海上稠油热采平台注汽锅炉工艺系统及管线计算研究

罗彭，唐敏，鞠朋朋，白宏乔，张振鹏

（海洋石油工程股份有限公司， 天津 300451）

随着海上油田勘探开发的不断深入，油藏开发难度不断加大，海上稠油油藏开发利用的紧迫性日益凸显。渤海油田在稠油热采技术海上应用领域先行先试、大胆创新，开展了大量调研和试验工作，积累了丰富成果，并已逐步大规模应用到海上稠油热采开发。本文结合渤海某稠油热采项目实例，对海上稠油热采平台的核心工艺系统——注汽锅炉系统以及高温高压蒸汽管线工艺计算进行了研究和探讨。

1 蒸汽吞吐技术方案简介

本例中采用蒸汽吞吐技术，主要工艺过程有注热、焖井、放喷、采油等阶段。蒸汽注入阶段，干度大于90%的高温高压蒸汽，在357℃@18.1MPaG状态下，通过注汽井管柱注入油藏中。日注汽量300t，单次注汽14～17天。同时将99.9%的氮气注入到注汽井环空中，起到隔热作用以减少热损失，同时防止套管过热。注蒸汽后，进入焖井阶段，一般为5天，之后由注汽井转为生产井。

放喷阶段，井流在高温高压蒸汽的驱动下举升到井口。一般持续20天，随着嘴前压力逐渐降低，当降到不足以举升井流时，需要下电潜泵采油。初始放喷阶段，放喷气中氮气含量非常高，进入到放喷分离器中，进行气液分离后进入放空管路。液相进入下游的测试放喷分离器中进一步计量测试。放喷和测试后的流体汇入生产总管中，一起进入旋流除砂器进一步处理。

上述工艺方案中，高压注汽锅炉是稠油开采的核心注汽设备。它利用所产生的高温高压湿蒸汽注入油井，加热油层中的原油以降低稠油的黏度，从而提高稠油的流动性，大幅度提高稠油的采收率。适用海上油田稠油热采的锅炉形式，多为高温高压的超临界、亚临界锅炉。本文将重点介绍适用于海上稠油热采开发的注汽锅炉工艺系统研究及相关工艺计算。

2 注汽锅炉工艺系统研究

2.1 注汽锅炉工作原理

高压注汽锅炉是卧式直流水管锅炉，它的辐射段和对流段为单路直管水平往复式排列结构，通常设计为油（气）两种燃料燃烧锅炉，炉膛烟气压力为微正压。它是利用燃料燃烧产生的热能，把一定量的水加热成为一定压力、温度和干度的湿饱和蒸汽的热能设备。

强制直流锅炉利用柱塞泵作为压力源，利用燃料燃烧热能将超纯水转化成特定压力温度和干度下的湿饱和蒸汽作为工质向油藏输入热量。本项目使用卧式高压直流注汽锅炉，属于A级亚临界锅炉（额定工作压力P范围：16.7MPa≤P＜22.1MPa）。

注汽锅炉的主要技术参数见表1：

表1 本项目注汽锅炉主要技术参数

2.2 注汽锅炉主要工艺系统及设备

（1）工艺系统介绍

注汽锅炉的主要工艺系统包括汽-水系统、通风与供气系统、燃烧系统、燃油及雾化系统、燃气系统、取样和干度控制系统、自动吹灰系统、自动控制和报警系统等。注汽锅炉主要是由锅炉本体和辅机设备两大部分组成。锅炉本体结构概括为三大段，由辐射段（即炉膛）、对流段、过渡段和给水换热器（也称为省煤器）组成。注汽锅炉辅机主要包括给水泵、疏水扩容橇、燃料油罐和供油泵、柴油罐和柴油泵等设备。

（2）压力、温度监测

锅炉汽-水流程中给水换热器管壳程进出口，锅炉过渡段均设置有压力表，提供现场指示。在锅炉蒸汽出口管线上设置有压力表以及压力传感器，锅炉出口蒸汽压力的异常由传感器促动控制盘上的报警装置发出报警及关断信号。根据锅炉安全技术监察规程要求，锅炉蒸汽出口管路上设置有两个安全阀，设定点分别为1.05倍和1.08倍的锅炉出口蒸汽操作压力。

锅炉汽-水流程中给水换热器管壳程进出口均设有温度传感器，用以监测给水换热器、对流段进出口的温度。辐射段出口亦设置有温度传感器。锅炉蒸汽出口设置有温度传感器分别向控制盘发出高温报警信号及高高温报警和关断信号。锅炉本体设有炉膛温度、热盘管壁、排烟温度等传感器进行监测。

（3）蒸汽干度监测及调节

在锅炉出口设置有干度分析仪可在线监测干度，同时通过干度分析仪在线控制燃烧器进风、燃油、燃气量，调节锅炉出口干度，始终保持在蒸汽干度92%。干度监测系统同时设置了手动取样监测的流程和功能。锅炉的蒸汽压力和干度调节是一个复杂和精细的调节过程，涉及到锅炉给水、进风、进油进气、燃烧等多个系统，需要在充分掌握整个锅炉系统的基础上，谨慎操作，保证锅炉平稳运行。

（4）辅助工艺设备及系统

锅炉给水泵将锅炉水处理系统的超纯水增压输送到注汽锅炉。给水泵一般是变频调节的高压柱塞泵，通常是手动控制变频。

疏水扩容橇主体为疏水扩容器，为立式圆柱形，顶端出口与大气联通，用于排放蒸汽，底部出口用来排放炉水。它与注汽锅炉蒸汽放空管线相连，用来减少锅炉放空时因蒸汽压力急剧下降而产生的振动和噪音，同时防止蒸汽放空管线在紧急放空时出现意外事故。疏水扩容橇也用于锅炉起炉和停炉过程中不合格蒸汽的排放。橇内设置有排放扩容器（减温减压装置）、排放水箱，以及排水泵、消音器等附属设备。

其他辅助系统如通风与供气系统、燃烧系统、燃油及雾化系统、燃气系统、吹灰系统、自动控制和报警系统等，因锅炉厂家而异，配置各有不同，在此不再赘述。

3 注汽管线工艺计算

由于高温高压湿饱和蒸汽在输送过程中存在管路阻力损失和热量损失，为保证达到注汽井口所需的蒸汽干度要求，需选择合适尺寸的蒸汽输配管路。蒸汽管路尺寸的工艺计算主要包括管路压降计算和流速计算。管路的压降计算包括两部分：平直管路的沿程流动压降和管路上的弯头、阀门等管件引起的局部压降损失。关于管路的局部压降损失，一般按照管件的当量长度折算成沿程阻力损失加以考虑。

3.1 注汽管线沿程压降计算

3.1.1 手算公式

经查阅相关标准及参考文献，两相流蒸汽管道沿程阻力压降计算主要推荐采用以下两种计算公式：

推荐公式一：

式中：ΔP1—管道的沿程阻力，kPa；G —介质的质量流量，kg/s；Di—管道内径，mm；vp—该管段内介质平均比容，m3/kg；L —管道长度，m。

推荐公式二：

式中：（ρω）—介质的质量流速，kg/(m2·s)；Di—管道内径，m，此式中长度单位为m，区别于式1。v' —水的平均比容，m3/kg；v'' —蒸汽的平均比容，m3/kg；x —蒸汽的平均干度；λ —摩擦阻力系数；K—管道的绝对粗糙度，mm，查表可得；

Ψ—修正系数，

（式2-3）

式中：ρ'' —蒸汽的平均密度；kg/m3；ρ' —水的平均密度，kg/m3；

现结合某海上热采平台工程实例，给出具体计算过程如下：

注汽锅炉出口蒸汽管线主要参数见表2。

表2 主要参数表

中间计算过程如下：

湿蒸汽平均比容：v p=x·v''+（1-x）

v'=0.0070m3/kg；

将上述参数带入公式1，得到：

通过公式2-1得到摩擦阻力系数：λ=0.0301。

介 质 的 质 量 流 速（ ρ ω ） = G /(1/4π·Di2)=993.2kg/(m2·s)，ρω＜1500，则带入公式2-3，得到修正系数：Ψ=1.0393。

将上述计算参数结果带入公式2，得到管路沿程百米压降损失为：

3.1.2 工艺模拟软件计算

基于工艺模拟软件Aspen HYSYS中常用的PR流体包，利用常规PR方程、PR-LK方程，以及适用于蒸汽管路计算的两种流体包NBS Stream、ASME Stream流体包分别计算本例下的百米管路压降，得到计算结果如图1和图2所示。

图1 PR流体包内两种方程计算结果

图2 两种适用于蒸汽管路流体包的计算结果

3.1.3 对比分析

手算公式和工艺模拟软件计算结果对比分析见表3。

表3 手算公式和工艺模拟软件计算结果对比表

3.2 注汽管线流速计算

蒸汽管路的冲蚀速度计算公式为：

式中：vc—流体的冲蚀速度，m/s；C—经验常数，间断工作取153，连续工作取122；ρm—在平均工作压力及温度条件下汽-液两相流的密度，kg/m3

本例中：ρm=1/vp=142.1kg/m3，C=122，带入公式3，得到冲蚀速度：vc=10.23m/s。

蒸汽管路的实际流速计算公式为：

式中：v—管路中蒸汽流速，m/s；Q —湿蒸汽体积流量，m3/s；A —管路截面积，m2；

本例中： Q=G·vp=0.035m3/s，A=1/4π·Di2=0.005m2，带入式3-1得v=7m/s。

经比较，v＜vc，满足管道内介质流速不应大于冲蚀速度的要求。

3.3 结论

经过上述计算过程和对比分析，选择4”蒸汽输送管线满足规范和实际使用要求。为保证油藏的注热量，根据工程经验，对注汽管路干度损失，一般控制在每公里损失1%的干度范围内。

4 结束语

本文对稠油热采技术进行了介绍，结合海上稠油热采项目工程实例，研究了注汽锅炉系统的主要工艺流程和设备，重点对高温高压蒸汽管线工艺计算进行了分析探讨，为海上稠油热采工程项目提供了一定的参考和借鉴。

◆参考文献

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