提高SAGD热效率技术研究*

2019-06-03任宝铭辽河油田特种油开发公司

石油石化节能 2019年5期

任宝铭（辽河油田特种油开发公司）

热力采油是目前世界上规模最大的提高采收率工程项目，主要应用于稠油油藏和高凝油油藏的开采。热力采油技术已经形成了以蒸汽吞吐、蒸汽驱、热水驱、火烧油层和蒸汽辅助重力泄油（SAGD）为代表的主体技术框架。随着辽河油田在近30年的稠油开发实践中，逐步形成了一整套适合辽河油田稠油开发的配套技术来改善稠油的流动能力和提高采收率。在辽河油田二次开发高效热采和方式转换，SAGD采油技术取得了突飞猛进的发展，已经成为了大幅度提高稠油采收率尤其是蒸汽吞吐后期稳产的重要手段，开采技术达到国内领先水平。

SAGD产出液温度高、井口压力高、换热冷源少等特点提高了配套工艺的技术要求，与国外已经实施的SAGD油藏比，辽河油田面临油藏埋藏深、操作压力高、大排量举升要求高等系列难题，因此提高SAGD效能需要从几个关键方面着手，一是努力提高油汽比；二是采用高效可靠的举升工艺；三是提高注汽热效率；四是热能综合利用回收；五是准确的计量及高效的脱水工艺，同时SAGD开发处于油田滚动开发中后期，如何和已经建成的完备的蒸汽吞吐地面配套和工艺设施合理结合也是提高SAGD效能的关键问题。

1 SAGD发展概况

1.1 SAGD开发现状

曙一区超稠油主要采用两种开发方式，蒸汽吞吐和SAGD，其中在杜84块的馆陶、兴Ⅰ组合兴Ⅵ组三套油层共部署了109个SAGD井组，含有面积4.29 km2，地质储量3 355×104t[1-2]。一期规划SAGD开发48个井组和二期扩大部分井组转驱完成，目前日注汽量10 482 t/d，日产液量12 203 t/d，日产油量2 389 t/d，油气比0.20（图1）。

1.2 SAGD工艺技术发展现状

自2007—2011年SAGD顺利由先导试验进入到了工业化推广阶段，配套的工艺技术体系能够满足辽河油田SAGD开发需要，由零散的单井设计发展到工业化集约型地面配套建设。注汽系统由先导试验分散式就近注汽改为集中供汽给环形干线注汽管网再分支注汽，增大注汽站规模井提高热能利用率，同时合理分布蒸汽计量分配点；举升系统实现了全部国产化应用，同时根据辽河油田具体SAGD井生产情况优化升级，包括长冲程大载荷抽油机配套国产大排量耐高温管式泵、双管分离悬挂井口装置、国产耐高温光杆密封器及井口安全控制系统、井下多点温度压力实时监测系统等；集输系统由先导试验的单井换热改为高温集输汇合后集中换热，即各单井产出液进入到计量接转站经高温输油工艺系统直输至集中换热站，统一换热降温后进入联合站进行常规二段热化学沉降脱水处理[3-4]。

图1 辽河油田SAGD开发一期工程+二期工程生产现状曲线

2 提高效能主要做法

2.1 提高现有系统热效率和减少热损失

SAGD技术采油过程中需要向油层注入大量高干度蒸汽，需要消耗大量燃料，也产生大量余热，提高系统热效率可以实现热能高效利用，同时保证井底蒸汽干度，注汽系统产生的热量有效地加热油藏，提高洗油效率，增大泄油速度，因此在现有工艺技术条件下，尽可能的通过技术改造和工艺优化减少系统热损失是提高SAGD效能的有效办法。目前SAGD工艺热损失严重，锅炉损失20%，汽水分离器分离水损失5%，蒸汽输送损失4%，产出液输送损失15%，地面总消耗44%。注汽井筒损失10%，采油井筒损失7%，油层消耗39%，地下消耗56%。目前SAGD工艺吨油操作成本为800元/t，采油成本相对较高。

目前SAGD注汽系统采用是大吨位注汽锅炉+汽水分离器方式发生95%以上干度蒸汽，同时排出高温分离水，同时SAGD产出液携带大量余热，具体情况如下：

1）锅炉高温烟气余热。目前SAGD每天注汽锅炉燃煤消耗3×104m3，过量空气系数在1.2～1.8，排烟温度在230～320℃，此时的锅炉效率为72%～85%，若按锅炉平均效率82%，散热损失为5%，由于燃气锅炉不存在机械不完全燃烧热损失以及灰渣热损失，排烟损失为13%，按照天然气热值为3 800 kJ/m3，每天废热量为2.01×109kJ热量。

2）汽水分离器高温分离水余热。高温锅炉产生的饱和蒸汽在输至分配间之间需进行汽水分离达到SAGD工艺，目前SAGD工艺产生的高温分离水约为4 800 m3/d，高温分离水温度为180℃，热焓为763 kJ/kg，此部分饱和水的焓总量为3.6×106kJ。

3）采出液的高温余热。SAGD工艺采出液不仅量大，约为12 000 m3/d，温度较高，在155～185℃，此时高温采出液焓值为650～780 kJ/kg，若按720 kJ/kg计算，采出液热焓为8.64×107kJ。

目前SAGD注汽工艺影响加热炉效率高低的主要因素是两项热损失：排烟热损失、表面热损失。降低排烟温度可以明显地提高加热炉的热效率，排烟温度每降低50℃，排烟热损失可降低2%～3%，相应地锅炉效率可增加2%～3%，因此蒸汽锅炉可以采用如下改进措施：

1）保持换热面的清洁，增强换热能力，可以降低排烟温度。具体可以配置合适的吹灰器定期吹灰，采取除垢清蜡措施维持换热内表面的清洁。

2）增加对流段的传热面积。如增加对流烟管或钉头烟管。

3）在加热烟管尾部设置空气预热器（列管式、回转式和热管型）。进入对流室的烟气温度一般在400℃左右，冷进料取走了约200℃的热量。利用剩余200℃高温烟气的能量是提高热效率的关键所在。采用热管式空气预热器加热空气，可使加热炉的烟气温度由230℃降低到165℃左右，达到了较为理想的效果。

4）加热炉送风自控系统，实现送风优化控制。过量空气系数过大或过小都对燃烧不利，都会使不完全燃烧损失和排烟热损失增大，通过自控送风改进，可以使送风量和燃料量相匹配，热效率提高6%以上。

5）采用经济合理的地面管线保温层，从经济性、保温性能以及防水性上综合分析，可使用气凝胶+陶瓷纤维毡的保温结构。

2.2 高效经济的水处理

目前SAGD注汽工艺是直流锅炉+汽水分离器组合形式，可以实现出口干度大于或等于95%，井底大于或等于70%，为了实现过热蒸汽发生必须采用汽包锅炉或过热直流锅炉，而锅炉发生100%干度蒸汽就意味着没有可以携带高离子浓度的液相，这就对水质提出了严格要求，借鉴国外SAGD过热蒸汽技术同时结合辽河油田锅炉供水现状，可以采用蒸汽机械压缩水处理技术（MVC）和多效闪蒸水处理技术（MED）将SAGD产出污水通过垂直薄膜蒸发技术处理成汽包炉可以用的蒸馏水，而由于没有汽轮机对水质的严格要求，油田汽包炉可以降低水质标准，从而提高经济性，但是降低水质标准必须要满足油田注汽用汽包炉长期安全运行[5-8]。

汽包炉+MVC水处理技术（或者过热直流锅炉+MED）作为过热蒸汽发生技术框架可以大大提高SAGD效能，具有明显技术优势：采用MVC蒸发技术的SAGD水处理系统，运行成本比传统水处理系统低6%～10%；蒸发系统不会产生大量高含水的固体污泥；可大大减小和简化直流锅炉排污浓缩废液处理和热量回收系统；可将含油污水精细处理回用于汽包锅炉系统，省去了传统流程中的过滤、离子交换，及部分预除油设备。

目前辽河油田过热蒸汽发生试验工程已经全面启动，2014年汽包炉和MVC（MED）水处理技术开展现场中，通过试验应用形成SAGD过热蒸汽注入、水处理主体技术框架，制定适合SAGD汽包炉的水质标准，可以在汽包炉运行经济性与安全性的前提下，对MVC相应的水处理环节进行调节。

MVC虽然是高效的水处理技术，但是经过测算，吨液处理成本为15.6元，SAGD工业化推广存在着运行成本较高的问题，为了提高SAGD效能，必须选择经济合理的水处理技术，分渗透膜技术是个适合的选择。反渗透水处理技术广泛应用于工业和民用，它利用压力差为动力，将溶液中的盐分通过特定的半透膜分离到废浓液水中，从而获得含盐量很低的产品水，可以大大降低工人的劳动强度，又可提高整个水处理工艺的运行水平和自动化程度。相对于MVC等水处理技术，反渗透膜技术具有处理成本低、操作简单等特点，MVC处理技术经过测算运行成本为15.6元/t，膜处理技术成本仅为6.9元/t，不足是只能处理60%～70%含油污水，因此可以采用膜处理技术+MVC处理结合的方式来实现经济合理的水处理组合，MVC处理剩余的20%～30%污水，综合成本不到10元。

2.3 气体回注及辅助生产

辽河油田实施SAGD开采稠油的过程中，用于提供大量水蒸气的燃油锅炉同时每年向大气中排放了大量的温室气体和污染物（N2、CO2为主），严重污染了环境。为解决这一问题，将收集、处理后的锅炉烟道气伴蒸气注入地层，既起到增大蒸汽腔体积、保持地层压力和减少稠油黏度的目的，同时避免了锅炉烟道气直接排放到空气中污染环境的问题。

由于SAGD生产是连续注汽，蒸汽超覆现象非常明显，射孔井段上部油层的温度升高较快，一旦温度升高到顶水区域，对SAGD试验甚至整个油藏开发产生非常不利的后果。研究表明，N2、CO2、烟道气都可作为辅助提高SAGD开发效果的非凝析气体，同时针对杜84块馆陶油层特点，N2是最合适的非凝析气体，加入N2能够降低蒸汽腔上部的分压，从而降低上部的温度，目前辽河油田已经成功实施注N2辅助SAGD生产段塞式注入，取得了理想效果，而加入CO2则能够降低原油黏度，起到改善开发效果的作用，所以加入烟道气可以具有N2和CO2的双重作用。经济评价结果表明，注烟道气的投入产出比最高为5.22，注气辅助SAGD能够降低采油成本，提高经济效益。

2.4 SAGD产出液热能利用

SAGD产出液量将注入井下的1/3热量携带出来（产出液温度150～180℃），如何利用这部分热能可以是提高SAGD效能的重要举措，同时也解决了SAGD规模化转驱带来的热量无法消化问题（产出液温度需降低至热化学沉降脱水的温度90℃），SAGD后续发展可以采用两种热能利用方式，一是将SAGD产出液热量换热给蒸汽吞吐的热量需求，目前稠油生产蒸汽吞吐地面伴热采用的是燃煤炉加热导热油方式，可以利用SAGD热量加热导热油实现蒸汽吞吐伴热；二是将产出液热量直接换热给锅炉供水温度提升，对锅炉供水预加热，节省燃料。

1）替换燃煤炉伴热。利用SAGD采出液余热伴热技术在合适位置的伴热单元摆设浮头式换热器，将附近SAGD高温产出液分流至换热器，利用SAGD采出液余热作为换热热源对导热油介质进行加热，达到为输油管线提供热量以保持超稠油良好流动性的目的。

杜84块SAGD开发已经成功开展实施SAGD采出液余热伴热技术，用以取代燃煤炉伴热单元，该伴热单元所伴热的吞吐平台温度稳定，运行平稳，满足了超稠油开发生产要求，年节气14×104m3，节省成本27万元，下步可以推广该工艺技术，预计年节气84×104m3，直接节省成本166万元/a。

2）对锅炉用水密闭直供预升温。产出液余热应用于注汽锅炉干线供水的工艺原理为利用SAGD高温产出液对注汽锅炉用的软化清水换热升温，SAGD产出液温度降至脱水需要的90℃左右，而锅炉用水提升至130℃，需要对目前的注汽工艺进行改造，实现密闭输水直供锅炉，取消现有敞口缓冲水罐。水温的预提升可以降低锅炉燃料消耗，预计可以节气3 650×104m3，年节省成本7 200万元以上，经济效益显著，同时解决了SAGD规模转驱热量无法消化问题，预计可以满足SAGD规划的88个井组的转驱（图2）。