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概述

世界稠油資(zi)源量(liang)達1.4萬億(yi)噸(dun)，年產(chan)油6.53億(yi)噸(dun)，探(tan)明儲量(liang)8150億(yi)噸(dun)，約占全球石油剩余探(tan)明儲量(liang)的(de)(de)70%，主要分布在委內瑞拉、加拿(na)大等國家。我國稠油資(zi)源量(liang)約有198.7億(yi)噸(dun)，現已(yi)探(tan)明近40億(yi)噸(dun)，每年產(chan)量(liang)近2000萬噸(dun)，占總產(chan)量(liang)的(de)(de)10%，開發(fa)潛力巨大。但因稠油原油粘度大、密(mi)度高(gao)，導(dao)致其開采成本高(gao)、單位(wei)能耗(hao)和碳排(pai)放高(gao)，潛在的(de)(de)商業價值有待深入(ru)挖掘，是21世紀最(zui)具前景的(de)(de)接替(ti)資(zi)源。

稠油溫度敏(min)感(gan)性強（溫度增加10℃，黏度降低約(yue)50%）。注(zhu)蒸汽熱(re)降黏是(shi)(shi)開(kai)采最主要的手(shou)段。按照我國降碳(tan)(tan)、替碳(tan)(tan)和固碳(tan)(tan)的“雙碳(tan)(tan)”目(mu)標發展(zhan)路(lu)徑(jing)，可(ke)通(tong)過生物質能、光熱(re)、井下(xia)綠(lv)電(dian)加熱(re)、電(dian)鍋爐(lu)等(deng)生產綠(lv)色低碳(tan)(tan)的蒸汽，替代現(xian)有燃(ran)氣注(zhu)汽鍋爐(lu)。其中，生物質摻燒(shao)是(shi)(shi)現(xian)行技術條件下(xia)部分替代燃(ran)煤的有效途(tu)徑(jing)，基于綠(lv)電(dian)的電(dian)鍋爐(lu)和井下(xia)電(dian)加熱(re)也是(shi)(shi)清(qing)潔替代方(fang)式之一。

而(er)太(tai)陽能光熱(re)是“以熱(re)替熱(re)”的(de)重(zhong)要清潔替代途(tu)徑，稠油熱(re)采通過高溫光熱(re)技術(shu)產生蒸汽(qi)，并可耦合現有的(de)注汽(qi)鍋爐以及配合變量注汽(qi)工藝。

01

油田光熱制蒸汽發展趨勢

近(jin)年，成(cheng)本下(xia)降、效(xiao)率(lv)提升以及多能(neng)耦合發展使光熱應用于稠油開(kai)發的潛力越來(lai)越大。

（1）成本下降。

根據國際可再生能(neng)源機構（IRENA）分析，2021年(nian)太(tai)陽(yang)能(neng)熱發電(dian)系統的全球加權平均單位造價為4746美元(yuan)/kW，比2010年(nian)下(xia)降50%。日鏡成本對單位造價有重要影響。2021年(nian)，定日鏡安裝后成本是140美元(yuan)/m2，美國能(neng)源部（DOE）的目標(biao)是2030年(nian)降低到50美元(yuan)/m2。

根(gen)據中(zhong)國太陽(yang)(yang)能熱(re)發電行業藍皮書（2022）預測(ce)的塔式(shi)光(guang)熱(re)電站(zhan)各(ge)子系統(tong)絕對下降(jiang)值及塔式(shi)光(guang)熱(re)電站(zhan)的成(cheng)本(ben)(ben)構成(cheng)，預測(ce)到2030年整個太陽(yang)(yang)島成(cheng)本(ben)(ben)下降(jiang)率為23.1%、年均下降(jiang)率為3%。

以50MW塔式(shi)光(guang)熱(re)(re)電(dian)站為例，太(tai)陽(yang)島占據(ju)其(qi)成(cheng)本構成(cheng)主要部分(fen)，比例超過一(yi)半以上(shang)。其(qi)次為儲熱(re)(re)系(xi)統(tong)和熱(re)(re)力發電(dian)島投(tou)資(zi)。

（2）效率提升

根據中國(guo)太陽(yang)能熱(re)(re)發(fa)電(dian)行業藍皮書（2022）測(ce)算，聚光、吸熱(re)(re)及熱(re)(re)功轉(zhuan)換過(guo)程是構(gou)成系統能量和效(xiao)率損(sun)失(shi)的主(zhu)要部分，占總損(sun)失(shi)的97%。因此，提高光熱(re)(re)發(fa)電(dian)效(xiao)率關鍵在于提高集熱(re)(re)及熱(re)(re)功轉(zhuan)換過(guo)程的效(xiao)率，尤其是熱(re)(re)功轉(zhuan)換過(guo)程的效(xiao)率。

據估算，光熱(re)發電系統效率可提(ti)升(sheng)12%-27%；到(dao)2030年聚光集熱(re)系統光熱(re)轉換效率可提(ti)升(sheng)14%，年均增長1.9%。

（3）多能耦合

光熱電站在多能(neng)互補系(xi)統(tong)中(zhong)可(ke)發揮重要耦(ou)合作用，通過配置儲熱系(xi)統(tong)可(ke)調(diao)峰，減(jian)少棄風棄光，提(ti)高新能(neng)源消(xiao)納(na)能(neng)力；光熱制蒸汽(qi)可(ke)與燃氣鍋爐耦(ou)合，實現稠(chou)油低碳開采。

02

油田光熱制蒸汽技術路線

采(cai)用(yong)(yong)(yong)SAGD開發方式(shi)(shi)的(de)(de)(de)(de)(de)稠(chou)油老區，可利用(yong)(yong)(yong)地下汽腔的(de)(de)(de)(de)(de)儲(chu)熱能力，優先考慮(lv)耦合現有(you)的(de)(de)(de)(de)(de)燃氣注汽鍋爐(lu)，采(cai)用(yong)(yong)(yong)非連(lian)續供(gong)汽的(de)(de)(de)(de)(de)光熱供(gong)汽方式(shi)(shi)；對于蒸汽驅和(he)吞(tun)吐(tu)可考慮(lv)帶儲(chu)能的(de)(de)(de)(de)(de)連(lian)續供(gong)汽方式(shi)(shi)。新區可采(cai)用(yong)(yong)(yong)光熱直接產汽（非連(lian)續）耦合燃機(ji)熱電聯產的(de)(de)(de)(de)(de)方式(shi)(shi)，與產能同時(shi)建設。

（1）老區非連續產汽光熱解決方案（無儲能）

作為(wei)稠(chou)油(you)生產SAGD（蒸汽(qi)輔助(zhu)重力泄油(you)技(ji)術(shu)）工藝注汽(qi)鍋(guo)(guo)爐(lu)供汽(qi)的(de)替代(dai)方案，與注汽(qi)鍋(guo)(guo)爐(lu)耦合運(yun)行，采取變流量蒸汽(qi)注入方式(shi)用(yong)于井(jing)區(qu)。

新疆油田2022年(nian)啟動風城油田重37井(jing)區高溫光(guang)熱(re)(re)(re)利(li)用(yong)先導試驗項目(mu)，優選小定日鏡塔式聚光(guang)集熱(re)(re)(re)技術，利(li)用(yong)SAGD地(di)下汽腔(qiang)的儲(chu)熱(re)(re)(re)能力(li)，采用(yong)光(guang)熱(re)(re)(re)直接產(chan)蒸汽（DSG）與(yu)注汽鍋爐(lu)耦合運(yun)行(xing)方(fang)式，實現對井(jing)區的穩定供汽。項目(mu)占(zhan)地(di)15公頃，吸熱(re)(re)(re)器功率26MWt，額定產(chan)汽量(liang)36t/h，年(nian)產(chan)汽量(liang)5.2萬噸。

（2）老區非連續產汽光熱解決方案（帶儲能）

該(gai)方案(an)適用于稠油(you)生(sheng)(sheng)產的不(bu)同工藝注汽鍋爐替代，可實現獨(du)立連續供汽，無需與(yu)注汽鍋爐耦合。該(gai)方案(an)需要考慮(lv)設置儲熱系統(tong)，包括集熱系統(tong)、儲熱系統(tong)、蒸(zheng)汽發生(sheng)(sheng)器(qi)（SGS）。

可采(cai)用(yong)熔鹽、導熱(re)(re)油(you)或(huo)者水作為傳熱(re)(re)介質(zhi)，吸收熱(re)(re)量后傳熱(re)(re)介質(zhi)與熔鹽或(huo)其它儲(chu)(chu)熱(re)(re)介質(zhi)進(jin)行(xing)換熱(re)(re)，把熱(re)(re)能存儲(chu)(chu)在儲(chu)(chu)熱(re)(re)系統(tong)中(zhong)，儲(chu)(chu)熱(re)(re)介質(zhi)與水工質(zhi)換熱(re)(re)產生蒸汽。另外可在光熱(re)(re)+熔鹽儲(chu)(chu)熱(re)(re)的基礎上，增加熔鹽電加熱(re)(re)系統(tong)，利用(yong)谷電提(ti)高儲(chu)(chu)熱(re)(re)容(rong)量，降低供汽成本。

（3）新區連續產汽光熱解決方案（無儲能）

該方案適用(yong)于(yu)稠油新上產能(neng)區的供能(neng)解決方案，通過光熱/光伏(fu)耦合燃機熱電聯產設施，可最(zui)大限度實現清潔用(yong)電、用(yong)熱。

燃(ran)機(ji)(ji)采取以熱定電方式，提供蒸汽基本負(fu)荷(he)，并為光(guang)(guang)熱鍋爐進行(xing)調峰；白天(tian)光(guang)(guang)熱鍋爐在高負(fu)荷(he)下運(yun)行(xing)，燃(ran)機(ji)(ji)可(ke)采取一(yi)(yi)臺運(yun)行(xing)、一(yi)(yi)臺備用的模(mo)式；當光(guang)(guang)熱鍋爐轉為低負(fu)荷(he)或(huo)停運(yun)時，通過增加燃(ran)機(ji)(ji)出力(li)或(huo)啟(qi)動另(ling)一(yi)(yi)臺燃(ran)機(ji)(ji)提升供汽能力(li)；燃(ran)機(ji)(ji)熱電聯(lian)產機(ji)(ji)組不僅(jin)僅(jin)為供汽調峰，也可(ke)為電網調峰。

03

油田光熱制蒸汽成本分析預測

（1）基準情景

基于國內外政治、經濟以及環(huan)保減碳的大環(huan)境，天然氣(qi)價(jia)格呈現小幅提升(sheng)的情景，對油田(tian)自用(yong)天然氣(qi)成(cheng)本(ben)按每(mei)年5%遞增(zeng)，碳交易按照(zhao)5%增(zeng)長考慮。綜合(he)光(guang)熱效率增(zeng)長、建(jian)設成(cheng)本(ben)下降(jiang)因素，預(yu)計2027年前(qian)后非連續產汽(qi)光(guang)熱的單位蒸汽(qi)成(cheng)本(ben)與注(zhu)汽(qi)鍋爐持平（未考慮碳收益）。

（2）強化政策情景

基于國內外政治、經濟以及環保減碳(tan)的大環境(jing)，天然氣價格呈(cheng)現小幅(fu)提升(sheng)的情(qing)景，對油田自用天然氣成(cheng)本(ben)按每年10%遞增，碳(tan)交(jiao)易按照10%增長考慮(lv)；綜合光熱(re)效率增長、建設成(cheng)本(ben)下降因素，預計2026年前非連續產汽(qi)(qi)(qi)光熱(re)的單位蒸汽(qi)(qi)(qi)成(cheng)本(ben)與(yu)注(zhu)汽(qi)(qi)(qi)鍋(guo)爐(lu)持平(ping)，2028年前連續產汽(qi)(qi)(qi)光熱(re)的單位蒸汽(qi)(qi)(qi)成(cheng)本(ben)與(yu)注(zhu)汽(qi)(qi)(qi)鍋(guo)爐(lu)持平(ping)（未考慮(lv)碳(tan)收益(yi)）。