近年在“雙碳”目標引領下，各行各業積極開展綠色低碳轉型。2023年3月，國家能源局發布了《加快油氣勘探開發與新能源融合發展行動方案（2023-2025年）》，確定了“促進新能源高效開發利用，替代勘探開發自用油氣，累計清潔替代增加天然氣商品供應量約45億立方米”的目標；同時提出了“充分利用太陽能聚光集熱及儲熱技術，實現油氣生產過程的清潔化供熱，助力低碳油氣開發”的要求。

油氣田企業既是產能大戶，也是耗能大戶，其中熱力消耗占油氣田總能耗的70%以上，僅中國石油集團的油氣田企業年消耗天然氣達百億立方米以上。為此，利用清潔熱力替代油氣生產過程中的天然氣消耗，增加天然氣商品量成為油氣田企業的重要任務。

太陽能是地球上分布最廣、儲量最大的能源，是全球清潔能源利用的主要方向，已成為多數油氣田企業清潔熱力替代的必然選擇。通過對我國“三北”地區數十個油田區塊光熱利用技術方案對比分析，反映出油田企業光熱利用仍面臨一些問題，例如對相關技術優缺點及適用性認識不清、應用場景技術路線不明確、解決方案質量不佳、項目落地難度大等。

近年在《國務院關于印發2030年前碳達峰行動方案的通知》《關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見》《“十四五”現代能源體系規劃》等國家政策的指引下，清潔熱力替代應用場景逐漸擴大，光熱技術更趨多樣化，光熱解決方案呈現多元化，為油田清潔熱力替代提供了更多選擇。

本文立足油田清潔熱力替代，研究油田應用環境下可利用的各種光熱技術，對供需技術及應用環境等進行多角度分析，探討油田光熱利用技術路線及高質量解決方案。

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工業光熱利用技術現狀

太陽能利用分為光伏、光熱與光伏光熱一體化三大類，其中光熱利用又分為高溫光熱發電及熱能利用，熱能利用又分為民用太陽能熱水利用及工業熱能利用。工業熱能利用技術路線與解決方案和民用熱水利用有較大差異。太陽能利用技術分類見圖1。

圖 1 太陽能利用技術分類圖

1.1光熱技術發展概況

光熱技術主要分為非聚光集熱及聚光集熱技術，二者技術差異較大。其中非聚光集熱主要包括平板、真空玻璃管熱管等集熱技術；聚光集熱分為線聚焦及點聚焦集熱技術，其中線聚焦集熱主要有槽式及線性菲涅爾（簡稱線菲）技術，點聚焦集熱主要有塔式及碟式集熱技術。太陽能集熱技術分類情況見圖2。

圖2太陽能集熱技術分類情況

油田生產用熱的連續性決定了在獲得太陽能熱的過程中不能采取民用太陽能熱水的被動集熱模式，需要更大的主動性（如聚光、追光），以便在有限的光照時間獲得更多的太陽能。

針對我國高緯度地區太陽能資源相對低緯度地區豐富、高緯度高寒地區用熱需求大但熱損失也大、高緯度地區冬夏太陽能季節性差異大等特點，近年在我國特定應用環境市場需求激勵下，光熱行業取得了系列創新應用成果。

（1）太陽能能量密度低，足夠大的鏡場面積是獲得光能的基礎，土地資源是太陽能利用的制約因素之一。在單軸跟蹤歐式槽的基礎上，創新了“插樁式”雙軸跟蹤豎槽集熱技術，布局更為靈活，可節約用地。

（2）為解決我國高緯度高寒地區冬季太陽能供熱少但需熱大的矛盾，在傳統南北軸線聚焦集熱技術基礎上，創新了低矮型、東西軸布局的類線菲技術，有效降低初始投資，冬季獲得熱量多，較好地匹配了北方冬季用熱需求。

（3）為提高集熱效率，創新CPC（復合拋物面聚光）集熱技術。該技術吸收了塔式、碟式和線菲集熱技術優點，集成了無動力玻璃管集熱與空氣源熱泵技術，將無動力光熱集熱、空氣源熱泵和儲熱罐集成為一體化橇裝設備，安裝搬遷方便，更適用于小規模低溫位用熱環境。

1.2光熱技術對比分析

基于油田用熱需求大的特點，以在有限的光照時間獲得更多的太陽能熱為核心，從提高太陽能的能量密度、獲得太陽能的主動性、降低過程熱損失、降低過程光損失4個方面對各類集熱技術進行對比分析。

（1）提高能量密度方面。

眾所周知，聚光可增強光輻射，提高能量密度，進而可提高相同光照時間的得熱量；聚光比是指采光面積與吸收體的面積比，是衡量太陽能集熱技術的關鍵指標。點聚焦集熱技術的聚光比高于線聚焦集熱技術，即塔式、碟式的聚光比高于槽式、線菲技術，非聚光太陽能技術能量密度遠低于聚光技術。在陽光充足的情況下，高聚光比的碟式集熱器在數分鐘內，集熱腔溫度可達數百攝氏度。在同區塊、太陽輻照度及光照時間相同情況下，得熱量是衡量光熱技術優勢的重要因素。

（2）獲得能量的主動性方面。

與被動式太陽能的自然對流相比，工業光熱要求的太陽能利用主動性主要體現在跟蹤追光、強制循環兩個方面。

光熱跟蹤系統是在有效光照時間內，使太陽光線始終匯集照射到（或更多的反射到）光線采集器的采集面上，最大限度獲取太陽能。光熱跟蹤系統可分為單軸跟蹤和雙軸跟蹤：單軸跟蹤如歐式槽集熱器，南北布局、東西俯仰跟蹤；雙軸跟蹤如豎槽、碟式和塔式，除仰角變化之外，可在不同角度旋轉跟蹤；跟蹤水平越高，同等光照條件下單位鏡面獲得的太陽能越多。

為了獲得更多熱量，工業光熱多采用主動式強制循環。不同技術路線的得熱速度、熱循環速度存在較大差異。例如，平板集熱為了不浪費循環動力，在太陽輻照度較小時需間開循環泵，以等待太陽輻射將集熱介質溫度升高；聚光比較高的塔基碟集熱器（理論聚光比超1000，國內產品約為360），在午間太陽輻照非常強時，可通過增壓提速裝置加速循環，促使集熱介質快速吸收集熱腔溫度；為避免瞬時溫度過高損壞設備，設置了高溫保護“偏光”功能。

油田復雜集輸管網24h連續運行，生產耗熱量大，如果得熱量越大，對高寒地區的高凝固點、高含蠟原油集輸系統流動性改善越有利。由此可推斷，擁有更高主動性的雙軸跟蹤、高倍聚光集熱技術，在油田清潔熱力替代中更具技術優勢。

（3）減少過程熱損失方面。

在塔式、碟式、槽式、線菲4種聚光集熱技術中，點聚焦技術由于發生光熱轉換的面積小，熱損失相對較小；以碟式為例，在較小面積的集熱腔內完成光熱轉換后，碟與碟之間的集熱管道埋地保溫敷設；槽式等線聚焦集熱技術，光熱轉換是在暴露在外的集熱管中完成，因此線聚焦集熱系統的散熱損失大于點聚焦集熱系統；尤其在高寒地帶冬季運行時，點聚焦與線聚焦集熱技術散熱損失差異較大。

（4）減少過程光損失方面。

太陽光穿過空氣到達集熱體，光程越長，受散射等因素影響，損失的光能量越大；4種聚光集熱技術中，塔式集熱系統光程最長，一般為數千米；其他3種技術相差不大，多為10～20m。

通過以上分析可知，各類光熱技術存在較大差異，油氣田企業需持續研究學習，實時掌握各類技術優缺點，才能因地制宜制定高質量解決方案。

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油田用熱與光熱技術適用性分析

2.1油田用熱需求分析

油田用熱場景較多，稀油生產主要有單井集油加熱、轉油站摻水爐及熱洗爐加熱、脫水站脫水爐加熱、原油穩定站原油穩定加熱、活動熱洗拉水加熱、偏遠孤立油井單井拉油加熱等；稠油生產主要有稠油熱采制蒸汽鍋爐用熱；另外，地處偏遠且寒冷的油田區塊，冬季作業區及辦公樓采暖用熱需求也較大。

油田生產低溫（100℃以下）用熱環境較多，其中油井出油溫度受油藏深度、油品物性及產量等因素影響差異較大。多數油井需加熱集油，根據集油半徑或拉運距離一般加熱至35～55℃；轉油站摻水溫度隨季節變化，如大慶油田高含水油井夏季停摻，部分低產井夏季摻水溫度為45～55℃，冬季多為60℃左右；脫水站脫水溫度一般為55℃左右；油井熱洗溫度要求相對高，應達到80℃以上。

油田生產中溫用熱環境（100～250℃）相對較少，主要集中在原油穩定環節及部分聯合站，某些聯合站為了滿足站內脫水、外輸、工藝伴熱以及站場附近生活辦公樓采暖、生活用熱等需求，常采用200℃左右的導熱油，同上述多種用熱需求進行多回路換熱。

油田生產高溫用熱主要集中在稠油油田，溫度在300～400℃之間，稠油熱采用熱量大，如采用光熱替代，需要大量閑置土地布置大規模集熱鏡場。

2.2光熱技術在油田的適用性分析

單軸跟蹤槽式集熱技術是世界上最早被投入商業化應用，標準的歐式槽開口為5.77m，為了提高聚光比，降低集熱回路數量和系統成本，我國研制出世界上最大的開口槽（8.6m）。在低溫用熱環境，可采用傳統的小槽（2.55m開口）集熱技術；在土地資源豐富的油田，大開口槽可用于稠油熱采供熱以及原油穩定過程的清潔熱力替代；土地資源豐富可采用單軸跟蹤，土地資源緊張可采用雙軸跟蹤豎槽集熱。當前，新疆準東采油廠采用2.55m開口槽、單軸跟蹤技術，替代了燃氣加熱；吉林、華北油田則采用雙軸跟蹤豎槽技術，分別替代了部分電加熱和燃氣加熱。

桁架式結構的線菲聚光集熱技術可根據用熱溫位優化鏡場面積，從而實現個性化設計。該技術尤其適用于土地資源豐富的油田，規模化應用后降成本效果顯著。我國北方油田居多，為了冬季得熱量更多，油田對東西軸布局的類線菲技術試驗及論證較多，在鏡場布局優化時增加單回路距離、減少回路數量，有利于節省建設投資，提高得熱效率。例如，青海油田2023年規劃建設1.2MW的類線菲聚光集熱系統，以替代轉油站燃氣加熱。

碟式聚光集熱技術主要有單碟與塔基碟兩種，單體裝置集熱面積均為100m2，在大慶油田DNI（直接法向輻照度）約為1700kW?h/（㎡?a）的情況下，單碟集熱功率為55kW左右。碟式集熱主要優點是聚光比高、集熱效率高。由于“插樁式”設計占地面積小，近年來在小規模光熱制蒸汽、光熱采暖等領域逐步推廣利用；目前已在井網密度大、土地資源緊張的大慶老區開展應用研究。

塔式集熱技術適用于大規模的高溫光熱利用，在油田可用于稠油蒸汽熱采的清潔熱力替代，如在土地資源豐富的新疆油田，26MW塔式光熱替代部分燃氣制蒸汽試驗正在建設中。勝利油田采用CPC技術在孤東采油廠建成2.8MW光熱替代燃氣項目，實現較大規模清潔熱力替代。華北油田運用“無動力光熱+空氣源熱泵”技術，在單井拉油井場開展現場應用。

油田用熱環境、用熱溫位的多樣性，與光熱技術、光熱可提供溫位的多樣性具有較高的匹配度。多樣性與復雜性也意味著技術尋優難度大，針對不同的應用環境，尋找適用的技術路線，進行多方案比選，對于降低時間成本、提高工作效率、提高項目投資回報率尤為重要。

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油田光熱利用技術路線分析

油氣用熱場景及用熱需求不同，適用的光熱技術及光熱系統建設模式也不同，需針對具體應用場景研究分析油田光熱技術路線。

3.1單井拉油多元化清潔替代技術路線

油田有大量的孤立偏遠井，多采用單井拉油。如配電系統完善，單井拉油罐一般采用電加熱；如配電網未到達，對于氣油比較高、伴生氣充足的油井，多采用伴生氣發電供給抽油機用電，配套建設單井加熱爐供給拉油罐用熱；如伴生氣不足，則采用柴油發電供給抽油機用電及儲罐電加熱。偏遠地區拉油井由于管理難度相對較大、控制水平相對較低、能耗相對高，應優先推進清潔替代。

對于采用單井拉油模式的生產井，原則上應采用熱電聯供方式解決油井用電用熱需求；可根據太陽能及風能資源情況，采用光伏及小型風機聯合供電方式，形成風光互補以提高綠電替代率；如電網完善，則無須建設儲能設施；如配電網不完善，則需配備功率型儲能（如超級電容）以支撐抽油機井啟動時的大功率快速響應需求（抽油機井啟動功率是運行功率的3倍以上），同時應配備一定的容量型儲能（如電化學電池儲能）以平衡不穩定的風光出力；另外，由于單井拉油所需溫度相對較低（根據凝固點和拉油距離核算，一般情況下不大于50℃）；如區域太陽能直射比（直接輻射量/總輻射量）較低，在緯度較低的非高寒區域，可考慮采用“無動力光熱+空氣源熱泵”一體化橇裝技術，充分利用陰天及晚上空氣中的熱能；如區域太陽能直射比較高，可利用槽式、碟式等聚光比較高的集熱技術，以提高供熱效率；如單井井場土地資源有限，為了節省占地，可采用“插樁式”豎槽及碟式技術；對于西北沙漠地帶土地資源豐富地區，可增加光伏或光熱建設規模，在不棄電不棄熱的情況下，提高清潔替代率。

以上提到的不同“光熱+”技術路徑，需配備相應的控制系統，以實現多余的電蓄熱，多余的熱可用于單井熱洗；如單井產量較低，應結合抽油機井間抽以節省用電；不拉油時，可根據井口出油溫度設定一定的維溫控制參數；需要拉油時，應根據季節不同，計算儲罐提前加熱時間，確保冬季裝車及卸載安全。

3.2小規模光熱高效經濟替代技術路線

非整裝油田的油井相對分散，為了使油井采出液“安全”到達處理站，在閥組間或中間增壓站常設有加熱爐，加熱功率一般較小。以長慶油田某作業區為例，作業區除較大規模用熱的聯合站及轉油站外，建設增壓站32座，增壓站平均用熱功率為258kW。由于油田集油管道均埋地敷設，集油溫度受冬夏季地溫影響有一定季節性變化，這類油田多為低滲透油田，綜合含水相對較低（多為30%～50%），冬季、夏季用熱負荷差異一般為2倍左右。

由于單軸跟蹤線聚焦集熱技術需較長的回路才能提升溫度，在短回路中反復循環將增加動力消耗，降低系統效率；同時行列式的線聚焦集熱技術規模越小，包括運維人工費用在內的系統成本越大，光熱系統綜合利用效率相對低。因此，對于單位用熱負荷小且受土地面積限制導致單回路長度小于50m的小規模用熱場景，建議采用升溫速度快、占地面積小、控制水平高、緊湊型、靈活布局的雙軸跟蹤碟式點聚焦集熱技術，與油田小規模加熱需求匹配度非常高。

3.3大規模清潔替代的光熱互聯技術路線

規模越大、系統成本越低，是光熱工程項目建設的共識，但油田用熱點多，單點用熱負荷小且冬夏季負荷差異大是客觀事實，力爭實現規模建設及規模替代是當前油田優化光熱方案的主要方向。

以大慶油田為例，原油集輸系統構成龐大的用熱管網，但供熱點僅限于轉油站（摻水爐、熱洗爐等）及聯合站（脫水爐、外輸爐等）。油田以聯合站為中心管轄數座轉油站，轉油站與聯合站距離較近，多為1～3km。如單獨對某座轉油站布局光熱，則建設規模小，建設成本高；同時受夏季不加熱集油影響，如按年均負荷建設，擬建的光熱系統會面臨協調能力差、夏季棄熱量大、整體替代率低等問題；另外，基于長遠考量，如轉油站產量下降，新建的光熱系統與運行多年的轉油站之間存在服役壽命不匹配的投資風險。

基于以上情況分析，應立足大系統，以聯合站為中心，以區域內所轄供熱點（即轉油站）為輻射邊界，統籌優化鏡場布局、儲罐位置及儲熱規模，建設多點集熱、多點下載的互聯熱網。在聯合站至轉油站之間形成鏡場環路，環路管網可供給轉油站用熱，也可把多余的熱量分流至聯合站集中儲存，并可通過聯合站調配至其他轉油站換熱。光熱互聯的建設模式既實現了規模替代，也通過規模建設降低了系統成本以及光熱系統使用壽命短的風險；同時由于各轉油站夏季熱洗周期不同、下游原油穩定站用熱量大的特點，為通過優化運行實現轉油站之間共享光熱，以及把多余的熱量通過外輸油攜帶至原油穩定站，實現最終不棄熱提供了可行性。

3.4復雜用熱環境下光熱梯級利用技術路線

多數原油穩定站與脫水站毗鄰而建，用熱溫度覆蓋面寬（55～200℃）；在溫寬較大的用熱環境，應構建光熱梯級利用，設計思維上，一是要優選聚光比較高的集熱技術，以實現快速高效獲得太陽能；二是要優化系統工藝，包括集熱、高低溫儲熱、多級換熱工藝，以實現光熱利用綜合效率提升；三是要重點分析典型氣象日與典型工況下，系統優化運行情況，以針對不同的運行策略進一步優化流程，保障各種工況的安全供能；四是要配套建設能量系統優化數學模型支撐的智能管控系統，以實現能效管理及數據賦能。因此，大型站場及大規模光熱替代是復雜系統工程，需篩選技術路線，精心優化工藝流程，以實現高質量設計和運維。

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油田光熱利用解決方案建議

4.1因地制宜制定逐步清潔替代順序是提高替代效益的關鍵

油田用熱井站多，篩選并確定各類井站的清潔替代順序對于提高項目落地性尤為重要。如井站產氣量較大，且伴生氣未形成管網，節省的伴生氣無法外輸且無處可用，則應暫緩實施清潔替代。如部分轉油站產液量、產油量均呈下降趨勢且綜合含水率逐步升高，有改造為閥組間取消摻水爐等加熱設施的趨勢，與光熱可利用25年的壽命期嚴重不匹配，則投資需慎重。如部分長輸油管道采用燃油加熱或灰電加熱，燃料成本高且排放量大，應優先研究實施清潔替代。如未來該區塊有開發潛力，則光熱鏡場選址應充分考慮給未來油田設施“讓道”，且鏡場布局應充分考慮未來擴建的便利性。總之，各油田企業應結合各種有利條件及制約因素，統籌制定各井站清潔熱力替代順序，逐步推進，提高投資回報率，增強項目落地性。

4.2上下游系統思維及運行策略優化是設計方案優化的前提

油田清潔能源替代遵循在最小用能基礎上力爭實現最大清潔替代的原則，故采取清潔替代措施之前，需充分實現地面工藝“優化簡化”與生產集輸系統節能降耗，包括工藝節能、設備節能及管理節能。在節能措施全方位覆蓋的基礎上，研究確定清潔替代建設規模以最大限度節省建設投資。

由于油田用熱的季節性差異，對建設規模的確定影響較大；如按夏季最低負荷確定建設規模，則清潔替代率太低；如按冬季最高負荷確定建設規模，則夏季棄熱率過高；故一般情況下，建議按全年平均用熱負荷確定建設規模，在冬季極寒情況下啟動原有的燃氣加熱爐或配備一定的電加熱設備作為輔助熱源；在夏季太陽能豐富時，盡可能通過管理優化實現不棄熱；如閥組間、轉油站光熱供熱系統可通過提高集輸油溫度，使熱量傳遞至下游處理系統，降低處理系統化石燃料用量；如改變工作制度，實施加密熱洗，利用夏季豐富的光熱資源改善其他季節降溫或低溫運行時結蠟嚴重的管道流動性。總之，油田彈性生產運行空間較大（如抽油機井間抽以及間抽情況下單井集油管道可在不同季節有一定時長的停輸等），針對不穩定太陽能供熱需配套調整原有工作制度，以實現最大清潔熱力利用。

光熱規模確定一般采用單位時間供熱功率及連續供熱時長的方式協同優化，如當地光照時長8h，單位用熱功率2MW，按連續24h運行，則集熱系統需按每小時得熱量6MW計算。在此基礎上，計入換熱效率、集熱效率、鏡場光捕獲效率等系統損失，核實確定鏡場建設面積。故占光熱系統投資比例最高的鏡場建設規模需結合集油、輸油及脫水溫度、甚至原油穩定溫度進行系統優化，綜合建成之后柔性負荷的消納情況，針對不同聚光集熱技術進行多方案比選確定。

4.3嚴謹的可比性及全生命周期評估是多方案優選的基礎

當前，油田設計人員由于缺乏光熱設計經驗，主要依賴技術服務商提供鏡場方案。包括集熱、換熱、儲熱的光熱系統方案需進行多技術路線比選以實現技術、經濟最優，比選原則應以相同或基本相近的供熱量為基礎，由技術廠家發揮各自技術優勢完成相應解決方案；各類技術除在相同光照條件下存在出力差異之外，集熱循環工質也有較大差異。如在大慶油田這種高緯度高寒地區，某技術廠家以熱水（最高集熱溫度85℃）作為集熱工質，冬季以低速熱循環作為防凍措施；某技術廠家常年專注導熱油（最高集熱溫度可達300℃以上）應用研究，并積累了相對豐富的應用經驗；另外一些廠家以防凍液（最高集熱溫度95℃）作為集熱循環介質；幾乎所有的光熱廠家在低溫用熱環境均采用水介質儲熱（當前成本相對低且管理方便）。光熱替代進行多方案比選時，應結合初始投資、節省的耗氣量、增加的耗電量及維護費用等進行全生命周期的費用現值比較，以保證方案比選的科學性。

4.4開展各種用熱環境的研究實踐是提高方案質量的重要路徑

加強學習與交流，深入研究社會和油田的光熱技術應用案例，在不斷實踐及總結中豐富認識、提升用好各種技術的能力是提高油田光熱方案質量的必由之路。制訂高質量的光熱方案還應注意以下事項：

一是需綜合氣象條件、土地條件及運維需求等篩選技術。如某區塊采用單軸跟蹤槽式技術，但該區塊長期風力強勁，單軸槽為了降低風載常處于自我保護狀態，雖區塊光資源較好，但太陽能綜合利用效率較低；如西北某區塊土地資源豐富且價格便宜，但風沙大且缺水嚴重，某線聚焦技術由于不能實現自動清掃，聚光鏡清洗頻率低，鏡面清潔度低，嚴重影響了系統得熱量。因此，光熱技術優選應綜合考量當地各種影響因素，并不斷總結運維經驗，提高運行效率。

二是“光熱+”聯合供熱系統需二次開發控制平臺。當前業內各類光熱技術廠家均針對各自技術特點研究控制策略，開發提高系統得熱量的控制平臺，但控制平臺的邊界均止于儲水罐。油田目前多采用“光熱+燃氣”聯合供熱方式，且油田加熱介質礦化度高，需與儲熱介質進行熱交換，即聯合供熱控制系統需二次集成開發，才能實現通過高質量運維提高光熱綜合利用效率。以導熱油為例的“光熱+燃氣”聯合供熱流程示意圖詳見圖3。

圖3“光熱+燃氣”聯合供熱流程示意圖

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結束語 

低碳化是油氣田業務發展的必由之路，光熱利用是油田清潔熱力替代的主要方向。光熱技術的多樣性及油田各種應用環境下復雜的用熱需求導致油田光熱利用的工作難度較大，相關路線及解決方案 需要在不斷實踐中逐步提高認識，持續開展優化。建議油田企業與時俱進，持續跟蹤光熱行業技術發 展情況及市場化推動情況，篩選規模替代區塊及高效光熱技術，提高清潔熱力替代方案的經濟性，逐 步推進光熱方案落地，提高油田清潔能源利用率、天然氣對外供應量，為保障國家能源安全作出更大 貢獻。

作者：中國石油天然氣股份有限公司規劃總院：呂莉莉，付 勇，侯博文，成婷婷 ；中國石油油氣和新能源分公司：徐 源；大慶油田設計院有限公司：劉宏彬