摘要：降低熱能使用量及利用清潔能源替代化石能源的熱能使用是當前油田綠色發展的主要方向。為加快推動油田光熱規模化、規范化應用，在分析西北、東北及華北地區（簡稱三北地區）油田用熱情況及熱能替代方向、光熱技術發展現狀及各種集熱技術特點的基礎上，結合稠油及稀油開發生產的不同用熱需求，明確了光熱在油田應用需要解決的技術問題；結合油田應用環境、油田光熱應用的優勢資源及制約因素，提出了“頂層設計、科研攻關，示范引領、小步迭代，開拓商業合作模式、促進規模應用”的光熱利用路線，為三北地區油田企業加快推動光熱規模化利用提供了實施路徑。

引言

西北、東北及華北地區（簡稱三北地區）油田開發生產過程需要消耗大量的熱能，其中稀油油田開發生產過程中熱能主要消耗于油氣集輸處理環節，用于加熱集油、熱化學脫水及原油穩定等；稠油開發生產過程中熱能主要用于蒸汽驅替環節的鍋爐制蒸汽過程。熱能主要由天然氣、原油及原煤提供，占油田總能耗的80%以上。因此，降低熱能使用量及利用光熱、地熱等清潔能源替代化石能源的熱能使用是當前油田綠色發展的主要方向。三北地區光熱資源相對豐富，同時油田低滲透及特低滲透油層占比較大，油區內優質地熱資源較為稀缺。

因此光熱利用是當前油田“以熱替熱”的重要途徑。

1、油田光熱利用影響因素

光熱高效經濟利用的影響因素較多，油田應用環境具有多樣化特點，各油田區塊光熱利用優勢資源與制約因素各有不同。

1.1光熱資源是光熱經濟利用的重要前提

光熱資源是否豐富在很大程度上決定光熱利用項目的收益及可行性。年太陽能輻射總量、年日照時數、直射輻照、緯度等在一定程度上可以說明光熱資源豐富程度。三北地區緯度雖相對較高，但太陽能資源整體相對豐富，尤其是新疆南部及東部、青海及玉門油田、長慶油田部分區塊。但由于影響太陽能直射輻照的因素較多，除緯度高低外，還受地勢高低、云層厚度等影響，因此，光熱利用方案應結合當地氣象資料進行具體的可行性論證。

1.2土地資源是制約光熱利用的最大限制條件

聚光集熱鏡場占地面積大，由當前已建成的部分光熱高溫發電項目測算，根據聚光集熱方式不同，聚光集熱鏡場占地為（4.8～8.0）×104 m2/MW；而低溫熱利用鏡場占地面積相對較小，占地約為（3.2～3.8）×104 m2/MW。當前，光伏及光熱發電多采用租用土地等方式，新疆克拉瑪依市、河北張家口市張北縣等地區租用價格為750元/（hm2·a）；新疆吐魯番及哈密地區光伏發電租用價格為25年共計3×104元/hm2，土地使用稅為15.75元（/hm2·a）。

各省市土地租用價格各異，需要各油田企業根據土地類型積極與當地政府協商解決。西北及東北油區土地資源相對豐富，但華北油區多為濕地及耕地，土地資源相對緊張，當前大港油田利用小區屋頂、井場及公園圍欄等設置光伏板。總之，光熱利用需根據土地資源及征地成本因地制宜制定規劃方案。

1.3替代目標的選擇是光熱高效利用的關鍵因素

當前，三北地區油田總耗能約2 000×104 tce/a，天然氣消耗量超過100×108 m3/a，各種轉油站及脫水站近2 000座，光熱利用內部市場需求大。同時各大油區地域遼闊，各區塊直射輻照、地勢高度均不同，結合不同的環境條件及用熱需求，光熱替代目標的選擇應以經濟效益為中心循序漸進。

受光熱替代燃料價格、替代熱品質需求及運行時數等因素影響，當前，高溫光熱替代稠油熱采所需高溫高壓蒸汽的燃氣鍋爐方案經濟效益較差（初始建設投資高且所替燃氣價格低），替代燃油加熱爐經濟效益相對好（原油價格相對高），替代常年運行脫水爐、外輸爐較替代間歇運行的采暖爐、摻水爐效益好，以站為單位的較大規模熱需求替代較以井為單位的小規模用熱需求替代經濟效益好。

1.4技術路線是影響光熱項目經濟性的主要因素

在稀油油田的低溫光熱應用環境中，當前有平板集熱、熱管集熱、線性菲尼爾及槽式聚光集熱等技術。各種技術適用性及經濟性有較大差異，如：吸收反射光的聚光集熱系統較吸收直射光的平板及熱管集熱系統升溫速度快，但投資相對高；平板集熱器安裝施工管理方便，但熱損失相對較大；熱管集熱器啟動溫度低，但清洗管理難度相對大。同時，各種光熱技術也在根據應用環境不斷改進設計思路，各油田企業應根據環境溫度、空氣清潔度、區域風力等情況，結合技術進步，綜合優選經濟適用的光熱利用技術路線。

2、油田光熱利用技術發展現狀

油田的用熱需求可分為兩大類，一類為稠油開發所需的300℃以上高溫高壓蒸汽用熱，另一類為稀油開發所需的40～80℃低溫熱水用熱。

2.1光熱制蒸汽技術

2.1.1技術現狀

國外光熱制蒸汽用于稠油熱采于2011年在全球首次嘗試，目前已在阿曼、美國加利福尼亞州等地應用，主要采用槽式及塔式聚光集熱系統。在加利福尼亞州建成的塔式聚光集熱稠油熱采項目，輸出功率29 MW，可提供14 MPa、540℃的蒸汽。

目前我國尚無光熱制蒸汽用于稠油熱采的案例，但已建成50 MW、100 MW規模的光熱發電工程，分別采用槽式、塔式及菲涅爾式聚光集熱系統。

光熱發電的聚光集熱、儲熱及熱循環、蒸汽發生系統的技術路線、建設及管理經驗可為稠油開發光熱制蒸汽提供借鑒。

2.1.2應用需求

太陽能具有不能連續供給的特點，全國一類地區全年日照時數僅為3 200～3 300 h。以光伏發電為例，在不儲能的情況下，2020年全國光伏年平均利用小時數僅為1 160 h。太陽能利用的有效時數在很大程度上影響項目的經濟效益，有效利用時數越長，工程項目的收益越好。目前我國光熱發電項目均配套建設了儲能系統，年利用小時數約為3 900～4 500 h。為節省初始建設投資，當前儲熱系統建設規模一般按不大于系統連續運行24 h進行設計。

為保證油田穩定生產及保持地層壓力的連續性，稠油開發生產過程中的供熱系統需連續運行，因此太陽能光熱制蒸汽系統與已建的燃氣或燃煤制蒸汽系統必須協同供能。當前，稠油開發的燃氣或燃煤鍋爐制蒸汽系統建設完善，太陽能光熱制蒸汽系統建成后，將部分替代已建燃氣或燃煤鍋爐，形成以燃氣或燃煤鍋爐為主，光熱制蒸汽為輔的聯合供熱系統。

圖1稠油油田高溫光熱與蒸汽鍋爐聯合供熱系統流程示意圖

2.1.3需要解決的問題

光熱發電的技術路線在很大程度上可以移植到稠油開發制蒸汽系統，但技術經濟性面臨較大的挑戰，如，為了提高發電效率，光熱發電系統多采用二元熔鹽作為儲熱及熱循環介質，高溫熔鹽溫度多達到550℃以上，而二元熔鹽凝固點較高，為280℃左右；若將二元熔鹽用于稠油熱采300～390℃溫度需求的儲熱及熱循環系統，則將產生技術要求高、投資需求大、管理難度大等問題。而三元熔鹽工作溫度區間與稠油熱采所需蒸汽溫度較為匹配，但目前我國尚無三元熔鹽在300℃以上高溫制蒸汽的應用實例，需要對其蓄熱性能及熱流動性進行研究，需對儲熱方式（混凝土儲熱、三元熔鹽儲熱等）、儲熱時間以及與不同儲熱時間相匹配的集熱場建設規模進行多方案比選，只有明確了技術性及經濟性均適用的儲熱及熱循環技術路線，才能推動光熱在稠油系統的規模化應用。

當前4種聚光集熱主流技術中，槽式和菲涅爾式屬于線性聚焦，塔式及碟式為點式聚焦。點式聚焦相對線性聚焦而言聚光比高、升溫速度快，最高集熱溫度可達1200℃。但當前塔式聚光集熱系統初始建設投資高，碟式聚光集熱系統應用規模相對較小；槽式是最先被發明出來的聚光集熱技術，技術路線相對成熟，但近年來無較大突破；菲涅爾式相對較新，近年來在提高聚光比、減少熱損失及提高光熱轉換效率方面有一定改進。由于各個環節的各類改進技術分屬不同的廠家，因此對各種光熱提效技術的綜合應用需要結合油田用能環境，深入開展技術路線對比、關鍵材料優選，以及追光聚熱高效穩定供能策略等關鍵技術研究。

另外，目前光熱在稠油開發應用過程中的各種設計參數尚不明確、包含各種計算在內的工藝包及相關的工程設計規范等均缺失，需要研究明確并制定，才能滿足三北地區油田光熱資源、燃料價格、用熱需求及品質等個性化優化方案編制的需求。

2.2光熱制熱水技術

2.2.1技術現狀

與光熱制蒸汽相比，光熱制熱水的熱品位降低，其技術難度也相對降低。儲熱及熱循環介質由制蒸汽所需的熔鹽或混凝土改為軟化水，儲熱罐由熔鹽罐或混熱土改為鋼制水罐；儲熱及換熱系統運行溫度與環境溫差變小，集熱管也可由真空改為非真空；整體聚光集熱鏡場建設面積相對制高溫蒸汽需求變小，儲熱規模可在一定程度增加，進而使光熱系統年運行時數增加，投資收益向好。

近年來光熱制熱水在采暖供熱系統、工業用熱方面應用案例較多，配套建設一定規模的儲熱蓄水裝置，全年供熱時間可達到8000h。

2.2.2應用需求

三北地區各稀油油田油品物性相差較大，以對原油集輸系統影響較大的原油凝點為例，部分區塊原油凝點高達30℃以上，而部分區塊則為負值，因而原油生產用熱環節有較大差異。如，大慶及吉林油田，地處高寒地帶，多為“三高”（高凝點、高黏度、高蠟含量）原油，故多采用摻熱水集油方式，集油系統的天然氣消耗量占油氣生產總耗氣量的80%左右；而西部油田部分區塊，油品物性相對較好，集油多采用不加熱方式，轉油站用熱量相對較小，熱化學脫水環節耗氣量相對較大。

當前，光熱資源在三北地區稀油開發生產過程中的應用尚處于起步階段，僅在部分單井拉油罐有應用案例，在轉油站、脫水站等站場尚未開展規模化應用。本著“抓能耗大戶、形成示范引領、總結經驗形成標準、快速推廣形成規模化應用”的原則，結合光熱資源情況，西北地區油田應首先在脫水站，東北地區油田應首先在轉油站進行技術攻關及示范應用。

圖2摻水集油稀油油田低溫光熱與燃氣加熱爐聯合供熱系統流程示意圖

與稠油油田相比，光熱在稀油油田的應用具有較大經濟優勢，即光熱在與燃氣加熱爐互補協同應用中將處于主導地位，有效利用小時數的大幅增加，將在很大程度上提高節能減排量與替代經濟效益。

2.2.3需要解決的問題

光熱在稀油油田的應用研究，應以形成技術路線并打通實施渠道為主，如，確定約束條件、明確設計參數、制定工藝方案、規范設計規模等，從而制定油田光熱利用工程的設計規范及實施指南，制定基層管理制度，促進標準化建設、規范化應用及程序化管理。

重點需要攻關的技術難點是多能互補的協同優化問題，綜合能源管理系統是保證多能協同互補供能體系安全、可靠、高效運行的保障。光熱利用需根據氣象資料進行日前供能預測，日內根據光照強度跟蹤調整，與燃氣供熱實現動態調控。因此，聯合供熱機理數學模型構建、多目標優化模型求解、不確定性出力及不穩定產出的能源動態調控均是需要研究和攻關的方向，也是油田清潔能源綜合利用及多能互補供能體系面臨的共性問題，需要逐步對各個子系統進行優化模型構建并求解，最終達到多能耦合聯合供能動態優化調控。

3、油田光熱利用建議

3.1進行頂層設計，開展技術攻關

光熱在油田生產用熱環境與燃氣或燃煤加熱爐實現互補聯合供熱，無論是在稀油的低溫熱利用還是稠油的高溫熱利用方面均存在一定的技術問題。

建議油田企業組織技術機構開展頂層設計，有序推進、分步開展技術攻關，為實施光熱有效替代提供技術支撐。

油田光熱專項技術研究應遵循由易到難、逐步推進的原則。首先，應以促進規范化、規模化應用為攻關目標，解決稀油油田低溫熱利用面臨的技術問題及建設標準需求，實現設計、施工、管理等項目全生命周期技術路線及實施路徑的貫通，盡快構建流程化管理制度，為大力推動低溫光熱替代項目的實施、形成規模效益奠定基礎；其次，應跟蹤技術進步，研究解決高效聚光集熱、高效儲熱及熱循環利用等關鍵技術突破，解決當前稠油光熱利用技術經濟效益欠佳的問題。

3.2示范引領，以小步迭代促進規模替代

三北地區各油田區塊應用環境不同，光熱資源與用能方式存在一定差異，光熱高效利用需要個性化設計。為了加快推廣應用，建議各油田企業在技術路線明確的基礎上，積極開展示范工程建設。

示范區應以經濟效益為中心，轉油站及脫水站熱替代應遵循以下原則：優選太陽能直射輻照相對高、土地資源相對豐富且用地成本相對低，具有一定的開發潛力的區域，并兼顧站內加熱爐使用情況，如，選擇加熱爐腐蝕老化需更換的站場等。通過個性化優化的方案比選，開展光熱應用示范，同時培養技術隊伍，通過實戰積累實施經驗。技術進步與工程實現同步進行，通過不斷改進提升技術，以小步迭代逐漸提高光熱利用項目的收益率，最終實現規模替代，獲得規模效益。

3.3開拓商業合作模式，促進光熱利用的規模應用長期以來，太陽能開發利用不是油田企業的主營業務，油田企業光熱利用相關技術儲備較少；另外，光熱項目投資相對較大，投資回收期較長。因此，借助市場化機制，發揮外部資本市場滿足內部用能需求，同時降低能耗成本及溫室氣體排放是一種合作共贏的選擇。合同能源管理是借助社會的資本優勢、技術優勢及管理經驗獲得專業化服務解決方案的成熟模式。因此，建議優選合作伙伴，大力推動以合同能源管理方式開展油田清潔能源替代。同時，各油田企業應積極創新探索更多的商業合作模式、產融結合模式及經營管理模式，借助社會力量加快布局，并積極開展優選聚光鏡供應商活動，建立長期戰略合作關系，以聯合采購、以量換價等方式爭取優惠的市場采購價格，從多方位促進光熱利用的規模化應用。

4、結束語

大量的熱需求是油田生產過程中無法回避的問題，而加熱點分散、單座站加熱功率小、碳捕集成本高是長期存在的矛盾，作為直接燃燒排放主體責任方的油田企業，需探索尋求替代化石燃料的有效方式。受地熱資源限制，光熱是當前油田生產化石燃料熱替代最現實的路徑。

為了加快推動油田光熱規模化、規范化應用，需從科研攻關、示范引領、商業模式等方面開展頂層設計，以實現統籌部署、加快布局。在明確光熱利用技術路線，完成油田光熱利用技術、標準及制度體系建設的同時，應注重培養技術人才隊伍、積累現場管理經驗，從而促進技術快速服務于生產，促進油氣生產提質增效，助力油田企業“碳達峰”及“碳中和”目標的實現。

注：本文轉自2021年8月版《油氣與新能源》，聯合作者為中國石油天然氣股份有限公司規劃總院呂莉莉，熊新強，曾祿軒，中國石油天然氣股份有限公司勘探與生產分公司蘇春梅。轉載此文是出于傳遞更多信息之目的，若有來源標注錯誤或侵犯了您的合法權益，請作者與本網聯系。