“玲龍一號”核能稠油熱采初步可行性研究

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設計技術重點實驗室，四川 成都 610213；

2. 四川大學，四川 成都 610065)

核能的發現和利用是20世紀人類最偉大的科技成就之一，核能發電至今已有近70年的發展歷史。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，占全球總發電量約10%。2019年，11個國家的71臺機組為區域供暖、工業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%的非電應用領域仍是有待開發的又一片藍海。

我國能源需求壓力巨大，能源供給制約較多，能源生產和消費對生態環境損害嚴重。作為石油消費大國，為保持國民經濟的可持續發展，必須尋求能接替可采輕質原油的戰略資源。稠油，國際上稱為重油，作為非常規油氣資源公認為全球戰略性的接替能源。環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。以優質環烷基稠油生產的航空煤油等產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，已探明地質儲量80億t。

常規方法很難開采稠油油藏。稠油開采具有資源數量大、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。目前實施的工業化經濟熱采稠油，大都需要高溫高壓蒸汽，生產這些蒸汽，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構轉型，油氣開采行業面臨節能減排的艱巨任務。核能稠油熱采是核工業、石油工業的跨界技術創新，為開創核能供熱市場創造良好的應用場景，因此開展核能稠油熱采可行性研究意義重大。

1 稠油開采技術現狀

稠油與常規輕質原油相比，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，將產生顯著驅油效果。稠油熱采是技術成熟的開采高粘度重質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、熱水驅、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，關井燜一段時間，待蒸汽的熱量向油層擴散后，再開井投產，因此對蒸汽需求具有間歇性。

(2)蒸汽驅

蒸汽驅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，把原油驅向鄰近多口生產井采出。蒸汽驅稠油熱采工藝見圖1。蒸汽驅已經成為蒸汽吞吐后提高采收率的有效方法。

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

(3)熱水驅

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

(4)火燒油層

火燒油層又稱火驅，是最早用與開發稠油的熱力采油技術，它是利用油層本身的部分重質裂化物作燃料，不斷燃燒生熱，實現提高原油采收率。該項技術是把氧氣注入油層中，使得油層中的原油著火，則原油層部分會產生熱量熱量，注空氣是向油層提供氧氣的最普通的辦法。火驅要燒掉一部分原油，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井中產出。蒸汽輔助重力泄油稠油熱采技術目前處于試驗階段。

在以上主要稠油熱采工藝中，蒸汽驅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，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，經歷了四次技術創新，目前規劃稠油年產量在1 100萬～1 200萬t。中石化稠油熱采年產量目前在500萬t左右。

稠油開采，每60萬t稠油產量，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儲量超18億t，其中稠油超12億t。克拉瑪依油田目前稠油年產量超450萬t，年注汽量達4 260萬t，生產蒸汽對天然氣、煤、電等能源需求規模巨大。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 核能稠油熱采技術可行性研究

3.1 核能稠油熱采技術耦合研究

(1)熱源規模匹配

稠油熱采，不管是早期的蒸汽吞吐、還是近期工業化規模應用的蒸汽驅方案，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，關井燜一段時間，待蒸汽的熱量向油層擴散后，再開井投產，因此對蒸汽需求具有間歇性。不同于蒸汽吞吐，蒸汽驅采油對蒸汽需求具有連續性，蒸汽從注汽井不斷注入，原油從采油井連續采出。

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，向油田區域內的用戶同時提供電力、蒸汽和熱水，實現能源梯級綜合利用。

大型壓水堆反應堆單機功率規模大，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面廣范圍大，因此大型反應堆靠近內陸油田等工業園區部署無疑受地質、氣象、水源、單機功率規模、應急及規劃限制等諸多障礙。因此在熱源規模上小型核能的匹配性更好。

(2)生產周期匹配

當前核能在國內外均以壓水堆為主流技術路線，技術成熟度高，工業基礎好，運行維護經驗豐富，通過核蒸汽供應系統可提供大規模的蒸汽。油田開采期長，克拉瑪依油田已開采60年以上，目前仍處于穩產增產階段，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周期上存在較好的匹配性。

(3)蒸汽參數匹配

為適應不同的油層、不同的開采時期，并對油藏流動產生驅動力，更好進行地層油藏的熱擴散交換，稠油熱采對蒸汽參數的要求存在較大的變化。根據原油粘度不同，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，所需蒸汽有飽和蒸汽和過熱蒸汽。不同油藏注蒸汽參數要求見表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Table 1 Steam parameters for heavy oil thermal recovery

采用壓水堆技術的模塊化小型堆可產生稠油熱采多數工況所需的中低段蒸汽參數。對于少數稠油熱采所需的高段蒸汽參數，可以使用金屬冷卻堆等作為熱源。由于安全性、經濟性和成熟性兼備，模塊化小型堆可以較好匹配稠油熱采多數蒸汽驅開采工況的參數需求。模塊化小型堆核蒸汽供應系統產生的工藝蒸汽經分配管網、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，為稠油開采創造條件。

3.2 稠油熱采核能技術方案研究

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，是核能技術發展的重大變革。擬以中核集團開發的“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方案

“玲龍一號”用于稠油熱采采用蒸汽驅方案，其核蒸汽汽水循環工藝流程見圖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，反應堆模塊由反應堆壓力容器、堆內構件、直流蒸汽發生器、反應堆冷卻劑泵、控制棒驅動機構、燃料組件和集成式堆頂結構等快速裝配而成，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

為實現井口注汽參數達到6.0 MPa，280 ℃，干度大于70%的多數采油需求，必須提高“玲龍一號”蒸汽發生器二次側參數。考慮輸配管網的阻力損失，擬將蒸汽發生器二次側參數提升為7 MPa、294 ℃。蒸汽發生器產生的過熱工藝蒸汽，經注汽站分配后，再經輸配管網、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水，隨油水混合物通過抽油機采出后，經油水分離、過濾凈化處理后進行回收。凝結水初步考慮溫度為55 ℃，經油污分離、水質調節處理、二次精濾處理后，經低壓加熱至140 ℃，送至除氧器，再經主給水泵加壓、給水調節站流量調節后向反應堆內的直流蒸汽發生器二次側給水。直流蒸汽發生器二次側給水吸收反應堆熱量后直接產生過熱工藝蒸汽，從而完成核蒸汽的汽水循環。

(2)“玲龍一號”用于稠油熱采主要技術參數

“玲龍一號”稠油熱采主要技術參數見表2。

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

4 核能稠油熱采初步經濟分析

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

經濟分析以“玲龍一號”首堆示范工程單堆造價為基礎，財務評價經營期假定30年，機組年利用小時數為8 000 h，25年直線折舊完成，固定資產原值按建成價扣除無形資產及遞延資產計列，無形資產及遞延資產按固定價的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/年從投產后第6年開始提取，退役基金按照總額為固定資產原值的 10%從投產后第1年開始提取，所得稅率為25%，項目資本金內部收益率為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，進一步提高其經濟性，降低核蒸汽價格。

若“玲龍一號”后續批量建設反應堆功率提升20%、系統簡化優化、雙堆布置、智能化運維、先進制造等提高經濟性措施，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濟開采解決方案。