近年在“雙碳”目標引領(lǐng)下，各行各業(yè)積極開展綠色低碳轉(zhuǎn)型。2023年3月，國家能源局發(fā)布了《加快油氣勘探開發(fā)與新能源融合發(fā)展行動方案（2023-2025年）》，確定了“促進新能源高效開發(fā)利用，替代勘探開發(fā)自用油氣，累計清潔替代增加天然氣商品供應(yīng)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(shù)，實現(xiàn)油氣生產(chǎn)過程的清潔化供熱，助力低碳油氣開發(fā)”的要求。

油氣田企業(yè)既是產(chǎn)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(yè)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(chǎn)過程中的天然氣消耗，增加天然氣商品量成為油氣田企業(yè)的重要任務(wù)。

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(shù)油氣田企業(yè)清潔熱力替代的必然選擇。通過對我國“三北”地區(qū)數(shù)十個油田區(qū)塊光熱利用技術(shù)方案對比分析，反映出油田企業(yè)光熱利用仍面臨一些問題，例如對相關(guān)技術(shù)優(yōu)缺點及適用性認識不清、應(yīng)用場景技術(shù)路線不明確、解決方案質(zhì)量不佳、項目落地難度大等。

近年在《國務(wù)院關(guān)于印發(fā)2030年前碳達峰行動方案的通知》《關(guān)于完善能源綠色低碳轉(zhuǎn)型體制機制和政策措施的意見》《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》等國家政策的指引下，清潔熱力替代應(yīng)用場景逐漸擴大，光熱技術(shù)更趨多樣化，光熱解決方案呈現(xiàn)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(yīng)用環(huán)境下可利用的各種光熱技術(shù)，對供需技術(shù)及應(yīng)用環(huán)境等進行多角度分析，探討油田光熱利用技術(shù)路線及高質(zhì)量解決方案。

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工業(yè)光熱利用技術(shù)現(xiàn)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(fā)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(yè)熱能利用。工業(yè)熱能利用技術(shù)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(shù)分類見圖1。

圖 1 太陽能利用技術(shù)分類圖

1.1光熱技術(shù)發(fā)展概況

光熱技術(shù)主要分為非聚光集熱及聚光集熱技術(shù)，二者技術(shù)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(shù)；聚光集熱分為線聚焦及點聚焦集熱技術(shù)，其中線聚焦集熱主要有槽式及線性菲涅爾（簡稱線菲）技術(shù)，點聚焦集熱主要有塔式及碟式集熱技術(shù)。太陽能集熱技術(shù)分類情況見圖2。

圖2太陽能集熱技術(shù)分類情況

油田生產(chǎn)用熱的連續(xù)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(qū)太陽能資源相對低緯度地區(qū)豐富、高緯度高寒地區(qū)用熱需求大但熱損失也大、高緯度地區(qū)冬夏太陽能季節(jié)性差異大等特點，近年在我國特定應(yīng)用環(huán)境市場需求激勵下，光熱行業(yè)取得了系列創(chuàng)新應(yīng)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(chǔ)，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(chǔ)上，創(chuàng)新了“插樁式”雙軸跟蹤豎槽集熱技術(shù)，布局更為靈活，可節(jié)約用地。

（2）為解決我國高緯度高寒地區(qū)冬季太陽能供熱少但需熱大的矛盾，在傳統(tǒng)南北軸線聚焦集熱技術(shù)基礎(chǔ)上，創(chuàng)新了低矮型、東西軸布局的類線菲技術(shù)，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(chuàng)新CPC（復(fù)合拋物面聚光）集熱技術(shù)。該技術(shù)吸收了塔式、碟式和線菲集熱技術(shù)優(yōu)點，集成了無動力玻璃管集熱與空氣源熱泵技術(shù)，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(shè)備，安裝搬遷方便，更適用于小規(guī)模低溫位用熱環(huán)境。

1.2光熱技術(shù)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(shù)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(shù)的關(guān)鍵指標。點聚焦集熱技術(shù)的聚光比高于線聚焦集熱技術(shù)，即塔式、碟式的聚光比高于槽式、線菲技術(shù)，非聚光太陽能技術(shù)能量密度遠低于聚光技術(shù)。在陽光充足的情況下，高聚光比的碟式集熱器在數(shù)分鐘內(nèi)，集熱腔溫度可達數(shù)百攝氏度。在同區(qū)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(shù)優(yōu)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(yè)光熱要求的太陽能利用主動性主要體現(xiàn)在跟蹤追光、強制循環(huán)兩個方面。

光熱跟蹤系統(tǒng)是在有效光照時間內(nèi)，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(tǒng)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(zhuǎn)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(yè)光熱多采用主動式強制循環(huán)。不同技術(shù)路線的得熱速度、熱循環(huán)速度存在較大差異。例如，平板集熱為了不浪費循環(huán)動力，在太陽輻照度較小時需間開循環(huán)泵，以等待太陽輻射將集熱介質(zhì)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(nèi)產(chǎn)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(huán)，促使集熱介質(zhì)快速吸收集熱腔溫度；為避免瞬時溫度過高損壞設(shè)備，設(shè)置了高溫保護“偏光”功能。

油田復(fù)雜集輸管網(wǎng)24h連續(xù)運行，生產(chǎn)耗熱量大，如果得熱量越大，對高寒地區(qū)的高凝固點、高含蠟原油集輸系統(tǒng)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(shù)，在油田清潔熱力替代中更具技術(shù)優(yōu)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(shù)中，點聚焦技術(shù)由于發(fā)生光熱轉(zhuǎn)換的面積小，熱損失相對較??；以碟式為例，在較小面積的集熱腔內(nèi)完成光熱轉(zhuǎn)換后，碟與碟之間的集熱管道埋地保溫敷設(shè)；槽式等線聚焦集熱技術(shù)，光熱轉(zhuǎn)換是在暴露在外的集熱管中完成，因此線聚焦集熱系統(tǒng)的散熱損失大于點聚焦集熱系統(tǒng)；尤其在高寒地帶冬季運行時，點聚焦與線聚焦集熱技術(shù)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(shù)中，塔式集熱系統(tǒng)光程最長，一般為數(shù)千米；其他3種技術(shù)相差不大，多為10～20m。

通過以上分析可知，各類光熱技術(shù)存在較大差異，油氣田企業(yè)需持續(xù)研究學(xué)習(xí)，實時掌握各類技術(shù)優(yōu)缺點，才能因地制宜制定高質(zhì)量解決方案。

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油田用熱與光熱技術(shù)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(chǎn)主要有單井集油加熱、轉(zhuǎn)油站摻水爐及熱洗爐加熱、脫水站脫水爐加熱、原油穩(wěn)定站原油穩(wěn)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(chǎn)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(qū)塊，冬季作業(yè)區(qū)及辦公樓采暖用熱需求也較大。

油田生產(chǎn)低溫（100℃以下）用熱環(huán)境較多，其中油井出油溫度受油藏深度、油品物性及產(chǎn)量等因素影響差異較大。多數(shù)油井需加熱集油，根據(jù)集油半徑或拉運距離一般加熱至35～55℃；轉(zhuǎn)油站摻水溫度隨季節(jié)變化，如大慶油田高含水油井夏季停摻，部分低產(chǎn)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(yīng)達到80℃以上。

油田生產(chǎn)中溫用熱環(huán)境（100～250℃）相對較少，主要集中在原油穩(wěn)定環(huán)節(jié)及部分聯(lián)合站，某些聯(lián)合站為了滿足站內(nèi)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(dǎo)熱油，同上述多種用熱需求進行多回路換熱。

油田生產(chǎn)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(guī)模集熱鏡場。

2.2光熱技術(shù)在油田的適用性分析

單軸跟蹤槽式集熱技術(shù)是世界上最早被投入商業(yè)化應(yīng)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(shù)量和系統(tǒng)成本，我國研制出世界上最大的開口槽（8.6m）。在低溫用熱環(huán)境，可采用傳統(tǒng)的小槽（2.55m開口）集熱技術(shù)；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(wěn)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(shù)，替代了燃氣加熱；吉林、華北油田則采用雙軸跟蹤豎槽技術(shù)，分別替代了部分電加熱和燃氣加熱。

桁架式結(jié)構(gòu)的線菲聚光集熱技術(shù)可根據(jù)用熱溫位優(yōu)化鏡場面積，從而實現(xiàn)個性化設(shè)計。該技術(shù)尤其適用于土地資源豐富的油田，規(guī)?；瘧?yīng)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(shù)試驗及論證較多，在鏡場布局優(yōu)化時增加單回路距離、減少回路數(shù)量，有利于節(jié)省建設(shè)投資，提高得熱效率。例如，青海油田2023年規(guī)劃建設(shè)1.2MW的類線菲聚光集熱系統(tǒng)，以替代轉(zhuǎn)油站燃氣加熱。

碟式聚光集熱技術(shù)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(yōu)點是聚光比高、集熱效率高。由于“插樁式”設(shè)計占地面積小，近年來在小規(guī)模光熱制蒸汽、光熱采暖等領(lǐng)域逐步推廣利用；目前已在井網(wǎng)密度大、土地資源緊張的大慶老區(qū)開展應(yīng)用研究。

塔式集熱技術(shù)適用于大規(guī)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(shè)中。勝利油田采用CPC技術(shù)在孤東采油廠建成2.8MW光熱替代燃氣項目，實現(xiàn)較大規(guī)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(shù)，在單井拉油井場開展現(xiàn)場應(yīng)用。

油田用熱環(huán)境、用熱溫位的多樣性，與光熱技術(shù)、光熱可提供溫位的多樣性具有較高的匹配度。多樣性與復(fù)雜性也意味著技術(shù)尋優(yōu)難度大，針對不同的應(yīng)用環(huán)境，尋找適用的技術(shù)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(shù)路線分析

油氣用熱場景及用熱需求不同，適用的光熱技術(shù)及光熱系統(tǒng)建設(shè)模式也不同，需針對具體應(yīng)用場景研究分析油田光熱技術(shù)路線。

3.1單井拉油多元化清潔替代技術(shù)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(tǒng)完善，單井拉油罐一般采用電加熱；如配電網(wǎng)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(fā)電供給抽油機用電，配套建設(shè)單井加熱爐供給拉油罐用熱；如伴生氣不足，則采用柴油發(fā)電供給抽油機用電及儲罐電加熱。偏遠地區(qū)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(yīng)優(yōu)先推進清潔替代。

對于采用單井拉油模式的生產(chǎn)井，原則上應(yīng)采用熱電聯(lián)供方式解決油井用電用熱需求；可根據(jù)太陽能及風能資源情況，采用光伏及小型風機聯(lián)合供電方式，形成風光互補以提高綠電替代率；如電網(wǎng)完善，則無須建設(shè)儲能設(shè)施；如配電網(wǎng)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(yīng)需求（抽油機井啟動功率是運行功率的3倍以上），同時應(yīng)配備一定的容量型儲能（如電化學(xué)電池儲能）以平衡不穩(wěn)定的風光出力；另外，由于單井拉油所需溫度相對較低（根據(jù)凝固點和拉油距離核算，一般情況下不大于50℃）；如區(qū)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(qū)域，可考慮采用“無動力光熱+空氣源熱泵”一體化橇裝技術(shù)，充分利用陰天及晚上空氣中的熱能；如區(qū)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(shù)，以提高供熱效率；如單井井場土地資源有限，為了節(jié)省占地，可采用“插樁式”豎槽及碟式技術(shù)；對于西北沙漠地帶土地資源豐富地區(qū)，可增加光伏或光熱建設(shè)規(guī)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(shù)路徑，需配備相應(yīng)的控制系統(tǒng)，以實現(xiàn)多余的電蓄熱，多余的熱可用于單井熱洗；如單井產(chǎn)量較低，應(yīng)結(jié)合抽油機井間抽以節(jié)省用電；不拉油時，可根據(jù)井口出油溫度設(shè)定一定的維溫控制參數(shù)；需要拉油時，應(yīng)根據(jù)季節(jié)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(guī)模光熱高效經(jīng)濟替代技術(shù)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(shè)有加熱爐，加熱功率一般較小。以長慶油田某作業(yè)區(qū)為例，作業(yè)區(qū)除較大規(guī)模用熱的聯(lián)合站及轉(zhuǎn)油站外，建設(shè)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(shè)，集油溫度受冬夏季地溫影響有一定季節(jié)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(shù)需較長的回路才能提升溫度，在短回路中反復(fù)循環(huán)將增加動力消耗，降低系統(tǒng)效率；同時行列式的線聚焦集熱技術(shù)規(guī)模越小，包括運維人工費用在內(nèi)的系統(tǒng)成本越大，光熱系統(tǒng)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(dǎo)致單回路長度小于50m的小規(guī)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(shù)，與油田小規(guī)模加熱需求匹配度非常高。

3.3大規(guī)模清潔替代的光熱互聯(lián)技術(shù)路線

規(guī)模越大、系統(tǒng)成本越低，是光熱工程項目建設(shè)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(xiàn)規(guī)模建設(shè)及規(guī)模替代是當前油田優(yōu)化光熱方案的主要方向。

以大慶油田為例，原油集輸系統(tǒng)構(gòu)成龐大的用熱管網(wǎng)，但供熱點僅限于轉(zhuǎn)油站（摻水爐、熱洗爐等）及聯(lián)合站（脫水爐、外輸爐等）。油田以聯(lián)合站為中心管轄數(shù)座轉(zhuǎn)油站，轉(zhuǎn)油站與聯(lián)合站距離較近，多為1～3km。如單獨對某座轉(zhuǎn)油站布局光熱，則建設(shè)規(guī)模小，建設(shè)成本高；同時受夏季不加熱集油影響，如按年均負荷建設(shè)，擬建的光熱系統(tǒng)會面臨協(xié)調(diào)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(zhuǎn)油站產(chǎn)量下降，新建的光熱系統(tǒng)與運行多年的轉(zhuǎn)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(yīng)立足大系統(tǒng)，以聯(lián)合站為中心，以區(qū)域內(nèi)所轄供熱點（即轉(zhuǎn)油站）為輻射邊界，統(tǒng)籌優(yōu)化鏡場布局、儲罐位置及儲熱規(guī)模，建設(shè)多點集熱、多點下載的互聯(lián)熱網(wǎng)。在聯(lián)合站至轉(zhuǎn)油站之間形成鏡場環(huán)路，環(huán)路管網(wǎng)可供給轉(zhuǎn)油站用熱，也可把多余的熱量分流至聯(lián)合站集中儲存，并可通過聯(lián)合站調(diào)配至其他轉(zhuǎn)油站換熱。光熱互聯(lián)的建設(shè)模式既實現(xiàn)了規(guī)模替代，也通過規(guī)模建設(shè)降低了系統(tǒng)成本以及光熱系統(tǒng)使用壽命短的風險；同時由于各轉(zhuǎn)油站夏季熱洗周期不同、下游原油穩(wěn)定站用熱量大的特點，為通過優(yōu)化運行實現(xiàn)轉(zhuǎn)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(wěn)定站，實現(xiàn)最終不棄熱提供了可行性。

3.4復(fù)雜用熱環(huán)境下光熱梯級利用技術(shù)路線

多數(shù)原油穩(wěn)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(huán)境，應(yīng)構(gòu)建光熱梯級利用，設(shè)計思維上，一是要優(yōu)選聚光比較高的集熱技術(shù)，以實現(xiàn)快速高效獲得太陽能；二是要優(yōu)化系統(tǒng)工藝，包括集熱、高低溫儲熱、多級換熱工藝，以實現(xiàn)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(tǒng)優(yōu)化運行情況，以針對不同的運行策略進一步優(yōu)化流程，保障各種工況的安全供能；四是要配套建設(shè)能量系統(tǒng)優(yōu)化數(shù)學(xué)模型支撐的智能管控系統(tǒng)，以實現(xiàn)能效管理及數(shù)據(jù)賦能。因此，大型站場及大規(guī)模光熱替代是復(fù)雜系統(tǒng)工程，需篩選技術(shù)路線，精心優(yōu)化工藝流程，以實現(xiàn)高質(zhì)量設(shè)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(guān)鍵

油田用熱井站多，篩選并確定各類井站的清潔替代順序?qū)τ谔岣唔椖柯涞匦杂葹橹匾Ｈ缇井a(chǎn)氣量較大，且伴生氣未形成管網(wǎng)，節(jié)省的伴生氣無法外輸且無處可用，則應(yīng)暫緩實施清潔替代。如部分轉(zhuǎn)油站產(chǎn)液量、產(chǎn)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(shè)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(yīng)優(yōu)先研究實施清潔替代。如未來該區(qū)塊有開發(fā)潛力，則光熱鏡場選址應(yīng)充分考慮給未來油田設(shè)施“讓道”，且鏡場布局應(yīng)充分考慮未來擴建的便利性。總之，各油田企業(yè)應(yīng)結(jié)合各種有利條件及制約因素，統(tǒng)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(tǒng)思維及運行策略優(yōu)化是設(shè)計方案優(yōu)化的前提

油田清潔能源替代遵循在最小用能基礎(chǔ)上力爭實現(xiàn)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(xiàn)地面工藝“優(yōu)化簡化”與生產(chǎn)集輸系統(tǒng)節(jié)能降耗，包括工藝節(jié)能、設(shè)備節(jié)能及管理節(jié)能。在節(jié)能措施全方位覆蓋的基礎(chǔ)上，研究確定清潔替代建設(shè)規(guī)模以最大限度節(jié)省建設(shè)投資。

由于油田用熱的季節(jié)性差異，對建設(shè)規(guī)模的確定影響較大；如按夏季最低負荷確定建設(shè)規(guī)模，則清潔替代率太低；如按冬季最高負荷確定建設(shè)規(guī)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(shè)規(guī)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(shè)備作為輔助熱源；在夏季太陽能豐富時，盡可能通過管理優(yōu)化實現(xiàn)不棄熱；如閥組間、轉(zhuǎn)油站光熱供熱系統(tǒng)可通過提高集輸油溫度，使熱量傳遞至下游處理系統(tǒng)，降低處理系統(tǒng)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(jié)降溫或低溫運行時結(jié)蠟嚴重的管道流動性。總之，油田彈性生產(chǎn)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(jié)有一定時長的停輸?shù)龋槍Σ环€(wěn)定太陽能供熱需配套調(diào)整原有工作制度，以實現(xiàn)最大清潔熱力利用。

光熱規(guī)模確定一般采用單位時間供熱功率及連續(xù)供熱時長的方式協(xié)同優(yōu)化，如當?shù)毓庹諘r長8h，單位用熱功率2MW，按連續(xù)24h運行，則集熱系統(tǒng)需按每小時得熱量6MW計算。在此基礎(chǔ)上，計入換熱效率、集熱效率、鏡場光捕獲效率等系統(tǒng)損失，核實確定鏡場建設(shè)面積。故占光熱系統(tǒng)投資比例最高的鏡場建設(shè)規(guī)模需結(jié)合集油、輸油及脫水溫度、甚至原油穩(wěn)定溫度進行系統(tǒng)優(yōu)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(shù)進行多方案比選確定。

4.3嚴謹?shù)目杀刃约叭芷谠u估是多方案優(yōu)選的基礎(chǔ)

當前，油田設(shè)計人員由于缺乏光熱設(shè)計經(jīng)驗，主要依賴技術(shù)服務(wù)商提供鏡場方案。包括集熱、換熱、儲熱的光熱系統(tǒng)方案需進行多技術(shù)路線比選以實現(xiàn)技術(shù)、經(jīng)濟最優(yōu)，比選原則應(yīng)以相同或基本相近的供熱量為基礎(chǔ)，由技術(shù)廠家發(fā)揮各自技術(shù)優(yōu)勢完成相應(yīng)解決方案；各類技術(shù)除在相同光照條件下存在出力差異之外，集熱循環(huán)工質(zhì)也有較大差異。如在大慶油田這種高緯度高寒地區(qū)，某技術(shù)廠家以熱水（最高集熱溫度85℃）作為集熱工質(zhì)，冬季以低速熱循環(huán)作為防凍措施；某技術(shù)廠家常年專注導(dǎo)熱油（最高集熱溫度可達300℃以上）應(yīng)用研究，并積累了相對豐富的應(yīng)用經(jīng)驗；另外一些廠家以防凍液（最高集熱溫度95℃）作為集熱循環(huán)介質(zhì)；幾乎所有的光熱廠家在低溫用熱環(huán)境均采用水介質(zhì)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(yīng)結(jié)合初始投資、節(jié)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(xiàn)值比較，以保證方案比選的科學(xué)性。

4.4開展各種用熱環(huán)境的研究實踐是提高方案質(zhì)量的重要路徑

加強學(xué)習(xí)與交流，深入研究社會和油田的光熱技術(shù)應(yīng)用案例，在不斷實踐及總結(jié)中豐富認識、提升用好各種技術(shù)的能力是提高油田光熱方案質(zhì)量的必由之路。制訂高質(zhì)量的光熱方案還應(yīng)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(shù)。如某區(qū)塊采用單軸跟蹤槽式技術(shù)，但該區(qū)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(tài)，雖區(qū)塊光資源較好，但太陽能綜合利用效率較低；如西北某區(qū)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(shù)由于不能實現(xiàn)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(tǒng)得熱量。因此，光熱技術(shù)優(yōu)選應(yīng)綜合考量當?shù)馗鞣N影響因素，并不斷總結(jié)運維經(jīng)驗，提高運行效率。

二是“光熱+”聯(lián)合供熱系統(tǒng)需二次開發(fā)控制平臺。當前業(yè)內(nèi)各類光熱技術(shù)廠家均針對各自技術(shù)特點研究控制策略，開發(fā)提高系統(tǒng)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(lián)合供熱方式，且油田加熱介質(zhì)礦化度高，需與儲熱介質(zhì)進行熱交換，即聯(lián)合供熱控制系統(tǒng)需二次集成開發(fā)，才能實現(xiàn)通過高質(zhì)量運維提高光熱綜合利用效率。以導(dǎo)熱油為例的“光熱+燃氣”聯(lián)合供熱流程示意圖詳見圖3。

圖3“光熱+燃氣”聯(lián)合供熱流程示意圖

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結(jié)束語 

低碳化是油氣田業(yè)務(wù)發(fā)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(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較大，相關(guān)路線及解決方案 需要在不斷實踐中逐步提高認識，持續(xù)開展優(yōu)化。建議油田企業(yè)與時俱進，持續(xù)跟蹤光熱行業(yè)技術(shù)發(fā) 展情況及市場化推動情況，篩選規(guī)模替代區(qū)塊及高效光熱技術(shù)，提高清潔熱力替代方案的經(jīng)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(yīng)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(guī)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(shè)計院有限公司：劉宏彬