“光热+燃气”技术在油田活动洗井作业中的应用

刘博超 （大庆油田有限责任公司第三采油厂）

能源转型是一个全球性的问题，早在上世纪70年代就已经引起了国际社会的广泛关注。随着时间的推移，能源安全、环境安全、气候变暖等问题对生态环境的影响日益加剧，这使得能源转型变得更加迫切和必要。在这样的国际背景下，我国先后出台《能源生产和消费革命战略（2016—2030）》等政策文件，提出了中长期能源转型发展的战略目标，明确将“构建清洁低碳、安全高效的能源体系”作为能源转型的方向，习近平主席在联合国大会上的宣布中国在“碳中和”和“碳达峰”方面的计划也表明了中国绿色低碳方面的决心[1]。当前中国在能源利用效率方面与发达国家相比还存在一定的差距，这也凸显了提高能源利用效率的必要性。油气田作为传统化石能源企业，既是产能大户，也是耗能大户，其中热力消耗占油气田总能耗的70%以上，因此利用清洁热力替代油气生产过程中的天然气消耗是必行的方向[2-4]。

1 概况

油田生产中活动洗井作业是一项能耗较大的油田井下日常作业。活动洗井作业是先在井口将水经热洗车加温到80～130 ℃，再把热水打压注入油套内的环形空间，使其流入井下，最后经过泵吸入口返回井口，从而达到热洗清蜡的目的[5]。热洗车洗井具有灵活性高、排量大、压力高等特点，一般在油井作业后或结蜡严重时采用，单井洗井作业用水量30～45 m3。目前，油田采用活动热洗方式进行洗井作业所使用的热水通常采用在热水站直接燃烧天然气提高水温的方式获得，这种主要采用燃气锅炉加热，过程较为简单。由于采用单一能源形式，燃气消耗量巨大。以国内某油田为例，2021 年活动热洗业务年耗气高达3 400×104m3，热水站的二氧化碳排放量可达7.5×104t。

目前，为解决活动洗井作业中燃气消耗量大、碳排放高的问题，有如下几种思路：通过优化热洗工艺，提高热洗效率，例如可以采用多级热洗、分段热洗等方式，减少热洗时间和用水量，从而降低能耗；采用智能化控制技术，根据油井的实际情况和需求，对热洗液的参数进行实时监测和控制，调整温度、流量、压力等热洗参数，以保证热洗效果的同时降低能耗[5-6]。

以国内某油田活动热洗作业为案例，探讨了采用“光热+燃气”联合供热技术的实践。对该技术在活动热洗作业中的适应性进行了分析，旨在解决传统供热方式的缺陷，实现节能减排目标。并对采用“光热+燃气”联合供热技术对节能减排的效益进行了分析，为类似领域的技术应用提供了有益参考。

2 适用性分析

2.1 活动洗井作业对热能的需求

目前，国内油田中进行活动洗井作业所需的热水主要由区域内的热水站供应，采用汽车拉运的方式将热水送至井场进行洗井作业。以国内某油田的某个热水站为例，该站辖有979 口井，每日供水时间为8:00 至16:00，用水量约在230～310 m3/d。其中，油井热洗平均每天进行4～5 口，用水量合计约在160～180 m3/d；而洗井和管道清蜡作业，每日用水量约在70～130 m3/d。

热水站的来水温度在32～35 ℃，而洗井作业对热水的温度要求为装车时应达到80 ℃。鉴于夜间热水罐内的热量损失，需通过加热炉进行夜间循环补热，散热温度损失约为2 ℃。因此，为满足使用需求，加热炉的出水温度应为82 ℃。在能耗方面，根据热水站全年逐月的数据计算，平均每日用热量为60.9 GJ。为满足这一需求，2 台1.4 MW 加热炉的日耗气量可达到2 356.2 m3。

2.2 光照条件分析

光热技术应用首先要分析所在地域的光照条件，考察所在地域太阳光照辐射量及分布特点，分析该地域太阳能可利用性。某一地域地面可接收的太阳辐射量取决于太阳强度和日照时间，一般与地域所在地理纬度、地势条件、天气情况以及大气透明度等因素相关。

以上述热水站为例，该热水站所在地区年太阳总辐射量在1 400 kWh/m2以上，参照《太阳能资源评估方法》（GB/T 37526—2019） 的等级划分，该地区太阳能资源丰富程度属于资源“很丰富”地区；区域年法向直接辐射辐照量为1 408 kWh/m2，水平面总辐射稳定度GHRS 为0.283 时，判定为“一般”，法向直接辐射稳定度RWD 为0.5 时，判定为“稳定”，全年的直射比DHRR 为0.601，参照《太阳能资源等级直接辐射》（GB/T 33677—2017）的划分，该区域太阳能资源属于“B 级、二类资源区”的等级。综合分析，该油田所在区域拥有丰富的太阳能资源，可为光热技术提供充足的能源来源，且太阳直射辐射相对稳定，多年年平均太阳日照小时数2 601.9 h，适合光热技术的应用。因此，该地区适合开展光热技术的应用，可以充分利用太阳能资源来满足能源需求，并为油田的生产活动提供可持续的能源支持[7-10]。

2.3 “光热+燃气”技术在热水站的适用性

活动洗井作业通常在白天进行，并且用热的时间段是不连续的。在这种情况下，热水站的运行时间要与光热产生的时间相匹配，才能充分利用太阳能光热资源，以最大化光热的利用率[7-8]。具体而言，就是在需要热水的时候能够充分利用太阳能所供应热水。随着光照条件的变化，当光热系统产生的热量足以满足全天的用热的需求时，已建的热水罐可以充当热能储存设备，将多余的热量存储起来，以备后续需要。国内某油田某热水站典型日时段用热负荷见图1。而当光照条件不足以满足后续全天的用热的需求时，已建设的燃气加热炉则可以作为辅助热源，进行必要的补热。这种灵活的系统设计使得在光热能源不足的情况下，仍然能够保障活动洗井作业所需的热水供应，实现了能源的有效利用。结合光热和燃气两种能源，可以充分利用太阳能的优势，同时在天气不佳或夜晚等情况下，通过燃气加热确保稳定的供热。

图1 国内某油田某热水站典型日时段用热负荷Fig.1 Typical daily heat load of hot water station in an oilfield in China

3 “ 光热+燃气”联合供热方案设计

下面对已建热水站“光热+燃气”联合供热改造设计方案进行简要介绍。该设计方案采用竖槽双轴+类线型菲涅尔集热联合供热的模式，在已建2台1.4 MW 加热炉的基础上新建99 组类线性菲涅集热器，22 组槽式集热器，供热规模1.28 MW。

3.1 集热器的选择及布置

太阳能集热技术是光热利用系统的核心技术，其效率和投资成本会影响到整个集热系统的性能和经济性。按其是否聚光这一最基本的特征划分，可以分为聚光和非聚光集热技术两大类。

非聚光太阳集热器的集热器面积与吸收太阳辐射能的吸热面积相等。它能够吸收利用太阳的直接辐射和间接辐射能，不需要跟踪装置，结构简单、维护方便。由于它不具有聚光功能，因此吸热面上的热流密度较低，一般用在工作温度在100 ℃以下的低温热利用系统中。由于非聚光太阳集热器散热面积大，它不具有聚光功能，吸热面上的热流密度较低热效率不高，其集热面积与散热面积相同，吸热器和盖板之间对流散热严重，尤其冬季散热量较大，经过计算当用热温度高于55 ℃时，其经济性较差。热水站用热温度为80 ℃，且该热水站地处高纬度高寒地区“故不考虑采用非聚光太阳能集热技术”。

中高温聚光型太阳能集热器可以分为菲涅尔式太阳能集热器、槽式太阳能集热器、塔式太阳能集热器、蝶式太阳能集热器。中高温聚光型太阳能集热器主要设计用于产生高温的热能，适用于需要高温热能的工业应用，而且在一些特定工业过程中，这些集热器可以提供相对经济的高温热能，降低能源成本。其中菲涅尔式太阳能集热器通过透镜将太阳光线聚焦到集热管或槽上，适合大规模布置，但对场地要求较高。槽式太阳能集热器通过聚光器将太阳光线集中到槽内，具有较高的灵活性，可采取分布式或集中式布置，对场地要求相对较低。塔式太阳能集热器通过塔式结构将太阳能聚焦到集热器顶部，适用于大规模布置，需要较大的场地。蝶式太阳能集热器利用具有反射面的蝶式结构将太阳光线聚焦到集热器上，在集热效果和布置灵活性上取得平衡。从经济性的角度对比分析，菲涅尔式集热器经济型最佳，其次为槽式，塔式和蝶式集热器初始投资较大。从技术可行性上看，菲涅尔式集热器需要连续整装用地，对场地要求较高；槽式集热器现场布置应用更为灵活。

基于对该热水站周边土地情况、用热需求以及负荷大小等因素的综合考虑，土地划分为两片区域（1 号区域和2 号区域）。1 号区域因场区可利用土地零散分布，适宜采用聚光比高，集热效率较高，能够灵活布置的双轴跟踪的竖槽集热技术，故新建布置22 组竖槽集热器，东西向布置7 列，自西向东前5 列每列布置4 组集热器，后2 列每列布置1 组集热器，考虑集热器之间的遮挡间距为7 m，单组集热器单元为8 m×6 m，单组集热器镜面面积为40 m2，总计集热面积880 m2，占地面积6 276 m2，集热功率0.54 MW，年得热5 740 GJ；2 号区域东西跨度较大，场地较为平整，适宜采用集中东西轴布置的类线性菲涅尔太阳能集热技术，单轴跟踪太阳的高度角，冬夏季用热较为均衡，布置99 组菲涅尔集热器，东西向布置5 条回路，其中1—4#回路每21 组为一条回路，单条回路的总长为101.64 m，5#回路为15 组，单条回路的总长为72.6 m，单组集热器的长宽高为4.84 m×6.9 m×5.19 m，集热面积28.8 m2，总计集热面积2 851.2 m2，占地面积5 726 m2，集热功率0.74 MW，年得热7 260 GJ。

3.2 换热器的选择

常见的换热器包括管壳式换热器、罐外板式换热器、罐内盘管换热器等。其中“其中管壳式”换热器是一种结构稳固耐用、适用范围广泛的换热设备。其原理为通过壳体和管束两部分的设计，实现了两种流体之间的热量传递。换热过程主要通过传导和对流进行，这种相对流动的设计有助于提高热交换效率。其高效传热的设计使其在化工、制药、石油和食品加工等多个领域得到广泛应用。其简单而灵活的结构使得清洁和维护变得容易，适用于高压高温工况。管壳式换热器可根据具体工艺需求进行定制，同时具备方便维修和良好的热膨胀性，为工业和商业领域提供了可靠、高效的热交换解决方案，适合热水站的用热模式。而其他类型的换热器则存在清洗难度大、容积限制大以及安装复杂性高等缺点，故选择管壳式换热器。

3.3 热水站运行模式

在太阳能与燃气加热炉联合供热设计方案中，混合供热系统（并联供热）和分级供热系统（串联供热）是两个主要选择[9-10]。并联供热系统采用太阳能和燃气加热炉同时加热来水的方式，但由于两者的加热温度存在差异，这导致系统整体的稳定性较低。实时调节难度较大，尤其在寒冷的冬季，可能会面临管道冻堵的风险，从而影响系统的正常运行。相对而言，串联供热系统通过太阳能系统先对导热介质进行加热，然后通过换热器与污水进行换热。这种系统具有更高的稳定性和实用性。系统能够根据光照条件智能地调整导热介质的流量，确保系统的换热温度在适宜范围内。当太阳能供热系统无法满足用热需求时，燃气加热炉会启动，提升介质温度，直至满足加热需求。这种设计可以有效避免混合系统的不稳定性，提高了系统的可靠性。串联供热的原则旨在通过灵活调控系统，在太阳能充足的情况下最大限度地利用太阳能供热，并在光照不足时通过燃气加热炉进行补充，以实现高效、可持续的供热系统。因此，为了确保整个供热系统的可靠运行，以及在各种气象条件下能够稳定满足热水装车的需求，故该热水站改造采用串联供热系统，以实现系统的高效稳定运行。热水站光热改造后运行流程见图2。

图2 热水站光热改造后运行流程Fig.2 Operating flow of hot water station after photovothermal retrofit

该热水站已建200 m3热水罐用于拉运装车，为满足白天光照条件良好时尽可能利用光热进行加热，故新建1 座200 m3热水罐用于来缓存液体，增加储能规模同时提高光热系统使用率。热水站光热改造后的运行模式：

1）早8:00 拉运前：利用太阳能或太阳能+加热炉将装车罐装满80 ℃热水200 m3，200 m3缓存罐热水温度55 ℃。

2）早8:00—16:00 拉运过程：供水管线流量约为25 m3/h，8 h 从污水站补充200 m3污水。先从200 m3热水罐取水满足上午拉运需求，利用太阳能或太阳能+加热炉将缓存罐已有的200 m3的55 ℃热水加热升温至80 ℃后，同时将从污水站补充的200 m3的32 ℃污水加热升温至80 ℃。其中100 m3满足下午拉运需求，其余300 m3的80 ℃热水存入热水罐200 m3，存入缓存罐100 m3。

3） 16:00 至次日早8:00：缓存罐补水100 m3，内部已有100 m3的80 ℃热水与补充的100 m3的32 ℃污水混合后，缓存罐内200 m3热水温度为55 ℃。热水站光热改造后储放热规模为400 m3，可实现热水站每日闭环运行。

4 现场应用分析

4.1 联合供热运行稳定性分析

热水站改造后采用串联供热系统在运行稳定性方面表现良好。由于采用了太阳能系统先加热导热介质，再通过换热器与污水进行换热的方式，系统运行过程中能够实现稳定的热能输出。这种设计使系统对外界环境变化的适应能力更强，例如气温波动或天气变化。同时，通过控制系统实时调节导热介质的流量和燃气加热炉的启停，能够确保系统在不同条件下能够保持稳定的运行状态。因此，“光热+燃气”联合供热方案在稳定性方面是可靠的，能够满足活动热洗作业的需要。

4.2 节能减排效果分析

年省天然气=光热系统年供热量/燃气热值/天然气锅炉燃烧效率，上述热水站通过光热技术改造后，光热系统年供热量为13 000 GJ，按照燃气热值32.29 MJ/m3、天然气锅炉燃烧效率按0.80 计算，光热供热系统替代天然气锅炉年节省天然气51.10×104m3。依据《中国石油天然气生产企业温室气体排放核算方法与报告指南》，天然气CO2的排放系数为21.62t/104m3，计算得年减排二氧化碳1 107.3 t。

5 结论

“光热+燃气”联合供热方式作为一项创新的能源利用技术，在活动洗井作业中展现了显著的节能减排效果。传统的燃气供热模式存在巨大的天然气消耗和相应的碳排放问题。通过引入太阳能光热技术，结合现有的燃气增温技术，成功实现了对油田站场能源利用的双重提升。这种方法对光照条件相似、供热模式单一的站场同样具有借鉴意义综合而言，国内某油田的46 座热水站若全部采用“光热+燃气”技术代替传统天然气锅炉系统，则年节省天然气约为1 903.48×104m3， 年减排CO2约为4.12×104t。这表明该技术在能源利用和环保方面具有显著的效益。