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。

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2637 h，多年太阳能平均法向直接辐射量（DNI）1360 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。

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。

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（CS-SGS）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。

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（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。