樊玉新1，李泓洲2，段胜男1，顾鹏程2，任宁1

1.新疆油田分公司工程技术研究院（监理公司）

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区开展高温光热制蒸汽与注汽锅炉耦合的先导试验，为稠油蒸汽辅助重力泄油（SAGD）开发提供低碳高品质蒸汽。先导试验的开展对油气勘探开发与新能源技术的融合具有先行示范意义。“双碳”目标下新疆油田公司稠油生产面临减少天然气消耗，降低二氧化碳排放的挑战。结合太阳能聚光集热技术、绿电+电极熔盐加热技术、高温储热技术，提出不同场景下浅层稠油开采中注汽工艺的新能源供能配置方案。为太阳能高温光热技术在新疆油田稠油作业区规模化应用提供了具体思路与解决方法，在减少自用天然气的同时尽可能降低蒸汽成本，对稠油油田低碳可持续开发具有重要指导意义。

关键词：太阳能聚光集热；熔盐储热；超稠油；直接产蒸汽；连续产蒸汽；低碳开发

中图分类号：TE345文献标识码：A

准噶尔盆地蕴藏丰富的石油和天然气资源，其中盆地西北缘是浅层超稠油富集带，具有埋深浅、溶解气量小、天然驱动能量弱、黏度特别高的特点。通过对稠油油藏注入高温高压蒸汽，降低稠油黏度增加流动性是开发浅层超稠油的有效方法。目前主要通过燃烧煤炭、天然气等化石燃料生产蒸汽，能源消耗高。据统计，注汽系统能耗约占稠油生产总能耗的98.6%。

国家能源局近期提出油气勘探开发要与新能源融合发展，要求加大油气勘探开发与新能源融合的技术创新攻关力度。新疆维吾尔自治区也大力提倡绿色生产，特别要加快煤炭、石油、化工三大重点行业的低碳转型。因此，充分利用新疆地区丰富的太阳能资源，通过聚光集热及储热技术，实现油气生产过程的清洁化供热，助力低碳油气开发。

1、太阳能高温光热制蒸汽技术概述

太阳能聚光集热技术主要应用于太阳能热发电领域。在稠油蒸汽驱油开采方面美国、阿曼都曾开展过太阳能光热制蒸汽示范项目。其中2010年阿曼建成Miraah 7 MW示范装置（北纬23º），采用封闭式槽式光热系统，日产蒸汽达50 t；美国雪佛龙公司在加州科林纳（北纬36º）建设29 MW光热制蒸汽示范装置，采用塔式集热技术，2011—2014年运行效果良好。新疆油田公司正在某井区开展高温光热耦合注汽锅炉联合供蒸汽的先导试验项目。该井区地处北纬46º，每年日照时长达2 637 h，多年太阳能平均法向直接辐射量（DNI）1 360 kW·h/m²，光资源呈现冬夏季分布不均匀的特点，为此选取聚光比高的塔式光热技术路线。采用北镜场布置提高镜场余弦效率，以软化清水作为集热介质直接在吸热器中生成蒸汽。采取与注汽锅炉耦合运行方式，不设置地面储热设施，利用SAGD采油工艺形成的地下汽腔作为缓冲，平抑光资源变化对蒸汽量波动造成的影响，项目效果图见图1。

图1某井区高温光热制蒸汽试验项目效果图

项目配置的高温光热直接制蒸汽（CS-DSG）系统可分为聚光集热系统、水工质吸热器（蒸汽发生系统）、汽水系统和电气及热工控制系统等。聚光集热系统收集太阳能，反射太阳光并聚焦至吸热器，利用太阳能辐射热加热吸热器内的水工质，给水进入吸热器的蒸发段、汽包和过热器后形成高品质过热蒸汽。CS-DSG系统工艺流程见图2。

图2 CS-DSG系统工艺流程

时蒸汽出力受到影响，增加高温熔盐储热系统并配置蒸汽发生器后可平抑光资源波动造成的蒸汽出力影响。配置储热装置的高温光热连续制蒸汽（CSSGS）系统工艺流程见图3。

CS-SGS系统增加了储热装置，以熔盐作为吸热和储热介质，采用冷、热盐罐的双罐储热方式，并配套熔盐-蒸汽发生系统。加热后的熔盐从热盐罐进入蒸汽发生器与水工质进行换热，把给水加热成过热蒸汽，换热后的熔盐回到冷盐罐中并通过冷盐泵送入吸热塔吸收太阳能，太阳能以显热的方式存储在热盐中。

图3 CS-SGS系统工艺流程

高温熔盐储热技术在太阳能热发电行业应用至今已有数十年时间，是当前主流的高温储热技术。熔盐一般具有良好的热稳定性、高潜热值以及低蒸气压，相比导热油、液态金属等储热介质价格便宜且储量丰富。在太阳能热发电熔盐系统中，使用最多的是硝基型的二元熔盐，即太阳盐（60%NaNO3+40%KNO3），熔点220℃，分解温度575℃；化工领域使用较多的熔盐是三元硝基盐，即HITEC盐（7%NaNO3+53%KNO3+40%NaNO2），熔点142℃，分解温度450℃。虽然太阳能聚光集热技术和高温熔盐储热技术成熟，但单位投资较高，受当地光资源影响，在新疆油田替代天然气制蒸汽尚存在经济性不佳的问题。以新疆油田某井区光热先导试验项目为例，增加熔盐储热系统测算的蒸汽成本要比不带储热系统的光热直接产蒸汽系统高100元/t。考虑到阴雨天影响，要做到连续供能须进一步增加储热规模。

北疆地区风、光可再生能源丰富，新疆油田公司正开展以风电、光伏为主体的新能源发电设施建设，可考虑将生产的绿电转化为热能储存在熔盐系统中。在太阳能聚光集热+熔盐储热系统基础上增加熔盐电加热炉，利用白天风光弃电和夜间谷电加热熔盐，合理利用储热系统容量，提升储能规模，在降低供汽成本的同时也减少了油区周边风光新能源的弃电。

电加热炉根据加热原理不同，可分为电阻式、电磁式和电极式等不同型式。电阻式加热方式采用低电压输入，适用于单台功率较小（<3 MW）的电加热炉，在加热熔盐过程中电热管表面形成的局部高温会造成熔盐分解变性和局部传热恶化。电磁式加热方式存在电转磁转热过程中有用功下降，整体能量转换效率降低的问题，通常电磁加热综合效率低于90%。熔盐电极加热方式可较好地解决电阻式与电磁式技术在大容量熔盐加热中存在的问题。熔盐本身就是电阻，不会存在发热不均和局部过热的情况；电极加热效率能达到99%以上，输入高电压提升单台功率，适合大规模电加热。

《中国太阳能热发电行业蓝皮书2022》指出，降低聚光器成本和提高聚光镜场效率一直是推进太阳能光热发电的重大课题。全球太阳能热发电的平准化度电成本（LCOE）从2010年0.358美元/（kW·h）降低到2020年0.114美元/（kW·h），十年下降70%。该报告预测，到2030年塔式光热电站太阳岛成本将下降23.1%，年均成本下降率3%。聚光、吸热及热功转换过程是构成系统能量和效率损失的主要部分，约占总损失的97%。因此提高太阳能热发电效率的关键在于提高集热及热功转换过程的效率。据保守估计，到2030年聚光集热系统光热转换效率可提升14%，年均增长1.9%。具体体现在定日镜清洁技术、云预测技术、定日镜镜面工艺、镜场排布工艺、截断效率优化以及吸热器涂层等方面的技术提升与系统优化。受益于未来高温光热技术的提升和成本的下降，高温光热在稠油热采的应用具有广阔的发展前景。

结合新疆油田公司稠油生产规模以及未来开发规划，依托当地可再生能源禀赋并根据项目边界条件约束，针对三种不同稠油开采场景提出太阳能光热供热解决方案，在保障供能和蒸汽品质基础上以蒸汽成本最低为目标开展方案对比分析。

2、光热非连续产汽解决方案

稠油热采工艺主要分为蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD和驱泄复合（VHSD）等方式，其基本原理是通过往油层注入高干度或过热蒸汽加热油层，从而降低稠油黏度、增加稠油流动性，以便于采油举升和输送。

SAGD开采过程中，主要依靠湿饱和蒸汽的汽化潜热加热油藏，给原油的热量传递以热传导为主，对流为辅。开发至一定阶段，泄油后形成的地下蒸汽腔横向扩展，相邻井间蒸汽腔实现连通，地下发育形成的蒸汽腔具有良好储热条件。试验发现，当采用变流量注入蒸汽时，最终采收率、突破时间、产油高峰期与持续稳定注汽的生产效果几乎相同。

采用SAGD工艺开发的稠油作业区可采用高温光热直接制蒸汽（CS-DSG）系统与注汽锅炉耦合运行的方式开展光热制蒸汽，通过变流量注入蒸汽。为分析不同镜场规模对应的光热制蒸汽成本，分别选取20 t/h、36 t/h、66 t/h、200 t/h四种光热制蒸汽出力方案开展集热镜场布置与系统匹配分析。结果表明，随着集热镜场的规模增加单位投资成本呈现下降趋势，成本降低主要得益于光热制蒸汽系统的规模效应。但当镜场规模增长到一定程度，系统光热转化效率有所降低，造成集热量减少，蒸汽产量也相应减少，折算全生命周期的吨蒸汽投资成本反而上升。具体方案参数对比见表1。

表1不同规模CS-DSG系统参数对比

表1中方案三的经济性最佳，产汽量66 t/h，吨蒸汽成本140元，每年预计可节省天然气6.83×106m3，减排二氧化碳1.475×104 t。

为提高镜场的光学效率和土地利用率，优化镜场采用非圆形镜场布置，镜场布置见图4。

图4太阳能集热镜场布置及余弦效率分布

通过镜场布置优化，整体余弦效率提升至79.33%。CS-DSG技术直接将太阳光辐射热转化为工质的热能，其光热转化效率要比光伏发电+电锅炉制蒸汽高很多。对比相近产汽量的光热制蒸汽方案与光伏发电+电锅炉方案（表2）后发现：①年集热量相近、产汽量接近，光热镜场占地只有光伏阵列占地的1/4；②CS-DSG系统单位造价约为光伏+电锅炉制汽系统单位造价的85%；③光热转化效率比光电转化效率高1倍。以上差别主要是由于太阳能光热转化效率可以达到40%~50%，而太阳能光电转化效率只有20%多；光伏发电一般采用固定支架，为避免过度遮挡，阵列间距较大。

表2 CS-DSG系统与光伏发电+电锅炉制蒸汽方案参数对比

综合上述对比分析，对于采用SAGD工艺且已开发一段时间的稠油作业区，可采用CS-DSG系统与现有注汽锅炉耦合运行，以较低成本实现可再生能源替代部分天然气。

3、光热连续产汽解决方案

相比SAGD工艺，稠油热采的其它工艺对蒸汽连续稳定性要求相对较高，或需要对现有注汽锅炉实现可再生能源全部替代，该场景下应考虑采用高温光热连续制蒸汽（CS-SGS）方案。CS-SGS系统包括聚光集热系统、熔盐工质吸热器、熔盐储热系统、熔盐蒸汽发生系统、汽水系统及电气及热工控制系统，相比CS-DSG增加了熔盐储热系统和熔盐蒸汽发生系统，这与光热发电前端产汽系统工艺流程一致，运行稳定性与可靠性均有保证。主要问题是受制于油区光资源条件和光热系统成本，替代经济性不佳。

借鉴火电厂和可再生能源大基地的做法，充分利用谷电和风光弃电，把电能转化为热能存储在熔盐中。在集热镜场、熔盐储热系统基础上增加电极加热熔盐装置，实现太阳能集热系统耦合电极加热系统对熔盐进行加热。充分利用罐容提高储热规模，增加供汽规模，利用谷电和弃电也降低了蒸汽成本。表3是CS-SGS系统与增加一套40 MW电熔盐加热系统方案对比。后者集热量增加158%，储热系统容量由132 MW·h增加到300 MW·h，对应储热时长由6 h增长到14 h。年产蒸汽量由每年8.2×104 t增长到21.2×104 t，吨蒸汽成本从240元降低到174元。

表3 CS-SGS系统增加电熔盐加热器前后参数对比

本方案利用白天光热资源和夜间谷电资源，在熔盐储热系统罐容基础上增加一定储热容量，可实现较大规模的稳定供汽，具体耦合配置方案可根据现场蒸汽需求确定。当前在开展光伏、风电等可再生能源供能设施建设，当风光发电发展到一定阶段必将面临可再生能源电力消纳、电网调峰和弃电之间的问题。在开展光热制蒸汽替代天然气注汽锅炉方案基础上增加电加热器配置，利用弃电/谷电开展熔盐储热，既解决弃电问题，又得到油田作业区需要的绿色热能，同时增加用户侧负荷调节能力，起到一举多得的作用。

4、大规模开发的稠油作业区光热解决方案

前述两个方案主要针对已开发的稠油作业区开展以热替热的可再生能源供能替代。对于大规模新上产能的稠油作业区，则需要系统性配置低碳供能解决方案，在保障供能的基础上做好与新能源的融合发展，并兼顾经济性要求。为此提出光热/光伏耦合燃机热电联产方案，可在最大限度上满足新上产能的作业区清洁用电、用热的需求。基于以下指导原则开展低碳供能方案的配置。

①同一地区光资源的变化情况与光热制蒸汽与光伏发电出力变化曲线基本一致。

②燃机热电联产技术成熟，属于清洁供能，其供热与发电出力随燃机负荷变化可同步快速调整。

③耦合光热、光伏与燃机实现热电联产匹配。白天通过太阳能为油田提供无碳蒸汽与电力，燃机热电联产机组作为调峰以及夜间基荷供应，削峰填谷起到可再生能源的压舱石作用。

太阳能、天然气、风能等一次能源目前主要是通过高温光热、燃机热电联产、光伏发电、风力发电等技术转换为二次能源（如蒸汽和电力等）加以利用，转换流程见图5。稠油开发的主要用能为蒸汽和电力，因此，可以考虑耦合高温光热制蒸汽、光伏发电和燃机热电联产等技术，通过多能互补的形式为稠油开发提供蒸汽和电力。

图5太阳能光热/光伏耦合燃机实现热电联产

新疆油田公司拟开发的某稠油作业区采取太阳，基本运行模式如下。

①白天光热制蒸汽系统高负荷运行，燃机可采取一台运行、一台备用的模式。

②当光热制蒸汽系统转为低负荷或停运时，通过增加燃机出力或启动另一台燃机提升供汽能力。

③燃机采取以热定电的运行方式，耦合光热制蒸汽系统为作业区提供所需蒸汽，作为供汽调峰，同时兼顾电网调峰。

通过以充分利用太阳能且整体供汽量保持稳定为目标的系统优化，配置了太阳能光热+燃机热电联产耦合供汽的供能设施参数，见表4。

表4光热/光伏耦合燃机热电联产配置方案

通过光热/光伏耦合燃机热电联产方式，实现了对稠油作业区大规模可靠的供能，在维持现有供汽成本的前提下提升供能设施的清洁性并与新能源有效融合。方案配置可根据蒸汽电力需求灵活耦合熔盐电加热装置，配置熔盐储热方式，根据供能规模配置不同规模、数量的燃机。例如对于蒸汽需求在150~200 t/h的作业区，可配置1台套燃机热电联产系统，1套44 MW的CS-DSG系统，或者1~2套耦合电熔盐加热器的CS-SGS系统；对于100~150 t/h蒸汽需求的作业区，采取小规模的燃机配置实现热电匹配。

5、结论与建议

光热在稠油热采中的应用是利用高温太阳能聚光集热技术将太阳能转化为热能，替代燃烧煤炭、天然气生产高品质蒸汽，用于稠油热采注汽，实现稠油蒸汽驱油的可再生能源替代。

1）对于已开发区块特别是采用SAGD开发方式的稠油作业区，利用形成地下汽腔的储热能力，现阶段优先考虑采用CS-DSG技术，耦合现有注汽锅炉联合供汽，井口变流量注汽方式。

2）对于蒸汽驱或蒸汽吞吐开发方式的稠油作业区，依托周边风电光伏产生的绿电、弃电以及谷电资源，采用CS-SGS技术，耦合高温聚光集热与电加热，匹配熔盐储热系统生产蒸汽，在降低蒸汽成本基础上实现可再生能源连续为稠油开采提供蒸汽。

3）对于新上产能稠油作业区，结合国家对建设油气与太阳能同步开发综合利用示范工程的要求及新疆油田上产规划，利用光热制蒸汽+光伏发电耦合燃机热电联产的方式为油田提供绿色、清洁、低碳的蒸汽与电力供应。

4）光热制蒸汽成本已经接近传统燃气注汽锅炉的蒸汽成本，随着光热制蒸汽系统成本降低与技术进步，预计未来3～5年光热制蒸汽成本将与天然气注汽锅炉制汽成本持平，光热制蒸汽在稠油热采中的应用具有广阔的发展前景。