概述

世界稠油資源量達(dá)1.4萬(wàn)億噸，年產(chǎn)油6.53億噸，探明儲(chǔ)量8150億噸，約占全球石油剩余探明儲(chǔ)量的70%，主要分布在委內(nèi)瑞拉、加拿大等國(guó)家。我國(guó)稠油資源量約有198.7億噸，現(xiàn)已探明近40億噸，每年產(chǎn)量近2000萬(wàn)噸，占總產(chǎn)量的10%，開發(fā)潛力巨大。但因稠油原油粘度大、密度高，導(dǎo)致其開采成本高、單位能耗和碳排放高，潛在的商業(yè)價(jià)值有待深入挖掘，是21世紀(jì)最具前景的接替資源。

稠油溫度敏感性強(qiáng)（溫度增加10℃，黏度降低約50%）。注蒸汽熱降黏是開采最主要的手段。按照我國(guó)降碳、替碳和固碳的“雙碳”目標(biāo)發(fā)展路徑，可通過(guò)生物質(zhì)能、光熱、井下綠電加熱、電鍋爐等生產(chǎn)綠色低碳的蒸汽，替代現(xiàn)有燃?xì)庾⑵仩t。其中，生物質(zhì)摻燒是現(xiàn)行技術(shù)條件下部分替代燃煤的有效途徑，基于綠電的電鍋爐和井下電加熱也是清潔替代方式之一。

而太陽(yáng)能光熱是“以熱替熱”的重要清潔替代途徑，稠油熱采通過(guò)高溫光熱技術(shù)產(chǎn)生蒸汽，并可耦合現(xiàn)有的注汽鍋爐以及配合變量注汽工藝。

01

油田光熱制蒸汽發(fā)展趨勢(shì)

近年，成本下降、效率提升以及多能耦合發(fā)展使光熱應(yīng)用于稠油開發(fā)的潛力越來(lái)越大。

（1）成本下降。

根據(jù)國(guó)際可再生能源機(jī)構(gòu)（IRENA）分析，2021年太陽(yáng)能熱發(fā)電系統(tǒng)的全球加權(quán)平均單位造價(jià)為4746美元/kW，比2010年下降50%。日鏡成本對(duì)單位造價(jià)有重要影響。2021年，定日鏡安裝后成本是140美元/m2，美國(guó)能源部（DOE）的目標(biāo)是2030年降低到50美元/m2。

根據(jù)中國(guó)太陽(yáng)能熱發(fā)電行業(yè)藍(lán)皮書（2022）預(yù)測(cè)的塔式光熱電站各子系統(tǒng)絕對(duì)下降值及塔式光熱電站的成本構(gòu)成，預(yù)測(cè)到2030年整個(gè)太陽(yáng)島成本下降率為23.1%、年均下降率為3%。

以50MW塔式光熱電站為例，太陽(yáng)島占據(jù)其成本構(gòu)成主要部分，比例超過(guò)一半以上。其次為儲(chǔ)熱系統(tǒng)和熱力發(fā)電島投資。

（2）效率提升

根據(jù)中國(guó)太陽(yáng)能熱發(fā)電行業(yè)藍(lán)皮書（2022）測(cè)算，聚光、吸熱及熱功轉(zhuǎn)換過(guò)程是構(gòu)成系統(tǒng)能量和效率損失的主要部分，占總損失的97%。因此，提高光熱發(fā)電效率關(guān)鍵在于提高集熱及熱功轉(zhuǎn)換過(guò)程的效率，尤其是熱功轉(zhuǎn)換過(guò)程的效率。

據(jù)估算，光熱發(fā)電系統(tǒng)效率可提升12%-27%；到2030年聚光集熱系統(tǒng)光熱轉(zhuǎn)換效率可提升14%，年均增長(zhǎng)1.9%。

（3）多能耦合

光熱電站在多能互補(bǔ)系統(tǒng)中可發(fā)揮重要耦合作用，通過(guò)配置儲(chǔ)熱系統(tǒng)可調(diào)峰，減少棄風(fēng)棄光，提高新能源消納能力；光熱制蒸汽可與燃?xì)忮仩t耦合，實(shí)現(xiàn)稠油低碳開采。

02

油田光熱制蒸汽技術(shù)路線

采用SAGD開發(fā)方式的稠油老區(qū)，可利用地下汽腔的儲(chǔ)熱能力，優(yōu)先考慮耦合現(xiàn)有的燃?xì)庾⑵仩t，采用非連續(xù)供汽的光熱供汽方式；對(duì)于蒸汽驅(qū)和吞吐可考慮帶儲(chǔ)能的連續(xù)供汽方式。新區(qū)可采用光熱直接產(chǎn)汽（非連續(xù)）耦合燃機(jī)熱電聯(lián)產(chǎn)的方式，與產(chǎn)能同時(shí)建設(shè)。

（1）老區(qū)非連續(xù)產(chǎn)汽光熱解決方案（無(wú)儲(chǔ)能）

作為稠油生產(chǎn)SAGD（蒸汽輔助重力泄油技術(shù)）工藝注汽鍋爐供汽的替代方案，與注汽鍋爐耦合運(yùn)行，采取變流量蒸汽注入方式用于井區(qū)。

新疆油田2022年啟動(dòng)風(fēng)城油田重37井區(qū)高溫光熱利用先導(dǎo)試驗(yàn)項(xiàng)目，優(yōu)選小定日鏡塔式聚光集熱技術(shù)，利用SAGD地下汽腔的儲(chǔ)熱能力，采用光熱直接產(chǎn)蒸汽（DSG）與注汽鍋爐耦合運(yùn)行方式，實(shí)現(xiàn)對(duì)井區(qū)的穩(wěn)定供汽。項(xiàng)目占地15公頃，吸熱器功率26MWt，額定產(chǎn)汽量36t/h，年產(chǎn)汽量5.2萬(wàn)噸。

（2）老區(qū)非連續(xù)產(chǎn)汽光熱解決方案（帶儲(chǔ)能）

該方案適用于稠油生產(chǎn)的不同工藝注汽鍋爐替代，可實(shí)現(xiàn)獨(dú)立連續(xù)供汽，無(wú)需與注汽鍋爐耦合。該方案需要考慮設(shè)置儲(chǔ)熱系統(tǒng)，包括集熱系統(tǒng)、儲(chǔ)熱系統(tǒng)、蒸汽發(fā)生器（SGS）。

可采用熔鹽、導(dǎo)熱油或者水作為傳熱介質(zhì)，吸收熱量后傳熱介質(zhì)與熔鹽或其它儲(chǔ)熱介質(zhì)進(jìn)行換熱，把熱能存儲(chǔ)在儲(chǔ)熱系統(tǒng)中，儲(chǔ)熱介質(zhì)與水工質(zhì)換熱產(chǎn)生蒸汽。另外可在光熱+熔鹽儲(chǔ)熱的基礎(chǔ)上，增加熔鹽電加熱系統(tǒng)，利用谷電提高儲(chǔ)熱容量，降低供汽成本。

（3）新區(qū)連續(xù)產(chǎn)汽光熱解決方案（無(wú)儲(chǔ)能）

該方案適用于稠油新上產(chǎn)能區(qū)的供能解決方案，通過(guò)光熱/光伏耦合燃機(jī)熱電聯(lián)產(chǎn)設(shè)施，可最大限度實(shí)現(xiàn)清潔用電、用熱。

燃機(jī)采取以熱定電方式，提供蒸汽基本負(fù)荷，并為光熱鍋爐進(jìn)行調(diào)峰；白天光熱鍋爐在高負(fù)荷下運(yùn)行，燃機(jī)可采取一臺(tái)運(yùn)行、一臺(tái)備用的模式；當(dāng)光熱鍋爐轉(zhuǎn)為低負(fù)荷或停運(yùn)時(shí)，通過(guò)增加燃機(jī)出力或啟動(dòng)另一臺(tái)燃機(jī)提升供汽能力；燃機(jī)熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組不僅僅為供汽調(diào)峰，也可為電網(wǎng)調(diào)峰。

03

油田光熱制蒸汽成本分析預(yù)測(cè)

（1）基準(zhǔn)情景

基于國(guó)內(nèi)外政治、經(jīng)濟(jì)以及環(huán)保減碳的大環(huán)境，天然氣價(jià)格呈現(xiàn)小幅提升的情景，對(duì)油田自用天然氣成本按每年5%遞增，碳交易按照5%增長(zhǎng)考慮。綜合光熱效率增長(zhǎng)、建設(shè)成本下降因素，預(yù)計(jì)2027年前后非連續(xù)產(chǎn)汽光熱的單位蒸汽成本與注汽鍋爐持平（未考慮碳收益）。

（2）強(qiáng)化政策情景

基于國(guó)內(nèi)外政治、經(jīng)濟(jì)以及環(huán)保減碳的大環(huán)境，天然氣價(jià)格呈現(xiàn)小幅提升的情景，對(duì)油田自用天然氣成本按每年10%遞增，碳交易按照10%增長(zhǎng)考慮；綜合光熱效率增長(zhǎng)、建設(shè)成本下降因素，預(yù)計(jì)2026年前非連續(xù)產(chǎn)汽光熱的單位蒸汽成本與注汽鍋爐持平，2028年前連續(xù)產(chǎn)汽光熱的單位蒸汽成本與注汽鍋爐持平（未考慮碳收益）。