太阳能封闭槽稠油热采技术在新疆油田应用的可行性分析

罗玮玮，赵仁保，夏晓婷，姚团军，肖爱国

(1.中国石油大学(北京) 石油工程学院，北京 102249； 2.中石油新疆油田分公司 采油一厂，新疆 克拉玛依 834000)

太阳能封闭槽稠油热采技术在新疆油田应用的可行性分析

罗玮玮1，赵仁保1，夏晓婷1，姚团军2，肖爱国1

(1.中国石油大学(北京) 石油工程学院，北京 102249； 2.中石油新疆油田分公司 采油一厂，新疆 克拉玛依 834000)

对国外示范区所用的新型太阳能封闭槽装置在新疆油田的应用进行了可行性分析。利用CMG模拟太阳能周期性产热的特点，从传热学的角度分析了封闭槽装置的集热性能，同时结合新疆油田实际生产数据进行了反射镜场占地面积的计算，分析了5种不同蒸汽发生方式的成本。结果表明，封闭槽装置的占地面积较传统槽装置缩减了5/6，运行30 a的总成本仅为传统槽的1/3，太阳能稠油热采技术在新疆油田的应用具有可行性。

太阳能封闭槽；CMG模拟；占地面积；成本分析

稠油具有黏度大、流动性差、体积波及系数小、驱油效率低等特点。注蒸汽热采技术作为开采稠油最有效的手段，在各种稠油油藏中得到了普遍应用[1]。但生产蒸汽时天然气和煤的燃烧产生大量CO2，严重污染环境。而太阳能低污染、能源充足，因此太阳能蒸汽发生技术辅助稠油热采得到了国内外的广泛关注和认同[2]。1983年，Atlantic Richfield[3]公司在加州的Taft尝试搭建了第一个用于稠油开采的太阳能蒸汽发生试点工程，装机功率为1 MW，但因经济效益不佳，以失败告终；2011年2月，Glass Point公司在美国加州建起的第一个商业化太阳能热采工程获得成功，正式进入投产[4]；同年10月，Bright Source公司在美国加州建立的太阳能热采工程[5]也投入使用；2012年1月，Glass Point公司在阿曼南部Amal West油田开始搭建7 MW的太阳能辅助热采项目，并于2013年5月以日均50 t的蒸汽注入量正式投入生产。

在我国，新疆日照时间最长，太阳能辐射强度(DNI)最大。位于新疆红山嘴油田的红浅1井区006井断块克上组属于砂砾岩超稠油Ⅰ类油藏，原油平均密度0.944 8 g/cm3，平均黏度29 755.58 mPa·s，目前在横向连续性相对较好的局部区域立足于蒸汽驱开发，日注蒸汽量77 t。虽然太阳能光热技术已较为成熟，但油田的特殊环境使太阳能光热蒸汽发生技术的推广受到了诸多限制，例如太阳能装置前期投资大、经济效益低、占地面积过大等。因此，了解和评价太阳能蒸汽发生器的优缺点和应用可行性对太阳能运用于稠油开采有着重要的指导意义。本文以红克作为目标区块，选用太阳能封闭槽装置作为主要研究对象，通过数值模拟、数据计算，从蒸汽注入速度、季节影响、太阳辐射强度、占地面积、成本等方面对比分析太阳能辅助稠油热采在新疆应用的可行性。

1 新型封闭槽装置

太阳能辅助稠油热采机理是利用槽式蒸汽发生器通过集热装置将太阳能转化成热能，经过热交换产生饱和蒸汽后注入地下开采稠油。但是由于新疆低温时间长，风沙较大，而传统槽集热器的镜面直接与外界环境接触，导致镜面磨损严重，影响镜面反射精度，这不仅降低了设备热效，而且增加了维护成本[6]。相比于传统槽式装置的开放系统，封闭槽的优点在于反射镜场被保护在密闭玻璃温室中，结构如图1所示[7]。玻璃温室的结构能够降低风沙对镜面的磨损，与此同时，温室中压力略高于外界压力的设计有效地防止了外界尘土的进入，增加了温室的密封性，降低了污染率，能更好地保持镜面的光学性能[8]。此外，温室的顶部设有自动污染检测功能，当监测到室内污染较大时，温室将自行启动清洗功能，并将油田废水进行处理后用于循环清洗镜面。此项技术有利于节约水资源，提高了太阳能封闭槽蒸汽发生器在水资源匮乏地区的适用性[9]。

图1 封闭槽结构示意图

2 封闭槽装置的可行性分析

相比于传统锅炉，太阳能蒸汽发生器的特点在于受环境影响较大， 同时季节周期和昼夜交替也会导致装置产生热量不稳定，使蒸汽无法恒速注入；太阳能辐射强度低这一问题会直接影响到装置运行的经济效益，所以急需集热效率更高的设备提高装置运行的经济性；井场占地面积有限，反射镜场面积过大也成为了制约太阳能蒸汽发生装置在新疆推广的主要因素[10]。本文就以上几点对封闭槽在新疆的应用进行分析和讨论。

2.1 季节周期和昼夜交替的影响

从油藏工程的角度来看，利用太阳能辅助稠油热采最大的挑战在于周期性产热量对原油采收率的影响[11]。为进一步分析产热量波动和采收率之间的关系，本文利用CMG软件建立模型，模拟变速率注蒸汽下的原油累积产量。根据新疆太阳辐射强度月分布(如表1)，3月份到10月份太阳辐射强度大，将其归为夏季，其余4个月太阳辐射强度均低于100，因此归为冬季。换算后可得，红克地区实际注入量为3.21 t/h，在保证年蒸汽注入量相同的情况下，根据太阳能的产热特点，按季节周期和昼夜周期对注入量进行划分。假设一天之中8点到16点为日照时间，剩余16个小时为夜晚；日照的8小时内，冬季的注入速率为4.24 t/h，夏季为12.72 t/h。夜晚时，冬季和夏季注入速率分别为7.08×10-3t/h,21.2×10-3t/h。模拟结果显示(如图2)，相比稳定注入，周期性的蒸汽注入对蒸汽突破时间并无太大影响，而累积产油量却略有提升，由此推测热量的周期性扰动有利于蒸汽腔的拓展。因此，在能满足油田温度、压力等生产要求的条件下，新疆可以实施太阳能辅助稠油热采技术。

表1 新疆太阳辐射强度月分布[12]

图2 CMG模拟结果

2.2 太阳辐射强度的影响

为保证太阳能产生蒸汽开采稠油的经济性，太阳辐射强度(DNI)是影响槽式太阳能光热装置选址中最关键的因素[13]。由表1计算可得，新疆年均DNI值为1 539 kW·h/(m2·a)，低于现有太阳能辅助稠油热采装置经济运行的国际最低标准(1 700 kW·h/(m2·a))，而目前已建有试点工程的阿曼和加州[14-15]，年均日照时长均大于300 d,DNI值高达约2 010 kW·h/(m2·a)[16]。因此，为提高太阳能技术在新疆运用的经济效益，需要集热效率更高的设备，以减少热量损失[17]。

根据传热学分析[18]，槽式装置集热器的热量损失模型如图3所示，包括：光学损失、辐射损失、热传导损失、对流损失以及加热介质的吸热损失。其中：若环形腔内真空度较高，则对流损失可以忽略[19]；经调研，传统槽装置与封闭槽的热传导率分别为75%和60%，其辐射损失和吸热损失基本相当，分别取6%和5%[20]。光学损失主要由光源的反射和透射造成，由于镜面污染同样会导致光学效率的急剧降低，因此，污染率也作为光学损失的影响因素。数据显示，封闭槽的玻璃温室结构能有效地将污染率降低到2%。表2的计算结果表明，传统集热器的光学效率最高为76.70%，污染率的降低可使封闭槽的光学效率达89.98%[21]，较传统集热器提升了13.28%。

为研究封闭槽在新疆DNI值较低的情况下是否具有经济可行性，本文根据上述热损失模型参数，对封闭槽装置和传统槽的集热能力进行了对比。以国际最低经济极限标准的DNI值1 700 kW·h/(m2·a)进行计算，假设采光面积为1 m2，可得传统槽装置每年实际吸收的热量为1 164kW·h。假设封闭槽装置每年吸收的热量同样为1 164 kW·h，则所需外界提供DNI值仅为1 449 kW·h/(m2·a)即可达到生产要求。因此，虽然新疆DNI值较低，封闭槽装置的应用依然具有经济可行性。

表2 不同集热器的光学性能对比[22]

图3 热损失模型

2.3 占地面积估算

由于反射镜场所需占地面积较大，太阳能光热发电装置一般搭建在土地广阔、人烟稀少的地区[23]。但对于太阳能蒸汽发生装置而言，长距离的输送会导致蒸汽的热损失较大，所以用于油田开采的太阳能装置必须搭建在生产井附近。考虑到井场土地面积有限，减少反射镜场的占地面积是推广这项技术的首要目标。在相同的土地利用率的情况下，占地面积的减少，会导致采光面积也随之降低。因此，为保证达到生产要求，不仅需要提高装置的集热效率，还需要提高整个镜场的土地利用率。表3收集了8个现有的传统槽装置反射镜场的面积参数与封闭槽装置方案Ⅸ形成对比。方案Ⅸ选用的是Glass Point公司在阿曼建立的封闭槽装置试点工程，整个装置装机功率7 MW，日产蒸汽50 t，出口压力10 MPa，出口温度为312 ℃，目前证实运行较为成功。通过表3的对比可以看出，封闭槽的土地利用率约为传统槽式集热器土地利用率的3倍，能够让反射镜场的占地面积得到有效缩减[21，24-25]。

为进一步对比和评价传统槽和封闭槽的占地面积，本文以红克区块的实际生产数据为例进行计算。红克日注入蒸汽量为77 t/d，蒸汽出口温度为312 ℃。假设入口水温20 ℃，根据热能计算公式(Q=cmΔT)，水从20 ℃变成100 ℃蒸汽需要吸收的热量为7 167 kW·h，利用不同温度下的蒸汽热焓值，计算可得蒸汽从100 ℃加热到312 ℃需要吸收的热量为9 528 kW·h，整个过程每日需要的热量共计16 695 kW·h。若整个过程的热量全部由封闭槽式装置产生，根据上文吸热器的热量损失模型参数，封闭槽的光学效率为89.98%，热传导率为75%，辐射损失为6%，吸热损失为5%，由于封闭槽装置的镜面能长期维持较高的光学效率，热传导损失较低，整个反射镜场需要吸收的太阳能辐射量为3.7×104kW·h，根据参考文献[8]和[24]，计算可得需要的采光面积为1.84×104m2，取土地利用率为92.5%，整个封闭槽装置的占地面积为1.99×104m2。若在相同的生产制度下，利用传统槽装置提供热量，除利用其热损失参数计算外，还需考虑后期风沙对镜面严重磨损导致光学效率的降低，经估算，装置每日需要吸收的太阳能辐射量为7.3×104kW·h，占地面积为12.6×104m2。比较可得在产生相同热量的情况下，封闭槽式装置平均每日需要吸收的太阳能辐射量为传统槽的1/2，且占地面积仅为其1/6。

若占地面积还需进一步减小，可采用封闭槽装置结合传统锅炉进行生产。利用封闭槽将水从20 ℃加热为100 ℃的蒸汽后，传送给锅炉加热成312 ℃的饱和蒸汽并输送到地下。此方法中，封闭槽每日提供的热量仅需7 167 kW·h，经计算，其每日需要太阳能辐射量1.16×104kW·h，则采光面积为9 245 m2，占地面积为9 994.6 m2，是单独使用封闭槽占地面积的1/2；同理，在相同生产制度下，利用传统槽和锅炉联合提供热量时计算所得的占地面积为5.4×104m2，是封闭槽结合锅炉所占面积的5倍。

表3 传统槽式和封闭槽式土地利用率对比

3 成本分析

为了解太阳能技术的环保性，将太阳能蒸汽发生器相对于传统蒸汽发生器减少的CO2排放量和燃气使用量进行了比较。成本分析中加入锅炉这一项，代表整个过程的热量全部由锅炉产生。经调研，目前新疆地区商业用水价格为2.70元/m3,天然气价格为2.11元/m3，燃气热值9.77 kW·h/m3，估算时假设整个太阳能装置一年的运行时间为6 000 h，反射镜场寿命为30 a[26]。成本分析如表4[27-30]所示，30 a后封闭槽装置可节约的燃气使用费达10 805万元，减少的CO2排放量达1.00×108t。

表4 成本估算

注：①转化热量：指以红浅目前77 t/d的注入量生产6 000 h情况下，水从20 ℃变成312 ℃的水蒸气需要吸收的总热量 ;②消耗热量：指在对应转化热量下，不同热源组合所消耗的热量。

4 结 论

(1)经数模验证和占地面积计算，利用封闭槽式技术能充分有效地解决新疆太阳能辐射低、反射镜场面积过大等问题，且周期性的热量注入有利于最终采收率的提升，因此太阳能辅助稠油热采技术在新疆具有可行性；

(2)将太阳能集热装置和锅炉联合使用，可进一步减少占地面积。相比于单独使用太阳能装置，占地面积缩减1/2，但锅炉的使用会导致总投资的增加；

(3)虽然封闭槽装置前期投资相对更大，但在接下来的整个运行过程中，装置无污染，零排放，且其后期的维护和更换费用相对较低，运行30 a后其总投资仅为单独使用传统槽装置的1/3。综上所述，若以总投资和环保性作为筛选条件，则推荐单独使用封闭槽装置进行生产。

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责任编辑：董 瑾

2015-03-23

国家科技重大专项“稠油/超稠油经济有效开发关键技术研究”(编号：2016ZDZX05012-003)

罗玮玮(1991-)，女，硕士，主要从事提高采收率方面的研究。E-mail:495549622@qq.com

1673-064X(2015)05-0064-05

TE355.9

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