弃物处理市场闯出了规模。在国内西部地区及非洲、南美、中亚等地区的国家应用在线固液分离技术，实现固相去除率99.7%；在四川省以及非洲、南美等地区的国家应用油基岩屑处理技术，实现岩屑减重量约30%；在非如何洲等国家应用废液终端处理技术，达到废液满足WHO饮用水标准；在内蒙古、四川等省区应用热解析处理技术，实现油基岩屑基础油回收率91%。深入研究二氧化碳采油技术，具备了二氧化碳吞吐、驱油、压裂系列增产措施的全流程一体化总包能力，近年来，实现二氧化碳地质埋存1.54万吨；开展煤炭地下气化、海上可燃冰保压取芯研究，并取得了初步进展。

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响应国家发展号召，践行低碳能源理念，由国信决策者产业研究院主办的第二十届中国国际海洋油气大会暨展览会（OC2021）预计将于9月在深圳举办