秦 忠，宋丹戎，秦 操，魏學棟，吳菱艷

(1. 中國核動力研究設計院核反應堆系統(tǒng)設計技術(shù)重點實驗室，四川 成都 610213；

2. 四川大學，四川 成都 610065)

核能的發(fā)現(xiàn)和利用是20世紀人類最偉大的科技成就之一，核能發(fā)電至今已有近70年的發(fā)展歷史。截至2019年年底，全球在運核電機組443臺，總裝機容量392 GW，另有54臺核電機組在建，總裝機容量57 GW。2019年核電為全球供應了2 586.2 TW·h，占全球總發(fā)電量約10%。2019年，11個國家的71臺機組為區(qū)域供暖、工業(yè)供熱和海水淡化等非電力應用提供了相當于2 146.7 GW·h發(fā)電量的熱力支持，88%的熱力由歐洲的57臺機組提供，12%由亞洲的14臺機組提供[1]。核能發(fā)電用途已被公眾廣泛認知和接受，但核能應用對于占能源消耗總量60%的非電應用領(lǐng)域仍是有待開發(fā)的又一片藍海。

我國能源需求壓力巨大，能源供給制約較多，能源生產(chǎn)和消費對生態(tài)環(huán)境損害嚴重。作為石油消費大國，為保持國民經(jīng)濟的可持續(xù)發(fā)展，必須尋求能接替可采輕質(zhì)原油的戰(zhàn)略資源。稠油，國際上稱為重油，作為非常規(guī)油氣資源公認為全球戰(zhàn)略性的接替能源。環(huán)烷基稠油俗稱石油中的“稀土”，是煉制國家緊缺的高端特種油品的主要原料。以優(yōu)質(zhì)環(huán)烷基稠油生產(chǎn)的航空煤油等產(chǎn)品為我國能源安全做出了巨大貢獻。我國稠油資源豐富，預測資源量226億t，已探明地質(zhì)儲量80億t。

常規(guī)方法很難開采稠油油藏。稠油開采具有資源數(shù)量大、難開采、能耗高等特點，是能源消耗大戶。稠油開采為人類帶來能源的同時，本身也消耗大量的能源。目前實施的工業(yè)化經(jīng)濟熱采稠油，大都需要高溫高壓蒸汽，生產(chǎn)這些蒸汽，主要依靠燃煤、燃氣鍋爐，碳排放量大。碳達峰及碳中和的緊迫形勢倒逼能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型，油氣開采行業(yè)面臨節(jié)能減排的艱巨任務。核能稠油熱采是核工業(yè)、石油工業(yè)的跨界技術(shù)創(chuàng)新，為開創(chuàng)核能供熱市場創(chuàng)造良好的應用場景，因此開展核能稠油熱采可行性研究意義重大。

1 稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀

稠油與常規(guī)輕質(zhì)原油相比，稠油粘度高、密度大、流動性差。它不僅增加了開采難度和成本，而且使油田的最終采收率非常低。稠油具有溫敏特性，通常稠油溫度升高10 ℃，其粘度會降低一半。在稠油熱采過程中，油層溫度大幅上升，升高到200 ℃以上后，原油及水受熱膨脹，將產(chǎn)生顯著驅(qū)油效果。稠油熱采是技術(shù)成熟的開采高粘度重質(zhì)原油最為有效的方法。

按照加熱油藏的不同方式，常用的熱力采油方法可分為蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、熱水驅(qū)、火燒油層、蒸汽輔助重力泄油(SAGD)等幾種方法，其中蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)是使用范圍最廣，采出油量最多的方法。常用的熱力采油方法如下。

(1)蒸汽吞吐

蒸汽吞吐開采工藝的主要原理是通過使用蒸汽來提高油田稠油的溫度來增加油藏的流動性從而便于開采。該方法首先向油層注入一定量的高溫蒸汽，關(guān)井燜一段時間，待蒸汽的熱量向油層擴散后，再開井投產(chǎn)，因此對蒸汽需求具有間歇性。

(2)蒸汽驅(qū)

蒸汽驅(qū)采油是指將蒸汽注入到一口或多口井中，將地下粘度較大的稠油加熱降粘，然后在蒸汽蒸餾的作用下，把原油驅(qū)向鄰近多口生產(chǎn)井采出。蒸汽驅(qū)稠油熱采工藝見圖1。蒸汽驅(qū)已經(jīng)成為蒸汽吞吐后提高采收率的有效方法。

圖1 蒸汽驅(qū)稠油熱采工藝Fig.1 Steam drive process of heavy oil thermal recovery

(3)熱水驅(qū)

熱水驅(qū)是一種冷、熱水交替相驅(qū)原油的開采技術(shù)。注熱水比常規(guī)注水提高稠油的采收率的主要原因是熱水驅(qū)提高了地層的溫度，降低了原油的粘度。熱水驅(qū)對稠油開采的總體效果不如注蒸汽顯著，但因其操作簡單，小規(guī)模開采可見應用。

(4)火燒油層

火燒油層又稱火驅(qū)，是最早用與開發(fā)稠油的熱力采油技術(shù)，它是利用油層本身的部分重質(zhì)裂化物作燃料，不斷燃燒生熱，實現(xiàn)提高原油采收率。該項技術(shù)是把氧氣注入油層中，使得油層中的原油著火，則原油層部分會產(chǎn)生熱量熱量，注空氣是向油層提供氧氣的最普通的辦法?；痱?qū)要燒掉一部分原油，主要是原油中的焦碳和瀝青等裂解殘渣，約為原油儲量的10%～15%。

(5)SAGD

SAGD工藝將注汽井注入的蒸汽向上超覆在地層中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上級側(cè)面移動，與油層中的原油輻射熱交換，加熱的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用泄到下面的生產(chǎn)井中產(chǎn)出。蒸汽輔助重力泄油稠油熱采技術(shù)目前處于試驗階段。

在以上主要稠油熱采工藝中，蒸汽驅(qū)是稠油油藏提高采收率的主要方法。目前世界上約有80%以上的熱采產(chǎn)量通過注蒸汽采油法獲得。我國稠油開采90%以上依靠蒸汽吞吐或蒸汽驅(qū)，采收率能達到30%左右。

2 稠油熱采能源需求分析

我國稠油資源量大，動用程度低，在未來石油產(chǎn)量中占比會顯著提高。中石油稠油熱采自20世紀80年代以來，經(jīng)歷了四次技術(shù)創(chuàng)新，目前規(guī)劃稠油年產(chǎn)量在1 100萬～1 200萬t。中石化稠油熱采年產(chǎn)量目前在500萬t左右。

稠油開采，每60萬t稠油產(chǎn)量，需要超500萬t 280 ℃以上蒸汽。截止目前克拉瑪依油田探明地質(zhì)儲量超18億t，其中稠油超12億t?？死斠烙吞锬壳俺碛湍戤a(chǎn)量超450萬t，年注汽量達4 260萬t，生產(chǎn)蒸汽對天然氣、煤、電等能源需求規(guī)模巨大。所需蒸汽壓力因油藏所處地層的深淺、開采時期及輸汽管徑而不同。對于中深層油藏開采初期，需要克服地層壓力及輸汽管線阻力，對蒸汽驅(qū)壓力需求高，鍋爐出口蒸汽壓力可高達9.5 MPa，溫度達280 ℃以上。對于淺層油藏及開采中后期，對蒸汽驅(qū)壓力需求稍低，鍋爐出口蒸汽壓力達6 MPa和230 ℃，蒸汽干度大于70%即可。

3 核能稠油熱采技術(shù)可行性研究

3.1 核能稠油熱采技術(shù)耦合研究

(1)熱源規(guī)模匹配

稠油熱采，不管是早期的蒸汽吞吐、還是近期工業(yè)化規(guī)模應用的蒸汽驅(qū)方案，都需要大量蒸汽。蒸汽吞吐稠油熱采，首先向油層注入一定量的高溫蒸汽，關(guān)井燜一段時間，待蒸汽的熱量向油層擴散后，再開井投產(chǎn)，因此對蒸汽需求具有間歇性。不同于蒸汽吞吐，蒸汽驅(qū)采油對蒸汽需求具有連續(xù)性，蒸汽從注汽井不斷注入，原油從采油井連續(xù)采出。

蒸汽不適宜長距離輸送，稠油熱采需要與之匹配的熱源分布在油田用戶端，區(qū)域性強，對熱源單機容量的需求較小，具有分布式能源特征。在油田用戶端直接部署分布式能源，向油田區(qū)域內(nèi)的用戶同時提供電力、蒸汽和熱水，實現(xiàn)能源梯級綜合利用。

大型壓水堆反應堆單機功率規(guī)模大，需要布置在人口稀少廠址，并需要大型冷卻水源。大型反應堆應急計劃區(qū)面廣范圍大，因此大型反應堆靠近內(nèi)陸油田等工業(yè)園區(qū)部署無疑受地質(zhì)、氣象、水源、單機功率規(guī)模、應急及規(guī)劃限制等諸多障礙。因此在熱源規(guī)模上小型核能的匹配性更好。

(2)生產(chǎn)周期匹配

當前核能在國內(nèi)外均以壓水堆為主流技術(shù)路線，技術(shù)成熟度高，工業(yè)基礎(chǔ)好，運行維護經(jīng)驗豐富，通過核蒸汽供應系統(tǒng)可提供大規(guī)模的蒸汽。油田開采期長，克拉瑪依油田已開采60年以上，目前仍處于穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)階段，油藏儲量充足，而反應堆設計壽命可達60年以上，因此核能稠油熱采在各自生產(chǎn)周期上存在較好的匹配性。

(3)蒸汽參數(shù)匹配

為適應不同的油層、不同的開采時期，并對油藏流動產(chǎn)生驅(qū)動力，更好進行地層油藏的熱擴散交換，稠油熱采對蒸汽參數(shù)的要求存在較大的變化。根據(jù)原油粘度不同，稠油油藏分為普通稠油、特稠油和超稠油三種類型，主要為注蒸汽開發(fā)，所需蒸汽有飽和蒸汽和過熱蒸汽。不同油藏注蒸汽參數(shù)要求見表1。汽源的壓力由輸汽管道長度、管徑、蒸汽流速、注汽井口壓力等因素綜合決定。

表1 稠油熱采注蒸汽參數(shù)Table 1 Steam parameters for heavy oil thermal recovery

采用壓水堆技術(shù)的模塊化小型堆可產(chǎn)生稠油熱采多數(shù)工況所需的中低段蒸汽參數(shù)。對于少數(shù)稠油熱采所需的高段蒸汽參數(shù)，可以使用金屬冷卻堆等作為熱源。由于安全性、經(jīng)濟性和成熟性兼?zhèn)?，模塊化小型堆可以較好匹配稠油熱采多數(shù)蒸汽驅(qū)開采工況的參數(shù)需求。模塊化小型堆核蒸汽供應系統(tǒng)產(chǎn)生的工藝蒸汽經(jīng)分配管網(wǎng)、注汽井輸送至指定的油井地下稠油層，使稠油層溫度升高，原油粘度下降，改善稠油流動性，為稠油開采創(chuàng)造條件。

3.2 稠油熱采核能技術(shù)方案研究

模塊化小型堆安全性好，不需要場外應急，可以靠近用戶部署，是核能技術(shù)發(fā)展的重大變革。擬以中核集團開發(fā)的“玲龍一號”模塊化小型堆作為核能解決方案。

(1)“玲龍一號”用于稠油熱采的技術(shù)方案

“玲龍一號”用于稠油熱采采用蒸汽驅(qū)方案，其核蒸汽汽水循環(huán)工藝流程見圖2。

圖2 “玲龍一號”的稠油熱采核蒸汽汽水循環(huán)工藝流程Fig.2 Steam-water circulation process of ACP100 nuclear steam for heavy oil thermal recovery

“玲龍一號”采用一體化壓水堆技術(shù)，反應堆模塊由反應堆壓力容器、堆內(nèi)構(gòu)件、直流蒸汽發(fā)生器、反應堆冷卻劑泵、控制棒驅(qū)動機構(gòu)、燃料組件和集成式堆頂結(jié)構(gòu)等快速裝配而成，反應堆模塊圖見圖3。反應堆設計壽命為60年，換料周期為24個月，單堆額定熱功率為385 MW。反應堆冷卻劑的工作壓力為15.0 MPa，反應堆冷卻劑進出口溫度分別為286.5 ℃和319.5 ℃，最佳估算流量為10 000 m3/h。

圖3 “玲龍一號”反應堆模塊圖Fig.3 ACP100 small modular reactor

為實現(xiàn)井口注汽參數(shù)達到6.0 MPa，280 ℃，干度大于70%的多數(shù)采油需求，必須提高“玲龍一號”蒸汽發(fā)生器二次側(cè)參數(shù)?？紤]輸配管網(wǎng)的阻力損失，擬將蒸汽發(fā)生器二次側(cè)參數(shù)提升為7 MPa、294 ℃。蒸汽發(fā)生器產(chǎn)生的過熱工藝蒸汽，經(jīng)注汽站分配后，再經(jīng)輸配管網(wǎng)、注汽井輸送至指定的油井地下稠油層，使稠油層溫度升高，原油粘度下降，改善稠油流動性，抽油機通過采油井采出油水混合物。

工藝蒸汽在加熱稠油層后冷凝變成凝結(jié)水，隨油水混合物通過抽油機采出后，經(jīng)油水分離、過濾凈化處理后進行回收。凝結(jié)水初步考慮溫度為55 ℃，經(jīng)油污分離、水質(zhì)調(diào)節(jié)處理、二次精濾處理后，經(jīng)低壓加熱至140 ℃，送至除氧器，再經(jīng)主給水泵加壓、給水調(diào)節(jié)站流量調(diào)節(jié)后向反應堆內(nèi)的直流蒸汽發(fā)生器二次側(cè)給水。直流蒸汽發(fā)生器二次側(cè)給水吸收反應堆熱量后直接產(chǎn)生過熱工藝蒸汽，從而完成核蒸汽的汽水循環(huán)。

(2)“玲龍一號”用于稠油熱采主要技術(shù)參數(shù)

“玲龍一號”稠油熱采主要技術(shù)參數(shù)見表2。

表2 “玲龍一號”稠油熱采主要技術(shù)參數(shù)Table 2 ACP100 technical parameters for heavy oil thermal recovery

4 核能稠油熱采初步經(jīng)濟分析

稠油、頁巖油等作為非常規(guī)戰(zhàn)略性油氣資源，必然要面對常規(guī)油氣資源的市場競爭,降本增效是稠油經(jīng)濟開采的核心問題。

經(jīng)濟分析以“玲龍一號”首堆示范工程單堆造價為基礎(chǔ)，財務評價經(jīng)營期假定30年，機組年利用小時數(shù)為8 000 h，25年直線折舊完成，固定資產(chǎn)原值按建成價扣除無形資產(chǎn)及遞延資產(chǎn)計列，無形資產(chǎn)及遞延資產(chǎn)按固定價的5%計算，攤銷方法按5年期限平均攤銷，大修理費按固定資產(chǎn)原值的1%計算，年燃料費用計為5 009萬元，乏燃料后處理費按 2 341萬元/年從投產(chǎn)后第6年開始提取，退役基金按照總額為固定資產(chǎn)原值的 10%從投產(chǎn)后第1年開始提取，所得稅率為25%，項目資本金內(nèi)部收益率為4.99%，計算期含增值稅平均蒸汽價為159元/t(蒸汽品質(zhì)為7 MPa、294 ℃)，該價格目前高于燃煤鍋爐的蒸汽價格，低于燃氣鍋爐的蒸汽價格。在30年財務評價期及折舊完成后，蒸汽價預期可大幅降低50%。對于首臺套核能稠油熱采示范機組，可以通過高新技術(shù)補貼、首臺套機組稅收減免、碳減排收益等措施，進一步提高其經(jīng)濟性，降低核蒸汽價格。

若“玲龍一號”后續(xù)批量建設反應堆功率提升20%、系統(tǒng)簡化優(yōu)化、雙堆布置、智能化運維、先進制造等提高經(jīng)濟性措施，預計可將單位造價降低30%以上，計算期含增值稅平均蒸汽價可降為110元/t。在30年財務評價期及折舊完成后，蒸汽價預期可降為55元/t，從而使核能為稠油熱采提供綠色的經(jīng)濟開采解決方案。