杜景龍 黃湘 宋宗坤 王佩明 王濤

（1.中國科學院工程熱物理研究所；2.中國華電工程(集團)有限公司）

一 前言

隨著全球經(jīng)濟的快速發(fā)展，能源的需求量越來越大，常規(guī)的石油資源早已不能滿足人類的需求。稠油、油砂及油頁巖等非常規(guī)石油資源的全球儲量折合常規(guī)石油估計有9000億t之多，主要分布在加拿大、委內(nèi)瑞拉、俄羅斯、中國等國家，在石油需求強勁、油價高起、常規(guī)原油產(chǎn)量下降的背景下，稠油將在未來的石油工業(yè)中扮演重要角色，成為未來石油的重要來源?，F(xiàn)在許多國家正在通過稠油開發(fā)增加產(chǎn)量、測試新技術、投資基礎設施建設等措施，提高稠油資源的開發(fā)水平。在21世紀的未來幾十年，稠油資源的開發(fā)將成為石油開采行業(yè)關注的主要方向。

稠油主要成分是烷烴、芳烴、膠質(zhì)和瀝青，具有高密度和高粘性的特點，常溫下的流動性差，不利于采用常規(guī)方法開采。而溫度對稠油粘度的影響非常大，隨著溫度的上升，稠油的粘度會急劇下降。目前稠油的開采通常采用蒸汽吞吐、汽驅(qū)等熱采技術降低稠油的粘度，提高稠油產(chǎn)量。

太陽能是目前可再生能源開發(fā)利用的重要領域，具有清潔、分布廣泛的特點。近年來隨著太陽能熱發(fā)電技術的發(fā)展，國外已經(jīng)將太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)中的鏡場集熱技術用于稠油的開采過程[1,2]，美國的BrightSource公司和Glasspoint 公司分別采用塔式集熱技術和槽式集熱技術對美國早期部分油田增產(chǎn)，其中BrightSource 公司于2011年9月在美國加州的 Coalinga為雪佛龍公司建設了一座29MW的塔式蒸汽發(fā)生系統(tǒng)(圖1)，直接產(chǎn)生注入油層的合格蒸汽，系統(tǒng)目前運行良好。我國對于稠油熱采技術的開發(fā)利用雖然起步較早，但目前仍采用常規(guī)燃料鍋爐蒸汽發(fā)生系統(tǒng)，只是對太陽能集熱加熱原油輸送系統(tǒng)進行了實驗性研究，目前還沒有太陽能集熱技術用于稠油開采的應用先例。

本文基于槽式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)技術，提出了槽式太陽能集熱技術用于稠油開采的系統(tǒng)模型，并對模型的關鍵技術和經(jīng)濟性進行分析研究；同時根據(jù)我國稠油資源和太陽能資源分布的區(qū)域性特點，對槽式太陽能集熱技術應用于稠油開采中的關鍵問題進行探討。

圖1 太陽能集熱強化稠油開采項目(美國加州科靈卡)

二 太陽能集熱稠油開采技術

1 蒸汽吞吐稠油熱采原理

蒸汽吞吐又叫周期性注汽或循環(huán)注蒸汽法，如圖2所示，在幾周(2～4周)內(nèi)每天向井內(nèi)注入一定量蒸汽，停注后關井數(shù)天使蒸汽凝結(jié)，對油井周圍油層加熱降粘增加稠油流動性，然后開井生產(chǎn)，待產(chǎn)量減至一定限度時，再重復上述過程[3]。

圖2 蒸汽吞吐采油技術

2 太陽能熱發(fā)電技術原理

太陽能熱發(fā)電是利用集熱器將太陽輻射能聚集起來，經(jīng)中間介質(zhì)和換熱器產(chǎn)生高溫高壓蒸汽，驅(qū)動汽輪機并帶動發(fā)電機發(fā)電，主要由集熱系統(tǒng)、熱傳輸系統(tǒng)、蓄熱與熱交換系統(tǒng)和發(fā)電系統(tǒng)組成，如圖3所示。集熱系統(tǒng)是指吸收太陽輻射能并將它轉(zhuǎn)換為熱能的裝置，主要包括集熱器、接收器和跟蹤機構(gòu)等部件。熱傳輸系統(tǒng)通過熱載體持續(xù)地將接收器吸收的太陽輻射能轉(zhuǎn)換為自身的熱能，并輸送到熱交換子系統(tǒng)傳遞給做功介質(zhì)。蓄熱與熱交換系統(tǒng)保證了太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)連續(xù)平穩(wěn)運行，避免受季節(jié)和天氣的影響。蓄熱裝置主要由真空隔熱或隔熱材料包覆的蓄熱器構(gòu)成。發(fā)電系統(tǒng)由熱動力機和發(fā)電機等主要設備組成，熱動力機主要有蒸汽輪機、燃氣輪機、低沸點工質(zhì)汽輪機、斯特林發(fā)動機等。太陽能熱發(fā)電按集熱方式的不同可分為槽式、塔式、碟式和線性菲涅爾式。

圖3 太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)組成

3 太陽能集開采熱稠油系統(tǒng)

稠油熱采過程及輸送保溫過程耗能大，將太陽能集熱技術用于稠油開采代替全部或部分鍋爐負荷，符合我國節(jié)能減排的能源政策和可持續(xù)經(jīng)濟發(fā)展模式。

槽式太陽能直接蒸汽發(fā)生系統(tǒng)(DSG)采用水作工質(zhì)，水在真空管集熱器內(nèi)吸收匯聚的太陽輻射被加熱成蒸汽，避免了中間換熱介質(zhì)。由于直接產(chǎn)生蒸汽槽式系統(tǒng)的蓄熱技術目前還不十分成熟[4，5]，因此在夜間或太陽光照達不到設計要求時仍需采用輔助的燃氣鍋爐。

(1)槽式太陽能蒸汽發(fā)生系統(tǒng)原理

槽式太陽能蒸汽發(fā)生系統(tǒng)是目前太陽能熱利用行業(yè)廣為關注的方向[6，7]。工質(zhì)水在真空管接收器內(nèi)吸收匯聚的太陽能，在鏡場出口直接形成設計參數(shù)的蒸汽，該方案根據(jù)蒸汽形成的機理，主要有三種形式，如圖4所示由上至下依次為直流式、中間加注式和再循環(huán)式。

圖4 槽式直接產(chǎn)蒸汽技術三種基本方案

直流式系統(tǒng)的給水在整個鏡場中由鏡場進口依次經(jīng)過預熱段、蒸發(fā)段，在鏡場出口被加熱成為飽和蒸汽。該系統(tǒng)構(gòu)造簡單，初期投資成本低，整個系統(tǒng)的關鍵在于系統(tǒng)對多相流工況的控制。

中間加注式蒸汽發(fā)生系統(tǒng)的給水在不同區(qū)域被注入槽式集熱鏡場，整個系統(tǒng)設備復雜程度和控制系統(tǒng)的難度都較大，目前采用該方案直接產(chǎn)生蒸汽的系統(tǒng)較少。

再循環(huán)系統(tǒng)在鏡場集熱器蒸發(fā)段的中間段和末端都安裝有汽水分離器，注入蒸發(fā)段的多余水被中間級汽水分離器與蒸汽分離，通過泵被再次輸送到鏡場吸熱器入口再次參與循環(huán)，由中間級汽水分離器分離出的蒸汽被輸送至加熱段二次加熱成飽和蒸汽。該方案由于過量給水參與循環(huán)，增加了汽水分離器及循環(huán)泵等設備的耗能。

(2)DSG稠油開采系統(tǒng)控制原理

控制調(diào)節(jié)系統(tǒng)是DSG整體系統(tǒng)穩(wěn)定運行的關鍵，直接影響到系統(tǒng)的蒸汽流量、溫度和壓力，也是保證DSG系統(tǒng)效率優(yōu)于含中間換熱介質(zhì)系統(tǒng)的核心。

再循環(huán)系統(tǒng)的控制系統(tǒng)如圖5所示，其由蒸發(fā)段集熱器、再熱段集熱器以及重要的反饋系統(tǒng)組成[8～10]。鏡場的反饋控制系統(tǒng)主要調(diào)節(jié):循環(huán)水泵控制，通過調(diào)節(jié)循環(huán)水泵的功率保證循環(huán)水質(zhì)量流量的穩(wěn)定；給水泵控制，通過調(diào)節(jié)給水泵的轉(zhuǎn)速維持給水閥門處壓力降的穩(wěn)定；中間級氣液分離器液位控制，保證分離器水箱的液位處于額定位置；出口蒸汽壓力控制，通過調(diào)節(jié)蒸汽控制閥的開度保持系統(tǒng)出口蒸汽壓力為固定值；出口蒸汽溫度控制，通過在最末端集熱器入口注入適量給水來控制，注水閥控制器對溫度的波動能提供快速的響應。出口蒸汽壓力和溫度的控制是保證蒸汽品質(zhì)的主要控制點。

圖5 再循環(huán)太陽能直接產(chǎn)蒸汽系統(tǒng)圖

直流系統(tǒng)的控制系統(tǒng)如圖6所示，系統(tǒng)主要通過給水泵流量、出口蒸汽壓力和出口蒸汽溫度三個方面調(diào)節(jié)[8～10]:給水泵控制，通過調(diào)節(jié)給水泵的轉(zhuǎn)速維持給水閥門處壓力降的穩(wěn)定；出口蒸汽壓力控制，通過調(diào)節(jié)蒸汽控制閥的開度保持系統(tǒng)出口蒸汽壓力為固定值；出口蒸汽溫度控制，直流式蒸汽發(fā)生系統(tǒng)通過調(diào)節(jié)鏡場入口給水流量和末級鏡場注水量兩個方面來控制出口蒸汽的溫度。直流式蒸汽溫度調(diào)節(jié)對入口參數(shù)的波動較敏感，溫度控制設備較復雜。

三 太陽能集熱開采稠油的可行性

1 我國稠油資源開采現(xiàn)狀

我國稠油資源已探明儲量達16億t，目前在12個盆地發(fā)現(xiàn)了70多個稠油油田，勝利油田地質(zhì)儲量約1.50億t，中原油田約為0.32億t，克拉瑪依油田約0.67億t，見表1。

在我國能源緊缺的今天，稠油資源無疑是我國不可忽視的能源之一。常規(guī)的熱采稠油方法(注蒸汽或火燒油層)都是以消耗部分能源為代價。減少稠油開采及保溫輸送過程中的能量消耗，是目前稠油熱采技術發(fā)展中重點發(fā)展方向。

2 我國的太陽能資源分布

我國擁有豐富的太陽能資源，全國有2/3以上地區(qū)的太陽能資源超過5000MJ/m2，年日照小時數(shù)在2200h以上。按照年總輻照量作為分級指標，我國太陽能資源可分為[11]:極豐富(A)、很豐富(B)、豐富(C)以及一般(D)四個等級[11]。如圖7所示，我國的稠油資源儲藏大部分位于太陽能資源可利用區(qū)域，太陽能集熱稠油開采技術有著良好的先天條件。

表1 我國稠油資源分布

3 太陽能集熱開采稠油可行性及示范工程

圖7 中國太陽能資源及稠油分布圖

我國新疆油田目前稠油年生產(chǎn)能力約400萬t，主要采用蒸汽吞吐和汽驅(qū)兩種開采方式。新疆油田地處亞歐大陸腹地，大部分稠油井區(qū)的地勢平坦，屬于典型溫帶大陸性干旱氣候，具有豐富的光熱資源，降水稀少，蒸發(fā)量大，年均日照2600～3400h，年太陽能總輻射量5000～6490MJ/m2，具備太陽能利用的極佳條件。鑒于豐富的太陽能資源，新疆油田目前開展了太陽能集熱技術預熱鍋爐給水項目，如圖8所示，為下一步DSG稠油開采做技術準備。

圖8 太陽能集熱技術預熱鍋爐給水

該項目采用槽式鏡場集熱技術，使4.5t/h的鍋爐給水流經(jīng)槽式集熱鏡場預熱后，與另一部分18.5t/h的鍋爐給水混合后進入天然氣鍋爐被加熱成飽和蒸汽注入油井。示范項目的技術參數(shù)如下:鏡場設計東西向布置鏡場集熱器面積3950m2，槽式反射鏡面的反射率93%，真空管集熱器的透射率和吸收率分別為93%和95%，鏡場集熱器進出口水溫分別為60℃和330.6℃，鏡場全年提供的加熱量為1.8×1010kJ，新疆油田天然氣熱值35000kJ/m3，燃氣鍋爐效率85%，每年理論上可節(jié)省天然氣約60萬m3，按照1.5元/m3的天然氣價格計算，年節(jié)約天然氣費用90.7萬元，系統(tǒng)年節(jié)省電費6萬元。

由于國內(nèi)太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的核心部件如集熱器，反射鏡等批量化生產(chǎn)的程度還不十分成熟，該項目的建設投資成本如下:反射鏡總價116.5萬元，集熱器部分總造價126.8萬元，鏡場支撐鋼構(gòu)造價90萬元，液壓控制及跟蹤系統(tǒng)總價48.3萬元，鋼結(jié)構(gòu)土建價格約84.5萬元，保溫及泵路系統(tǒng)約80萬元，而整個系統(tǒng)每年可節(jié)約天然氣60.5萬m3，按照當?shù)?.5元/ m3的天然氣價格計算，整個工程的投資回收周期約5.6年。

太陽能集熱稠油開采技術不僅符合溫度對口梯級利用的用能原則，而且將開采過程中節(jié)約的天然氣輸送到我國東部經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)，可更有效地推動經(jīng)濟發(fā)展。集熱器、反射鏡等核心部件實現(xiàn)國產(chǎn)化后，系統(tǒng)造價還有很大的下降空間，隨著常規(guī)石油資源日益緊缺，槽式太陽能集熱稠油開采技術將會擁有廣闊的市場空間。

四 結(jié)論

太陽能集熱稠油開采技術的研究不僅具有重要的理論意義和科學價值，并且耗能少、環(huán)境友好的太陽能集熱開采稠油的技術對我國節(jié)能減排也具有重要意義。

(1)我國稠油資源的分布區(qū)域擁有豐富的太陽能資源，尤其是新疆油田，油田井區(qū)不僅太陽能資源豐富，并且井區(qū)為地勢平坦的戈壁灘，建設太陽能集熱鏡場在利用太陽能的同時減少了地表水分蒸發(fā)，減緩土地的沙化速度，有利于生態(tài)環(huán)境的保護。

(2)將太陽能DSG技術應用于稠油開采，減少了常規(guī)熱采技術中的天然氣消耗，在降低成本的同時，可使高品質(zhì)的天然氣運輸?shù)綎|部能源緊缺地區(qū)，符合溫度對口，梯級利用的能源利用原則。

(3)隨著石油資源的日益減少，低成本地開采稠油技術將越來越受到重視，太陽能集熱開采稠油技術是目前石油行業(yè)重點關注的方向掌握該領域的關鍵技術將對我國石油行業(yè)具有重要的意義。

(4)太陽能集熱稠油開采技術的發(fā)展，將會推動太陽能集熱技術行業(yè)的發(fā)展，對我國太陽能熱發(fā)電行業(yè)的發(fā)展起到促進作用。

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