“光熱+燃氣”技術在油田活動洗井作業中的應用

劉博超 （大慶油田有限責任公司第三采油廠）

能源轉型是一個全球性的問題，早在上世紀70年代就已經引起了國際社會的廣泛關注。隨著時間的推移，能源安全、環境安全、氣候變暖等問題對生態環境的影響日益加劇，這使得能源轉型變得更加迫切和必要。在這樣的國際背景下，我國先后出臺《能源生產和消費革命戰略（2016—2030）》等政策文件，提出了中長期能源轉型發展的戰略目標，明確將“構建清潔低碳、安全高效的能源體系”作為能源轉型的方向，習近平主席在聯合國大會上的宣布中國在“碳中和”和“碳達峰”方面的計劃也表明了中國綠色低碳方面的決心[1]。當前中國在能源利用效率方面與發達國家相比還存在一定的差距，這也凸顯了提高能源利用效率的必要性。油氣田作為傳統化石能源企業，既是產能大戶，也是耗能大戶，其中熱力消耗占油氣田總能耗的70%以上，因此利用清潔熱力替代油氣生產過程中的天然氣消耗是必行的方向[2-4]。

1 概況

油田生產中活動洗井作業是一項能耗較大的油田井下日常作業。活動洗井作業是先在井口將水經熱洗車加溫到80～130 ℃，再把熱水打壓注入油套內的環形空間，使其流入井下，最后經過泵吸入口返回井口，從而達到熱洗清蠟的目的[5]。熱洗車洗井具有靈活性高、排量大、壓力高等特點，一般在油井作業后或結蠟嚴重時采用，單井洗井作業用水量30～45 m3。目前，油田采用活動熱洗方式進行洗井作業所使用的熱水通常采用在熱水站直接燃燒天然氣提高水溫的方式獲得，這種主要采用燃氣鍋爐加熱，過程較為簡單。由于采用單一能源形式，燃氣消耗量巨大。以國內某油田為例，2021 年活動熱洗業務年耗氣高達3 400×104m3，熱水站的二氧化碳排放量可達7.5×104t。

目前，為解決活動洗井作業中燃氣消耗量大、碳排放高的問題，有如下幾種思路：通過優化熱洗工藝，提高熱洗效率，例如可以采用多級熱洗、分段熱洗等方式，減少熱洗時間和用水量，從而降低能耗；采用智能化控制技術，根據油井的實際情況和需求，對熱洗液的參數進行實時監測和控制，調整溫度、流量、壓力等熱洗參數，以保證熱洗效果的同時降低能耗[5-6]。

以國內某油田活動熱洗作業為案例，探討了采用“光熱+燃氣”聯合供熱技術的實踐。對該技術在活動熱洗作業中的適應性進行了分析，旨在解決傳統供熱方式的缺陷，實現節能減排目標。并對采用“光熱+燃氣”聯合供熱技術對節能減排的效益進行了分析，為類似領域的技術應用提供了有益參考。

2 適用性分析

2.1 活動洗井作業對熱能的需求

目前，國內油田中進行活動洗井作業所需的熱水主要由區域內的熱水站供應，采用汽車拉運的方式將熱水送至井場進行洗井作業。以國內某油田的某個熱水站為例，該站轄有979 口井，每日供水時間為8:00 至16:00，用水量約在230～310 m3/d。其中，油井熱洗平均每天進行4～5 口，用水量合計約在160～180 m3/d；而洗井和管道清蠟作業，每日用水量約在70～130 m3/d。

熱水站的來水溫度在32～35 ℃，而洗井作業對熱水的溫度要求為裝車時應達到80 ℃。鑒于夜間熱水罐內的熱量損失，需通過加熱爐進行夜間循環補熱，散熱溫度損失約為2 ℃。因此，為滿足使用需求，加熱爐的出水溫度應為82 ℃。在能耗方面，根據熱水站全年逐月的數據計算，平均每日用熱量為60.9 GJ。為滿足這一需求，2 臺1.4 MW 加熱爐的日耗氣量可達到2 356.2 m3。

2.2 光照條件分析

光熱技術應用首先要分析所在地域的光照條件，考察所在地域太陽光照輻射量及分布特點，分析該地域太陽能可利用性。某一地域地面可接收的太陽輻射量取決于太陽強度和日照時間，一般與地域所在地理緯度、地勢條件、天氣情況以及大氣透明度等因素相關。

以上述熱水站為例，該熱水站所在地區年太陽總輻射量在1 400 kWh/m2以上，參照《太陽能資源評估方法》（GB/T 37526—2019） 的等級劃分，該地區太陽能資源豐富程度屬于資源“很豐富”地區；區域年法向直接輻射輻照量為1 408 kWh/m2，水平面總輻射穩定度GHRS 為0.283 時，判定為“一般”，法向直接輻射穩定度RWD 為0.5 時，判定為“穩定”，全年的直射比DHRR 為0.601，參照《太陽能資源等級直接輻射》（GB/T 33677—2017）的劃分，該區域太陽能資源屬于“B 級、二類資源區”的等級。綜合分析，該油田所在區域擁有豐富的太陽能資源，可為光熱技術提供充足的能源來源，且太陽直射輻射相對穩定，多年年平均太陽日照小時數2 601.9 h，適合光熱技術的應用。因此，該地區適合開展光熱技術的應用，可以充分利用太陽能資源來滿足能源需求，并為油田的生產活動提供可持續的能源支持[7-10]。

2.3 “光熱+燃氣”技術在熱水站的適用性

活動洗井作業通常在白天進行，并且用熱的時間段是不連續的。在這種情況下，熱水站的運行時間要與光熱產生的時間相匹配，才能充分利用太陽能光熱資源，以最大化光熱的利用率[7-8]。具體而言，就是在需要熱水的時候能夠充分利用太陽能所供應熱水。隨著光照條件的變化，當光熱系統產生的熱量足以滿足全天的用熱的需求時，已建的熱水罐可以充當熱能儲存設備，將多余的熱量存儲起來，以備后續需要。國內某油田某熱水站典型日時段用熱負荷見圖1。而當光照條件不足以滿足后續全天的用熱的需求時，已建設的燃氣加熱爐則可以作為輔助熱源，進行必要的補熱。這種靈活的系統設計使得在光熱能源不足的情況下，仍然能夠保障活動洗井作業所需的熱水供應，實現了能源的有效利用。結合光熱和燃氣兩種能源，可以充分利用太陽能的優勢，同時在天氣不佳或夜晚等情況下，通過燃氣加熱確保穩定的供熱。

圖1 國內某油田某熱水站典型日時段用熱負荷Fig.1 Typical daily heat load of hot water station in an oilfield in China

3 “ 光熱+燃氣”聯合供熱方案設計

下面對已建熱水站“光熱+燃氣”聯合供熱改造設計方案進行簡要介紹。該設計方案采用豎槽雙軸+類線型菲涅爾集熱聯合供熱的模式，在已建2臺1.4 MW 加熱爐的基礎上新建99 組類線性菲涅集熱器，22 組槽式集熱器，供熱規模1.28 MW。

3.1 集熱器的選擇及布置

太陽能集熱技術是光熱利用系統的核心技術，其效率和投資成本會影響到整個集熱系統的性能和經濟性。按其是否聚光這一最基本的特征劃分，可以分為聚光和非聚光集熱技術兩大類。

非聚光太陽集熱器的集熱器面積與吸收太陽輻射能的吸熱面積相等。它能夠吸收利用太陽的直接輻射和間接輻射能，不需要跟蹤裝置，結構簡單、維護方便。由于它不具有聚光功能，因此吸熱面上的熱流密度較低，一般用在工作溫度在100 ℃以下的低溫熱利用系統中。由于非聚光太陽集熱器散熱面積大，它不具有聚光功能，吸熱面上的熱流密度較低熱效率不高，其集熱面積與散熱面積相同，吸熱器和蓋板之間對流散熱嚴重，尤其冬季散熱量較大，經過計算當用熱溫度高于55 ℃時，其經濟性較差。熱水站用熱溫度為80 ℃，且該熱水站地處高緯度高寒地區“故不考慮采用非聚光太陽能集熱技術”。

中高溫聚光型太陽能集熱器可以分為菲涅爾式太陽能集熱器、槽式太陽能集熱器、塔式太陽能集熱器、蝶式太陽能集熱器。中高溫聚光型太陽能集熱器主要設計用于產生高溫的熱能，適用于需要高溫熱能的工業應用，而且在一些特定工業過程中，這些集熱器可以提供相對經濟的高溫熱能，降低能源成本。其中菲涅爾式太陽能集熱器通過透鏡將太陽光線聚焦到集熱管或槽上，適合大規模布置，但對場地要求較高。槽式太陽能集熱器通過聚光器將太陽光線集中到槽內，具有較高的靈活性，可采取分布式或集中式布置，對場地要求相對較低。塔式太陽能集熱器通過塔式結構將太陽能聚焦到集熱器頂部，適用于大規模布置，需要較大的場地。蝶式太陽能集熱器利用具有反射面的蝶式結構將太陽光線聚焦到集熱器上，在集熱效果和布置靈活性上取得平衡。從經濟性的角度對比分析，菲涅爾式集熱器經濟型最佳，其次為槽式，塔式和蝶式集熱器初始投資較大。從技術可行性上看，菲涅爾式集熱器需要連續整裝用地，對場地要求較高；槽式集熱器現場布置應用更為靈活。

基于對該熱水站周邊土地情況、用熱需求以及負荷大小等因素的綜合考慮，土地劃分為兩片區域（1 號區域和2 號區域）。1 號區域因場區可利用土地零散分布，適宜采用聚光比高，集熱效率較高，能夠靈活布置的雙軸跟蹤的豎槽集熱技術，故新建布置22 組豎槽集熱器，東西向布置7 列，自西向東前5 列每列布置4 組集熱器，后2 列每列布置1 組集熱器，考慮集熱器之間的遮擋間距為7 m，單組集熱器單元為8 m×6 m，單組集熱器鏡面面積為40 m2，總計集熱面積880 m2，占地面積6 276 m2，集熱功率0.54 MW，年得熱5 740 GJ；2 號區域東西跨度較大，場地較為平整，適宜采用集中東西軸布置的類線性菲涅爾太陽能集熱技術，單軸跟蹤太陽的高度角，冬夏季用熱較為均衡，布置99 組菲涅爾集熱器，東西向布置5 條回路，其中1—4#回路每21 組為一條回路，單條回路的總長為101.64 m，5#回路為15 組，單條回路的總長為72.6 m，單組集熱器的長寬高為4.84 m×6.9 m×5.19 m，集熱面積28.8 m2，總計集熱面積2 851.2 m2，占地面積5 726 m2，集熱功率0.74 MW，年得熱7 260 GJ。

3.2 換熱器的選擇

常見的換熱器包括管殼式換熱器、罐外板式換熱器、罐內盤管換熱器等。其中“其中管殼式”換熱器是一種結構穩固耐用、適用范圍廣泛的換熱設備。其原理為通過殼體和管束兩部分的設計，實現了兩種流體之間的熱量傳遞。換熱過程主要通過傳導和對流進行，這種相對流動的設計有助于提高熱交換效率。其高效傳熱的設計使其在化工、制藥、石油和食品加工等多個領域得到廣泛應用。其簡單而靈活的結構使得清潔和維護變得容易，適用于高壓高溫工況。管殼式換熱器可根據具體工藝需求進行定制，同時具備方便維修和良好的熱膨脹性，為工業和商業領域提供了可靠、高效的熱交換解決方案，適合熱水站的用熱模式。而其他類型的換熱器則存在清洗難度大、容積限制大以及安裝復雜性高等缺點，故選擇管殼式換熱器。

3.3 熱水站運行模式

在太陽能與燃氣加熱爐聯合供熱設計方案中，混合供熱系統（并聯供熱）和分級供熱系統（串聯供熱）是兩個主要選擇[9-10]。并聯供熱系統采用太陽能和燃氣加熱爐同時加熱來水的方式，但由于兩者的加熱溫度存在差異，這導致系統整體的穩定性較低。實時調節難度較大，尤其在寒冷的冬季，可能會面臨管道凍堵的風險，從而影響系統的正常運行。相對而言，串聯供熱系統通過太陽能系統先對導熱介質進行加熱，然后通過換熱器與污水進行換熱。這種系統具有更高的穩定性和實用性。系統能夠根據光照條件智能地調整導熱介質的流量，確保系統的換熱溫度在適宜范圍內。當太陽能供熱系統無法滿足用熱需求時，燃氣加熱爐會啟動，提升介質溫度，直至滿足加熱需求。這種設計可以有效避免混合系統的不穩定性，提高了系統的可靠性。串聯供熱的原則旨在通過靈活調控系統，在太陽能充足的情況下最大限度地利用太陽能供熱，并在光照不足時通過燃氣加熱爐進行補充，以實現高效、可持續的供熱系統。因此，為了確保整個供熱系統的可靠運行，以及在各種氣象條件下能夠穩定滿足熱水裝車的需求，故該熱水站改造采用串聯供熱系統，以實現系統的高效穩定運行。熱水站光熱改造后運行流程見圖2。

圖2 熱水站光熱改造后運行流程Fig.2 Operating flow of hot water station after photovothermal retrofit

該熱水站已建200 m3熱水罐用于拉運裝車，為滿足白天光照條件良好時盡可能利用光熱進行加熱，故新建1 座200 m3熱水罐用于來緩存液體，增加儲能規模同時提高光熱系統使用率。熱水站光熱改造后的運行模式：

1）早8:00 拉運前：利用太陽能或太陽能+加熱爐將裝車罐裝滿80 ℃熱水200 m3，200 m3緩存罐熱水溫度55 ℃。

2）早8:00—16:00 拉運過程：供水管線流量約為25 m3/h，8 h 從污水站補充200 m3污水。先從200 m3熱水罐取水滿足上午拉運需求，利用太陽能或太陽能+加熱爐將緩存罐已有的200 m3的55 ℃熱水加熱升溫至80 ℃后，同時將從污水站補充的200 m3的32 ℃污水加熱升溫至80 ℃。其中100 m3滿足下午拉運需求，其余300 m3的80 ℃熱水存入熱水罐200 m3，存入緩存罐100 m3。

3） 16:00 至次日早8:00：緩存罐補水100 m3，內部已有100 m3的80 ℃熱水與補充的100 m3的32 ℃污水混合后，緩存罐內200 m3熱水溫度為55 ℃。熱水站光熱改造后儲放熱規模為400 m3，可實現熱水站每日閉環運行。

4 現場應用分析

4.1 聯合供熱運行穩定性分析

熱水站改造后采用串聯供熱系統在運行穩定性方面表現良好。由于采用了太陽能系統先加熱導熱介質，再通過換熱器與污水進行換熱的方式，系統運行過程中能夠實現穩定的熱能輸出。這種設計使系統對外界環境變化的適應能力更強，例如氣溫波動或天氣變化。同時，通過控制系統實時調節導熱介質的流量和燃氣加熱爐的啟停，能夠確保系統在不同條件下能夠保持穩定的運行狀態。因此，“光熱+燃氣”聯合供熱方案在穩定性方面是可靠的，能夠滿足活動熱洗作業的需要。

4.2 節能減排效果分析

年省天然氣=光熱系統年供熱量/燃氣熱值/天然氣鍋爐燃燒效率，上述熱水站通過光熱技術改造后，光熱系統年供熱量為13 000 GJ，按照燃氣熱值32.29 MJ/m3、天然氣鍋爐燃燒效率按0.80 計算，光熱供熱系統替代天然氣鍋爐年節省天然氣51.10×104m3。依據《中國石油天然氣生產企業溫室氣體排放核算方法與報告指南》，天然氣CO2的排放系數為21.62t/104m3，計算得年減排二氧化碳1 107.3 t。

5 結論

“光熱+燃氣”聯合供熱方式作為一項創新的能源利用技術，在活動洗井作業中展現了顯著的節能減排效果。傳統的燃氣供熱模式存在巨大的天然氣消耗和相應的碳排放問題。通過引入太陽能光熱技術，結合現有的燃氣增溫技術，成功實現了對油田站場能源利用的雙重提升。這種方法對光照條件相似、供熱模式單一的站場同樣具有借鑒意義綜合而言，國內某油田的46 座熱水站若全部采用“光熱+燃氣”技術代替傳統天然氣鍋爐系統，則年節省天然氣約為1 903.48×104m3， 年減排CO2約為4.12×104t。這表明該技術在能源利用和環保方面具有顯著的效益。