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研究 | 三北地区油田生产光热利用初探

2021.12.20 来自:油气与新能源

摘要:降低热能使用量及利用清洁能源替代化石能源的热能使用是当前油田绿色发展的主要方向。为加快推动油田光热规模化、规范化应用,在分析西北、东北及华北地区(简称三北地区)油田用热情况及热能替代方向、光热技术发展现状及各种集热技术特点的基础上,结合稠油及稀油开发生产的不同用热需求,明确了光热在油田应用需要解决的技术问题;结合油田应用环境、油田光热应用的优势资源及制约因素,提出了“顶层设计、科研攻关,示范引领、小步迭代,开拓商业合作模式、促进规模应用”的光热利用路线,为三北地区油田企业加快推动光热规模化利用提供了实施路径。


引言


西北、东北及华北地区(简称三北地区)油田开发生产过程需要消耗大量的热能,其中稀油油田开发生产过程中热能主要消耗于油气集输处理环节,用于加热集油、热化学脱水及原油稳定等;稠油开发生产过程中热能主要用于蒸汽驱替环节的锅炉制蒸汽过程。热能主要由天然气、原油及原煤提供,占油田总能耗的80%以上。因此,降低热能使用量及利用光热、地热等清洁能源替代化石能源的热能使用是当前油田绿色发展的主要方向。三北地区光热资源相对丰富,同时油田低渗透及特低渗透油层占比较大,油区内优质地热资源较为稀缺。


因此光热利用是当前油田“以热替热”的重要途径。


1、油田光热利用影响因素


光热高效经济利用的影响因素较多,油田应用环境具有多样化特点,各油田区块光热利用优势资源与制约因素各有不同。


1.1光热资源是光热经济利用的重要前提


光热资源是否丰富在很大程度上决定光热利用项目的收益及可行性。年太阳能辐射总量、年日照时数、直射辐照、纬度等在一定程度上可以说明光热资源丰富程度。三北地区纬度虽相对较高,但太阳能资源整体相对丰富,尤其是新疆南部及东部、青海及玉门油田、长庆油田部分区块。但由于影响太阳能直射辐照的因素较多,除纬度高低外,还受地势高低、云层厚度等影响,因此,光热利用方案应结合当地气象资料进行具体的可行性论证。


1.2土地资源是制约光热利用的最大限制条件


聚光集热镜场占地面积大,由当前已建成的部分光热高温发电项目测算,根据聚光集热方式不同,聚光集热镜场占地为(4.8~8.0)×104 m2/MW;而低温热利用镜场占地面积相对较小,占地约为(3.2~3.8)×104 m2/MW。当前,光伏及光热发电多采用租用土地等方式,新疆克拉玛依市、河北张家口市张北县等地区租用价格为750元/(hm2·a);新疆吐鲁番及哈密地区光伏发电租用价格为25年共计3×104元/hm2,土地使用税为15.75元(/hm2·a)。


各省市土地租用价格各异,需要各油田企业根据土地类型积极与当地政府协商解决。西北及东北油区土地资源相对丰富,但华北油区多为湿地及耕地,土地资源相对紧张,当前大港油田利用小区屋顶、井场及公园围栏等设置光伏板。总之,光热利用需根据土地资源及征地成本因地制宜制定规划方案。


1.3替代目标的选择是光热高效利用的关键因素


当前,三北地区油田总耗能约2 000×104 tce/a,天然气消耗量超过100×108 m3/a,各种转油站及脱水站近2 000座,光热利用内部市场需求大。同时各大油区地域辽阔,各区块直射辐照、地势高度均不同,结合不同的环境条件及用热需求,光热替代目标的选择应以经济效益为中心循序渐进。


受光热替代燃料价格、替代热品质需求及运行时数等因素影响,当前,高温光热替代稠油热采所需高温高压蒸汽的燃气锅炉方案经济效益较差(初始建设投资高且所替燃气价格低),替代燃油加热炉经济效益相对好(原油价格相对高),替代常年运行脱水炉、外输炉较替代间歇运行的采暖炉、掺水炉效益好,以站为单位的较大规模热需求替代较以井为单位的小规模用热需求替代经济效益好。


1.4技术路线是影响光热项目经济性的主要因素


在稀油油田的低温光热应用环境中,当前有平板集热、热管集热、线性菲尼尔及槽式聚光集热等技术。各种技术适用性及经济性有较大差异,如:吸收反射光的聚光集热系统较吸收直射光的平板及热管集热系统升温速度快,但投资相对高;平板集热器安装施工管理方便,但热损失相对较大;热管集热器启动温度低,但清洗管理难度相对大。同时,各种光热技术也在根据应用环境不断改进设计思路,各油田企业应根据环境温度、空气清洁度、区域风力等情况,结合技术进步,综合优选经济适用的光热利用技术路线。


2、油田光热利用技术发展现状


油田的用热需求可分为两大类,一类为稠油开发所需的300℃以上高温高压蒸汽用热,另一类为稀油开发所需的40~80℃低温热水用热。


2.1光热制蒸汽技术


2.1.1技术现状


国外光热制蒸汽用于稠油热采于2011年在全球首次尝试,目前已在阿曼、美国加利福尼亚州等地应用,主要采用槽式及塔式聚光集热系统。在加利福尼亚州建成的塔式聚光集热稠油热采项目,输出功率29 MW,可提供14 MPa、540℃的蒸汽。


目前我国尚无光热制蒸汽用于稠油热采的案例,但已建成50 MW、100 MW规模的光热发电工程,分别采用槽式、塔式及菲涅尔式聚光集热系统。


光热发电的聚光集热、储热及热循环、蒸汽发生系统的技术路线、建设及管理经验可为稠油开发光热制蒸汽提供借鉴。


2.1.2应用需求


太阳能具有不能连续供给的特点,全国一类地区全年日照时数仅为3 200~3 300 h。以光伏发电为例,在不储能的情况下,2020年全国光伏年平均利用小时数仅为1 160 h。太阳能利用的有效时数在很大程度上影响项目的经济效益,有效利用时数越长,工程项目的收益越好。目前我国光热发电项目均配套建设了储能系统,年利用小时数约为3 900~4 500 h。为节省初始建设投资,当前储热系统建设规模一般按不大于系统连续运行24 h进行设计。


为保证油田稳定生产及保持地层压力的连续性,稠油开发生产过程中的供热系统需连续运行,因此太阳能光热制蒸汽系统与已建的燃气或燃煤制蒸汽系统必须协同供能。当前,稠油开发的燃气或燃煤锅炉制蒸汽系统建设完善,太阳能光热制蒸汽系统建成后,将部分替代已建燃气或燃煤锅炉,形成以燃气或燃煤锅炉为主,光热制蒸汽为辅的联合供热系统。


图1稠油油田高温光热与蒸汽锅炉联合供热系统流程示意图


2.1.3需要解决的问题


光热发电的技术路线在很大程度上可以移植到稠油开发制蒸汽系统,但技术经济性面临较大的挑战,如,为了提高发电效率,光热发电系统多采用二元熔盐作为储热及热循环介质,高温熔盐温度多达到550℃以上,而二元熔盐凝固点较高,为280℃左右;若将二元熔盐用于稠油热采300~390℃温度需求的储热及热循环系统,则将产生技术要求高、投资需求大、管理难度大等问题。而三元熔盐工作温度区间与稠油热采所需蒸汽温度较为匹配,但目前我国尚无三元熔盐在300℃以上高温制蒸汽的应用实例,需要对其蓄热性能及热流动性进行研究,需对储热方式(混凝土储热、三元熔盐储热等)、储热时间以及与不同储热时间相匹配的集热场建设规模进行多方案比选,只有明确了技术性及经济性均适用的储热及热循环技术路线,才能推动光热在稠油系统的规模化应用。


当前4种聚光集热主流技术中,槽式和菲涅尔式属于线性聚焦,塔式及碟式为点式聚焦。点式聚焦相对线性聚焦而言聚光比高、升温速度快,最高集热温度可达1200℃。但当前塔式聚光集热系统初始建设投资高,碟式聚光集热系统应用规模相对较小;槽式是最先被发明出来的聚光集热技术,技术路线相对成熟,但近年来无较大突破;菲涅尔式相对较新,近年来在提高聚光比、减少热损失及提高光热转换效率方面有一定改进。由于各个环节的各类改进技术分属不同的厂家,因此对各种光热提效技术的综合应用需要结合油田用能环境,深入开展技术路线对比、关键材料优选,以及追光聚热高效稳定供能策略等关键技术研究。


另外,目前光热在稠油开发应用过程中的各种设计参数尚不明确、包含各种计算在内的工艺包及相关的工程设计规范等均缺失,需要研究明确并制定,才能满足三北地区油田光热资源、燃料价格、用热需求及品质等个性化优化方案编制的需求。


2.2光热制热水技术


2.2.1技术现状


与光热制蒸汽相比,光热制热水的热品位降低,其技术难度也相对降低。储热及热循环介质由制蒸汽所需的熔盐或混凝土改为软化水,储热罐由熔盐罐或混热土改为钢制水罐;储热及换热系统运行温度与环境温差变小,集热管也可由真空改为非真空;整体聚光集热镜场建设面积相对制高温蒸汽需求变小,储热规模可在一定程度增加,进而使光热系统年运行时数增加,投资收益向好。


近年来光热制热水在采暖供热系统、工业用热方面应用案例较多,配套建设一定规模的储热蓄水装置,全年供热时间可达到8000h。


2.2.2应用需求


三北地区各稀油油田油品物性相差较大,以对原油集输系统影响较大的原油凝点为例,部分区块原油凝点高达30℃以上,而部分区块则为负值,因而原油生产用热环节有较大差异。如,大庆及吉林油田,地处高寒地带,多为“三高”(高凝点、高黏度、高蜡含量)原油,故多采用掺热水集油方式,集油系统的天然气消耗量占油气生产总耗气量的80%左右;而西部油田部分区块,油品物性相对较好,集油多采用不加热方式,转油站用热量相对较小,热化学脱水环节耗气量相对较大。


当前,光热资源在三北地区稀油开发生产过程中的应用尚处于起步阶段,仅在部分单井拉油罐有应用案例,在转油站、脱水站等站场尚未开展规模化应用。本着“抓能耗大户、形成示范引领、总结经验形成标准、快速推广形成规模化应用”的原则,结合光热资源情况,西北地区油田应首先在脱水站,东北地区油田应首先在转油站进行技术攻关及示范应用。


图2掺水集油稀油油田低温光热与燃气加热炉联合供热系统流程示意图


与稠油油田相比,光热在稀油油田的应用具有较大经济优势,即光热在与燃气加热炉互补协同应用中将处于主导地位,有效利用小时数的大幅增加,将在很大程度上提高节能减排量与替代经济效益。


2.2.3需要解决的问题


光热在稀油油田的应用研究,应以形成技术路线并打通实施渠道为主,如,确定约束条件、明确设计参数、制定工艺方案、规范设计规模等,从而制定油田光热利用工程的设计规范及实施指南,制定基层管理制度,促进标准化建设、规范化应用及程序化管理。


重点需要攻关的技术难点是多能互补的协同优化问题,综合能源管理系统是保证多能协同互补供能体系安全、可靠、高效运行的保障。光热利用需根据气象资料进行日前供能预测,日内根据光照强度跟踪调整,与燃气供热实现动态调控。因此,联合供热机理数学模型构建、多目标优化模型求解、不确定性出力及不稳定产出的能源动态调控均是需要研究和攻关的方向,也是油田清洁能源综合利用及多能互补供能体系面临的共性问题,需要逐步对各个子系统进行优化模型构建并求解,最终达到多能耦合联合供能动态优化调控。


3、油田光热利用建议


3.1进行顶层设计,开展技术攻关


光热在油田生产用热环境与燃气或燃煤加热炉实现互补联合供热,无论是在稀油的低温热利用还是稠油的高温热利用方面均存在一定的技术问题。


建议油田企业组织技术机构开展顶层设计,有序推进、分步开展技术攻关,为实施光热有效替代提供技术支撑。


油田光热专项技术研究应遵循由易到难、逐步推进的原则。首先,应以促进规范化、规模化应用为攻关目标,解决稀油油田低温热利用面临的技术问题及建设标准需求,实现设计、施工、管理等项目全生命周期技术路线及实施路径的贯通,尽快构建流程化管理制度,为大力推动低温光热替代项目的实施、形成规模效益奠定基础;其次,应跟踪技术进步,研究解决高效聚光集热、高效储热及热循环利用等关键技术突破,解决当前稠油光热利用技术经济效益欠佳的问题。


3.2示范引领,以小步迭代促进规模替代


三北地区各油田区块应用环境不同,光热资源与用能方式存在一定差异,光热高效利用需要个性化设计。为了加快推广应用,建议各油田企业在技术路线明确的基础上,积极开展示范工程建设。


示范区应以经济效益为中心,转油站及脱水站热替代应遵循以下原则:优选太阳能直射辐照相对高、土地资源相对丰富且用地成本相对低,具有一定的开发潜力的区域,并兼顾站内加热炉使用情况,如,选择加热炉腐蚀老化需更换的站场等。通过个性化优化的方案比选,开展光热应用示范,同时培养技术队伍,通过实战积累实施经验。技术进步与工程实现同步进行,通过不断改进提升技术,以小步迭代逐渐提高光热利用项目的收益率,最终实现规模替代,获得规模效益。


3.3开拓商业合作模式,促进光热利用的规模应用长期以来,太阳能开发利用不是油田企业的主营业务,油田企业光热利用相关技术储备较少;另外,光热项目投资相对较大,投资回收期较长。因此,借助市场化机制,发挥外部资本市场满足内部用能需求,同时降低能耗成本及温室气体排放是一种合作共赢的选择。合同能源管理是借助社会的资本优势、技术优势及管理经验获得专业化服务解决方案的成熟模式。因此,建议优选合作伙伴,大力推动以合同能源管理方式开展油田清洁能源替代。同时,各油田企业应积极创新探索更多的商业合作模式、产融结合模式及经营管理模式,借助社会力量加快布局,并积极开展优选聚光镜供应商活动,建立长期战略合作关系,以联合采购、以量换价等方式争取优惠的市场采购价格,从多方位促进光热利用的规模化应用。


4、结束语


大量的热需求是油田生产过程中无法回避的问题,而加热点分散、单座站加热功率小、碳捕集成本高是长期存在的矛盾,作为直接燃烧排放主体责任方的油田企业,需探索寻求替代化石燃料的有效方式。受地热资源限制,光热是当前油田生产化石燃料热替代最现实的路径。


为了加快推动油田光热规模化、规范化应用,需从科研攻关、示范引领、商业模式等方面开展顶层设计,以实现统筹部署、加快布局。在明确光热利用技术路线,完成油田光热利用技术、标准及制度体系建设的同时,应注重培养技术人才队伍、积累现场管理经验,从而促进技术快速服务于生产,促进油气生产提质增效,助力油田企业“碳达峰”及“碳中和”目标的实现。


注:本文转自2021年8月版《油气与新能源》,联合作者为中国石油天然气股份有限公司规划总院吕莉莉,熊新强,曾禄轩,中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司苏春梅。转载此文是出于传递更多信息之目的,若有来源标注错误或侵犯了您的合法权益,请作者与本网联系。




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