可再生能源在油田地面工程中的應(yīng)用

黃輝 李奇 邱偉偉（中國石化石油勘探開發(fā)研究院）

可再生能源在油田地面工程中的應(yīng)用

黃輝 李奇 邱偉偉（中國石化石油勘探開發(fā)研究院）

我國目前開采的原油多屬于“三高”原油，在油田地面集輸過程中需消耗大量熱量用于加熱原油?？稍偕茉醋鳛橐环N對(duì)環(huán)境影響小，具有自我恢復(fù)及可持續(xù)利用的新型能源，在油田地面集輸過程中具有很大的應(yīng)用潛力。中國石化江蘇油田根據(jù)自身地面集輸過程的特點(diǎn) ， 將 太 陽 能 和 風(fēng)能應(yīng) 用 于 集 輸 站 ， 可 替 代 集 輸工藝 用 能 分 別 約 為 22%和 44%， 并 將 空 氣 源 熱 泵應(yīng)用于井口采出原油加熱，可減少電耗約 87%；但太陽能、風(fēng)能及空氣源熱泵均存在受自然因素影響顯著、連續(xù)性和穩(wěn)定性差的缺點(diǎn)。如果將太陽能、風(fēng)能、熱泵技術(shù)相互耦合并配以儲(chǔ)熱技術(shù)，將可實(shí)現(xiàn)為地面集輸過程提供持續(xù)、穩(wěn)定和經(jīng)濟(jì)的熱量。

油氣集輸 可再生能源 太陽能 風(fēng)能 空氣源熱泵

引言

我國開采的原油多屬于“三高”原油（高含蠟、高凝點(diǎn)、高黏度），尤其近些年發(fā)現(xiàn)的油田更是以稠油為主，在集輸和處理工藝過程中需要耗費(fèi)大量的熱能。油田地面工程一般采用燃油、燃?xì)狻㈦娂訜岬确绞綖樵图訜?，不僅能耗高，而且對(duì)環(huán)境造成嚴(yán)重污染。據(jù)統(tǒng)計(jì)，我國各油田每集輸1t原 油 平 均 耗 氣 約 15～35m3[1]。 據(jù) 此 測 算 ， 中 石 化 油田集輸原油每年能耗總量折合成原油至少60×104t以上，中石油約為 170×104t。

可再生能源具有資源分布廣、開發(fā)潛力大、環(huán)境影響小、可循環(huán)利用的特點(diǎn)。近年來，受石油價(jià)格上漲和全球氣候變化的影響，可再生能源開發(fā)利用日益受到國際社會(huì)的重視。各大石油公司也紛紛響應(yīng)可持續(xù)發(fā)展、綠色低碳的號(hào)召，將太陽能、風(fēng)能等可再生能源應(yīng)用于油氣田生產(chǎn)過程中。委內(nèi)瑞拉 一 條 長 32km 的 稠 油 管 道 采 用 太 陽 能 熱 二 極 管 技術(shù) 后 ， 輸 油 溫 度 從 28 ℃ 增 加 至 60 ℃ ， 輸 送 能 力 提高 17%[2]； Chevron 公 司 利 用 太 陽 能 聚 焦 產(chǎn) 生 蒸 汽 注入 到 油 藏 ， 降 低 Coalinga 油 田 的 原 油 黏 度 ， 以 提 高原 油 產(chǎn) 量[3]； 中 國 石 油 遼 河 油 田 興 56 號(hào) 采 油 站 成 功應(yīng)用太陽能對(duì)原油加熱進(jìn)行恒溫控制，全年平均節(jié)氣 率 可 達(dá) 到 45%[4]； 中 海 油 綏 中 36-1 油 田 采 用 風(fēng) 力發(fā)電機(jī)組為海上平臺(tái)供電，年發(fā)電量可達(dá) 440×104kWh， 年 減 排 CO2約 3500t、 SO2約 11t[5]； 遼 河 油 田采用熱泵技術(shù)為輸油伴熱及站場供暖，年節(jié)省運(yùn)行費(fèi)用 73.2 萬元[6]。

中國石化江蘇油田原油凝點(diǎn)高，黏度大，油井產(chǎn)量低，氣油比低，伴生氣少，常溫下流動(dòng)性差，在原油集輸、脫水及儲(chǔ)存過程中，必須加熱與保溫，以保持其流動(dòng)性和取得較好的脫水效果。根據(jù)原油的上述特點(diǎn)，江蘇油田選取風(fēng)能、太陽能及熱泵技術(shù)等作為油田應(yīng)用可再生能源的研究對(duì)象，提出了將太陽能、風(fēng)能和熱泵技術(shù)應(yīng)用于油田地面工程供熱的方案，探索出一條適合油田地面生產(chǎn)過程的可再生能源利用的道路，顯著降低了油田的能耗，增加了經(jīng)濟(jì)效益，為建設(shè)綠色油田、低碳油田探索出一條有效的途徑。

1 太陽能在地面工程中的應(yīng)用

1.1太陽能加熱系統(tǒng)

利用太陽能加熱地面工程系統(tǒng)原油，可采用直接和間接加熱兩種方式。

直接加熱方式是原油進(jìn)入太陽能集熱器直接加熱，原油加熱效率較高。但由于太陽輻射能量的變化，集熱器內(nèi)的溫度有時(shí)較高，溫度高時(shí)集熱器內(nèi)的原油可能會(huì)產(chǎn)生結(jié)焦現(xiàn)象；另外，由于原油黏度較高而存在結(jié)垢現(xiàn)象，造成集熱器的清洗難度大。

間接加熱方式采用加熱盤管，利用清水作傳熱介質(zhì)，將收集的太陽輻射能傳遞給原油。此方式安全可靠、運(yùn)行穩(wěn)定，但效率不如直接加熱方式高。

近年來 在李 堡 油田 、天 83區(qū) 塊、張 鋪井 組 、潘莊井組等油區(qū)已經(jīng)成功使用間接太陽能加熱方法，并輔助網(wǎng)電加熱技術(shù)取代加熱爐供熱系統(tǒng)，取得了很好的節(jié)能、環(huán)保效果。圖1為江蘇油田采用的太陽能輔助加熱系統(tǒng)工藝流程示意圖。太陽能集熱器吸收太陽輻射能用于提高循環(huán)加熱介質(zhì)水的溫度，升溫后的熱水在循環(huán)泵的驅(qū)動(dòng)下流入儲(chǔ)熱水罐。由于太陽光照的不穩(wěn)定性，在儲(chǔ)熱水罐中設(shè)置有電加熱器，并通過控制器調(diào)節(jié)電加熱器的開啟與關(guān)閉，以使儲(chǔ)熱水罐出口水溫達(dá)到集輸系統(tǒng)工藝用熱需求。儲(chǔ)熱水罐流出的熱水經(jīng)管式換熱器與集輸原油換熱，提高了原油集輸溫度。

圖1 太陽能輔助加熱系統(tǒng)流程示意圖

1.2太陽能加熱系統(tǒng)設(shè)計(jì)

江蘇油田地處蘇北水網(wǎng)地帶，年平均氣溫14.9 ℃ ， 極 端 最 高 氣 溫 39.4 ℃ ， 連 續(xù) 最 長 無 降 水 日數(shù) 66天 ， 年 日 照時(shí)數(shù) 2203.5h， 年 最 多 日 照 時(shí) 間 約為 2510h， 年 輻 射 量 在 5500～6300MJ/m2， 為 太 陽能利用三類地區(qū)，是我國太陽能資源較豐富的地區(qū) ， 具 備 利 用 太 陽 能 的 優(yōu) 良 條 件[7]。

根據(jù)該地區(qū)太陽能輻射量和集熱器的性能，太陽能集熱器的直接采光面積采用（1）式計(jì)算：

式中：

Ac——集熱器采光面積，m2；

Qw——日均用水量，104kg；

Cw——水的定壓比熱容，4.18kJ/（kg·℃）；

tend——儲(chǔ) 水 箱 內(nèi) 水 的 終 止 溫 度 （用 水 溫 度），90℃；

ti—— 水 的 初 始 溫 度 ，15 ℃ （以 秋 季 為 設(shè) 計(jì) 標(biāo)準(zhǔn)，選擇15℃）；

f——太 陽 能保證率 ， 無 量 綱 ，取 0.75；

Jt——當(dāng) 地 春 分 或 秋 分 所 在 月 月 均 集 熱 器 受 熱面 上 輻 照 量 ， kJ/m2， Jt＝17897kJ/m2（9 月 份 水 平面 的 月 平 均 日 輻 照 量 為 17720kJ/m2， 傾 斜 面 上 的太 陽 輻 照 量 選 擇 為 Jt＝1.01×17720kJ/m2）；

ηcd—— 集 熱 器 全 日 集 熱 效 率 ， 國 標(biāo) 經(jīng) 驗(yàn) 值 取0.40～ 0.55， 根 據(jù) 實(shí) 驗(yàn) 數(shù) 據(jù) 取 0.47；

ηL——管路及儲(chǔ)水箱熱損失率，無量綱，0.15。

以 年 工 藝 供 熱 負(fù) 荷 為 65.7×104kWh 的 李 堡 油田集輸站為例，根據(jù)李堡油田當(dāng)?shù)靥栞椛滟Y料，年 日 照 時(shí) 間 為 2200h， 其 中 冬 季 日 照 時(shí) 間 為 455 h， 太 陽 輻 射 強(qiáng) 度 為 300W/m2， 其 他 季 節(jié) 平 均 輻 射強(qiáng) 度 為 500W/m2， 應(yīng) 用 式 （1）計(jì) 算 確 定 太 陽 能 集熱 設(shè) 備 ：154m2太 陽 能 集 熱 器 1 套 ，108m2太 陽 能集 熱 器 1 套 ，25m3水 箱 1 座 ， 熱 水 循 環(huán) 泵 2 臺(tái) ，40 kW 電 加 熱 器 6個(gè) （五 用 一 備）， 李 堡 站 內(nèi) 熱 水 循 環(huán)量約為 6m3/h。

1.3現(xiàn)場應(yīng)用效果

在正常天氣情況下，李堡油田集輸站年運(yùn)行的基本情況為：

夏 季 ： 熱 水 罐 的 水 溫 一 般 需 保 持 在 70℃ 左右， 太 陽能 加 熱溫升 8～9 ℃，電 加 熱僅在 21：00—8：00開1只40kW電熱棒。

冬 季 ： 熱 水 罐 的 水 溫 一 般 需 保 持 在 80℃ 左右 ， 太 陽 能 加 熱 溫 升 3～4 ℃ ， 電 加 熱 在 8：00—21：00開1只 40kW電熱棒，21：00—8：00開3只40kW電熱棒，在特殊情況下短時(shí)需開5只40kW電熱棒。

李堡油田集輸站的太陽能集熱器利用效率為55% ， 每 年 可 以 有 效 利 用 太 陽 能 14.44× 104kWh，可補(bǔ)充集 輸工藝用能的 22%。電加熱器效率按照80%計(jì) 算 ， 李 堡 油 田 平 均 電 價(jià) 0.6 元/kWh， 每 年 實(shí)際 可 以 節(jié) 約 用 電 18.05×104kWh， 折 合 費(fèi) 用 約 10.83萬元，太陽能集熱設(shè)備的投資回收期約為5年。

2 風(fēng)能在地面工程中的應(yīng)用

2.1風(fēng)光互補(bǔ)供熱系統(tǒng)

我國油田一般地處曠野，全年風(fēng)力較大，具有豐富的風(fēng)力資源。針對(duì)集輸站單獨(dú)采用太陽能集熱不能滿足集輸工藝用能，還需輔以電加熱的問題，配以風(fēng)能發(fā)電系統(tǒng)，從而形成風(fēng)光互補(bǔ)供熱系統(tǒng)，降低太陽能集熱系統(tǒng)的電能用量。

現(xiàn)代風(fēng)能發(fā)電設(shè)備主要包括離網(wǎng)運(yùn)行的小型風(fēng)力發(fā)電機(jī)組和大型并網(wǎng)風(fēng)力發(fā)電機(jī)組。根據(jù)油田用能的特殊性，主要采用離網(wǎng)運(yùn)行的小型風(fēng)力發(fā)電機(jī)組，將其生產(chǎn)的電能直接用于電加熱裝置生產(chǎn)熱水，利用熱水儲(chǔ)能。這種方式不僅減少了能量轉(zhuǎn)換的損耗、提高了能源的利用率，而且減少了整流、儲(chǔ)能、逆變等裝置的投資，這一部分投資約占風(fēng)力發(fā)電機(jī)組造價(jià)的 30%。

江蘇油田采用的小型離網(wǎng)風(fēng)能發(fā)電系統(tǒng)如圖2所示，主要由風(fēng)力發(fā)電機(jī)、風(fēng)機(jī)控制器和逆變器等構(gòu)成，各部分的作用如下：

◇風(fēng)力發(fā)電機(jī)：將風(fēng)的動(dòng)能轉(zhuǎn)換為直流電能，可直接給電加熱器供電，用于加熱儲(chǔ)熱水罐；

◇風(fēng)機(jī)控制器：控制整個(gè)系統(tǒng)的工作狀態(tài)；

◇逆變器：將直流電轉(zhuǎn)換成交流電供循環(huán)水泵等交流負(fù)載設(shè)備使用。

圖2 小型離網(wǎng)風(fēng)能發(fā)電系統(tǒng)示意圖

2.2風(fēng)能發(fā)電系統(tǒng)設(shè)計(jì)

根 據(jù) JGJ35-87 《建 筑 氣象參數(shù) 標(biāo) 準(zhǔn)》， 江 蘇油田所在地區(qū)的風(fēng)資源情況如表1所示。

表1 江蘇油田所在市區(qū)的風(fēng)速

從表1可以看出，在江蘇油田一廠的安豐、東臺(tái)地區(qū)、鹽城二廠的金湖地區(qū)、淮陰等風(fēng)資源情況都比較好，具有利用開發(fā)價(jià)值。根據(jù)江蘇省風(fēng)電“十一五”發(fā)展規(guī)劃，將在鹽城大豐、南通啟東等地區(qū)建立大型風(fēng)力發(fā)電場。同時(shí)，冬季平均風(fēng)速普遍比夏季平均風(fēng)速高，與太陽能在季節(jié)上具有較好的互補(bǔ)性。

根據(jù)李堡站集輸站現(xiàn)有運(yùn)行情況及平面布置情況 ，利 用 站內(nèi) 現(xiàn)有空 余地面 場地， 配置 4臺(tái) 50kW小型風(fēng)力發(fā)電機(jī)，產(chǎn)生的電能部分取代網(wǎng)電用于電熱器給循環(huán)水加熱，作為太陽能加熱系統(tǒng)的補(bǔ)充。

2.3現(xiàn)場應(yīng)用效果

4 臺(tái) 50kW 的 風(fēng) 力 發(fā) 電 機(jī) 組 預(yù) 計(jì) 年 發(fā) 電 量 為39.6× 104kWh， 工 業(yè) 供 電 電 價(jià) 按 0.6 元/kWh 計(jì) 算 ，年 節(jié) 省 電 費(fèi) 約 23.8萬元，按電熱轉(zhuǎn) 換 效 率 為 85%計(jì)算 ， 日 均 生 產(chǎn) 熱 能 2.8× 106kJ。 采 用 4 臺(tái) 50kW 的風(fēng)力發(fā)電機(jī)組后，預(yù)計(jì)將減少現(xiàn)有網(wǎng)電用電量的67%， 補(bǔ) 充 集 輸 工 藝 用 能 量 的 44%。50kW 風(fēng) 力 發(fā)電機(jī)組價(jià)格為 38萬元，則風(fēng)力發(fā)電機(jī)組的投資回收期大約為6年左右。

3 熱泵技術(shù)在地面工程中的應(yīng)用

3.1空氣源熱泵供熱系統(tǒng)

熱泵根據(jù)低溫吸熱源的不同，可分為空氣源熱泵 、 地 源 熱 泵 、 水 源 熱 泵 三 種 形 式[8]。 江 蘇 油 田 所處地理位置氣候溫暖，年平均氣溫 14.9 ℃，極端最高氣溫 39.4 ℃。油田采出 原 油 黏 度 較 高 ， 需 要 加 熱輸送到儲(chǔ)油罐中，莊13井區(qū)的井口使用空氣源熱泵給原油加熱，把采出原油加熱到55℃?？諝庠礋岜脵C(jī)組由蒸發(fā)器、冷卻器、壓縮機(jī)和膨脹閥4部分組成，其主要工作原理如圖3所示。

空氣源熱泵運(yùn)行時(shí)，蒸發(fā)器從空氣中吸取熱量，將熱量傳遞給工質(zhì)，工質(zhì)蒸發(fā)后經(jīng)壓縮機(jī)壓縮后壓力和溫度上升，高溫蒸氣工質(zhì)通過冷凝器冷凝成液體，冷凝過程釋放出的熱量傳遞給需要加熱的物流（如原油）。冷凝后的傳熱工質(zhì)通過膨脹閥返回到蒸發(fā)器，然后再被蒸發(fā)，如此循環(huán)往復(fù)。

圖3 熱泵工作原理示意圖

圖4為空氣源熱泵的性能曲線，圖中，1→2為熱泵工質(zhì)壓縮增壓升溫過程，2→3為熱泵工質(zhì)冷凝放 熱 過 程 ，3→4 為 熱 泵 工 質(zhì) 等 焓 節(jié)流 過 程 ，4→1為熱泵工質(zhì)蒸發(fā)放熱過程。從曲線可以看出，熱泵從空氣中吸收熱量為Q1，壓縮機(jī)做功為W，向高溫加熱工質(zhì)放熱為Q2，則熱泵的制熱系數(shù)COP為

圖4 工質(zhì)lgp-H曲線

3.2空氣源熱泵供熱系統(tǒng)設(shè)計(jì)

工質(zhì)是制約熱泵性能的主要因素，工質(zhì)的性能直接影響了熱泵的工作特性及制熱系數(shù)。該套空氣源熱泵設(shè)備的工藝參數(shù)如下：

◇ 工質(zhì)：R134a；

◇ 操 作 壓 力 ： 吸 入 壓 力 為 0.3MPa， 排 出 壓 力為 2.0MPa；

◇ 理論制熱系數(shù)COP為4。

3.3現(xiàn)場應(yīng)用效果

空氣源熱泵采用空氣作為低溫?zé)嵩?，?jié)省了燃煤、燃?xì)?、電力等高品位熱源，降低了供熱系統(tǒng)的運(yùn)行成本。井口空氣源熱泵供熱系統(tǒng)與原有電加熱系統(tǒng)串聯(lián)使用，并配有自控系統(tǒng)，在熱泵供熱滿足工藝要求條件下，電加熱停止。該套空氣源熱泵系統(tǒng) 運(yùn) 行 穩(wěn) 定 ， 日 耗 電 約 為 12kWh，相對(duì) 于 原 電 加熱系統(tǒng)日耗電95kWh，減少電耗87%，年節(jié)約電費(fèi)1.8 萬 元 ， 節(jié) 能 效 果 顯 著 。 該 空 氣 源 熱 泵 設(shè) 備 的 投資費(fèi)用約為6萬元，投資回收期大約在3年左右。

4 存在的問題

太陽能、風(fēng)能及熱泵等可再生能源在江蘇油田地面工程中的應(yīng)用取得了顯著的節(jié)能效果，但在應(yīng)用過程中也存在問題，主要問題有：

1）太 陽 能 加 熱 時(shí) 間 較 短 ， 且 受 晝 夜 、 氣 候 、季節(jié)變化影響較大，目前大多作為輔助加熱，另外還需要一套完整的加熱系統(tǒng)。

2）風(fēng) 能 受地理 位 置、氣 候 變化 、 季節(jié)和 晝 夜更替等因素影響，存在連續(xù)性、穩(wěn)定性差的缺點(diǎn)。

3）空 氣 源熱泵 在 冬季空 氣 溫度 較 低時(shí)， 供 熱效率較低。

5 結(jié)束語

實(shí)踐證明，可再生能源技術(shù)應(yīng)用于油田地面工程不僅技術(shù)成熟、可靠，而且還可節(jié)約大量能耗，效益可觀。在能源越來越緊缺、環(huán)保要求日益嚴(yán)格的今天，可再生能源技術(shù)以其節(jié)能、環(huán)保、利用低品位能源等優(yōu)點(diǎn)在油田范圍內(nèi)具有廣泛的推廣價(jià)值。

風(fēng)、光存在一定的互補(bǔ)性，若將太陽能、風(fēng)能與熱泵技術(shù)有機(jī)結(jié)合起來，并配以儲(chǔ)熱設(shè)備，可以有效地克服單種能源利用的缺點(diǎn)，從而建立起適合于油田地面工程的可再生能源一體化供熱系統(tǒng)，通過太陽能、風(fēng)能、熱泵及儲(chǔ)熱技術(shù)相互耦合互補(bǔ)，實(shí)現(xiàn)持續(xù)、經(jīng)濟(jì)供熱的目標(biāo)。

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10.3969/j.issn.2095-1493.2013.006.027

2013-02-20)

黃輝，博士，高級(jí)工程師，2009年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（北京）（油田開發(fā)專業(yè)），從事油氣田地面工程的規(guī)劃和研究工 作 ，E-mail： huanghui.syky@sinopec.com， 地 址 ： 北 京 市 海 淀 區(qū) 花園路2號(hào)牡丹科技樓 B30505，100191。