采油煉油需要什么樣的低碳技術(shù)？太陽能光熱，正是為油田創(chuàng)造新動能的“黑科技”。

光熱技術(shù)在采油煉油領(lǐng)域的主要應(yīng)用有：稀油集輸加熱、提供高溫蒸汽加熱稠油、加熱井口來液、加熱洗井用水、輸油管道伴熱加熱等。

據(jù)CSPPLAZA光熱發(fā)電平臺不完全統(tǒng)計，目前國內(nèi)外投產(chǎn)/在建的采油煉油領(lǐng)域采用光熱技術(shù)的項目具體如下表：

▍Kern 21Z油田

2011年1月，第一個光熱EOR（Enhanced Oil Recovery）項目投運，裝機規(guī)模為300kW，占地4000㎡，位于美國加州Kern 21Z油田，該項目是光熱技術(shù)在石油開采領(lǐng)域的全球首次嘗試。

▍Amal West油田

2013年5月21日，Glasspoint與阿曼石油公司聯(lián)合開發(fā)的的中東地區(qū)首個太陽能EOR項目成功投運，產(chǎn)生的蒸汽通入阿曼南部的Amal West油田，驅(qū)動稠油開采。該項目裝機規(guī)模為7MWth，第一次試運行的測試結(jié)果表明，蒸汽產(chǎn)能超出預(yù)期10%。

得益于阿曼7MWth項目的良好表現(xiàn)，規(guī)模更為宏大的Miraah項目于2015年啟動，項目裝機1GWth，包含36個溫室架構(gòu)的槽式集熱模塊，耗資6億歐元，占地741公頃，相當(dāng)于360個標(biāo)準(zhǔn)足球場大小。2017年11月，項目首個”溫室”模塊成功向油田輸送蒸汽。

▍中國石化勝利油田

2021年，中國石化勝利油田孤東827平5井采用的槽式太陽能集熱器順利投用。該設(shè)備實現(xiàn)對原油進(jìn)行晝夜加熱，替代原來的燃?xì)饧訜釥t，年節(jié)約燃?xì)赓M6.5萬元，年減少二氧化碳排放86噸。該項目是我國對槽式太陽能光熱EOR（提高原油采收率）系統(tǒng)的首次探索。

▍中國石油浙江油田

2022年4月，浙江油田蘇北油區(qū)豐502、紅1-17井組單槽和雙槽太陽能集熱器為原油集輸管線伴熱項目建成投產(chǎn)，日均節(jié)電量近1000千瓦時，保證了豐502井場與紅1-17井場的油井正常生產(chǎn)供熱。

▍中國石油新疆油田

2023年7月9日，新疆油田公司首個稀油光熱利用項目在準(zhǔn)東采油廠火燒山油田37號站正式投產(chǎn)，配置1套385千瓦的槽式太陽能集熱器，以導(dǎo)熱油作為工質(zhì)進(jìn)行換熱，配置地面55噸儲熱水箱。

新疆油田稀油光熱利用項目占地1600㎡，工程主體有光熱、導(dǎo)熱油循環(huán)、電加熱和水循環(huán)四大系統(tǒng)。現(xiàn)場，6排槽式反光鏡整齊排列，通過反光鏡聚光產(chǎn)生的熱量，先后與導(dǎo)熱油、軟化水、原油等進(jìn)行介質(zhì)熱交換，有效提升原油溫度，聚光集熱產(chǎn)生的“無碳”熱水清潔，不產(chǎn)生廢渣、廢氣、廢水。

▍中國石油巴彥油田

2023年8月7日，河北華北石油工程建設(shè)有限公司電氣儀表工程分公司承建的巴彥油田興華區(qū)塊轉(zhuǎn)運站配套工程首個光熱項目施工完畢。

該項目是電儀分公司首次承建光熱新能源項目，施工內(nèi)容為安裝雙軸雙槽集熱器49組，單組集熱功率30千瓦，日照時間內(nèi)可提供1470千瓦清潔熱源。建成后，興華區(qū)塊轉(zhuǎn)運站可高效利用巴彥當(dāng)?shù)靥栞椛滟Y源，替代熱電廠燃煤蒸汽，為日常運行降低用碳排放。

▍中國石油吉林油田

2023年8月4日，吉林油田新立采油廠Ⅲ區(qū)塊光熱系統(tǒng)正式并網(wǎng)運行，標(biāo)志著亞洲最大陸上采油平臺集群零碳示范區(qū)建成投運，中國第一桶“零碳原油”在吉林油田誕生。

零碳示范區(qū)建設(shè)工程利用井場內(nèi)閑置土地，因地制宜、因時制宜，科學(xué)設(shè)計應(yīng)用吉林油田低碳建產(chǎn)、開發(fā)技術(shù)系列，通過新建井筒取熱系統(tǒng)、空氣源熱泵機組、智能雙槽雙跟蹤太陽能光熱節(jié)能系統(tǒng)、400KW風(fēng)力發(fā)電機組以及光伏發(fā)電矩陣等裝置，實現(xiàn)二氧化碳減排8361噸。

▍中國石油長慶油田

2024年1月23日，長慶油田首家光熱先導(dǎo)示范項目在采油三廠紅井子作業(yè)區(qū)姬四聯(lián)合站順利投運。項目通過進(jìn)行“兩段脫水”工藝改造，改造后結(jié)合光熱系統(tǒng)實施清潔替代。采用“單軸槽式”集熱系統(tǒng)為原油加熱。姬四聯(lián)所建成的光熱集熱場，共布置36個集熱槽，6個集熱單元，建設(shè)面積550.8立方米。投運后光熱綜合替代率將達(dá)到6.68%，年可節(jié)約天然氣26.2萬立方米。

2024年3月23日，長慶油田首座儲熱型光熱全替代先導(dǎo)示范項目在采油七廠山城作業(yè)區(qū)環(huán)八轉(zhuǎn)投運。該項目投運后光熱綜合替代率達(dá)到100%，年可節(jié)約天然氣42.4萬立方米，新發(fā)綠電11萬度，減排二氧化碳687噸。該項目按照“先優(yōu)化簡化，再清潔能源替代”的原則，通過對環(huán)八轉(zhuǎn)進(jìn)行兩段脫水改造降低總能耗，選用“單軸槽式集熱系統(tǒng)+空氣源熱泵”的聯(lián)合供熱模式完全替代加熱爐降低碳排放，利用保障點屋頂建設(shè)72.6千瓦分布式光伏提高綠電占比，形成“光熱+”綜合能源利用模式。

▍新疆塔里木油田

2023年10月15日，博大采油氣管理區(qū)博孜處理站光熱系統(tǒng)正式投運，為站內(nèi)導(dǎo)熱油系統(tǒng)持續(xù)供熱。該項目搭載的太陽能槽式集熱器聚光集熱技術(shù)，借助槽式拋物面反光鏡將太陽光反射并聚焦到集熱管上，加熱集熱管中的光熱導(dǎo)熱油，光熱導(dǎo)熱油通過換熱器與站內(nèi)燃?xì)鈱?dǎo)熱油換熱，從而降低站內(nèi)導(dǎo)熱油系統(tǒng)的負(fù)荷。

2024年5月28日，塔里木油田滿深聯(lián)合站的槽式太陽能光熱項目順利投運。該項目配置成都博昱新能源有限公司TRP-P型槽式太陽能集熱器1328套，總集熱面積20318.4㎡，是目前國內(nèi)最大的超深油田光熱項目。

▍中國石化中原油田

2023年11月26日，中原油田首套碟式太陽能集熱系統(tǒng)在文衛(wèi)采油廠衛(wèi)40號計量站投入試運行。這是油田首次應(yīng)用“光熱+蓄熱+谷電”技術(shù)路線的“光電蓄”一體化綜合利用系統(tǒng)。集熱裝置將太陽輻射能轉(zhuǎn)化為熱能加熱井口來液，替代傳統(tǒng)井口天然氣加熱爐或電加熱設(shè)備，實現(xiàn)綠色能源高效應(yīng)用。

▍中國石油青海油田

青海油田根據(jù)“以熱替熱”的原則，在烏南聯(lián)合站、切六接轉(zhuǎn)站、英東接轉(zhuǎn)站建設(shè)3套光熱利用系統(tǒng)。

英東熱水站項目采用光熱技術(shù)生產(chǎn)洗井熱水，替代燃?xì)饧訜釥t，減少天然氣的使用，日產(chǎn)65℃熱水400立方米。太陽能鏡場鏡面面積9000多㎡，全年供熱量6400MWh，可替代天然氣76.5萬立方。

烏南聯(lián)合站太陽能供熱項目采用太陽能作為熱源加熱原油，替代燃?xì)饧訜釥t，減少天然氣的使用。太陽能鏡場鏡面面積1萬多㎡，全年供熱量7914MWh，可替代天然氣106.3萬立方。

切六接轉(zhuǎn)站太陽能供熱項目采用太陽能作為熱源加熱原油，替代燃?xì)饧訜釥t，減少天然氣的使用。太陽能鏡場鏡面面積1400多㎡，全年供熱量1061MWh，可替代天然氣14.3萬立方。

2024年5月，青海油田三個太陽能光熱項目建成投產(chǎn)，項目均采用北京兆陽光熱技術(shù)有限公司類線性菲涅爾聚光集熱技術(shù)，東西軸斜陣布置，配置自動清掃機器人；拼接式快速安裝方式，減少現(xiàn)場施工工作量，縮短建設(shè)周期。這些項目充分利用青海地區(qū)豐富的光照資源提供中低溫供熱，以降低采油生產(chǎn)過程中對油氣資源的消耗，間接提升油氣產(chǎn)量，實現(xiàn)太陽能到可儲存能源的轉(zhuǎn)化。

▍Coalinga油田

2011年10月，雪佛龍美國公司（Chevron U.S.A.）旗下子公司Chevron Technology Ventures在加州最古老的油田——Coalinga油田（19世紀(jì)90年代投運）建造的太陽熱能強化采油（EOR）系統(tǒng)投入運營。

該項目由Bright Source Energy公司建設(shè)，采用Bright Source公司的塔式太陽能光熱發(fā)電技術(shù)，占地面積達(dá)100英畝，集熱塔高327英尺（99.6696米），使用3822面定日鏡（每面定日鏡系統(tǒng)由兩面反光鏡組成），產(chǎn)出的蒸汽直接接入儲油層對重油進(jìn)行加熱，以降低其粘度，使其更易被開采。

▍中國石油風(fēng)城油田

中石油新疆油田公司結(jié)合新疆稠油生產(chǎn)情況，在風(fēng)城油田重37井區(qū)開展高溫光熱制蒸汽先導(dǎo)試驗，通過地下SAGD蒸汽腔橋接實現(xiàn)燃?xì)忮仩t與光熱制蒸汽耦合運行，同時利用地下蒸汽腔儲熱，試驗變工況注汽。

項目效果圖來源：山東電建三公司

該項目優(yōu)選小定日鏡塔式光熱制蒸汽技術(shù)，建設(shè)水工質(zhì)集熱器規(guī)模26MWth，年可供汽量5.2萬噸。同時，該項目也是山東電力建設(shè)第三工程有限公司PCS3-SH鏡場成套產(chǎn)品技術(shù)首次國內(nèi)商業(yè)化應(yīng)用；國內(nèi)首臺光熱DSG過熱蒸汽-稠油開采機組；國內(nèi)首臺利用SAGD地下汽腔儲熱光熱機組。目前，先導(dǎo)試驗現(xiàn)場已開工，預(yù)計年內(nèi)建成。

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除上述國內(nèi)外13個油田之外，玉門油田、遼河油田、吐哈油田等多個油田也在積極開展與太陽能光熱技術(shù)的融合項目。

低碳化是油氣田業(yè)務(wù)發(fā)展的必由之路，光熱技術(shù)的利用是油田清潔熱力替代的主要方向。光熱技術(shù)的多樣性及油田各種應(yīng)用環(huán)境下復(fù)雜的用熱需求導(dǎo)致油田光熱利用的工作難度依然存在，相關(guān)路線及解決方案需要在不斷實踐中持續(xù)優(yōu)化。

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