导热油槽式光热发电,甘肃金昌槽式光热发电项目

一、概述

目前世界上石油总储量日益减少，可供一次开采的石油储量和产量日益下降。一般地，油田剩余的稠油储量占比可达油田石油总储量的20~30% ，对较难开采的稠油进行二次、三次开采将是提高原油采收率（EOR）的主要途径。

目前提高原油采收率的方法主要有热采、水驱两大类，而稠油热采是当前提高原油采收率的主要手段。

当前稠油热采主要是利用电加热降低稠油粘度或利用燃气锅炉生产蒸汽注入油井去稀释稠油，这两种方法需要消耗大量的电能或天然气燃料，存在着较大的能源耗费。

光热技术已经成熟应用于光热电站和民用热水工程，实现了多年的商业化应用，节能和环保效益十分显著。如何将该技术成功应用于稠油热采将是本世纪石油开采领域面临的重要研究课题。

在中东欧曼油田已有将光热技术应用于稠油热采的成功案例，而在国内利用光热技术进行稠油热采还没有起步，市场一片空白。

如何将我国丰富的太阳能资源与稠油热采相结合，利用光热EOR技术开发建设光热稠油热采工程项目，对于节能减排、降低原油开采能耗，提高我国原油采收率意义十分巨大，前景相当广阔。

二、我国石油资源分布

我国石油资源集中分布在渤海湾、松辽、塔里木、鄂尔多斯、准噶尔、珠江口、柴达木和东海陆架八大盆地，其可采资源量172亿吨，占全国的81％

从资源深度分布看，我国石油可采资源有80％集中分布在浅层（＜2000米）和中深层（2000米～3500米），而深层（3500米～4500米）和超深层（＜4500米）分布较少。

从地理环境分布看，我国石油可采资源有76％分布在平原、浅海、戈壁和沙漠。

从资源品位看，我国石油可采资源中优质资源占63％，低渗透资源占28％，重油占9％

自上世纪50年代初期以来，我国先后在82个主要的大中型沉积盆地开展了油气勘探，发现油田500多个。

中国油田分布图

1.大庆油田

位于黑龙江省西部，松嫩平原中部，地处哈尔滨、齐齐哈尔市这间。油田南北长140公里，东西最宽处70公里，总面积5470平方公里。

1976年原油产量突破5000万吨成为我国第一大油田。目前，大庆油田采用新工艺、新技术使原油产量仍然保持在5000万吨以上。

2.胜利油田

地处山东北部渤海之滨的黄河三角洲地带，主要分布在东营、滨洲、德洲、济南、潍坊、淄博、聊城、烟台等8个城市的28个县（区）境内，主要开采范围约4.4平方公里，是我国第二大油田。

3.辽河油田

主要分布在辽河中上游平原以及内蒙古东部和辽东湾滩海地区。已开发建设26个油田，地跨辽宁省和内蒙古自治区的13市（地）32县（旗），总面积10万平方公里，产量居全国第三位。

4.克拉玛依油田

地处新疆克拉玛依市。40年来在准噶尔盆地和塔里木盆地找到了19个油气田，以克拉玛依为主，开发了15个油气田，建成了792万吨原油配套生产能力，从1990年开始陆上原油产量居全国第四位。

5.四川油田

地处四川盆地，已有60年的历史，发现油田12个。 在盆地内建成南部、西南部、西北部、东部4个气区。目前生产天然气产量占全国总量近一半，是我国第一大气田。

6.华北油田

位于河北省中部冀中平原的任丘市，包括京、冀、晋、蒙区域内油气生产区。1978年原油产量达到1723万吨，为当年全国原油产量突破1亿吨做出了重要贡献。直到1986年，保持年产量原油1千万吨达10年之久。目前原油产量约400多万吨。

7.大港油田

位于天津市大港区，其勘探地域辽阔，现已在大港探区建成投产15个油气田，形成年产原油430万吨和天然气3.8亿立方米生产能力。目前，发现了千米桥等上亿吨含油气构造，为老油田的增储扩产开辟了新的油气区。

8.中原油田

地处河南省濮阳地区，于1975年发现，经过20年的勘探开发建设，已累计探明石油地质储量4.55亿吨，探明天然气地质储量395.7亿立方米，累计生产原油7723万吨、天然气133.8亿立方米。现已是我国东部地区重要的石油天然气生产基地之一。

9.吉林油田

地处吉林省扶余地区，油气勘探开发在吉林省境内的两大盆地展开，先后发现并探明了18个油田，其中扶余、新民两个油田是储量超亿吨的大型油田，已达到年产原油350万吨以上，形成了原油加工能力70万吨特大型企业的生产规模。

10.河南油田

地处豫西南的南阳盆地，矿区横跨南阳、驻马店、平顶山三地市，分布在新野、唐河等8县境内。已累计找到14个油田，探明石油地质储量1.7亿吨。

11.长庆油田

主要在陕甘宁盆地，油气勘探开发建设始于1970年，先后找到了油气田22个，其中油田19个，累计探明油气地质储量54188万吨（含天然气探明储量2330亿立方米），目前已成为我国主要的天然气产区，并成为北京天然气的主要输送基地。

12.江汉油田

是我国中南地区重要的综合型石油基地。油田主要分布在湖北省境内的潜江、荆沙等7个市县和山东寿光市、广饶县以及湖南省境内衡阳市。先后发现24个油气田，探明含油面积139.6平方公里、含气面积71.04平方公里，累计生产原油2118.73万吨、天然气9.54亿立方米。

13.江苏油田

油区主要分布在江苏的扬州、盐城、淮阴、镇江4个地区8个县市，已投入开发的油气田22个。目前勘探的主要对象在苏北盆地东台坳陷。

14.青海油田

位于青海省西北部柴达木盆地。盆地面积约25万平方公里，沉积面积12万平方公里，具有油气远景的中新生界沉积面积约9.6万平方公里。目前，已探明油田16个，气田6个。

15.塔里木油田

位于新疆南部的塔里木盆地。东西长1400公里，南北最宽外520公里，总面积56万平方公里，是我国最大和内陆盆地。已探明9个大中型油气田、26个含油气构造，累计探明油气地质储量3.78亿吨，具备年产500万吨原油、25亿立方米天然气的资源保证。

16.吐哈油田

位于新疆吐鲁番、哈密盆地境内，盆地东西长600公、南北宽130公里，面积约5.3万平方公里。截止1995年底，共发现14个油气田和6个含油气构造，探明含油气面积178平方公里，累计探明石油地质储量2.1亿吨、天然气储量731亿立方米。

17.玉门油田

位于甘肃玉门市境内，总面积114平方公里。油田于1939年投入开发，1959生产原油曾达到140万吨，占当年全国原油产量的50%。创造了70年代60万吨稳产10年和80年代50万吨稳产10年的优异成绩，被誉为中国石油工业的摇篮。

18.冀东油田

位于渤海湾北部沿海。油田勘探开发范围覆盖唐山、秦皇岛、唐海等两市七县，相继发现高尚堡、柳赞、杨各庄等7个油田。

19.滇黔桂石油勘探局

负责云南、贵州、广西三省(区)的石油天然气的勘探开发。区域面积86万平方公里，可供勘探面积28万平方公里。先后在百色、赤水、楚雄等地区油气勘探有重大突破，展示了滇黔桂地区具有广阔的油气发展前景。

20.中国海洋石油南海东部公司

成立于1983年6月，是中国海洋石油总公司下属的四个地区油公司之一。负责南海东部东经113°10′以东、面积约13.1万平方公里海域的石油、天然气的勘探开发生产业务，授权全面执行该海域的对外合作的石油合同和协议。至1996年产油量超过1000万吨，在全国陆海油田中年产量排行第四位。

我国东海大陆架是世界上最丰富的油田之一，钓鱼岛附近水域可能成为“第二个中东”。据估计，该海域石油储量约800亿桶，超过100亿吨。

我国南海海域更是石油宝库，我国对南海勘探的海域面积仅有16万平方千米，发现的石油储量达52亿吨，经初步估计，整个南海的石油地质储量大致在230亿至300亿吨之间，约占中国总资源量的三分之一，属于世界四大海洋油气聚集中心之一，有“第二个波斯湾”之称。

到目前为止，我国渤海湾地区已发现7个亿吨级油田，其中渤海中部的蓬莱19-3油田是迄今为止中国最大的海上油田，又是中国目前第二大整装油田，探明储量达6亿吨，仅次于大庆油田。

以上列举的我国油气田分布地区，或多或少都拥有稠油资源，如何高效开发利用这些稠油资源，将是一项关系到未来我国能源战略和国计民生的重大研究课题。

三、稠油热采原理

稠油（heavy oil）亦称重质原油或高粘度原油 。按粘度分类，把在油层温度下粘度高于100mps、已脱气的原油称为稠油。据估计世界常规石油总储量为3000亿吨，此外还有稠油、油砂及油页岩等非常规石油资源，它们的储量折合成常规石油大约有八九千亿吨，这些将成为未来石油的重要来源。

世界各国在石油工业的发展过程中，都是先开采较易开采的轻质原油。国外石油储量大的国家，一旦打出稠油井，除部分为满足工业生产进行开采外，一般是采用封井的办法，暂时搁置，不进行开采。

随着轻质原油资源的逐渐减少，不得不开始开采一些较难开采的稠油，因此在世界石油产量中稠油的份额正在逐渐增大。

稠油具有高粘度和高凝固点，开采和炼制都比较困难。就开采而言，胶质、沥青质和长链石蜡等高粘性物质造成稠油在储层和井筒中的流动性变差，要求实施高投入的二次采油或三次采油工艺。

稠油的输送必须采用大功率的泵送设备，并且为了达到合理的泵送排量，要求对输送系统进行加热处理或者对稠油进行稀释处理。

针对稠油粘度大和各油藏的不同构造可采取不同的采油工艺，主要分为稠油水驱开采、稠油热采两大类技术。

稠油水驱开采技术主要包括机械降粘、稀释降粘、化学降粘、微生物单井吞吐、抽稠工艺配套等。

稠油热采技术主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、井筒加热、丛式定向井以及水平井、火烧油层以及与稠油热采配套的工艺技术等。

化学降粘法加入的化学药剂会造成油层土壤和水质的严重污染，而火烧地下油层实施工艺难度大，不易控制燃烧，同时高压注入大量空气的成本十分昂贵。

我国稠油的储量在世界上居第七位，迄今已发现9个大中型含油盆地和数量众多的稠油油藏区块，是继美国、加拿大和委内瑞拉之后的世界第四大稠油国。

我国的稠油资源重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田，我国陆上稠油资源约占石油总资源量的20％~30%左右，探明与控制储量约为40亿吨。

目前在12个盆地发现了70多个稠油油田。胜利油田地质稠油储量约1.5亿吨，克拉玛依油田约6660万吨，中原油田约3200万吨，国内稠油年产量约占全国石油年产量的10%左右。

目前国内外对稠油和高凝油一般均采用热采方式，比较常用的有电加热技术和蒸汽加热技术。

电加热技术是在空心抽油杆中穿一根电缆，电缆的一端与空心抽油杆的底端相连，在由电缆、空心抽油杆构成的回路上施加交流电，通过被加热的空心抽油杆对稠油或高凝油实现加热降粘。

与其他技术相比，电加热采油具有较高的效率，而且该工艺作业比较简单，费用较低，因此具有明显的优越性，在我国的许多油田得到广泛应用。

蒸汽加热技术一般是利用燃气锅炉产生蒸汽，注入地下油层去稀释推动稠油，从而使稠油便于开采。

四、EOR技术概论

EOR是enhance oil recovery的英文缩写，即提高原油采收率。通常把利用油层能量开采石油称为一次采油；向油层注入水、气，给油层补充能量开采石油称为二次采油；而利用化学物质来改善油、气、水及岩石相互之间的性能，开采出更多的石油，称为三次采油。

二次采油、三次采油又称提高原油采收率(EOR)。各国对于EOR技术的研究已经开展多年，已经商业化应用的EOR技术有多种，其中应用最广泛的是热采技术。

当前稠油热采主要是利用电加热降低稠油粘度或利用燃气锅炉生产蒸汽注入油井去稀释稠油，这两种方法均要消耗大量的电能或天然气燃料，存在着较大的能源浪费。

对于石油开采企业而言，对于提高原油采收率（EOR）技术的研究，是当前面临的重大课题。目前稠油开采已经成为石油开采领域的重要方向。

我国稠油储量巨大，相关资料显示，我国稠油的储量在世界上居第七位，迄今已发现9个大中型含油盆地、70多个稠油油田和数量众多的稠油油藏区块。

随着可供一次开采的石油储量和产量日益下降，稠油的开采将日益迫切。传统的利用电加热或天然气辅助稠油开采的方法浪费宝贵的电力和燃气，并不具备可持续发展性。

利用太阳能聚光集热技术来提供稠油热采所需的热能，亦即太阳能EOR技术是一种可持续发展的绿色能源技术，随着电力和天然气价格的逐步上涨，绿色环保的太阳能EOR技术将迎来勃勃市场生机。

五、温室槽式光热EOR技术

温室槽式光热技术是近几年才出现的一种新型光热技术。传统槽式光热技术其槽式聚光镜场都是露天布置，聚光镜需用洒水车定期清洗。而温室槽式光热技术主要特征在于：其槽式聚光镜场布置在温室里面，聚光镜无需清洗，只需要定期清洗温室。

美国GlassPoint是第一家将温室槽式光热技术应用于稠油热采的公司。在中东欧曼油田建设了首期7MW的温室槽式光热EOR技术示范项目。

中东欧曼油田温室槽式光热采油EOR项目

项目占地4英亩，于2013年5月21日成功投运，日均产蒸汽50吨，蒸汽通入阿曼南部的Amal West油田，驱动稠油开采，目前运行状况良好。该项目的成功示范为光热EOR技术在中东乃至全世界产油地区的进一步推广应用奠定了良好的基础。

温室槽式太阳聚光镜安装于温室内，风吹散热损失很小，具有防风抗沙、结构简单、重量轻、安装维护方便、成本低廉、传动转动机构耗电功率小等优点。

为了保证集热系统产出的蒸汽能够达到设计压力，集热管并未采用常见的玻璃真空管，而采用了类似于菲涅尔集热技术的镀膜钢管，这种钢管可以承受更高的压力，保证输出蒸汽可高达200bar的压力水平。为更大程度上聚集热量，其反射镜采用了7.5m的大开口设计。

在跟踪驱动方面，由于温室槽式聚光镜重量轻，无需为每个聚光镜配置昂贵的跟踪驱动系统，其采用整体跟踪的方式来调节聚光镜，通过一套钢丝拉动驱动装置来完成一组聚光镜的朝向转动。

传统的露天布置槽式聚光镜只能定期由人工洒水车喷水清洗，水量消耗巨大。温室式设计由于整个聚光镜场置于一个温室结构内，清洗就变得更为简单，无需清洗聚光镜，仅需清洗温室即可，温室的顶部采用屋脊型设计，以避免灰尘堆积。

温室槽式光热EOR技术的几个特点可以概括为：封闭温室结构＋轻型反射镜＋镀膜集热管＋钢丝跟踪转动＋高压蒸汽＋油井。这种设计不但适用于所有具备太阳能资源的油田地区，尤其非常适用于沙尘暴多发采油地区的光热EOR项目开发。

六、温室槽式光热EOR技术市场前景

我国已经明确把“节能减排、合理用能”当成国家今后能源工作的重点，并制定了“节约与开发并举，以节约为主”的能源方针。我们要大力开发绿色可再生新能源尤其是太阳能，以节约传统化石能源。国家《可再生能源发展“十二五”规划》鼓励大力发展光热利用技术。

我国多处于中低纬度，每年接收太阳辐射总量在3300--8300MJ／m2之间，相当于2.4×104亿吨标准煤，太阳能资源十分丰富。我国具备开发利用太阳能的先天优势。

中国的稠油资源主要分布于辽河油田、新疆油田、胜利油田、河南油田等地，但要满足“充足的可利用土地面积 充足的太阳能辐照资源 可利用太阳能EOR技术的浅层稠油矿藏”的多重限制条件，首选的就是新疆油田，特别是当地的浅层稠油矿藏。

该技术不局限于稠油油田，对于常规油田的旧油井，只要具备继续开采稠油的条件，都可以采用光热EOR技术，挖潜增效。

一般而言，我们可以从以下几个方面来考量光热EOR技术方案。

首先，土地面积。油田并非荒漠，其土地价值相对光热电站用地更加宝贵，不是所有的油田所在地都能轻易拿出大量的土地来满足大型聚光镜场的建设需求，这是光热EOR项目推广首先需要满足的一个条件。

第二，蒸汽参数需求。EOR项目对蒸汽的需求并非温度越高越好，过高的蒸汽温度反而不利于石油的萃取，适宜的蒸汽温度约在300摄氏度左右即可，但其对压力的要求很高，越高的压力越容易打入地下油层。

采用塔式集热技术开发太阳能EOR项目并不适合，BrightSource早在2011年就和Chevron合作建设了全球最大的29MW塔式EOR项目，但之后该技术并未得到推广应用。

根据参数适用的原则，采用槽式或菲涅尔集热技术似乎应是较为理想的选择，但目前这两种技术成本还不具备与天然气EOR技术竞争的优势。

温室槽式光热EOR技术建设成本超过天然气EOR技术不多，随着天然气价格的上涨，温室槽式光热EOR技术将越来越具备运行成本低的竞争优势。

根据中国稠油油田的特点，以及油田业主对经济性的要求，应用温室槽式光热EOR工程技术，可提高国家战略石油储备，节能减排，增产增效。

七、总结：

一次石油能源需求的日益增加和其有限储量，使全世界面临严重的石油危机。太阳能资源是储量最大的绿色可再生能源，取之不尽、用之不竭。作为油田开采的辅助能源，将温室槽式光热EOR技术应用于稠油热采，能降低油田常规电力和天然气的消耗，提高原油采收率，增加原油产量，提高国家战略石油储备，促进国民经济健康发展，具备国防和国民经济两方面的重大意义。