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概述

世界稠油資源量達1.4萬億噸，年產(chǎn)油6.53億噸，探明儲量8150億噸，約占全球石油剩余探明儲量的70%，主要分布在委內(nèi)瑞拉、加拿大等國家。我國稠油資源量約有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，導致其開采成本高、單位能耗和碳排放高，潛在的商業(yè)價值有待深入挖掘，是21世紀最具前景的接替資源。

稠油溫度敏感性強（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。按照我國降碳、替碳和固碳的“雙碳”目標發(fā)展路徑，可通過生物質(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)有燃氣注汽鍋爐。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。

而太陽能光熱是“以熱替熱”的重要清潔替代途徑，稠油熱采通過高溫光熱技術(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

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)的潛力越來越大。

（1）成本下降。

根據(jù)國際可再生能源機構(gòu)（IRENA）分析，2021年太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的全球加權(quán)平均單位造價為4746美元/kW，比2010年下降50%。日鏡成本對單位造價有重要影響。2021年，定日鏡安裝后成本是140美元/m2，美國能源部（DOE）的目標是2030年降低到50美元/m2。

根據(jù)中國太陽能熱發(fā)電行業(yè)藍皮書（2022）預(yù)測的塔式光熱電站各子系統(tǒng)絕對下降值及塔式光熱電站的成本構(gòu)成，預(yù)測到2030年整個太陽島成本下降率為23.1%、年均下降率為3%。

以50MW塔式光熱電站為例，太陽島占據(jù)其成本構(gòu)成主要部分，比例超過一半以上。其次為儲熱系統(tǒng)和熱力發(fā)電島投資。

（2）效率提升

根據(jù)中國太陽能熱發(fā)電行業(yè)藍皮書（2022）測算，聚光、吸熱及熱功轉(zhuǎn)換過程是構(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)換過程的效率，尤其是熱功轉(zhuǎn)換過程的效率。

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1.9%。

（3）多能耦合

光熱電站在多能互補系統(tǒng)中可發(fā)揮重要耦合作用，通過配置儲熱系統(tǒng)可調(diào)峰，減少棄風棄光，提高新能源消納能力；光熱制蒸汽可與燃氣鍋爐耦合，實現(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熱能力，優(yōu)先考慮耦合現(xiàn)有的燃氣注汽鍋爐，采用非連續(xù)供汽的光熱供汽方式；對于蒸汽驅(qū)和吞吐可考慮帶儲能的連續(xù)供汽方式。新區(qū)可采用光熱直接產(chǎn)汽（非連續(xù)）耦合燃機熱電聯(lián)產(chǎn)的方式，與產(chǎn)能同時建設(shè)。

（1）老區(qū)非連續(xù)產(chǎn)汽光熱解決方案（無儲能）

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年啟動風城油田重37井區(qū)高溫光熱利用先導試驗項目，優(yōu)選小定日鏡塔式聚光集熱技術(shù)，利用SAGD地下汽腔的儲熱能力，采用光熱直接產(chǎn)蒸汽（DSG）與注汽鍋爐耦合運行方式，實現(xiàn)對井區(qū)的穩(wěn)定供汽。項目占地15公頃，吸熱器功率26MWt，額定產(chǎn)汽量36t/h，年產(chǎn)汽量5.2萬噸。

（2）老區(qū)非連續(xù)產(chǎn)汽光熱解決方案（帶儲能）

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

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

（3）新區(qū)連續(xù)產(chǎn)汽光熱解決方案（無儲能）

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

燃機采取以熱定電方式，提供蒸汽基本負荷，并為光熱鍋爐進行調(diào)峰；白天光熱鍋爐在高負荷下運行，燃機可采取一臺運行、一臺備用的模式；當光熱鍋爐轉(zhuǎn)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；燃機熱電聯(lián)產(chǎn)機組不僅僅為供汽調(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

（1）基準情景

基于國內(nèi)外政治、經(jīng)濟以及環(huán)保減碳的大環(huán)境，天然氣價格呈現(xiàn)小幅提升的情景，對油田自用天然氣成本按每年5%遞增，碳交易按照5%增長考慮。綜合光熱效率增長、建設(shè)成本下降因素，預(yù)計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）強化政策情景

基于國內(nèi)外政治、經(jīng)濟以及環(huán)保減碳的大環(huán)境，天然氣價格呈現(xiàn)小幅提升的情景，對油田自用天然氣成本按每年10%遞增，碳交易按照10%增長考慮；綜合光熱效率增長、建設(shè)成本下降因素，預(yù)計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）。