太阳能光热技术在油气田中的节能应用

王向宏 叶朝曦

（1.中国石油化工股份有限公司西北油田分公司；2.化学工程联合国家重点实验室，华东理工大学机械与动力工程学院）

我国原油凝点普遍较高，黏度大，常温下流动性差。原油的开采通常需要进行二次采油乃至三次采油，从油井出油后的储运过程必须对原油进行加热保温，以期利用原油黏度对温度的敏感性，达到降黏减阻的目的。蒸汽驱油法是目前国际上应用最为普遍的重油开采技术，通过向油层注入高温蒸汽，降低原油黏度，提高采收率。从各个单井出口的原油汇集到地面站计量后，在送往下一站的过程中，需要将原油加热至50～60℃，以保持良好的流动性。调查表明，原油开采注水、注汽以及原油储运维温、管输等技术环节需要消耗大量的石油、天然气以及电力能源，就辽河油田而言，年开采的原油量近20%用于企业内部能耗。为解决上述问题，寻找开发能源新技术和进一步利用可再生能源取代常规原油开采、集输过程的加热方式成为新的研究热点。太阳能是目前可再生能源开发利用的重要领域，具有清洁、分布广泛的特点，近年来随着太阳能光热技术的发展，太阳能热利用已成为油气田新能源开发的一项新技术。

研究了国内外太阳能光热技术在油气田节能上的应用现状，基于目前油气田上太阳能热水系统存在的不足，分析了聚光式集热技术在原油开采、储运等方面应用的可行性，并对太阳能光热技术应用于油气田节能中的关键问题进行了探讨。

1 太阳能节能技术在油气田上的应用

1.1 太阳能光热技术发展

人类利用太阳能的历史非常悠久，太阳能热利用技术也最为成熟。太阳能光热技术的基本原理是将太阳辐射能收集起来，通过与物质的相互作用转换成热能加以利用。根据工作温度的不同，太阳能光热技术可分为低温（40～80 ℃）、中温（80～250 ℃）和高温（300～800 ℃）三类[1]。低温热利用主要为生活用热；中温热利用应用领域为工业用热；高温热利用可用于太阳能热发电。太阳能光热技术在三种不同工作温度下的主要应用领域，见表1。

表1 太阳能光热技术根据工作温度分类

根据集热方式的不同，太阳能集热器可分为聚光式和非聚光式两类。非聚光式主要在低温系统中使用，而聚光式则考虑中高温用热。非聚光式直接接收太阳光照射而加热其内部的传热介质，吸收太阳辐射的面积与采集太阳辐射的面积相等，并且能够利用太阳辐射中的直射辐射和散射辐射，具有结构和制造工艺简单，价格低廉，无需跟踪系统以及几乎不需要维护等优点。但由于地面上太阳辐射能的密度十分稀薄，以致于集热器的集热温度一般多在100 ℃以下，因而普通非聚光式集热器只考虑在低温热利用系统中使用。与非聚光式相比，聚光式集热器在辐射能源和能量吸收体之间加入了聚光元件，将大面积的低能量汇聚成小面积上的高能量，能够获得更高的集热温度，聚光比越大，集热温度越高。此外聚光集热技术还具有如下优点：

1）使用的温度范围广（50～800 ℃），适用性强。

2）在相同的采光面积下，二者所采集的总体热量相等，但聚光式集热器获得的是高品质热量。

3）聚光技术的使用大幅度削减了吸收体的面积并对集热面进行处理以降低热损失，使得在较高的温度下，同时得到较高的集热效率，从而大大提高太阳能利用系统的总效率。

就目前而言，太阳能低温集热技术相对成熟，其中以太阳能热水器的应用最为广泛，商业化程度最高。在太阳能中温技术与工业节能应用方面，国内研究较少，虽然全球已陆续建立了百余个太阳能热利用工业领域应用工程，但总体上说还是缺少大系统的设计、建设和运行经验，聚光、储热等技术的不完善是其主要的制约因素。据了解，当前我国的太阳能热利用技术在工业领域的应用还几乎处于空白[2]。太阳能光热发电是指，通过聚光器收集太阳能，利用接收器将太阳能转换成热能加热工质，形成蒸汽驱动热动力装置发电。太阳能热发电站多建在戈壁荒漠之中，以美国和西班牙居多，国内已建成实验性电站。现有的发电系统大致有槽式系统、塔式系统、碟式系统和菲涅尔式系统，其中槽式因其集热温度相对较低，目前技术最为成熟、建设风险最小，也是太阳热发电中唯一实现商业化运作的系统。

1.2 太阳能光热技术在油气田上的应用现状

1.2.1 太阳能光热技术在国外油气田中的应用

国外对太阳能在燃料油储存和原油输送加热中的应用早有报道。1998年，约旦大学的Badran[3]等对当地一家电厂进行调研，发现该电厂5%的发电量用于加热燃料油以保持其流动性。为此他们设计了太阳能燃油预热装置用于燃料油加热，使得该装置能够将燃料油温度维持在50 ℃以上。澳大利亚一家太阳能公司利用透明蜂窝材料和选择性涂层等增加太阳能吸收系数同时抑制对流和辐射散热，利用太阳能热二极管达到在管道输送过程中将原油加热降黏的目的[4]。土耳其的Mohamad[5]提出一种集储箱和集热转换装置于一体的太阳能热二极管中低温集热装置，采用一塑料片抑制夜间储箱的对流散热损失，用作燃油预热装置具有很好的效果。委内瑞拉一条长32 km 的稠油管道采用太阳能热二极管技术后，输油温度从28 ℃增加至60 ℃，输送能力提高17%。自1994年以来，在世界各地，主要是热带和亚热带地区已建造了12 条示范输油线（所用原油最低流动温度36 ℃），包括科威特、印度尼西亚和马来西亚等国家和地区[6]。

此外，在外输原油的处理上，阿塞拜疆的Mammadov F. F.[7]建立了一套太阳能槽式聚光集热试验系统，通过间接加热方式实现原油的化学破乳脱水。

最近，有报道称国外已经将太阳能光热技术用于重油的热采。2011年2月，贝瑞石油公司在美国加利福利亚建设了一个太阳能工厂用于提高原油采收率[8]。目前该项目还处于示范研究阶段，蒸汽非稳态注入对油藏采出率是否有影响，还没有确切的研究成果。针对Coalinga 油田重油采收难度大、能源消耗高等技术难题，美国雪佛龙公司提出了“太阳能蒸汽”的技术构想，并于2011年9月建设了一座29 MW 的塔式蒸汽发生系统[9,10]，直接产生蒸汽注入油层加热原油，提高采收率。目前雪佛龙公司还在研究如何完全依靠太阳能蒸汽系统来维持整座油田以及“太阳能蒸汽”技术的可行性和在不同压力与温度下“蒸汽”的产量上运转的可能性。

1.2.2 太阳能光热技术在国内油气田中的应用

我国重油开发已有近三十年的历史，但就太阳能光热技术在油气田中的节能应用在最近十年才逐渐被重视。在原油开采上，王学忠[11]提出了在胜利油田利用太阳能辅助采油的技术构想，并以孤东油田为例，分析了太阳能辅助采油的技术可行性，但至今为止还没有应用先例。在原油集输太阳能加热系统方面，辽河油田在国内率先应用。2002年上海交通大学为辽河油田设计了太阳能加热输送原油装置技术方案[12]，2004年华南理工大学完成了“原油集输太阳能加热节能系统”科研项目攻关并在辽河油田兴隆台采油厂投入应用[13,14]。整个系统包括水路装置、输油装置和控制装置，采用太阳能集热器间接加热原油，通过水/原油换热器实现高温水与低温原油之间的换热，最后将换热后的低温水流回蓄水箱，重新泵入太阳能集热器阵列加热，在单纯太阳能加热的情况下，经过换热器的原油最高温度达到83 ℃。而在太阳能辐射不足时，则开启燃烧器和水套炉对原油进行二次加热。文献[12]根据辽河油田原油加热输送过程中的工艺条件及特点，在太阳能加热系统中采用了大小蓄热水箱，小蓄热水箱用于系统的快速启动，大蓄热水箱用于多余热量的储存，延长了系统的供热时间，从而优化了整个系统的使用效率。

在边缘井储油罐加热维温上，江苏油田根据边远井站集油工艺特点，研究了原油集输太阳能加热系统对油罐和管路供热的适用条件及范围，并于2006年7月在安徽采油厂天83-1拉油站进行了“太阳能+辅助电加热系统”的供热模式的应用尝试。随后该项技术在张铺区块、天83 集油站、李堡集油站等均取得成功并获得了良好的经济效益[15]。同样，华北油田公司自2006年开始着手太阳能光热技术在油气田应用的研究和探索以来，已在冀中、二连油区的一些边缘井站安装30 多套太阳能加热装置[16]。而河南油田也于2008年在古城油矿新投入开发的井场中使用太阳能对高架储油罐进行伴热维温[17]。

除上述报道外，大港油田、长庆油田等[18,19]均开发了小规模的太阳能热水系统，部分取代常规能源解决油罐或管输的供热问题，研究表明节能效果明显。

总的来说，油气田利用太阳能光热技术降低能耗水平主要包括两个方面：通过太阳能集热作用降黏减阻，提高原油的储运维温和加工处理能力；利用太阳能集热装置生产高温蒸汽，实现老油田中重质原油的热力开采。就全国乃至世界范围而言，太阳能光热技术在油气田中节能应用的案例并不多见，现有的也只是处于小范围的示范摸索和理论研究阶段。

1.3 聚光式集热技术在油气田上应用的可行性分析

与常规能源最大的不同在于，太阳能是一种低密度、间隙性、空间分布不断变化的能源，对于油气田节能上的太阳能光热利用而言，如何有效地收集和利用辐射能便成为其核心环节。太阳能集热器是收集太阳辐射能并把它转化为热能的主要部件，也是影响整个系统光热效率的关键部件。

目前国内的原油加热系统普遍使用平板式和真空管式等非聚光式集热器。非聚光式太阳能热水系统虽能较好地满足原油在集输工艺上的用热，但由于我国的油气田大部分集中在气候较寒冷的北方地区，在冬季时水容易结冻，影响系统运行，而且其较低的工作温度也限制了太阳能技术在油气田上多方位应用，特别是需要高温高压蒸汽的原油热采工艺。由此，借鉴于贝瑞石油公司和雪佛龙公司的成功案例以及现有的太阳能热发电技术，本文认为若能将太阳能聚光集热技术，特别是商业化运作较为成熟的槽式聚光集热技术用于原油开采、集输等工艺，通过选定合适的聚光比和传热介质，定能很好地解决太阳能热水系统冬季结冻和常规原油开采过程中大能耗等问题。

除了用于大规模发电外，以槽式集热为基础的太阳能利用系统可以方便地产出100～350 ℃的蒸汽或热水，从而广泛地适用于油气田的生产用热，其应用的关键在于如何生产出适合于油气田的，性价比高的槽式太阳能集热设备。以导热油为传热介质的槽式太阳能光热系统已被证实为目前最为成熟的聚光式太阳能集热系统，国内外学者[20,21]正在研究采用水做介质的槽式太阳能直接蒸汽发生系统（DSG），这些技术的发展为聚光式集热系统在油气田上节能应用提供了良好的技术基础。

当然，在油气田上应用聚光式太阳能集热器有一定的特殊要求，从设备维护的角度考虑，例如为了保持光学系统的准确性，需要考虑系统长期性的防尘、抗氧化和大气腐蚀等。从工程实用的观点看，聚光式集热器维护复杂，制造和运行费用较高，这就限制了它的广泛使用。然而，随着太阳光热技术以及材料、设计、制造行业的不断发展，聚光式集热器的应用领域也在不断地拓宽，提高集热效率、降低集热成本，寻求高效稳定的聚光集热系统已成为近几年的研究热点，相信在不久的将来，聚光式太阳能集热技术定会在油气田节能应用上大放异彩。

1.4 问题与讨论

1）与常规能源不同，太阳能具有间歇性和不稳定性的特点，在原油加热或开采过程中如何保证太阳能集热系统持续稳定地工作，是太阳能光热技术在油气田节能应用中的一个关键性问题，也是一个难题。在太阳能系统中设置蓄热装置是解决太阳能稳定性问题最有效的方法之一。通过太阳能蓄热系统可以将太阳能多余的热量暂时储存起来，等到没有日照或阴雨天气时再将这部分热量释放出来，从而保证整个系统热量的平稳输出，同时起到削峰填谷的作用。由于目前的技术还未能实现以太阳能为单一热源进行全天候供热，油气田多半以电加热、石油、天然气等作为辅助能源。许多学者[21-22]也正在研究太阳能-热泵、风光电一体化等联合系统在油气田上的应用。

2）太阳能集热效率很大程度上决定了油气田的节能效益，影响集热效率的因素很多，如光学，结构和工作环境等，其中光学是最为关键因素。寻找新材料、新技术改善集热器的光学性能、提高聚光集热系统的跟踪精度，从而提高太阳能集热效率，是目前光热技术发展的重要研究方向。

3）油气田所在地区往往多风、大风甚至沙尘暴频起，在油气田上应用太阳能光热技术要加强集热器的抗风沙能力。集热器是太阳集热系统中的一个关键部件，集热器的性能会显著影响整个系统的总体性能。由于聚光器长期暴露在大气中工作，尘土不断沉积在表面，大大影响了集热器的光热性能，破坏力极大的风沙还会给太阳能集热单元带来破坏性的危害。

2 结语

从能源利用和现有的技术来看，太阳能光热技术用于原油热采或储油预热，提高原油的管输能力是石油企业现实可行的利用太阳能实现油气田节能的技术方案。经过多年的研究，太阳能光热技术在油气田节能应用方面已取得了初步的进展，然而，当前的太阳能利用还属于低效率、小规模、发展不全面，仍然存在关键技术问题亟待突破。国内外的研究报道虽为我们展示了良好的应用前景，但太阳能在油气田上的节能应用依然有很长的一段路要走。

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