“玲龙一号”核能稠油热采初步可行性研究

秦 忠，宋丹戎，秦 操，魏学栋，吴菱艳

(1. 中国核动力研究设计院核反应堆系统设计技术重点实验室，四川 成都 610213；

2. 四川大学，四川 成都 610065)

核能的发现和利用是20世纪人类最伟大的科技成就之一，核能发电至今已有近70年的发展历史。截至2019年年底，全球在运核电机组443台，总装机容量392 GW，另有54台核电机组在建，总装机容量57 GW。2019年核电为全球供应了2 586.2 TW·h，占全球总发电量约10%。2019年，11个国家的71台机组为区域供暖、工业供热和海水淡化等非电力应用提供了相当于2 146.7 GW·h发电量的热力支持，88%的热力由欧洲的57台机组提供，12%由亚洲的14台机组提供[1]。核能发电用途已被公众广泛认知和接受，但核能应用对于占能源消耗总量60%的非电应用领域仍是有待开发的又一片蓝海。

我国能源需求压力巨大，能源供给制约较多，能源生产和消费对生态环境损害严重。作为石油消费大国，为保持国民经济的可持续发展，必须寻求能接替可采轻质原油的战略资源。稠油，国际上称为重油，作为非常规油气资源公认为全球战略性的接替能源。环烷基稠油俗称石油中的“稀土”，是炼制国家紧缺的高端特种油品的主要原料。以优质环烷基稠油生产的航空煤油等产品为我国能源安全做出了巨大贡献。我国稠油资源丰富，预测资源量226亿t，已探明地质储量80亿t。

常规方法很难开采稠油油藏。稠油开采具有资源数量大、难开采、能耗高等特点，是能源消耗大户。稠油开采为人类带来能源的同时，本身也消耗大量的能源。目前实施的工业化经济热采稠油，大都需要高温高压蒸汽，生产这些蒸汽，主要依靠燃煤、燃气锅炉，碳排放量大。碳达峰及碳中和的紧迫形势倒逼能源结构转型，油气开采行业面临节能减排的艰巨任务。核能稠油热采是核工业、石油工业的跨界技术创新，为开创核能供热市场创造良好的应用场景，因此开展核能稠油热采可行性研究意义重大。

1 稠油开采技术现状

稠油与常规轻质原油相比，稠油粘度高、密度大、流动性差。它不仅增加了开采难度和成本，而且使油田的最终采收率非常低。稠油具有温敏特性，通常稠油温度升高10 ℃，其粘度会降低一半。在稠油热采过程中，油层温度大幅上升，升高到200 ℃以上后，原油及水受热膨胀，将产生显著驱油效果。稠油热采是技术成熟的开采高粘度重质原油最为有效的方法。

按照加热油藏的不同方式，常用的热力采油方法可分为蒸汽吞吐、蒸汽驱、热水驱、火烧油层、蒸汽辅助重力泄油(SAGD)等几种方法，其中蒸汽吞吐和蒸汽驱是使用范围最广，采出油量最多的方法。常用的热力采油方法如下。

(1)蒸汽吞吐

蒸汽吞吐开采工艺的主要原理是通过使用蒸汽来提高油田稠油的温度来增加油藏的流动性从而便于开采。该方法首先向油层注入一定量的高温蒸汽，关井焖一段时间，待蒸汽的热量向油层扩散后，再开井投产，因此对蒸汽需求具有间歇性。

(2)蒸汽驱

蒸汽驱采油是指将蒸汽注入到一口或多口井中，将地下粘度较大的稠油加热降粘，然后在蒸汽蒸馏的作用下，把原油驱向邻近多口生产井采出。蒸汽驱稠油热采工艺见图1。蒸汽驱已经成为蒸汽吞吐后提高采收率的有效方法。

图1 蒸汽驱稠油热采工艺Fig.1 Steam drive process of heavy oil thermal recovery

(3)热水驱

热水驱是一种冷、热水交替相驱原油的开采技术。注热水比常规注水提高稠油的采收率的主要原因是热水驱提高了地层的温度，降低了原油的粘度。热水驱对稠油开采的总体效果不如注蒸汽显著，但因其操作简单，小规模开采可见应用。

(4)火烧油层

火烧油层又称火驱，是最早用与开发稠油的热力采油技术，它是利用油层本身的部分重质裂化物作燃料，不断燃烧生热，实现提高原油采收率。该项技术是把氧气注入油层中，使得油层中的原油着火，则原油层部分会产生热量热量，注空气是向油层提供氧气的最普通的办法。火驱要烧掉一部分原油，主要是原油中的焦碳和沥青等裂解残渣，约为原油储量的10%～15%。

(5)SAGD

SAGD工艺将注汽井注入的蒸汽向上超覆在地层中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上级侧面移动，与油层中的原油辐射热交换，加热的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用泄到下面的生产井中产出。蒸汽辅助重力泄油稠油热采技术目前处于试验阶段。

在以上主要稠油热采工艺中，蒸汽驱是稠油油藏提高采收率的主要方法。目前世界上约有80%以上的热采产量通过注蒸汽采油法获得。我国稠油开采90%以上依靠蒸汽吞吐或蒸汽驱，采收率能达到30%左右。

2 稠油热采能源需求分析

我国稠油资源量大，动用程度低，在未来石油产量中占比会显著提高。中石油稠油热采自20世纪80年代以来，经历了四次技术创新，目前规划稠油年产量在1 100万～1 200万t。中石化稠油热采年产量目前在500万t左右。

稠油开采，每60万t稠油产量，需要超500万t 280 ℃以上蒸汽。截止目前克拉玛依油田探明地质储量超18亿t，其中稠油超12亿t。克拉玛依油田目前稠油年产量超450万t，年注汽量达4 260万t，生产蒸汽对天然气、煤、电等能源需求规模巨大。所需蒸汽压力因油藏所处地层的深浅、开采时期及输汽管径而不同。对于中深层油藏开采初期，需要克服地层压力及输汽管线阻力，对蒸汽驱压力需求高，锅炉出口蒸汽压力可高达9.5 MPa，温度达280 ℃以上。对于浅层油藏及开采中后期，对蒸汽驱压力需求稍低，锅炉出口蒸汽压力达6 MPa和230 ℃，蒸汽干度大于70%即可。

3 核能稠油热采技术可行性研究

3.1 核能稠油热采技术耦合研究

(1)热源规模匹配

稠油热采，不管是早期的蒸汽吞吐、还是近期工业化规模应用的蒸汽驱方案，都需要大量蒸汽。蒸汽吞吐稠油热采，首先向油层注入一定量的高温蒸汽，关井焖一段时间，待蒸汽的热量向油层扩散后，再开井投产，因此对蒸汽需求具有间歇性。不同于蒸汽吞吐，蒸汽驱采油对蒸汽需求具有连续性，蒸汽从注汽井不断注入，原油从采油井连续采出。

蒸汽不适宜长距离输送，稠油热采需要与之匹配的热源分布在油田用户端，区域性强，对热源单机容量的需求较小，具有分布式能源特征。在油田用户端直接部署分布式能源，向油田区域内的用户同时提供电力、蒸汽和热水，实现能源梯级综合利用。

大型压水堆反应堆单机功率规模大，需要布置在人口稀少厂址，并需要大型冷却水源。大型反应堆应急计划区面广范围大，因此大型反应堆靠近内陆油田等工业园区部署无疑受地质、气象、水源、单机功率规模、应急及规划限制等诸多障碍。因此在热源规模上小型核能的匹配性更好。

(2)生产周期匹配

当前核能在国内外均以压水堆为主流技术路线，技术成熟度高，工业基础好，运行维护经验丰富，通过核蒸汽供应系统可提供大规模的蒸汽。油田开采期长，克拉玛依油田已开采60年以上，目前仍处于稳产增产阶段，油藏储量充足，而反应堆设计寿命可达60年以上，因此核能稠油热采在各自生产周期上存在较好的匹配性。

(3)蒸汽参数匹配

为适应不同的油层、不同的开采时期，并对油藏流动产生驱动力，更好进行地层油藏的热扩散交换，稠油热采对蒸汽参数的要求存在较大的变化。根据原油粘度不同，稠油油藏分为普通稠油、特稠油和超稠油三种类型，主要为注蒸汽开发，所需蒸汽有饱和蒸汽和过热蒸汽。不同油藏注蒸汽参数要求见表1。汽源的压力由输汽管道长度、管径、蒸汽流速、注汽井口压力等因素综合决定。

表1 稠油热采注蒸汽参数Table 1 Steam parameters for heavy oil thermal recovery

采用压水堆技术的模块化小型堆可产生稠油热采多数工况所需的中低段蒸汽参数。对于少数稠油热采所需的高段蒸汽参数，可以使用金属冷却堆等作为热源。由于安全性、经济性和成熟性兼备，模块化小型堆可以较好匹配稠油热采多数蒸汽驱开采工况的参数需求。模块化小型堆核蒸汽供应系统产生的工艺蒸汽经分配管网、注汽井输送至指定的油井地下稠油层，使稠油层温度升高，原油粘度下降，改善稠油流动性，为稠油开采创造条件。

3.2 稠油热采核能技术方案研究

模块化小型堆安全性好，不需要场外应急，可以靠近用户部署，是核能技术发展的重大变革。拟以中核集团开发的“玲龙一号”模块化小型堆作为核能解决方案。

(1)“玲龙一号”用于稠油热采的技术方案

“玲龙一号”用于稠油热采采用蒸汽驱方案，其核蒸汽汽水循环工艺流程见图2。

图2 “玲龙一号”的稠油热采核蒸汽汽水循环工艺流程Fig.2 Steam-water circulation process of ACP100 nuclear steam for heavy oil thermal recovery

“玲龙一号”采用一体化压水堆技术，反应堆模块由反应堆压力容器、堆内构件、直流蒸汽发生器、反应堆冷却剂泵、控制棒驱动机构、燃料组件和集成式堆顶结构等快速装配而成，反应堆模块图见图3。反应堆设计寿命为60年，换料周期为24个月，单堆额定热功率为385 MW。反应堆冷却剂的工作压力为15.0 MPa，反应堆冷却剂进出口温度分别为286.5 ℃和319.5 ℃，最佳估算流量为10 000 m3/h。

图3 “玲龙一号”反应堆模块图Fig.3 ACP100 small modular reactor

为实现井口注汽参数达到6.0 MPa，280 ℃，干度大于70%的多数采油需求，必须提高“玲龙一号”蒸汽发生器二次侧参数。考虑输配管网的阻力损失，拟将蒸汽发生器二次侧参数提升为7 MPa、294 ℃。蒸汽发生器产生的过热工艺蒸汽，经注汽站分配后，再经输配管网、注汽井输送至指定的油井地下稠油层，使稠油层温度升高，原油粘度下降，改善稠油流动性，抽油机通过采油井采出油水混合物。

工艺蒸汽在加热稠油层后冷凝变成凝结水，随油水混合物通过抽油机采出后，经油水分离、过滤净化处理后进行回收。凝结水初步考虑温度为55 ℃，经油污分离、水质调节处理、二次精滤处理后，经低压加热至140 ℃，送至除氧器，再经主给水泵加压、给水调节站流量调节后向反应堆内的直流蒸汽发生器二次侧给水。直流蒸汽发生器二次侧给水吸收反应堆热量后直接产生过热工艺蒸汽，从而完成核蒸汽的汽水循环。

(2)“玲龙一号”用于稠油热采主要技术参数

“玲龙一号”稠油热采主要技术参数见表2。

表2 “玲龙一号”稠油热采主要技术参数Table 2 ACP100 technical parameters for heavy oil thermal recovery

4 核能稠油热采初步经济分析

稠油、页岩油等作为非常规战略性油气资源，必然要面对常规油气资源的市场竞争,降本增效是稠油经济开采的核心问题。

经济分析以“玲龙一号”首堆示范工程单堆造价为基础，财务评价经营期假定30年，机组年利用小时数为8 000 h，25年直线折旧完成，固定资产原值按建成价扣除无形资产及递延资产计列，无形资产及递延资产按固定价的5%计算，摊销方法按5年期限平均摊销，大修理费按固定资产原值的1%计算，年燃料费用计为5 009万元，乏燃料后处理费按 2 341万元/年从投产后第6年开始提取，退役基金按照总额为固定资产原值的 10%从投产后第1年开始提取，所得税率为25%，项目资本金内部收益率为4.99%，计算期含增值税平均蒸汽价为159元/t(蒸汽品质为7 MPa、294 ℃)，该价格目前高于燃煤锅炉的蒸汽价格，低于燃气锅炉的蒸汽价格。在30年财务评价期及折旧完成后，蒸汽价预期可大幅降低50%。对于首台套核能稠油热采示范机组，可以通过高新技术补贴、首台套机组税收减免、碳减排收益等措施，进一步提高其经济性，降低核蒸汽价格。

若“玲龙一号”后续批量建设反应堆功率提升20%、系统简化优化、双堆布置、智能化运维、先进制造等提高经济性措施，预计可将单位造价降低30%以上，计算期含增值税平均蒸汽价可降为110元/t。在30年财务评价期及折旧完成后，蒸汽价预期可降为55元/t，从而使核能为稠油热采提供绿色的经济开采解决方案。