樊玉新1，李泓洲2，段勝男1，顧鵬程2，任寧1

1.新疆油田分公司工程技術研究院（監理公司）

2.中新碳合科技（北京）有限公司

摘要：新疆油田公司近期在某井區開展高溫光熱制蒸汽與注汽鍋爐耦合的先導試驗，為稠油蒸汽輔助重力泄油（SAGD）開發提供低碳高品質蒸汽。先導試驗的開展對油氣勘探開發與新能源技術的融合具有先行示范意義。“雙碳”目標下新疆油田公司稠油生產面臨減少天然氣消耗，降低二氧化碳排放的挑戰。結合太陽能聚光集熱技術、綠電+電極熔鹽加熱技術、高溫儲熱技術，提出不同場景下淺層稠油開采中注汽工藝的新能源供能配置方案。為太陽能高溫光熱技術在新疆油田稠油作業區規模化應用提供了具體思路與解決方法，在減少自用天然氣的同時盡可能降低蒸汽成本，對稠油油田低碳可持續開發具有重要指導意義。

關鍵詞：太陽能聚光集熱；熔鹽儲熱；超稠油；直接產蒸汽；連續產蒸汽；低碳開發

中圖分類號：TE345文獻標識碼：A

準噶爾盆地蘊藏豐富的石油和天然氣資源，其中盆地西北緣是淺層超稠油富集帶，具有埋深淺、溶解氣量小、天然驅動能量弱、黏度特別高的特點。通過對稠油油藏注入高溫高壓蒸汽，降低稠油黏度增加流動性是開發淺層超稠油的有效方法。目前主要通過燃燒煤炭、天然氣等化石燃料生產蒸汽，能源消耗高。據統計，注汽系統能耗約占稠油生產總能耗的98.6%。

國家能源局近期提出油氣勘探開發要與新能源融合發展，要求加大油氣勘探開發與新能源融合的技術創新攻關力度。新疆維吾爾自治區也大力提倡綠色生產，特別要加快煤炭、石油、化工三大重點行業的低碳轉型。因此，充分利用新疆地區豐富的太陽能資源，通過聚光集熱及儲熱技術，實現油氣生產過程的清潔化供熱，助力低碳油氣開發。

1、太陽能高溫光熱制蒸汽技術概述

太陽能聚光集熱技術主要應用于太陽能熱發電領域。在稠油蒸汽驅油開采方面美國、阿曼都曾開展過太陽能光熱制蒸汽示范項目。其中2010年阿曼建成Miraah 7 MW示范裝置（北緯23o），采用封閉式槽式光熱系統，日產蒸汽達50 t；美國雪佛龍公司在加州科林納（北緯36o）建設29 MW光熱制蒸汽示范裝置，采用塔式集熱技術，2011—2014年運行效果良好。新疆油田公司正在某井區開展高溫光熱耦合注汽鍋爐聯合供蒸汽的先導試驗項目。該井區地處北緯46o，每年日照時長達2 637 h，多年太陽能平均法向直接輻射量（DNI）1 360 kW·h/m2，光資源呈現冬夏季分布不均勻的特點，為此選取聚光比高的塔式光熱技術路線。采用北鏡場布置提高鏡場余弦效率，以軟化清水作為集熱介質直接在吸熱器中生成蒸汽。采取與注汽鍋爐耦合運行方式，不設置地面儲熱設施，利用SAGD采油工藝形成的地下汽腔作為緩沖，平抑光資源變化對蒸汽量波動造成的影響，項目效果圖見圖1。

圖1某井區高溫光熱制蒸汽試驗項目效果圖

項目配置的高溫光熱直接制蒸汽（CS-DSG）系統可分為聚光集熱系統、水工質吸熱器（蒸汽發生系統）、汽水系統和電氣及熱工控制系統等。聚光集熱系統收集太陽能，反射太陽光并聚焦至吸熱器，利用太陽能輻射熱加熱吸熱器內的水工質，給水進入吸熱器的蒸發段、汽包和過熱器后形成高品質過熱蒸汽。CS-DSG系統工藝流程見圖2。

圖2 CS-DSG系統工藝流程

時蒸汽出力受到影響，增加高溫熔鹽儲熱系統并配置蒸汽發生器后可平抑光資源波動造成的蒸汽出力影響。配置儲熱裝置的高溫光熱連續制蒸汽（CSSGS）系統工藝流程見圖3。

CS-SGS系統增加了儲熱裝置，以熔鹽作為吸熱和儲熱介質，采用冷、熱鹽罐的雙罐儲熱方式，并配套熔鹽-蒸汽發生系統。加熱后的熔鹽從熱鹽罐進入蒸汽發生器與水工質進行換熱，把給水加熱成過熱蒸汽，換熱后的熔鹽回到冷鹽罐中并通過冷鹽泵送入吸熱塔吸收太陽能，太陽能以顯熱的方式存儲在熱鹽中。

圖3 CS-SGS系統工藝流程

高溫熔鹽儲熱技術在太陽能熱發電行業應用至今已有數十年時間，是當前主流的高溫儲熱技術。熔鹽一般具有良好的熱穩定性、高潛熱值以及低蒸氣壓，相比導熱油、液態金屬等儲熱介質價格便宜且儲量豐富。在太陽能熱發電熔鹽系統中，使用最多的是硝基型的二元熔鹽，即太陽鹽（60%NaNO3+40%KNO3），熔點220℃，分解溫度575℃；化工領域使用較多的熔鹽是三元硝基鹽，即HITEC鹽（7%NaNO3+53%KNO3+40%NaNO2），熔點142℃，分解溫度450℃。雖然太陽能聚光集熱技術和高溫熔鹽儲熱技術成熟，但單位投資較高，受當地光資源影響，在新疆油田替代天然氣制蒸汽尚存在經濟性不佳的問題。以新疆油田某井區光熱先導試驗項目為例，增加熔鹽儲熱系統測算的蒸汽成本要比不帶儲熱系統的光熱直接產蒸汽系統高100元/t。考慮到陰雨天影響，要做到連續供能須進一步增加儲熱規模。

北疆地區風、光可再生能源豐富，新疆油田公司正開展以風電、光伏為主體的新能源發電設施建設，可考慮將生產的綠電轉化為熱能儲存在熔鹽系統中。在太陽能聚光集熱+熔鹽儲熱系統基礎上增加熔鹽電加熱爐，利用白天風光棄電和夜間谷電加熱熔鹽，合理利用儲熱系統容量，提升儲能規模，在降低供汽成本的同時也減少了油區周邊風光新能源的棄電。

電加熱爐根據加熱原理不同，可分為電阻式、電磁式和電極式等不同型式。電阻式加熱方式采用低電壓輸入，適用于單臺功率較小（<3 MW）的電加熱爐，在加熱熔鹽過程中電熱管表面形成的局部高溫會造成熔鹽分解變性和局部傳熱惡化。電磁式加熱方式存在電轉磁轉熱過程中有用功下降，整體能量轉換效率降低的問題，通常電磁加熱綜合效率低于90%。熔鹽電極加熱方式可較好地解決電阻式與電磁式技術在大容量熔鹽加熱中存在的問題。熔鹽本身就是電阻，不會存在發熱不均和局部過熱的情況；電極加熱效率能達到99%以上，輸入高電壓提升單臺功率，適合大規模電加熱。

《中國太陽能熱發電行業藍皮書2022》指出，降低聚光器成本和提高聚光鏡場效率一直是推進太陽能光熱發電的重大課題。全球太陽能熱發電的平準化度電成本（LCOE）從2010年0.358美元/（kW·h）降低到2020年0.114美元/（kW·h），十年下降70%。該報告預測，到2030年塔式光熱電站太陽島成本將下降23.1%，年均成本下降率3%。聚光、吸熱及熱功轉換過程是構成系統能量和效率損失的主要部分，約占總損失的97%。因此提高太陽能熱發電效率的關鍵在于提高集熱及熱功轉換過程的效率。據保守估計，到2030年聚光集熱系統光熱轉換效率可提升14%，年均增長1.9%。具體體現在定日鏡清潔技術、云預測技術、定日鏡鏡面工藝、鏡場排布工藝、截斷效率優化以及吸熱器涂層等方面的技術提升與系統優化。受益于未來高溫光熱技術的提升和成本的下降，高溫光熱在稠油熱采的應用具有廣闊的發展前景。

結合新疆油田公司稠油生產規模以及未來開發規劃，依托當地可再生能源稟賦并根據項目邊界條件約束，針對三種不同稠油開采場景提出太陽能光熱供熱解決方案，在保障供能和蒸汽品質基礎上以蒸汽成本最低為目標開展方案對比分析。

2、光熱非連續產汽解決方案

稠油熱采工藝主要分為蒸汽吞吐、蒸汽驅、SAGD和驅泄復合（VHSD）等方式，其基本原理是通過往油層注入高干度或過熱蒸汽加熱油層，從而降低稠油黏度、增加稠油流動性，以便于采油舉升和輸送。

SAGD開采過程中，主要依靠濕飽和蒸汽的汽化潛熱加熱油藏，給原油的熱量傳遞以熱傳導為主，對流為輔。開發至一定階段，泄油后形成的地下蒸汽腔橫向擴展，相鄰井間蒸汽腔實現連通，地下發育形成的蒸汽腔具有良好儲熱條件。試驗發現，當采用變流量注入蒸汽時，最終采收率、突破時間、產油高峰期與持續穩定注汽的生產效果幾乎相同。

采用SAGD工藝開發的稠油作業區可采用高溫光熱直接制蒸汽（CS-DSG）系統與注汽鍋爐耦合運行的方式開展光熱制蒸汽，通過變流量注入蒸汽。為分析不同鏡場規模對應的光熱制蒸汽成本，分別選取20 t/h、36 t/h、66 t/h、200 t/h四種光熱制蒸汽出力方案開展集熱鏡場布置與系統匹配分析。結果表明，隨著集熱鏡場的規模增加單位投資成本呈現下降趨勢，成本降低主要得益于光熱制蒸汽系統的規模效應。但當鏡場規模增長到一定程度，系統光熱轉化效率有所降低，造成集熱量減少，蒸汽產量也相應減少，折算全生命周期的噸蒸汽投資成本反而上升。具體方案參數對比見表1。

表1不同規模CS-DSG系統參數對比

表1中方案三的經濟性最佳，產汽量66 t/h，噸蒸汽成本140元，每年預計可節省天然氣6.83×106m3，減排二氧化碳1.475×104 t。

為提高鏡場的光學效率和土地利用率，優化鏡場采用非圓形鏡場布置，鏡場布置見圖4。

圖4太陽能集熱鏡場布置及余弦效率分布

通過鏡場布置優化，整體余弦效率提升至79.33%。CS-DSG技術直接將太陽光輻射熱轉化為工質的熱能，其光熱轉化效率要比光伏發電+電鍋爐制蒸汽高很多。對比相近產汽量的光熱制蒸汽方案與光伏發電+電鍋爐方案（表2）后發現：①年集熱量相近、產汽量接近，光熱鏡場占地只有光伏陣列占地的1/4；②CS-DSG系統單位造價約為光伏+電鍋爐制汽系統單位造價的85%；③光熱轉化效率比光電轉化效率高1倍。以上差別主要是由于太陽能光熱轉化效率可以達到40%~50%，而太陽能光電轉化效率只有20%多；光伏發電一般采用固定支架，為避免過度遮擋，陣列間距較大。

表2 CS-DSG系統與光伏發電+電鍋爐制蒸汽方案參數對比

綜合上述對比分析，對于采用SAGD工藝且已開發一段時間的稠油作業區，可采用CS-DSG系統與現有注汽鍋爐耦合運行，以較低成本實現可再生能源替代部分天然氣。

3、光熱連續產汽解決方案

相比SAGD工藝，稠油熱采的其它工藝對蒸汽連續穩定性要求相對較高，或需要對現有注汽鍋爐實現可再生能源全部替代，該場景下應考慮采用高溫光熱連續制蒸汽（CS-SGS）方案。CS-SGS系統包括聚光集熱系統、熔鹽工質吸熱器、熔鹽儲熱系統、熔鹽蒸汽發生系統、汽水系統及電氣及熱工控制系統，相比CS-DSG增加了熔鹽儲熱系統和熔鹽蒸汽發生系統，這與光熱發電前端產汽系統工藝流程一致，運行穩定性與可靠性均有保證。主要問題是受制于油區光資源條件和光熱系統成本，替代經濟性不佳。

借鑒火電廠和可再生能源大基地的做法，充分利用谷電和風光棄電，把電能轉化為熱能存儲在熔鹽中。在集熱鏡場、熔鹽儲熱系統基礎上增加電極加熱熔鹽裝置，實現太陽能集熱系統耦合電極加熱系統對熔鹽進行加熱。充分利用罐容提高儲熱規模，增加供汽規模，利用谷電和棄電也降低了蒸汽成本。表3是CS-SGS系統與增加一套40 MW電熔鹽加熱系統方案對比。后者集熱量增加158%，儲熱系統容量由132 MW·h增加到300 MW·h，對應儲熱時長由6 h增長到14 h。年產蒸汽量由每年8.2×104 t增長到21.2×104 t，噸蒸汽成本從240元降低到174元。

表3 CS-SGS系統增加電熔鹽加熱器前后參數對比

本方案利用白天光熱資源和夜間谷電資源，在熔鹽儲熱系統罐容基礎上增加一定儲熱容量，可實現較大規模的穩定供汽，具體耦合配置方案可根據現場蒸汽需求確定。當前在開展光伏、風電等可再生能源供能設施建設，當風光發電發展到一定階段必將面臨可再生能源電力消納、電網調峰和棄電之間的問題。在開展光熱制蒸汽替代天然氣注汽鍋爐方案基礎上增加電加熱器配置，利用棄電/谷電開展熔鹽儲熱，既解決棄電問題，又得到油田作業區需要的綠色熱能，同時增加用戶側負荷調節能力，起到一舉多得的作用。

4、大規模開發的稠油作業區光熱解決方案

前述兩個方案主要針對已開發的稠油作業區開展以熱替熱的可再生能源供能替代。對于大規模新上產能的稠油作業區，則需要系統性配置低碳供能解決方案，在保障供能的基礎上做好與新能源的融合發展，并兼顧經濟性要求。為此提出光熱/光伏耦合燃機熱電聯產方案，可在最大限度上滿足新上產能的作業區清潔用電、用熱的需求。基于以下指導原則開展低碳供能方案的配置。

①同一地區光資源的變化情況與光熱制蒸汽與光伏發電出力變化曲線基本一致。

②燃機熱電聯產技術成熟，屬于清潔供能，其供熱與發電出力隨燃機負荷變化可同步快速調整。

③耦合光熱、光伏與燃機實現熱電聯產匹配。白天通過太陽能為油田提供無碳蒸汽與電力，燃機熱電聯產機組作為調峰以及夜間基荷供應，削峰填谷起到可再生能源的壓艙石作用。

太陽能、天然氣、風能等一次能源目前主要是通過高溫光熱、燃機熱電聯產、光伏發電、風力發電等技術轉換為二次能源（如蒸汽和電力等）加以利用，轉換流程見圖5。稠油開發的主要用能為蒸汽和電力，因此，可以考慮耦合高溫光熱制蒸汽、光伏發電和燃機熱電聯產等技術，通過多能互補的形式為稠油開發提供蒸汽和電力。

圖5太陽能光熱/光伏耦合燃機實現熱電聯產

新疆油田公司擬開發的某稠油作業區采取太陽，基本運行模式如下。

①白天光熱制蒸汽系統高負荷運行，燃機可采取一臺運行、一臺備用的模式。

②當光熱制蒸汽系統轉為低負荷或停運時，通過增加燃機出力或啟動另一臺燃機提升供汽能力。

③燃機采取以熱定電的運行方式，耦合光熱制蒸汽系統為作業區提供所需蒸汽，作為供汽調峰，同時兼顧電網調峰。

通過以充分利用太陽能且整體供汽量保持穩定為目標的系統優化，配置了太陽能光熱+燃機熱電聯產耦合供汽的供能設施參數，見表4。

表4光熱/光伏耦合燃機熱電聯產配置方案

通過光熱/光伏耦合燃機熱電聯產方式，實現了對稠油作業區大規模可靠的供能，在維持現有供汽成本的前提下提升供能設施的清潔性并與新能源有效融合。方案配置可根據蒸汽電力需求靈活耦合熔鹽電加熱裝置，配置熔鹽儲熱方式，根據供能規模配置不同規模、數量的燃機。例如對于蒸汽需求在150~200 t/h的作業區，可配置1臺套燃機熱電聯產系統，1套44 MW的CS-DSG系統，或者1~2套耦合電熔鹽加熱器的CS-SGS系統；對于100~150 t/h蒸汽需求的作業區，采取小規模的燃機配置實現熱電匹配。

5、結論與建議

光熱在稠油熱采中的應用是利用高溫太陽能聚光集熱技術將太陽能轉化為熱能，替代燃燒煤炭、天然氣生產高品質蒸汽，用于稠油熱采注汽，實現稠油蒸汽驅油的可再生能源替代。

1）對于已開發區塊特別是采用SAGD開發方式的稠油作業區，利用形成地下汽腔的儲熱能力，現階段優先考慮采用CS-DSG技術，耦合現有注汽鍋爐聯合供汽，井口變流量注汽方式。

2）對于蒸汽驅或蒸汽吞吐開發方式的稠油作業區，依托周邊風電光伏產生的綠電、棄電以及谷電資源，采用CS-SGS技術，耦合高溫聚光集熱與電加熱，匹配熔鹽儲熱系統生產蒸汽，在降低蒸汽成本基礎上實現可再生能源連續為稠油開采提供蒸汽。

3）對于新上產能稠油作業區，結合國家對建設油氣與太陽能同步開發綜合利用示范工程的要求及新疆油田上產規劃，利用光熱制蒸汽+光伏發電耦合燃機熱電聯產的方式為油田提供綠色、清潔、低碳的蒸汽與電力供應。

4）光熱制蒸汽成本已經接近傳統燃氣注汽鍋爐的蒸汽成本，隨著光熱制蒸汽系統成本降低與技術進步，預計未來3～5年光熱制蒸汽成本將與天然氣注汽鍋爐制汽成本持平，光熱制蒸汽在稠油熱采中的應用具有廣闊的發展前景。