渤海稠油油田注汽锅炉选型技术分析

， ， ， ， ， ，

(中海石油(中国)有限公司 天津分公司 渤海石油研究院， 天津 300452)

0 引 言

渤海油田稠油资源丰富，潜力巨大，亟需有效的技术手段提高运用程度。目前，南堡某稠油油田[1-2]已开展多元热流体复合吞吐技术，通过便携式多元热流体发生器产生热流体，单台额定排量为5.37 t/h，重量小于20 t，占地面积约250 m2，热流体出口温度为240 ℃，热效率可达到97%～99%。旅大某稠油油田采用蒸汽吞吐方式开发，选用立式蒸汽发生器，额定蒸发量为11.2 t/h，重量为25 t，相比于传统蒸汽发生器，体积减小68%，重量减轻58%，可产生温度为340 ℃、干度为0.8的蒸汽，热效率可达90%[3]。

渤海某稠油油田先导试验区计划新建1座井口平台，地面原油黏度为51 340 MPa·s，20 ℃时密度为1 005.2 kg/m3，属于超重质特稠油。为了加大稠油油田的开采力度，计划采用蒸汽吞吐的开采方式指导该油田的高效开发，通过综合研究，要求蒸汽吞吐时注汽速度为300 m3/d，锅炉蒸汽出口温度为370 ℃，压力为21 MPa，干度为0.9。

1 影响注汽锅炉应用的关键因素

1.1 燃料的影响

海上稠油油田开发注汽锅炉通常采用油田自产伴生气或原油作为燃料，对于有伴生气的油田，应充分利用平台自产伴生气，减少原油的消耗，且燃烧前需要经过脱水、脱油、脱硫、除尘和干燥等处理，运行时天然气的供给应保证连续不断。对于油田自产伴生气不足的稠油油田，考虑燃用平台自产原油[4]。通常不同锅炉燃烧器要求燃料油黏度须达到一定指标，这样在进机时才能更好地雾化燃烧。目前，注汽锅炉使用的燃烧器有德国扎克、美国北美、英国威力、芬兰奥林等品牌，北美燃烧器以燃油作为燃料时使用空气雾化或蒸汽雾化。空气雾化时空气经压缩调压进入油枪将燃油雾化；蒸汽雾化时蒸汽经一级压力调节阀减压至雾化分离器，汽水分离后再经二级稳压进入油枪将燃油雾化。扎克燃烧器为转杯式机械雾化，通过高速旋转的金属转杯将高温燃油雾化[5]。其次，不同的锅炉厂家对燃料油酸值、灰分、机械杂质和含水率也有一定要求，特别是含水率指标，一般要求燃料油含水率小于5%，这就对特稠油脱水工艺的设计流程提出了严格的要求。

1.2 配置型式和规模影响

注汽锅炉的筒体布置型式分卧式和立式：卧式结构技术成熟、安全性高、工作可靠性好、油品适应性强，辐射段和对流段均采用往复蛇形管结构，同时炉管采用高强度耐热合金管，并设置在线吹灰装置；立式结构体积小、重量轻、启动速度快，采用直流全盘管、底燃逆流换热，适合于海上稠油油田开发。但是从旅大某稠油油田立式蒸汽发生器运行情况看，立式蒸汽发生器如果采用原油作为燃料油，该筒体布置型式积灰问题严重，需要频繁手动(小于10 h吹灰1次)进行尾部和炉膛底部蒸汽吹灰，从而导致人工操作成本上升。

海上平台注汽锅炉主要有超临界锅炉、亚临界锅炉和超高压锅炉，不同的锅炉级别对应不同的压力等级，根据油田地层破裂压力确定锅炉级别，常用的额定蒸发量为11.2、14.2、15.0、23.0、30.0、50.0 t/h。考虑到油田后期热采井口数的调整，大排量的锅炉易造成能源浪费，所以海上平台注汽锅炉的规模依据所需热采井口数应尽量多台并联布置，以实现多井同注和单井作业。因此，对于海上稠油热采平台锅炉，选用单台额定蒸发量为15.0 t/h、23.0 t/h和30.0 t/h规模的注汽锅炉较适宜[6]。

1.3 取水方式影响

海上稠油热采注汽锅炉取水方式分为水源井和海水淡化。平台水源井一方面可以用于油田的回注水工艺，另一方面可以供给锅炉用水。水源井水是一个含有多种杂质、溶解气体和悬浮物的复杂多相体，含有的二氧化碳气体、钙、镁、亚铁离子可以引起锅炉炉管腐蚀和结垢，因此要对采出水进行处理，主要包括采出水中油脂和悬浮物处理及总硬度的软化工艺处理，整体工艺流程较为复杂，工程投资较高[7]。

海水资源丰富，但是海水水质差，硬度、矿化度高，淡化处理过程复杂。海水淡化方法有反渗透海水淡化法和低温多效蒸发法，二者处理工艺成熟、可靠。目前，稠油集输及注蒸汽系统设计规范中要求的锅炉用水水质指标见表1。

表1 稠油油田注汽锅炉用水水质标准 mg/L

1.4 余热利用影响

海上稠油油田注汽锅炉的余热利用包括排出废气余热回收和锅炉水的综合利用。废气余热回收系统可利用烟气产生热水或与热媒进行能量交换供给平台热用户，可以有效减少燃料消耗，增加热效率。通常当锅炉排烟温度大于200 ℃时，锅炉排烟烟气焓值才有利用价值[8]。

当海上平台断电或紧急关断时，为防止混输海管中的原油凝管，需要用热水进行原油置换。可以考虑使用注汽锅炉中除氧水箱中的热水，热水温度一般为80～90 ℃，也可燃烧柴油重启锅炉，锅炉在20%低负荷燃烧率下产生气水混合物，经闪蒸罐降压后输送到除氧水箱，除氧水箱在出水管处开旁路，持续对外输送置换时所需热水[9]。

2 注汽锅炉选型关键因素适应性分析

通过上述对影响海上稠油油田注汽锅炉选型主要因素的分析可知：注汽锅炉的燃料选取、配置型式和规模、取水方式、余热利用对锅炉的方案选型有一定影响。本文以渤海某稠油油田先导试验区前期研究项目为例，详细分析影响渤海稠油油田注汽锅炉选型的关键因素，展开适应性分析并提出解决方案。

2.1 燃料、脱水工艺和燃烧器选择

渤海某稠油油田先导试验区计划开采6年，不产伴生气，距离SZ36-1WHPA平台2 km。方案1可以考虑从WHPA平台引燃料气作为锅炉燃料，新建1条混输海管线，工程投资0.4亿元；方案2将平台自产原油作为锅炉燃料。注汽锅炉耗油率为61 kg/t，耗汽率为64.6 m3/t，每年运行时间按照330天计算，计算得到注汽锅炉燃油和燃气经济方案对比[10]见表2，根据经济评价结果，推荐锅炉燃料采用平台自产原油。

表2 注汽锅炉燃油和燃气经济方案对比 亿元

平台采出原油含水率大于20%，需要对原油采用静电聚结脱水工艺以达到含水率的要求。静电聚结脱水工艺适合于高含水稠油，油水分离罐顶部外置气包单独除气，内部电场区域自下而上多层水平设置，适应不同含水量乳化液在不同电场区域的多级脱水，充分利用有限电场区间，达到多级稠油强化脱水效果，乳状液的脱水率可达95%以上，且设备总体尺寸相比传统的三级分离设备减少1/3～1/2。锅炉燃烧器选用转杯式机械雾化，运行时保证燃油炉前进口压力不得低于0.4 MPa，进入燃烧器喷嘴时黏度需达到100赛氏黏度，这样可以改善燃烧工况，达到理想的燃烧效果[5]。

2.2 配置型式和规模确定

通过对国内注汽锅炉厂家调研，结合各供货厂家提供的情况，技术成熟且有相关海油供货业绩的注汽锅炉技术参数统计结果见表3和表4。注汽锅炉燃料选用平台自产原油，由表3可知：立式蒸汽锅炉比卧式蒸汽锅炉热效率低，且烟气出口温度较高，这就加剧了锅炉盘管积灰，所以推荐采用卧式注汽锅炉。

从经济角度考虑，在两方案占地面积相差不大情况下，2×15 t/h注汽锅炉方案最优，虽然前期设备投资费用稍高，但整体开发周期热采操作费低，可以节省工期费用；从技术角度考虑，2×15 t/h注汽锅炉方案装备灵活，在吞吐前期注入速度过低情况下可以实现1用1备。

表3 卧式和立式注汽锅炉相关参数对比

表4 不同排量卧式锅炉经济方案对比

2.3 取水方式确定

海上稠油油田需要一种占地面积小、费用合理、安全平稳的热采锅炉取水方式。从经济方面考虑，水源井投资大，且须先保证回注水量的要求后剩余的井水才考虑锅炉用水。海水淡化技术成熟，海水预处理中利用超滤装置代替传统的砂滤，并结合反渗透膜处理法得到的海水水质可以达到注汽锅炉用水的要求。海水淡化处理工艺流程如图1所示。海水水箱中的水经过超滤保安过滤器过滤掉悬浮物等杂质，进入超滤装置截留水中细菌、胶体、油脂和有机大分子等，接着由反渗透增压泵输送到反渗透保安过滤器中进一步过滤并添加阻垢剂，再由反渗透高压泵输送到海水反渗透装置除去海水中的盐类、小分子酸、醛等有机物，最后在淡水水箱得到注汽锅炉用水。

图1 海水淡化处理工艺流程图

2.4 余热利用方式确定

15 t/h注汽锅炉耗油率为813 kg/h，如果考虑用烟气加热水，假设排烟温度为160 ℃，为避免腐蚀经过余热回收器后排烟温度应大于110 ℃，则锅炉排烟烟气回收的热量为744 585.23 kg/h，相当于节约燃油20.68 kg/h，因此烟气余热的回收节能率仅为2.4%。显然烟气中的显热较低，回收效果也较差，且锅炉燃料采用平台自产原油，吹灰次数频繁，这些都影响锅炉烟气余热回收利用的效果，所以不推荐采用这种热量回收方式。同时，稠油油田需要12 t、85 ℃的热水用于混输海管的置换，15 t/h注汽锅炉除氧水箱容积为3.5 m3，每台15 t/h锅炉需补热水2.5 t，假设冷水温度为10 ℃，锅炉在低负荷燃烧下并经闪蒸罐到85 ℃吸热量为218 kW，折算需要柴油约22 kg，2台15 t/h注汽锅炉共需要44 kg柴油，补水时间15～25 min。

3 结 论

注气锅炉作为渤海稠油油田开采的重要设备，由于其所处的特殊环境，在设备选型时应考虑以下几点：

(1) 在渤海稠油油田开发中，为减少运行费用，注汽锅炉的燃料应首选平台自产伴生气，其次是自产原油。平台紧急关停后重新启动锅炉，可以采用柴油作为燃料油。

(2) 渤海稠油油田注汽锅炉燃料如果是天然气，宜采用多台并联布置的立式锅炉；注汽锅炉燃料如果是平台自产原油，宜采用多台并联布置的卧式锅炉。

(3) 渤海稠油油田注汽锅炉取水方式多采用海水淡化，并根据锅炉特点和平台处理工艺流程进行排烟烟气和锅炉水的余热综合利用。

[ 1 ] SUN Y T, ZHAO L C, LIN Tao, et al. Case Study: Thermal Enhance Bohai Offshore Heavy Oil Recovery by Costimulation of Steam and Gases[C] // SPE Heavy Oil Conference, 2013.

[ 2 ] 唐晓旭, 马跃, 孙永涛. 海上稠油多元热流体吞吐工艺研究及现场试验[J]. 中国海上油气, 2011, 23(03): 185-188.

[ 3 ] WANG S T, LI Y P, MA K Q, et al .Evaluation of the First Cyclic Steam Pilot in Offshore Oilfield of China[C]// SPE Enhanced Oil Recovery Conference, 2015.

[ 4 ] 徐海波, 洪毅, 王文祥, 等. 海上油田新型主发电站技术分析[J]. 中国海上油气, 2016, 28(02): 151-155.

[ 5 ] 王培, 王思平, 王宏伟. 超稠油转杯雾化燃烧器在注汽锅炉的应用[J]. 煤汽与热力, 2009, 29(12): 24-26.

[ 6 ] 吴永宁, 周英. 海上稠油热采注汽锅炉的选择建议[J]. 辽宁化工, 2016, 45(02): 223-224.

[ 7 ] 王海峰, 任福建, 刘莉. 稠油污水回用于热采锅炉中试研究[J]. 工业用水与废水, 2013, 44(01): 13-15.

[ 8 ] 李东明, 王志国, 张义详. 注汽锅炉烟气余热回收技术研究[J]. 工业锅炉, 2002 (03): 13-15.

[ 9 ] 冯逸仙. 海水淡化的技术方向及经济性[J]. 水处理技术, 2010, 36(09): 1-4.

[10] 海洋石油工程设计指南编委会. 《海洋石油工程设计指南》第2册: 海洋石油工程机械与设备设计[M]. 北京: 石油工业出版社, 2007.