超稠油SAGD开发中的热能综合利用

2017-04-25刘斌杨德卿许艳齐国超中国石油辽河油田分公司

石油石化节能 2017年4期

刘斌杨德卿许艳齐国超（中国石油辽河油田分公司）

超稠油SAGD开发中的热能综合利用

刘斌杨德卿许艳齐国超（中国石油辽河油田分公司）

SAGD作为超稠油蒸汽吞吐开发中后期接替技术，其主要生产特点是高温高压，伴随着大量的热能产生，充分利用产生的热能可节省更多的燃料消耗。近年来，辽河油田致力于SAGD开发热能综合利用研究，通过锅炉及流程改造，联合站加装换热装置，着力提高SAGD热效率，使注汽高温分离水和高温产出液的热能得到充分有效利用，预计年减少天然气用量4004× 104m3，减少污水外排347×104m3，实现了污水零外排，节约清水252×104t。在节能减排和降本增效方面见到了突出成效，为进一步提高油田效益探索出一条有效的途径。

超稠油；SAGD；热采；热能综合利用

超稠油就是原始油藏条件下，地面脱气原油黏度超过5×104mPa·s、20℃相对密度大于0.98的原油，常温下不易流动；但超稠油热敏性强，在温度高于80℃时即可流动；油品性质决定开采过程主要依靠“热”能[1]，超稠油开采方式主要为蒸汽吞吐。随着油田开发阶段深入，蒸汽吞吐开采方式进入中后期，其局限性逐渐暴露出来：单井产量递减加快，递减率大；生产成本不断攀升，注1000 t蒸汽才产200 t原油，油汽比仅为0.2，部分油井接近废弃边缘。为了有效提高超稠油开发效果，保证产量规模的同时实现效益开发，2005年辽河油田公司开始进行开发方式转换SAGD试验，取得了显著效果。通过热能的综合利用，极大地降低了燃料消耗，使SAGD开发吨油成本大幅降低。井组转SAGD后操作成本较吞吐降低230元/t，在有效提高油田最终采收率的同时也获得了可观的经济效益。

1 超稠油SAGD开发机理和生产特点

1.1 SAGD开发机理

SAGD（蒸汽辅助重力泄油）技术是开发超稠油的一项前沿技术，其理论首先由R.M.Butler博士于1978年根据注水采盐原理提出的，即注入淡水将盐层中的固体盐溶解，高浓度的盐溶液因其密度大而向下流动，密度相对较小的水溶液则浮在上面，上面持续注水，下部连续采出高浓度盐溶液。高浓度盐溶液向下流动的动力就是水与含盐溶液的密度差，这一原理应用到注蒸汽热采过程中就产生了重力泄油的概念。

对于在地层原始条件下没有流动能力的高黏度超稠油，要采出原油，首先需加热油层降低黏度，使其具有流动性，其次要在注采井之间建立热连通即经历油层预热阶段；此后注入的高干度蒸汽向上超覆在地层中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及侧面移动扩展，与油层发生热交换，被加热的原油和蒸汽冷凝水由于重力而向下流动到生产水平井中，进而被采出；而蒸汽腔则弥补被采出的原油体积，这个阶段就是SAGD阶段。

1.2 SAGD生产特点

辽河油田公司超稠油SAGD开发于2005年开始正式实施，截至目前已经转入57个井组，日注汽超过1.2×104t，日产油水平达到3000 t，年产油达到100×104t规模。SAGD生产具有以下特点：

1）注汽井注入蒸汽干度高，注汽锅炉产生75%干度的蒸汽，经汽水分离器分离后，99%以上干度的蒸汽注入地下油层，同时产生25%、温度达到278℃的高含盐污水。

2）生产井产出液温度高、液量高，生产井井口压力一般1.0～1.2 MPa，单井日产液量300～500 t，井口温度可达到180℃，属于高温高压生产[2]。

3）生产井产出液需要密闭集输，经换热器换热后才进入联合站脱水进行油气水分离外销。

2 SAGD热能利用的必要性

2.1 超稠油持续稳定发展

经过近20年的开发，特油公司目前采出程度达到30%，已处于吞吐开发中后期，超稠油开采已进入快速递减阶段。采注比下降，由高峰期的1.35下降到目前的1.11；地下存水量高，存水达到800×104t，致使蒸汽注入地下后热利用率低，热损失大，油汽比逐年降低，目前年油汽比仅为0.20。要保证超稠油的持续稳定发展，必须提高SAGD热能利用，有效提升“热”效益。

2.2 降低超稠油开采成本

随着超稠油开发进入中后期，稳产难度越来越大，注汽量逐年增加，油汽比下降，受油汽比降低及材料上涨的影响，原油开采成本逐年升高，开采效益逐渐变差[3]。开发初期成本402元/t，到目前已经上升到了1647元/t。SAGD作为油田开发稳产的主要手段，需要注入高干度蒸汽，约5 t蒸汽采出1 t油。在SAGD开采成本中，燃料费用占操作成本的80%以上，需要大量的热能来维持稳定的产能。如何高效利用SAGD生产过程中各环节产生的热量，最大限度减少热损失，提升热能利用效率，是降低超稠油开采成本的主攻方向和出发点，也是提高SAGD整体开发效益的主要落脚点[4]。

2.3 满足节能与环保刚性要求

特油公司在SAGD注汽生产中，其高干度（干度约为99%）湿蒸汽产生后，会对应产生大量278℃的高温分离水。另外，油井产出液经油气分离处理后产生的污水，平均每天高达18 500 t，污水温度平均74℃，以往均采用直接输送至污水处理厂处理达标后外排（图1），不但处理费用增加，还浪费大量的热能和水资源。如果对污水进行达标处理后作为锅炉注汽用水，同时利用注汽高温分离水再换热可使热量充分利用，提高注汽锅炉用水的温度，进一步提高锅炉效率，还可满足国家环保法关于“零排放”的要求。

图1 特油公司原油井注采流程

3 SAGD热能利用的主要方法及效果

3.1 改造注汽锅炉柱塞泵，利用SAGD注汽高温分离水提升锅炉来水温度

目前在用的常规注汽锅炉出口干度只能达到75%，SAGD注汽需要高干度蒸汽，要求蒸汽干度达到99%，甚至更高；因此，在锅炉出口安装了汽水分离器，分离出的75%高干度蒸汽（干度达到99%）通过管线注入油层，同时分离出25%、温度达到278℃的高含盐分离水。为有效利用这部分热能，公司组织技术人员开展科研攻关，成功研发注汽锅炉高温柱塞泵。柱塞泵作为注汽锅炉附属装置，主要为来水起到升压作用。以往柱塞泵耐温在100℃以下，在SAGD生产的长时间高温过程中，柱塞泵配件的更换频率加大，维修强度加大，维修费用增加。但实际生产运行中，锅炉入口水温每升高10℃，单耗又能降低2.5%，使节能降耗与维修成本增加存在矛盾。针对上述问题，公司成功研发高温柱塞泵，最终利用高温分离水热量，在注汽站内通过换热器将其用于锅炉来水（软化污水）炉前再升温。每天能使7000 t注汽锅炉入口水温74℃提高至130℃，其热值达到3.92×108cal，在不考虑热效率的情况下，相当于4.61×104m3天然气产生的热量。全年可减少天然气用量1683×104m3，相当于节约成本3208万元。

3.2 通过流程改造，SAGD注汽高温分离水回用锅炉

SAGD锅炉高温分离水经炉前换热后，温度还在100℃左右，最早的处理方式是：换热后进地罐降温，然后外输至污水处理厂，处理达标后外排。这种做法浪费了大量能源和水资源，同时增加了成本（每吨污水处理费9.5元）。经反复论证，确定了污水回掺用作锅炉用水的方案并成功实施。以往不能利用的主要原因是分离污水硅含量高，极易造成锅炉炉管结垢。现在锅炉用水是软化污水和清水，硅离子含量50～100 mg/L，现场试验将高温污水回掺后硅离子含量在170 mg/L以下，符合锅炉用水要求。因此，通过流程改造将SAGD高温分离水回掺至杜84块供水管线，用于杜84块蒸汽吞吐锅炉注汽用水。2015年回掺高温分离水54×104t，项目投入190万元，年创效约755万元，减少外排的同时，节约清水54×104t。

3.3 SAGD集中换热站热能综合利用

SAGD产出液温度高，井口达170℃，液量高，每天9500 t，为了充分利用这部分热能，建立了集中换热站。特油集输联合站与曙光采油厂联合站毗邻，由于自身无法消耗这么大的热量，而曙光采油厂集输联合站来液温度低，需要加热后才能进站脱水。为此，在曙光采油厂联合站上进行换热工程改造，新增4台换热器及新建1条换热管线，将SAGD产出液与曙光联合站来液进行换热，再进入集输联合站进行处理。平均每天参与换热的低温液量1000 t，换热后可使温度由55℃提高到72℃，平均升温17℃，特油公司换出热量43 836×106cal。

在不考虑加热炉效率的前提下，曙光采油厂收到有效热量39 212×106cal，每年减少燃料成本支出1000万元左右，平均每年减少天然气用量525× 104m3。项目改造投资2333万元，2年回收投资。

3.4 SAGD产出液进行污水处理后再利用

SAGD油井产出液经过大罐沉降进行油气水处理，分离的原油外销，同时产生大量分离的污水。这部分污水早期外输给污水处理厂经处理达标后外排，既增加了污水处理成本，又造成了水资源的浪费。为此，经过充分的方案论证，开展技术攻关，建成了日处理能力2×104t的污水处理厂（公司日分离产出液污水2×104t左右），项目总投资1.998亿元。日处理SAGD污水9500 t，处理后的污水作为注汽锅炉注汽用水（图2），由于污水温度平均74℃，较清水温度提高了44℃以上。全年利用SAGD污水346.7×104t，单位污水处理费6.65元/t，年处理成本2305万元；原来外输至华油污水处理厂单位污水处理费9.93元/t，二者相比，年减少处理成本1137.7万元。仅从热能利用角度考量，全年减少天然气用量1796×104m3，节约天然气费用达到3 422.8万元。

同时，热污水回注锅炉，节约了等量的清水，实现了节能减排的良性循环。

图2 特油公司现油井注采流程

综上所述，SAGD作为超稠油开发中后期的主要接替方式，在改善开发效果上取得了显著成效，将超稠油采收率由蒸汽吞吐的25%提高到60%以上[5]。另一方面，依靠技术进步和工艺改造，SAGD热能的综合利用在节能减排和降本增效也见到了巨大的经济效益[6]。通过SAGD注汽高温分离水和SAGD高温产出液的热能利用，年预计减少天然气用量4000×104m3以上，减少成本支出8386万元。同时，实现了污水零外排，少利用清水252×104t，在取得良好经济效益的基础上，实现了节能减排的目标，社会效益明显，为特油公司超稠油开采持续稳定发展打下了坚实基础。