采用电网供电替代柴油发电机，虽能有效减少碳排放，但电网容量限制、审批流程复杂以及成本问题，仍是当前推广这一模式面临的主要障碍。
 
 
在脱碳目标与运营效率提升的双重驱动下，钻井平台电力系统正迎来变革浪潮。对于钻井承包商而言，这一变革的核心体现为：他们正越来越多地应用各类技术，以降低钻井平台对传统柴油发电机的依赖。尤其在美国，大规模钻井项目与不断更新的排放法规相互叠加，钻井平台电气化已成为孕育创新的重要契机。
 
尽管这类替代性钻井平台电力系统中的不少技术已问世多年，但要将其规模化应用——达到既能显著减少碳排放、又能大幅降低成本的水平，仍面临不小挑战。区域电网容量限制、基础设施兼容性问题、审批流程复杂性，以及全生命周期总成本，均是目前亟待突破的障碍。而要扫清这些障碍，推动作业商、钻井商、原始设备制造商（OEM）与公用事业服务商建立战略合作伙伴关系，将起到关键作用。
 
坎瑞格钻井技术公司电力管理与控制全球产品经理拉米・巴尔库尼表示：“所有利益相关方——钻井商、作业商、公用事业服务商——都清楚电气化面临的挑战与风险，但同时也看到了其中潜藏的潜在效益与双赢可能。若想充分发挥这些效益，电网方面需加大投资，提升电力输送容量；作业商则应主动与电网方沟通钻井计划，同时为钻井承包商提供激励，推动钻井平台电气化落地。”
 
目前，钻井平台主要依靠公用电网供电的模式，在很大程度上仍仅限于那些靠近现有电网基础设施的平台，这类平台通常位于城镇区域。即便如此，行业内也普遍认为，部分电网的配置无法确保始终提供充足容量以满足钻井平台的用电需求。若电网无法保障稳定供电，作业商可能会完全放弃使用网电——因为在钻井作业过程中切换至柴油发电机供电并不现实：切换操作意味着钻井平台需彻底断电，而即便仅断电几分钟，也可能引发井控安全问题。
 
2023年，帕特森-UTI公司在美国二叠纪盆地的一台陆地钻井平台上，将其电池储能系统（BESS）“EcoCell”与自主研发的电网过渡撬装设备“GridAssist”相结合，为陆地钻井平台获取电网电力迈出了重要一步。该系统成功构建了低碳备用电源，可对电网电力进行补充，从而让电网供电成为更受作业商青睐的选择。
 
帕特森-UTI公司电力系统产品开发高级经理马塞尔・斯奈德表示：“多年来，我们一直在推进钻井平台电气化。但我们发现，就电网供电而言，当前电网的负荷压力达到了前所未有的水平。要让公用事业服务商为钻井平台分配项目所需的电力额度，难度不小。” 他指出，通过降低峰值用电量、实现从电网获取更稳定的电力消耗，这一难题便可得到规避。
 
核能在海上场景也逐渐引发关注，原因在于其碳排放低且能量密度高。据美国核能研究所数据显示，一枚铀燃料芯块产生的能量，相当于149加仑（约564升）石油或1.7万立方英尺（约481立方米）天然气产生的能量。核能推进技术已在各国国有货轮和破冰船上应用数十年，但尚未在钻井平台等商业领域实现落地。
 
英国劳氏船级社正与能源行业各利益相关方合作，为在商业船舶应用中采用核反应堆制定可行路径——该机构认为，未来15年内这一路径有望成为现实。要实现这一目标（尤其是规模化应用），行业仍需解决监管管控与技术基础设施相关的各类问题。其中，除了需制定核反应堆设计相关标准外，建立完善的核废料处理基础设施也至关重要。
 
英国劳氏船级社风险与监管咨询首席工程师彼得・华莱士表示：“监管机构最看重的便是标准化。”他指出，船舶行业的原始设备制造商（OEM）已在探索标准化方案，以批量建造核反应堆。“我认为，若没有标准化，核反应堆的规模化应用便无从谈起。单个反应堆机组及其相关系统的资质认证与许可审批流程耗时过长，难以支撑规模化推进。”
 
 
电网与电池储能系统的联动
 
公用电网供电的碳强度低于传统井场发电模式，还具备成本节约、噪音降低等额外优势。如今，压气站、生产井等众多永久性设施已主要采用电网供电，且供电系统中往往包含可再生能源成分。
 
 
图1 帕特森-UTI公司的 EcoCell电池储能系统与Grid-Assist电网过渡设备组合，现部署于美国新墨西哥州现场——该组合系统最初于2023年在此地投入应用。目前，这套组合系统已在新墨西哥州的两台钻井平台上稳定运行。
 
然而，尽管电网供电潜力显著，采用传统柴油发电以外模式的钻井平台占比仍相对较低。原因之一在于，随着油气田开发程度不断加深，为钻井平台这类需求不稳定的临时设施获取充足电力容量，难度正逐渐加大。这是因为，随着生产井投产、新增管道建成，油气田的电力需求通常会持续上升，但公用事业服务商在供电优先级上，往往会将半永久性设施置于钻井平台这类移动设施之前。
 
此外，大多数公用电网容量不足，成为钻井平台广泛采用电网供电的另一大障碍。公用事业服务商投资不足且负荷预测不够精准，导致许多电网难以满足钻井作业及其他工业用途（如制造业、电动汽车充电、数据中心）日益增长的用电需求。
 
帕特森-UTI公司通过将EcoCell电池储能技术与GridAssist电网过渡技术结合使用，成功克服了这些挑战。这一集成应用需额外配置定制化硬件——包括一台便携式变电站和GridAssist过渡撬装设备，这些设备可实现电池与公用电网、钻井平台柴油发电机之间的互联互通。该配置能将从电网取用的电力控制在预设范围内（通常由作业商提交申请后，公用事业服务商针对每次钻井平台迁址设定用电限额）；同时还可实现“削峰”功能：当电网供电紧张时，系统可从电池储能设备取电，必要时也可切换至柴油发电机供电。
 
图2 开关柜过渡撬装设备（如图所示）用于容纳将公用电网与电池储能系统连接起来的开关柜。
 
 
这一系统为钻井平台的能源使用构建了一套全新的供能优先级体系：公用电网取代柴油发电机，成为钻井平台的主要供电来源。若电网因供电中断或其他因素无法提供充足电力，或钻井平台用电需求超出电网设定的限额，电池储能系统将作为补充电源投入使用；若这两类电源仍无法满足需求，柴油发电机才会启动运行。
 
该系统还彻底改变了传统电池储能系统（BESS）的供能逻辑——传统模式下，电池需依靠发电机消耗多余电力来充电，而在这套系统中，电池的充电电力完全来自电网。
 
斯奈德先生表示：“借助GridAssist技术，我们可将电网供电量控制在任意所需额度。比如，我们可能从一个电网供电充足的钻井区块，转移到另一个仅能提供1至2兆瓦电力的区块作业。”他进一步补充道：“此外，钻井平台的用电需求波动极大：起吊作业时，电力消耗会突然攀升至数兆瓦；作业停止后，耗电量又会降至极低水平。因此，只要我们的用电需求未超过电网供电能力，就能完全依靠电网运行，并利用电网的多余电力为电池充电；当用电需求超过电网承载上限时，我们则可启用其他备用电源。”
 
GridAssist系统中的便携式变电站需先将公用电网输送来的线路电压降低，再将电力输送至过渡撬装设备。该撬装设备位于发电机、电池与变频驱动（VFD）柜之间——其中，变频驱动柜负责控制钻井平台各设备（如泥浆泵、绞车、顶驱）所用电动机的转速与功率输出。
 
斯奈德先生表示，GridAssist撬装设备的存在十分必要，原因在于变频驱动柜的空间有限：这类柜体最初的设计用途仅为适配柴油发电机，无法容纳额外设备。而帕特森-UTI公司需要一个额外的组件来安放开关柜，以实现公用电网与电池、发电机之间的连接。
 

图3 作为公用电网、电池储能系统与柴油发电机之间的连接枢纽，GridAssist设备改变了钻井平台传统配置中的供能优先级体系。在该系统中，公用电网是钻井平台的主要供电来源，电池储能系统作为第一备用电源，而柴油发电机则作为最后的保障电源投入使用。
 
“这些年来，我们一直在想办法在变频驱动（VFD）柜内部容纳更多设备，但久而久之就会遇到空间瓶颈，” 他称：”柜内原本就装有发电机断路器，根本无法再额外塞进一个5000安培的电网断路器、一个电池专用断路器，以及配套的所有控制装置和过滤器。因此，将这些设备整合到一个独立的撬装设备中至关重要。虽然这需要占用一定空间，但我们发现，钻井区块的场地限制并没有严格到无法容纳一个额外撬装设备的程度。”
 
斯奈德先生还强调，该系统的自动化功能也十分关键，其目的是避免增加钻井人员的工作负担。发电机与电池的供电柜信号会传输至钻井平台的自动化系统和控制系统；钻井人员的操作界面也已更新，可实时显示新电力系统的数据。除“设定电网供电限额”这一项操作外，其余所有流程均已实现自动化。
 
“钻井平台维持充足供电所需的各项操作均已实现自动化：电池充放电的电量调节是自动的；发电机的启停、负载控制也是自动的。一旦出现用电需求上升的情况，电池会自动提供额外电力。所有这些流程都在后台自动运行，钻井人员无需额外关注——他们只需专注于操控钻井工具、绞车和泥浆泵即可，并且完全可以放心，这些作业所需的电力会始终充足。” 斯奈德先生说道。
 
EcoCell电池储能技术与GridAssist电网过渡技术的集成应用，最初于2022年在帕特森-UTI公司位于休斯顿的建造与测试基地完成测试，次年便在新墨西哥州的一台陆地钻井平台上投入实际应用。初步应用数据显示，该钻井平台在一年间的不同作业地点，面对0.5兆瓦至4兆瓦范围内的各类电网供电额度，均能实现平稳运行。
 
例如，在一次起下钻作业中，钻井平台需从约1.6万英尺（约4877米）的井下起钻，此时绞车产生的高电力需求超出了电网的供电能力。当钻井人员开始起吊钻具时，电池储能系统释放额外电力，在电网实际耗电量与供电限额之间形成缓冲。而在立柱起吊的间隔期间，随着游车组下放，电池储能系统会缓慢充电，补充起吊过程中消耗的电能。总体来看，在电网供电限额设定为1.5兆瓦的情况下，该钻井平台87%的作业无需依赖柴油发电机即可完成。
 
在测试期间，新墨西哥州的这台钻井平台在多数作业地点可获取约2兆瓦的电网供电。在此条件下，平台98%的作业都无需依靠发电机便能完成。
 
截至2025年7月，EcoCell与GridAssist的组合系统已在新墨西哥州的两台钻井平台上投入运行。斯奈德先生表示，帕特 -UTI公司正与作业商探讨扩大该系统的应用范围，计划覆盖二叠纪盆地及其他区域。
 
“目前存在大量应用机遇。” 他解释称：“核心场景其实很明确：即存在电网供电，但供电量未必能始终满足钻井平台的需求。我们正在与多个钻井活动密集的区域展开洽谈，比如阿巴拉契亚地区、落基山脉以及得克萨斯州的不同区域。”
 
 
钻井平台电气化的规模化推进
 
尽管陆地钻井平台采用公用电网供电的理念已存在十余年，但该模式仍相对少见，在偏远油田尤为如此——这些地区的基础设施条件、审批流程复杂性及供电可靠性，均构成了显著障碍。
 
目前尚无官方统计数据追踪美国本土48州接入公用电网的钻井平台数量。不过，坎瑞格钻井技术公司能源转型高级产品线经理卡罗莱娜・斯托普科斯基估算，当前仅有约20%至25%的在运营钻井平台接入高压电网。她表示，要实现电网供电钻井平台的规模化发展，需构建一个能更好地激励作业商与钻井承包商双方的生态体系。
 
“作为承包商与技术提供商，我们需承担钻井平台电气化所需的设备成本，以及将这些设备与现有技术整合的成本，” 她解释道：“而作业商则需承担规划成本、电力采购成本，以及与公用事业服务商沟通的成本——包括告知服务商作业地点及所需电力额度。如今的电力输送成本虽较10年前有所下降，但整体仍偏高。只有让这一模式具备成本效益，我们才能推动其规模化发展。”
 
对于纳博斯工业公司的子公司坎瑞格而言，在构建上述生态体系的过程中，确保成本确定性是核心优先事项。巴尔库尼先生表示，电网供电设施的规划流程仍耗时且复杂，这最终导致针对 “钻井平台电网供电配套技术” 的大规模投资意愿受挫。尽管不同辖区的规划流程存在差异，但通常情况下，作业商会先选定拟实现电气化的钻井区块，随后向公用事业服务商提交该区块的钻井计划，并申请所需的供电额度。
 
这一申请的审批流程可能需要很长时间才能完成——巴尔库尼先生称，根据涉及的公用事业服务商及相关监管机构的不同，审批周期可能在8至14个月之间。这些监管机构包括得克萨斯州铁路委员会、得克萨斯电力可靠性委员会等；此外，根据作业商钻井平台电气化所在的城市辖区不同，还可能涉及其他公用事业公司及地区政府监管机构。
 
若按“逐个区块”推算这一审批时间，将难以高效推进整个油田的电气化开发——尤其是当一个油田包含10至20个钻井区块时，因为每个区块的供电申请都需单独审批。巴尔库尼先生指出，作业商与钻井商需与美国各州监管机构及公用事业服务商开展合作，简化这一审批流程，这一点至关重要。
 
他认为，美国部分公用事业服务商确实会为同一油田内的多个钻井区块，提供“多区块”或“走廊式”的基础设施供电方案。但这种方案能否落地，在很大程度上取决于公用事业服务商、申请所在州的政策，以及作业商开发计划的规模。而针对不同油田的多个区块提供“多区块申请”服务的情况，目前仍十分罕见。
 
“试想一下，若无需逐个区块提交申请，而是可以为整个油田申请供电，或是作业商能一次性为多个未必位于同一油田的区块提交一份申请——这将催生一种更具规划性的推进模式，所有审批流程可一次性完成。因为我们能更早确定未来这些区域的用电需求，钻井承包商也就能直接投资为钻井平台加装电气化设备，而非将其作为第三方附加服务来采购。”
 
这类电气化设备包括坎瑞格公司的PowerTAP变压器模块——该设备于2022年首次投入应用。该系统可调节输入的高压电网电压，使其与钻井平台的用电电压相匹配，并实现公用电网与钻井平台动力室的电力整合。此模块安装在钻井平台动力室旁，通过一根与电线杆并行的中压卷盘式电缆接入高压电网。
 
对于采用公用电网供电的钻井平台而言，PowerTAP这类系统通常是必备的——它能实现平台在高压电网与发电机供电之间的切换。在钻井平台迁址过程中，出于供电时序安排、公用事业服务商启停供电服务等原因，可能需要暂时仅依靠发电机供电。此外，当电网供电中断，或钻井作业用电需求超出电网供电能力时，也需启用发电机供电。
 
钻井承包商需要获得足够激励，才会投入资金为钻井平台加装PowerTAP这类改造系统，部分原因在于电网供电审批流程存在不确定性。斯托普科斯基女士表示，若作业商能通过一份许可就完成整个油田开发的电网供电审批，将有望激励钻井承包商加大改造投入。
 
“作业商与钻井承包商的激励点存在差异。” 她解释道：“作业商的激励点很明确——他们每天都能切实看到净成本节约，因为柴油消耗成本降低了。钻井承包商也有激励点——部分设备的使用频率下降，从而节省维护成本，但这种节约并非日常可见。如果作业商仅在零星几个区块聘用承包商作业，那么承包商能获得的收益十分有限，这对推动电气化规模化发展并无帮助。”
 
要推动钻井平台电气化规模化发展，统一监管要求同样至关重要。例如，公用事业服务商对钻井商接入电网的操作要求存在地区差异：部分辖区要求钻井商将变压器模块与计量柜连接（计量柜用于统计传输至变压器的电量），而其他辖区则无此要求；部分辖区要求安装可视化断开装置（如负荷切断式电网隔离开关），其他辖区同样不做强制规定。
 
斯托普科斯基女士指出，鉴于美国各辖区监管体系错综复杂（不同公用事业服务商的工作重点各异），统一这些要求存在一定难度，但推进标准化对电气化规模化发展将大有裨益。
 
“钻井平台本质上是可移动设备，我们会将其从一个偏远区域转移到另一个偏远区域，其设计初衷就是作为’独立发电站’使用。” 她表示，一旦涉及直接接入电网的监管问题，难点就在于不同辖区对电气规范和电网标准的解读与要求各不相同，这让可移动钻井平台的合规规划变得复杂。统一标准将带来极大帮助，因为这样一来，设备整合的成本能立刻明确。如果公用事业服务商提出的各类特殊要求导致投资回报率无法最大化，那么（钻井商进行电气化改造的）动力就会消失。
 
海上钻井平台能否采用核能供电？
 
 
油气勘探开发业务脱碳面临的挑战规模之大，使得所有方案都被纳入考量范围，核能也不例外。英国劳氏船级社的华莱士先生表示，目前行业正研发先进核技术，这类技术或可安全应用于新一代船舶（包括钻井平台）。他进一步补充称，事实上，核能在近期内就可能成为海上油气领域的可行选择，并预测到2040年，核反应堆有望成为海上钻井平台供电的现实方案。
 
 
“核能供电的资金投入与组织实施问题终将解决。” 他认为，会有少数先行者率先采用。任何新技术的推广都遵循这样的规律：以电池储能为例，2012年时它还属于冷门技术，但到2015年，经过第一波应用推广后，若在某些船舶领域不考虑使用电池，就不会被行业认真对待。一旦核能供电迎来第一波甚至第二波应用者，这类技术就有望成为‘现成可用’的成熟方案。”
 
华莱士先生表示，核能对海上行业的优势显而易见，尤其是相较于为发电机供能的传统化石燃料，核能具有更高的能量密度。这种更高的能量密度意味着，海上平台无需频繁补充燃料，就能实现长期运行。
 
“核能带来的一大改变是，燃料补给的问题会突然消失。涡轮机械可以连续运行数年，一台核燃气轮机甚至能不间断运行5到7年。”尽管态度乐观，但华莱士先生也承认，要让行业真正在钻井平台上应用核反应堆，仍需在技术与监管两大层面完成多项工作。
 
 
图4 英国劳氏船级社表示，未来15年内，核反应堆有望成为帮助船舶（包括海上钻井平台）脱碳的可行方案。值得关注的三类潜在反应堆类型如下：一是微型反应堆，这类反应堆中会用到核热管，其作用是作为被动式传热装置；二是熔盐反应堆），该类反应堆利用溶解在熔融氟化物盐混合液中的铀产生热量；三是压水反应堆，以铀为燃料实现热量生成。
 
在技术层面，当前面临的挑战是提升现有核反应堆技术的成熟度。华莱士先生表示，目前有三类潜在的反应堆类型值得关注。第一类是微型反应堆，这类反应堆会用到核热管，其作用为被动式传热装置。在微型反应堆的堆芯内，铀作为燃料，通过受控的核裂变链式反应产生热量；随后，这些热量会传递至反应堆内的工质中，进而可用于转化为电能。
 
第二类是熔盐反应堆，该类反应堆利用溶解在熔融氟化物盐混合液中的铀产生热量。其中，熔融盐兼具冷却剂与慢化剂的功能，能够维持核裂变链式反应的持续进行；热量随后传递至工质，工质再通过相关设备转化为电能。
 
第三类是压水反应堆，以铀为燃料产生热量。随后，这些热量会传递至冷却剂（通常为水）中。由于反应堆容器内维持着高压状态，受热后的冷却剂能在高温下保持液态。这些热量随后可转化为电能。
 
华莱士先生表示，某类反应堆是否最适配海上钻井等特定海上应用场景，取决于相关利益方的偏好。需要考量的因素包括：在海上设施中安装某类反应堆的成本、反应堆的建造难易程度，以及产生特定发电量所需的反应堆规模。他指出，随着技术的进一步发展，这些问题的答案将更加清晰。
 
无论选择哪种反应堆类型，当前的挑战未必在于反应堆本身的研发。例如，行业还需着力研发反应堆所需的燃料。若石油、天然气等工业领域广泛采用核反应堆，能源需求的增长将推动相关铀矿开采量的提升。
 
铀的处理，或许更重要的是核废料的处理，构成了额外的挑战。放射性废料的处置需要安全且可持续的解决方案，以防止环境污染。与内燃机、电池会产生废弃物一样，核反应堆也会产生废料流。但核反应堆产生的废料有其独特性：体积小、密封性好，且其放射性可被精确测量。相较于其他技术产生的废料，这使得核废料的处理与处置能实现更高程度的可控性。
 
目前已有多项针对核废料处置的监管准则。国际原子能机构已制定放射性废料处置安全标准，成员国均需遵守这些标准，以保障人类健康与环境安全。欧盟《2011/70/Euratom号指令》则建立了共同体层面的框架，规范乏燃料与放射性废料的负责任、安全管理。在美国，放射性废料的监管由美国核管理委员会及各州机构共同负责。
 
然而，华莱士先生表示，目前仍缺乏足够的处置设施来满足日益增长的储存需求——不过欧盟已在推进多个项目，试图改变这一现状。
 
例如，芬兰将凭借其昂卡洛设施，成为全球首个拥有永久性核废料深层地质处置库的国家。该处置库预计于今年年底或2026年初投入使用，将高放射性乏燃料储存在防水容器中，再将容器埋入地下400多米深的基岩中。这些容器将被隔离并在地下保存10万年。
 
法国放射性废物管理机构计划于2027年启动其希日奥深层地质处置设施的建设，高放射性废物将被储存在地下500米处。这些未来的欧洲处置设施将获得民用反应堆乏燃料处置许可，而海上钻井这类商业海洋应用中可能使用的核反应堆，正属于民用反应堆范畴。
 
美国拥有全球目前唯一一座可接收各类核废料的深层地质处置场——位于新墨西哥州的废物隔离试验工厂）。但该处置场仅储存与国防相关的超铀废物（即被比铀重的核元素污染的废物）。这类超铀废物通常是核武器生产及相关活动的副产品，而乏燃料则主要由核反应堆产生。
 
据美国政府问责局数据，美国商业核电站产生的乏燃料已超过9万吨。然而，美国政府尚未为这类废物修建永久性地质处置库。因此，目前美国核电站储存的乏燃料数量正以每年约2000吨的速度增长。此前，美国曾计划在内华达州拟建的尤卡山处置场修建商业用核废料处置设施，但该计划因州政府与联邦政府的反对而受阻。
 
华莱士先生表示，若要让核能在海上钻井领域真正落地，建设此类核废料长期处置基础设施将至关重要。
 
“若小型核反应堆得以推广，就必然会涉及核燃料的使用，以及需要处理的核废料。欧盟已明确，长期来看这是一个关键问题，且已有多个欧盟国家在推进处置设施建设，或有多个设施正处于不同的许可审批阶段。而目前美国市场尚未达到这一水平——在美国，甚至在获取核反应堆许可之前，就必须先制定好核废料处置与反应堆退役计划。”
 
英国劳氏船级社目前正与能源行业相关利益方合作，针对两方面内容开展全面评估：一是核燃料的生产与供应，二是当前正处于研发阶段、用于船上发电的核反应堆技术。
 
华莱士先生提及的此类项目中，有一项是与普罗迪吉清洁能源公司的合作——该项目旨在完成普罗迪吉可移动式核电站全生命周期要求的制定工作。该项目于2025年3月首次公布，将为可移动式核电站的海洋建造、海洋运输及集中式退役制定标准模型。计划显示，这些可移动式核电站将于2030年前在加拿大部署。
 
这两大机构（英国劳氏船级社与普罗迪吉公司）期望通过该项目证明：一个国家无需对本国主权监管框架进行重大调整，就能实现可移动式及浮动式核电站技术的制造、部署、运营与退役全流程落地。
 
目前，普罗迪吉公司正与一家跨国矿业公司合作推进首个可移动式核电站项目，目标是为加拿大一处大型偏远关键矿产矿区集群供电。该项目的可行性研究已在进行中，研究内容包括收集场地与环境数据、开展原型测试项目，以及与当地原住民社区开展沟通协作。