技术驱动+政策加持!采油炼油行业与光热发电技术融合发展开始提速
发布者:admin | 来源:CSPPLAZA | 0评论 | 1367查看 | 2023-12-08 16:08:25    

国内外油田企业探索使用光热发电技术进行供能由来已久。


早在2016年,中国胜利油田就开始探索利用槽式太阳能光热发电技术助力稠油热采。而在国外,美国GlassPoint太阳能公司与阿曼石油开发公司(PDO)共同于阿曼打造的Mirrah太阳能园区一期光热项目于2017年成功向油田输送蒸汽。


2020年9月,我国明确提出2030年“碳达峰”与2060年“碳中和”目标,而采油炼油行业作为化石能源使用和温室气体排放的大户,降低热能使用量以及利用清洁能源替代化石能源的热能使用成为油田绿色发展的主要方向。显而易见的是,我国油田企业大多位于西北、东北地区,拥有丰富的光热和土地资源,有利于布局光热项目。伴随着光热发电技术在国内不断发展成熟,并叠加双碳目标压力,更多中国油田开始探索油气勘探开发与光热发电等新能源技术融合发展。


此外,今年发布的相关重磅政策也为“采油炼油行业+光热发电技术融合发展”鸣响了发令枪。


今年3月,国家能源局印发《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案(2023~2025年)》,提出在新疆、青海、甘肃等油气和太阳能资源丰富的地区,建设油气与太阳能同步开发综合利用示范工程,充分利用太阳能聚光集热及储热技术,实现油气生产过程的清洁化供热,助力低碳油气开发。同时要加大油气勘探开发与新能源融合发展技术创新攻关力度,重点推进油气产能建设项目配套的低成本太阳能光热利用。


今年10月份,国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部、生态环境部等四部门发布《关于促进炼油行业绿色创新高质量发展的指导意见》,其中指出要加快绿色低碳发展,引导炼油过程降碳。积极引导清洁能源、绿电替代,推进现有燃煤自备电厂(锅炉)清洁能源替代,鼓励企业积极探索研究太阳能供热在炼油过程中的应用。


在此背景下,在国内已历经首批示范、正迈向大规模商业化发展的光热发电技术开始凭借绿色供能同时可热电联供等多方优势成为众多油田推进能源转型的新选择,下文分享了国内多家油田在采油炼油领域与光热发电产业融合发展方面的一些应用思路和典型案例


1、中国石化胜利油田——槽式光热系统替代燃气加热炉


燃烧化石燃料注蒸汽热采是油田稠油开采的主要方式,不利的一面是会产生大量二氧化碳、氮气等气体和含硫化合物,污染环境,加剧温室效应。而EOR是一种通过注入水、蒸汽或者其他化学品的方式加快油井中稠油的流动,使原本不易开采的重油变得易于开采的技术。


与阿曼石油开发公司所建EOR项目类似,中国石化胜利油田也选择利用槽式光热系统与EOR系统耦合,来达到稠油开采的目的。


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图:稠油油田高温光热部分替代蒸汽锅炉系统流程示意图


2016年1月份,以色列专家到胜利油田作了题为“如何利用槽式光热技术最经济提高原油采收率”的技术交流报告,旨在探索利用太阳能光热技术助力稠油热采的新方法。这也是我国对槽式太阳能光热EOR(提高原油采收率)系统的首次探索。


2021年,中国石化胜利油田孤东827平5井采用的槽式太阳能集热器顺利投用。该设备实现了昼夜对原油进行加热,替代了原来的燃气加热炉,年节约燃气费6.5万元,年减少二氧化碳排放86吨。


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图:胜利油田孤东827平5井槽式集热器


2、中国石油新疆油田——槽式光热技术应用于稀油集输加热


2023年7月9日,新疆油田公司首个稀油光热利用项目在准东采油厂火烧山油田37号站正式投产,配置1套385千瓦的槽式太阳能集热器,以导热油作为工质进行换热,配置地面55吨储热水箱。


该技术应用光热、导热油循环、电加热和水循环四大系统。槽式反光镜整齐排列,通过其聚光产生的热量,先后与导热油、软化水、原油等进行介质热交换,有效提升原油温度,聚光集热产生的“无碳"热水绿色清洁,不产生废渣、废气、废水。当遇到阴雨天气或光线不充足时,电加热系统可补充供热,系统满足手动与远程的双重切换控制。


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图:中石油新疆油田准东采油厂槽式太阳能集热器


集热器内热量通过循环的导热油储存到储热水箱内,同时光热系统可与燃气水套炉/电加热耦合运行联合供热,储热水箱内热水与采出液进行换热,以满足集输加热稀油的需求,在很大程度上提高了节能减排量。


项目投产运行后,预计每年可节约天然气6.2万方,折合经济效益20余万元,年减少二氧化碳排放70吨,相当于每年种了3825棵树。


3、中国石油巴彦油田——利用双槽双轴集热系统替代燃煤电厂提供高温蒸汽


2023年8月,国内最大双轴双槽集热系统在华北油田巴彦油田建成。该技术高效利用当地太阳辐射资源,替代热电厂燃煤蒸汽,为日常运行降低用碳排放。


该项目共建设49组双轴双槽聚光集热器,装机规模达1.47兆瓦,投用后年利用太阳能热量达450万千瓦时,年产工业蒸汽6800吨,可承担原油转运站50%以上的用热需求,实现年减排二氧化碳1850吨。


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图:巴彦油田光热新能源项目施工完毕


4、中国石化中原油田——碟式太阳能集热系统替代传统井口天然气加热炉或电加热设备


2023年11月26日,中原油田首套碟式太阳能集热系统在文卫采油厂卫40号计量站投入试运行。据悉,这是油田首次应用“光热+蓄热+谷电”技术路线的“光电蓄”一体化综合利用系统。


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集热装置将太阳辐射能转化为热能加热井口来液,替代传统井口天然气加热炉或电加热设备,实现绿色能源高效应用。


该系统由中原油田热力分公司研发,集热装置采用双轴技术,能对太阳进行自动跟踪。可以提高太阳能聚光倍率和集热效率,让光热资源得到最大化利用。蓄热装置对太阳能聚焦集热后,采用水罐储能,方便“日储夜用”;而阴雨天气则采用谷电加热配合系统使用,可24小时连续供能。据测算,年可节约电能17.36万千瓦时,减排二氧化碳99吨。另外,中原油田通过技术创新,将使集热系统单瓦造价降低了30%。


5、中国石油辽河油田——电热熔盐储热注汽试验站、“光热+相变储热”替代现有井口天然气加热炉


除了直接利用聚光热利用系统为采油炼油生产过程供能,作为当前光热电站标配、随着光热发电不断商业化推进而获得更多商业发展机遇的熔盐储能技术也开始在油田领域获得更多应用机会。


12月6日上午,世界首座电热熔盐储能注汽试验站在中国石油辽河油田竣工投产。该技术在辽河油田应用后,有望为辽河油田争取更多的绿电上网指标。


该工程利用谷时电,将电能转化为热能,电加热器加热熔盐后,储存在高温熔盐储罐,高温熔盐通过蒸汽发生器与软化水换热,产生蒸汽用于油田生产。


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图:辽河油田电热熔盐储热注汽试验站施工现场


此外,辽河油田新能源事业部还计划在该站兴古7—26—30井场开展光热利用示范工程,采用“20千瓦太阳能光热+200千瓦时相变储热”模式,将光能转化成热能为井口加热,替代现有井口天然气加热炉。目前,已完成可行性研究报告,该项目建成后,年可节约天然气消耗13.14万立方米。


6、中国石油吐哈油田——利用菲涅尔光热系统替代燃油加热炉


2021年3月,中国石油吐哈油田计划在鲁克沁油田鲁中联合站开展光热替代先导示范建设,利用熔盐吸热、蓄热技术,研究光热在稠油生产中的应用,扩大新能源替代范围,为实现能源转型高质量发展提供有力的资源保障。


2023年11月24日,中国石油吐哈油田公司就吐哈油田2023-2024年三塘湖原油外输管道4#站光热利用示范工程EPC总承包工程发布招标公告,计划在站场东南侧新建菲涅尔光热镜场,以对站场燃油加热炉系统进行部分替代。


7、中国石油长庆油田——新建菲涅尔式光热集热设备替代燃气加热炉


2023年9月,中石油长庆油田拟建光热利用工程,采用菲涅尔光热替代燃气锅炉。工程是对姬六转供热系统进行光热利用改造,利用空地布置线性菲涅尔式光热集热设备,以水为集热、储热及换热介质,部分替代站内已建的2台燃气卧式水套加热炉供热。


2023年11月10日,长庆油田分公司第一采油厂2023年典型站场光热及综合能源利用先导示范工程-侯市联合站发布非招标选商公告,拟选承包商为西安长庆油气建设实业有限责任公司。该工程是对侯市联合站供热系统进行光热利用改造,侯市联合站布置线性菲涅尔式光热集热设备,以水为集热、储热及换热介质,部分替代站内已建的1台燃气卧式水套加热炉供热。


……


除了上述油田以外,中石油大庆油田、玉门油田、吉林油田、浙江油田等多个油田也在积极开展含光热技术的先导示范。


随着光热发电技术商业化发展进一步提速,叠加相关支持政策更加明晰,光热发电技术在采油炼油领域的大规模推广应用值得期待。

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