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兆阳类菲涅耳集热技术用于稠油热采的技术经济性研究

2018-2-7 18:10| 发布者: connie| 查看: 2944| 评论: 0|来自: CSPPLAZA光热发电网

  CSPPLAZA光热发电网报道:目前,美国光热技术辅助石油开采领先企业GlassPoint正在阿曼打造全球最大太阳能EOR项目——Mirrah(计划装机约1GWth),其中一期光热项目已于2017年底成功向Amal West油田输送蒸汽。

  事实上,一直以来,国内部分光热技术企业着眼于中国的EOR市场,也在尝试开发这一市场。但就技术方案来说,太阳能EOR的核心在于利用聚光集热技术生产出高压适温的蒸汽,这与光热发电的集热技术类似,但又有一些不同之处。如果一个企业掌握了光热发电或中高温热利用的集热场技术,还不能说这家企业就具备了光热EOR的技术能力。

  中国的稠油资源主要分布于辽河油田、新疆油田、胜利油田、河南油田等地,但要满足“充足的可利用土地面积+充足的太阳能辐照资源+可利用太阳能EOR技术浅层稠油矿藏”的多重限制条件,光热技术企业需要根据中国稠油油田的特点,以及油田业主对经济性的客观要求,开发适宜的技术方案。

  那么,中国太阳能EOR市场究竟需要什么样的光热技术?北京兆阳光热技术有限公司(以下简称兆阳光热)经过十多年潜心研究并通过张家口15MW光热示范电站成功验证的独特类菲涅耳倾斜阵列高倍聚光系统、水工质传热技术以及混凝土固态储热岛技术或许已经给出了理想选择。

  在此前的六篇报道中,CSPPLAZA已对兆阳光热的技术体系及其通过实践所积累的系列实用化技术进行了相对全面的解读,但就技术应用领域来说,除了用于发电,对于经济性极其重视且DSG可直接生产蒸汽的特点使得该技术在蒸汽替代领域具有得天独厚的优势。

  据兆阳光热方面测算,兆阳HLIACS聚光集热系统在产生工业级高温高压饱和蒸汽方面,具有工质清洁环保、运行简单可靠的实用优势,在光照资源较好的地区已经具备很好的投资经济性(初步测算能够低于150元/吨的水平),实现蒸汽成本较大幅度低于天然气锅炉的生产方式,甚至可能接近燃煤蒸汽锅炉的成本水平,能够在大部分光照资源不太差的地区及广泛的应用领域进行大规模推广。

  下文主要就兆阳HLIACS低成本太阳能聚光集热系统应用于稠油清洁热采的技术经济性研究进行了深入解读,从技术可行性、经济性等全方位给予分析并结合某油田实际需求数据进行测算并得出经济性评价数据,详细报告如下:

  1.背景技术

  稠油具有以下几个方面的特点,一是其胶质沥青含量较高;二是其在油层中具有较高的粘度;三是其流动阻力大,有时会难以流动。以上特点使得稠油的开采不能使用常规的开采技术,否则,难以获得较好的经济效益。研究人员发现,稠油的粘度随温度升高而快速下降,从而流动性增强。因此稠油热采技术成为稠油开采的主要方法之一。

  稠油热采最常见的技术方法有蒸汽吞吐热采、蒸汽驱热采、稠油SAGD热采(蒸汽辅助重力泄油热采)以及火烧油层热采。

  稠油热采使用的热水或热蒸汽一般是采用燃油/天然气锅炉加热产生的,但是由于目前基于优化能源结构、降低能耗、减少碳排放的原则,燃油/天然气锅炉显然不是最佳的蒸汽发生装置。太阳能是取之不尽、用之不竭的绿色可再生能源,采用太阳能产生蒸汽用于稠油热采是当前石油热开采方向的研究热点之一。

  油汽比是衡量稠油热采的关键敏感经济指标,以油汽比为0.4计算,生产1t原油需要注入2.5t的蒸汽量。同时我国稠油主产区,集中在中石油和中石化下属的9个油田,如图1所示,大都位于光照资源较好的区域,具备利用太阳能的现实条件和资源基础。以目前中国的稠油开采量来看,每年至少需要2000万吨水当量的蒸汽。因此,利用太阳能集热装置来产生蒸汽具有十分广阔的市场前景。

图:中国直辐射能量分布及油田分布图

  目前国际上已经有光热技术在稠油开采方面的成功应用案例。

  2011年,美国光热石油萃取(EOR)技术提供商GlassPoint与独立石油生产商Berry合作开发了第一个光热EOR(Enhanced Oil Recovery)项目,装机规模为300kW,位于美国加州Kern。该项目是光热技术在石油开采领域的全球首次尝试。

  Glasspoint与阿曼石油公司联合开发的阿曼PDO 7MWth槽式太阳能稠油注汽项目于2013年5月21日成功投运,第一次试运行的测试结果表明,蒸汽产能超出预期10%。

  2015年7月,Glasspoint与阿曼石油开发公司合作共同打造Mirrah太阳能EOR项目。目前,该项目一期光热项目已于今年11月成功向Amal West油田输送蒸汽。

  2017年11月,GlassPoint公司宣布将于加州贝克尔斯菲市(Bakersfield)西部的Belridge油田建造装机850MWth的太阳能稠油开采项目。

  2.兆阳光热高倍线性斜阵菲涅耳(HLIACS)太阳能聚光集热技术

  2.1 常规太阳能聚光集热技术用于稠油开采没有明显经济性

  常见的太阳能光热集热装置有槽式、塔式、线性菲涅耳式,目前普遍系统造价较高,与其他热源相比较,应用于稠油开采并没有明显的经济优势,在此不做展开介绍。


  2.2 兆阳HLIACS太阳能聚光集热系统具备显著的实用性、可靠性优势

  兆阳光热全自主知识产权研发的HLIACS太阳能聚光集热装置,在传统槽式、菲涅耳式等成熟可靠的线性聚光技术路线基础上进行了重大改进创新设计,采取东西轴倾斜布置方式,使用张家口张北地区特征年标准光照数据对单位镜面全年累计吸热体得热量进行精确积分测算,几种技术路线聚光集热场结构的单位镜面全年累计集热管得热量结果对比如图3所示,按单位面积镜面计算,HLIACS太阳能聚光集热装置获得的全年热量基本与南北轴槽式聚光集热装置(模组间距为12.5m,开口宽度为5.7m,镜面面积计算时按照弧长6.28m计算)相持平,但显著高于南北轴菲涅耳聚光集热装置约29%左右。

图:不同技术路线集热场各月单位镜面全年累计集热管得热量的分布图(均考虑吸热器热损)

  考虑到经济性,太阳能聚光集热装置的集热量通常按照全年平均水平设计,南北轴水平槽式聚光集热装置出现夏天弃热较多,冬天热量相对不足的情况。东西轴向阳倾斜的HLIACS聚光集热装置各月份热量接收量差异小,全年接收热量相对均衡,夏天基本不必弃热,冬天获得的热量远大于南北轴布置方式。对于中高纬度地区,冬夏光照差异大,采用HLIACS结构具有显著的实用性,适合稠油主产区。

  兆阳光热HLIACS太阳能聚光集热装置采取的直接蒸汽发生式(DSG)技术体系也同样来自北京兆阳光热技术有限公司核心技术,克服了过热蒸汽参数输出不稳定的固有缺陷和难点,实现以水作为吸热器的循环工质,直接产生高温高压蒸汽,运行技术成熟和整体运行成本低廉;水这种原料最为常见、工作温度高、廉价无污染、安全无毒、运行成本低,系统简单、所采用的阀门、仪表等零部件与常规火电站相同,有成熟的设计、施工、验收及运行规范规程可以借鉴,水工质系统运行维护经验丰富的人员数量众多等优点;相比熔融盐和导热油介质减少了对管道的腐蚀,同时也降低了对环境的污染,避免了泄漏、燃烧和爆炸的风险,大大提高了系统可靠性。

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