采油炼油需要什么样的低碳技术？太阳能光热，正是为油田创造新动能的“黑科技”。

光热技术在采油炼油领域的主要应用有：稀油集输加热、提供高温蒸汽加热稠油、加热井口来液、加热洗井用水、输油管道伴热加热等。

据CSPPLAZA光热发电平台不完全统计，目前国内外投产/在建的采油炼油领域采用光热技术的项目具体如下表：

▍Kern 21Z油田

2011年1月，第一个光热EOR（Enhanced Oil Recovery）项目投运，装机规模为300kW，占地4000㎡，位于美国加州Kern 21Z油田，该项目是光热技术在石油开采领域的全球首次尝试。

▍Amal West油田

2013年5月21日，Glasspoint与阿曼石油公司联合开发的的中东地区首个太阳能EOR项目成功投运，产生的蒸汽通入阿曼南部的Amal West油田，驱动稠油开采。该项目装机规模为7MWth，第一次试运行的测试结果表明，蒸汽产能超出预期10%。

得益于阿曼7MWth项目的良好表现，规模更为宏大的Miraah项目于2015年启动，项目装机1GWth，包含36个温室架构的槽式集热模块，耗资6亿欧元，占地741公顷，相当于360个标准足球场大小。2017年11月，项目首个”温室”模块成功向油田输送蒸汽。

▍中国石化胜利油田

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。该设备实现对原油进行昼夜加热，替代原来的燃气加热炉，年节约燃气费6.5万元，年减少二氧化碳排放86吨。该项目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。

▍中国石油浙江油田

2022年4月，浙江油田苏北油区丰502、红1-17井组单槽和双槽太阳能集热器为原油集输管线伴热项目建成投产，日均节电量近1000千瓦时，保证了丰502井场与红1-17井场的油井正常生产供热。

▍中国石油新疆油田

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。

新疆油田稀油光热利用项目占地1600㎡，工程主体有光热、导热油循环、电加热和水循环四大系统。现场，6排槽式反光镜整齐排列，通过反光镜聚光产生的热量，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”热水清洁，不产生废渣、废气、废水。

▍中国石油巴彦油田

2023年8月7日，河北华北石油工程建设有限公司电气仪表工程分公司承建的巴彦油田兴华区块转运站配套工程首个光热项目施工完毕。

该项目是电仪分公司首次承建光热新能源项目，施工内容为安装双轴双槽集热器49组，单组集热功率30千瓦，日照时间内可提供1470千瓦清洁热源。建成后，兴华区块转运站可高效利用巴彦当地太阳辐射资源，替代热电厂燃煤蒸汽，为日常运行降低用碳排放。

▍中国石油吉林油田

2023年8月4日，吉林油田新立采油厂Ⅲ区块光热系统正式并网运行，标志着亚洲最大陆上采油平台集群零碳示范区建成投运，中国第一桶“零碳原油”在吉林油田诞生。

零碳示范区建设工程利用井场内闲置土地，因地制宜、因时制宜，科学设计应用吉林油田低碳建产、开发技术系列，通过新建井筒取热系统、空气源热泵机组、智能双槽双跟踪太阳能光热节能系统、400KW风力发电机组以及光伏发电矩阵等装置，实现二氧化碳减排8361吨。

▍中国石油长庆油田

2024年1月23日，长庆油田首家光热先导示范项目在采油三厂红井子作业区姬四联合站顺利投运。项目通过进行“两段脱水”工艺改造，改造后结合光热系统实施清洁替代。采用“单轴槽式”集热系统为原油加热。姬四联所建成的光热集热场，共布置36个集热槽，6个集热单元，建设面积550.8立方米。投运后光热综合替代率将达到6.68%，年可节约天然气26.2万立方米。

2024年3月23日，长庆油田首座储热型光热全替代先导示范项目在采油七厂山城作业区环八转投运。该项目投运后光热综合替代率达到100%，年可节约天然气42.4万立方米，新发绿电11万度，减排二氧化碳687吨。该项目按照“先优化简化，再清洁能源替代”的原则，通过对环八转进行两段脱水改造降低总能耗，选用“单轴槽式集热系统+空气源热泵”的联合供热模式完全替代加热炉降低碳排放，利用保障点屋顶建设72.6千瓦分布式光伏提高绿电占比，形成“光热+”综合能源利用模式。

▍新疆塔里木油田

2023年10月15日，博大采油气管理区博孜处理站光热系统正式投运，为站内导热油系统持续供热。该项目搭载的太阳能槽式集热器聚光集热技术，借助槽式抛物面反光镜将太阳光反射并聚焦到集热管上，加热集热管中的光热导热油，光热导热油通过换热器与站内燃气导热油换热，从而降低站内导热油系统的负荷。

2024年5月28日，塔里木油田满深联合站的槽式太阳能光热项目顺利投运。该项目配置成都博昱新能源有限公司TRP-P型槽式太阳能集热器1328套，总集热面积20318.4㎡，是目前国内最大的超深油田光热项目。

▍中国石化中原油田

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。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。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。

▍中国石油青海油田

青海油田根据“以热替热”的原则，在乌南联合站、切六接转站、英东接转站建设3套光热利用系统。

英东热水站项目采用光热技术生产洗井热水，替代燃气加热炉，减少天然气的使用，日产65℃热水400立方米。太阳能镜场镜面面积9000多㎡，全年供热量6400MWh，可替代天然气76.5万立方。

乌南联合站太阳能供热项目采用太阳能作为热源加热原油，替代燃气加热炉，减少天然气的使用。太阳能镜场镜面面积1万多㎡，全年供热量7914MWh，可替代天然气106.3万立方。

切六接转站太阳能供热项目采用太阳能作为热源加热原油，替代燃气加热炉，减少天然气的使用。太阳能镜场镜面面积1400多㎡，全年供热量1061MWh，可替代天然气14.3万立方。

2024年5月，青海油田三个太阳能光热项目建成投产，项目均采用北京兆阳光热技术有限公司类线性菲涅尔聚光集热技术，东西轴斜阵布置，配置自动清扫机器人；拼接式快速安装方式，减少现场施工工作量，缩短建设周期。这些项目充分利用青海地区丰富的光照资源提供中低温供热，以降低采油生产过程中对油气资源的消耗，间接提升油气产量，实现太阳能到可储存能源的转化。

▍Coalinga油田

2011年10月，雪佛龙美国公司（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世纪90年代投运）建造的太阳热能强化采油（EOR）系统投入运营。

该项目由Bright Source Energy公司建设，采用Bright Source公司的塔式太阳能光热发电技术，占地面积达100英亩，集热塔高327英尺（99.6696米），使用3822面定日镜（每面定日镜系统由两面反光镜组成），产出的蒸汽直接接入储油层对重油进行加热，以降低其粘度，使其更易被开采。

▍中国石油风城油田

中石油新疆油田公司结合新疆稠油生产情况，在风城油田重37井区开展高温光热制蒸汽先导试验，通过地下SAGD蒸汽腔桥接实现燃气锅炉与光热制蒸汽耦合运行，同时利用地下蒸汽腔储热，试验变工况注汽。

项目效果图来源：山东电建三公司

该项目优选小定日镜塔式光热制蒸汽技术，建设水工质集热器规模26MWth，年可供汽量5.2万吨。同时，该项目也是山东电力建设第三工程有限公司PCS3-SH镜场成套产品技术首次国内商业化应用；国内首台光热DSG过热蒸汽-稠油开采机组；国内首台利用SAGD地下汽腔储热光热机组。目前，先导试验现场已开工，预计年内建成。

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除上述国内外13个油田之外，玉门油田、辽河油田、吐哈油田等多个油田也在积极开展与太阳能光热技术的融合项目。

低碳化是油气田业务发展的必由之路，光热技术的利用是油田清洁热力替代的主要方向。光热技术的多样性及油田各种应用环境下复杂的用热需求导致油田光热利用的工作难度依然存在，相关路线及解决方案需要在不断实践中持续优化。

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