郭金鵬 遼河油田特種油開發(fā)公司

SAGD高干度集中注汽地面配套工藝技術

郭金鵬 遼河油田特種油開發(fā)公司

SAGD是稠油蒸汽吞吐接替技術，遼河油田從20世紀90年代開始進行SAGD采油工藝的研究與實踐，2003年8個井組先導性試驗取得成功后，順利進入到規(guī)模實施階段。為了不斷提高開發(fā)水平和改善生產效果，SAD配套工藝技術逐步升級，尤其SAGD高干度注汽系統(tǒng)配套技術更是日臻完善，并取得了顯著的應用效果。同時為了進一步改善開發(fā)效果，開展了國內首例油田用MVC水處理及汽包爐現(xiàn)場試驗，為過熱蒸汽應用提供技術支持。

SAGD；注汽地面配套工藝；高干度注汽；過熱蒸汽；油氣比

引言

1996年，遼河油田曙一區(qū)超稠油區(qū)塊采用蒸汽吞吐開采方式投入工業(yè)性開采，2000年起生產規(guī)模突破100×104t/a，現(xiàn)年產量127×104t。在沒有新井產能接替的情況下，常規(guī)的蒸汽吞吐開發(fā)產量遞減快、采收率低等突出問題無法保證油田的持續(xù)穩(wěn)產[1]。作為注蒸汽熱采的一種高效采油方式，蒸汽輔助重力泄油（SAGD）是蒸汽吞吐后期提高采收率的接替性技術，適合于開采原油黏度非常高的超稠油油藏或天然瀝青，其采油機理是從注汽井不斷注汽擴展蒸汽腔來加熱邊緣油層，原油和冷凝水依靠重力沿著蒸汽腔內壁從生產井采出[2]。根據(jù)國外SAGD開發(fā)方式篩選標準，曙一區(qū)杜84塊油藏適合SAGD開發(fā)的超稠油儲量有4 703×104t，與蒸汽吞吐開采方式相比可提高采收率25.2%，增加可采儲量1 187×104t。據(jù)此，遼河油田在曙一區(qū)杜84塊北部建立試驗區(qū)，開展直井與水平井組合SAGD先導試驗（共計8個井組）。經過兩年探索與實踐，順利完成了先導性試驗，而后在已經形成的配套技術系列基礎上開展了規(guī)模實施，目前一期工程48個井組也順利轉驅完成，達到預期開發(fā)指標。隨著開發(fā)深入不斷升級和完善，緊密圍繞生產特征所建立的SAGD高干度注汽、大排量舉升工藝和地面高溫集輸系統(tǒng)，在工藝適應性、提高油汽比、提高開采效能和安全環(huán)保等方面都取得了諸多技術突破，尤其地面注汽工藝的集約性和高效性發(fā)展，對SAGD生產效果的改善和長遠發(fā)展是不可或缺的。

1 總體技術路線

SAGD注汽要求進入地層的干度越高越好[3]，先導試驗階段采用直流鍋爐配套球形汽水分離器來獲取高干度。由于地面管線和井筒的熱損失，僅能保證蒸汽進入油層的干度在60%～70%之間。油藏埋藏越深，這種工藝的技術局限性越突出，生產效果越差。采用過熱蒸汽來提高和控制進入油層的蒸汽干度，是未來決定SAGD注汽效果的核心技術。國外已經開始了SAGD過熱蒸汽的試驗與實施[4]：采用蒸汽機械壓縮水處理技術（簡稱MVC）處理SAGD生產污水，使其達到油田礦場用汽包鍋爐的水質標準。這種工藝方式的先進性在于既可提高蒸汽的熱能利用效率，又實現(xiàn)了水資源循環(huán)利用。這種工藝技術目前國內油田尚無先例，其相關技術、設備及參數(shù)均需要經過現(xiàn)場試驗才能確定，這至少需要2～3年的時間才能完成，所以為了SAGD規(guī)模實施的順利進行，結合油藏工程規(guī)劃和現(xiàn)有工藝水平確定了遼河油田SAGD總體的注汽系統(tǒng)技術路線。

遼河油田曙一區(qū)SAGD總體注汽系統(tǒng)技術路線：第一批31個SAGD井組采用現(xiàn)場已經較為成熟的注汽技術，即直流鍋爐集中注汽＋汽水分離器+干線輸送+蒸汽計量點+分支注汽管線去注汽井，并在此期間開展二期工程技術路線研究，開展過熱蒸汽發(fā)生和相關水處理現(xiàn)場試驗。這樣的技術路線既能保證現(xiàn)有地面注汽工藝繼續(xù)合理沿用、規(guī)模轉驅順利實施，同時也為下一步繼續(xù)擴大生產規(guī)模做最好技術鋪墊。

2 地面配套工藝

目前曙一區(qū)SAGD注汽系統(tǒng)主體配套工藝為：鍋爐用水和SAGD高溫產出液換熱升溫后去SAGD集中注汽站（多臺23 t/h或50 t/h注汽鍋爐集中建站），產生的75%干度蒸汽再經過汽水分離器將干度提高至接近100%后進入綜合注汽干網(wǎng)，所有注汽站產生的蒸汽都匯集到綜合管網(wǎng)中，再通過支干線去蒸汽計量間分配至注汽井，各注汽井根據(jù)需求取汽，相對于以往的一臺鍋爐對應一口井的集中注汽方式不僅節(jié)約投資和地面建設面積，而且系統(tǒng)分配蒸汽更加靈活和合理。

繞陽河東注汽管線呈支狀布置，館陶、興I、興VI總共所需的注汽量為240.55×104t/a，集中注汽管網(wǎng)覆蓋杜84塊所有SAGD注汽井，集中注汽方式的不同管線見表1。

表1 集中注汽方式的不同管線

根據(jù)方案要求和實際地面條件綜合研究結果，布置了2座大型集中注汽站和86 km的不同管徑的注汽干線和支線。

2.1 汽水分離及蒸汽分配計量技術

在借鑒熱電廠所用旋風式汽水分離器的基礎上，結合油田現(xiàn)場實際情況，開發(fā)研制了新型的球形汽水分離器系統(tǒng)，包括汽水分離器、等干度分配器、分離水控制系統(tǒng)和余熱回收裝置，并使其分離干度達到99%以上，滿足了高干度注汽的工藝技術條件。汽水分離器采用旋風分離方法，綜合了離心分離、重力分離及膜式分離作用來進行汽水分離。

為檢驗球形汽水分離器汽水分離效果，采用了鈉度計法（PNa電極法）、光譜分析法、污水排量計算法三種方法對分離器出口蒸汽的干度進行測定，從檢測數(shù)據(jù)可以看出，分離后蒸汽干度達到了95%以上，能夠滿足SAGD操作要求，測定數(shù)據(jù)見表2。

表2 分離器出口蒸汽干度數(shù)據(jù)

2.2 蒸汽干度與流量在線監(jiān)測系統(tǒng)

先導試驗階段的蒸汽分配計量相對容易，因為計量是在汽水分離器出口，干度接近100%。SAGD規(guī)模實施考慮到投資和用地，采用集中建站、綜合管網(wǎng)供汽方式更為合理，在這種情況下，蒸汽需經過干線長距離輸送到注汽井井場分配計量后去往各注汽井，這時各管線內蒸汽干度和流量將出現(xiàn)較大差異，從而導致原有的測量方法不能滿足生產需要的精度要求。為此必須解決在集中供汽條件下的單井流量、干度的準確計量問題，否則將不能實現(xiàn)集中供汽。

目前，國際上比較成熟可靠的濕蒸汽流量測量裝置主要有γ射線密度計-渦輪流量計-文丘利管組合裝置（組合裝置一）、γ射線密度計-網(wǎng)狀靶組合裝置（組合裝置二）和聯(lián)合式濕蒸汽流量-干度測量裝置（組合裝置三）。對這3種裝置進行綜合比較的結果見表3。通過表3對比可知，組合裝置三即聯(lián)合式濕蒸汽流量-干度測量裝置具有投資和運行費用低、操作管理方便的優(yōu)點，同時主設備不存在任何運動部件、可靠性高、維護量小，技術成熟可靠，并且有現(xiàn)場運行的實例。

表3 濕蒸汽流量測量裝置比較

2.2.1 測量原理的理論分析

將標準孔板與經典文丘里管串聯(lián)于濕蒸汽管道中，根據(jù)質量守恒定律，流經兩流量計的質量流量相同。管道經良好保溫處理，忽略沿程熱量損失及壓力損失，濕蒸汽無相變，則流經兩流量計的濕蒸汽干度也相同，這樣兩質量流量方程中只有質量流量Qm與干度x兩個未知數(shù)，聯(lián)立方程求解，即可得出x值。將得出的干度值x代入質量流量方程求出瞬時質量流量，再對時間積分得出累積流量。

2.2.2 計量設備設計

通過理論分析研究，設計出了濕蒸汽流量及干度測量儀，見圖1。該測量系統(tǒng)由經過標定的標準孔板、經典文丘里管作為一次測量元件，高精度壓力傳感器、智能型差壓變送器轉換并傳輸標準信號，標準4～20 mA信號經I/V轉換成1～5 V電壓信號，進入高速數(shù)據(jù)采集卡。最后在工控機中根據(jù)壓力信號調用汽、水性質模塊，計算出飽和水、飽和蒸汽的密度，以及比焓、汽化潛熱，從而算出濕蒸汽的干度、質量流量、載熱量，同時對質量流量、載熱量進行累積運算。

圖1 濕蒸汽流量及干度測量元件

經過現(xiàn)場試驗與應用，蒸汽干度與流量在線監(jiān)測技術能夠對SAGD高干度蒸汽進行準確計量，干度計量誤差±3.6%，質量流量最大誤差4.88%，不同干度下最大流量偏差絕對平均值2.8%，有效地保證了SAGD注汽效果。

2.3 分離水熱能利用及處理技術

在目前SAGD高干度注汽工藝條件下，汽水分離器要排出總發(fā)生汽量25%的高含鹽水，這就帶來兩個問題：①這部分分離水具有很高的壓力和溫度，直接排放造成浪費；②分離水是高含鹽水，處理不當會造成污染。將高溫分離水用于鍋爐給水預升溫是最有效的熱能利用手段，熱量回收后的低溫水進入分離水回收干線輸至污水處理廠也易于處理。

從現(xiàn)場實際運行情況來看：鍋爐給水溫度從26℃升高到130℃左右，汽水分離器分離水溫度從280℃下降到40～60℃，熱能得到了有效利用，鍋爐對流段入口溫度在130～140℃之間，系統(tǒng)運行平穩(wěn)。

2.4 注汽管線保溫材料優(yōu)選

依據(jù)《工業(yè)設備及管道絕熱工程設計規(guī)范（GB 52064—97）》，優(yōu)選SAGD注汽管線高效、環(huán)保的保溫材料，可以降低能量損失，提高蒸汽干度，提高SAGD開發(fā)效果。選取了三種保溫材料在曙采熱注一區(qū)25#爐出口管線上進行現(xiàn)場安裝和測試。對比保溫效果，在無陽光照射條件下對試驗段進行測試，在每段管線上任意選取3處進行測試（每個測試點間隔5 m以上），對每個測試點進行8個方向的外表面溫度測試，4個方向的外表面熱流密度測試，經過測試數(shù)據(jù)對比，按照保溫效果進行了排序，陶瓷纖維針刺氈、復合硅酸鹽的保溫平均散熱量低于標準年均條件下的散熱量（209 W/m2）。

2.4.1 保溫材料的熱損失計算及對比

注汽管線熱損失計算公式

式中Q1為管線的熱損失（W）；rins為絕熱層外徑（m）；Ts為蒸汽溫度（℃）；Ta為大氣溫度（℃）；l為管線分段長度（m）；Utl為總傳熱系數(shù)（W/（m2·℃））。

式中rto為管子外徑（m）；λins為保溫材料導熱系數(shù)（W/（m·K））；hf為保溫層外表面與空氣的對流換熱系數(shù)（W/（m2·K））。

式中Vw為風速（m/s）。

上述計算公式中有關常數(shù)的選取：年平均溫度取8.3℃；年平均風速取3.8 m/s；硅酸鋁纖維毯導熱系數(shù)取0.049 W/（m·K）；硅酸鹽復合保溫導熱系數(shù)取0.084 W/（m·K）（檢測報告提供數(shù)據(jù)）。

按照上述計算公式可得出，復合硅酸鹽管殼導熱系數(shù)λ=λ0+0.000 15(Tm-70)=0.072（W/（m·K））。

由表4可以看出，使用硅酸鋁纖維毯比硅酸鹽復合保溫減少熱損失合計為760.56 kW。

表4 硅酸鋁纖維毯與硅酸鹽復合保溫材料對比分析

2.4.2 保溫材料的經濟性能對比

使用硅酸鋁纖維毯比硅酸鹽復合保溫材料減少的熱量損失將節(jié)省燃料費287.8萬元/年，使用硅酸鋁纖維毯比復合硅酸鹽管殼減少的熱量損失將節(jié)省燃料費204.49萬元/年，即每年使用硅酸鋁纖維毯比使用硅酸鹽復合保溫節(jié)省費用287.8萬元，比使用復合硅酸鹽管殼節(jié)省費用204.49萬元。

經計算，使用硅酸鋁纖維毯比硅酸鹽復合材料保溫材料增加一次性投資259.45萬元，比復合硅酸鹽管殼增加一次性投資305.41萬元，即投資回收期1.5年。

2.5 集中供汽及長距離輸送

隨著SAGD規(guī)模實施不斷推進，SAGD井組數(shù)不斷增加，對注汽量的要求也大幅度增加，先導試驗的分散注汽已經不能滿足現(xiàn)場生產需要，為了突破地面條件和投資的制約，集中注汽方式成為了首選[5]。集中注汽具有多項優(yōu)勢：管帶緊湊、流程簡化、占地少、投資低，有利安全環(huán)保和施工，布站方式優(yōu)、缺點對比見表5。

表5 布站方式優(yōu)、缺點對比

注汽管線材質選用高壓鍋爐用無縫鋼管，管線壁厚的計算采用《工業(yè)金屬管道設計規(guī)范》中承受內壓直管的厚度計算公式，干度降及汽水分離裝置計算結果見表6。

表6 干線及支線的每公里壓降及干度

根據(jù)現(xiàn)場管線實際長度，注汽管線總壓降最大3.83 MPa，注汽鍋爐出口壓力14 MPa可保證井口壓力大于10 MPa。故確定了鍋爐額定壓力14.1 MPa，管線耐壓等級14 MPa。

3 技術攻關及發(fā)展方向

對于SAGD工業(yè)化推廣，采用過熱蒸汽提高生產效果、進一步提高油氣比是注汽系統(tǒng)核心攻關方向，為了實現(xiàn)過熱蒸汽必須相應配套關鍵技術，包括汽包鍋爐、MVC水處理系統(tǒng)等。

3.1 汽包爐

對于SAGD開采來說，加熱油層是利用蒸汽的汽化潛熱，注入地層的飽和水的熱焓是沒有意義的，只會增加熱損失和采油成本。理想情況是進入油層的是干度為100%蒸汽。鍋爐出口蒸汽應是過熱蒸汽[6]，才可能實現(xiàn)油層100%的干度。注汽干度直接影響SAGD的油汽比指標，井下蒸汽干度越高，油汽比越高。商品率隨油汽比而提高，所以提高井底的蒸汽干度，可進一步降低生產成本，才有可能放寬實施SAGD的技術界限，在更寬的范圍內來推廣這項技術，從而實現(xiàn)SAGD規(guī)模實施。廣泛應用于電力行業(yè)燃煤汽包爐是一項生產過熱蒸汽的成熟技術，并且從60年代就實現(xiàn)了國產化，可以用煤、油、氣來作燃料，有利于實施燃料結構調整，同時汽包爐排量大、熱效率高，適合SAGD開發(fā)的生產特點。

大型燃煤汽包爐的水質要求高，電站用水可以循環(huán)使用，僅補充3%～5%的清水，降低了水處理難度。油田注汽用水注入地下后和原油及油層水混合采出，用傳統(tǒng)水處理工藝將采出水再次處理為鍋爐的合格用水，成本非常高，所以長期以來油田無法推廣使用汽包爐注汽。

國外機械壓縮蒸發(fā)法水處理（MVC）技術解決了水處理的技術瓶頸，可實現(xiàn)油田污水經濟處理后滿足汽包鍋爐的水質要求。

3.2 機械壓縮蒸發(fā)法水處理技術

SAGD采出液一般具有高堿度、高硅含量、高氯化鈉含量等特點，水處理難度大、處理費用高,通常將含油廢水處理后回用于注汽鍋爐作為給水，廢水處理占采油生產總成本的很大比例，因而需要選擇合理的廢水處理技術。同時產生過熱蒸汽的汽包爐要求水質很高，使得汽包爐長期以來不能在油田注汽中推廣。國外機械壓縮蒸發(fā)法水處理（MVC）技術可實現(xiàn)油田污水的低成本處理，水質符合汽包爐的進水水質要求，為油田注汽采用汽包爐創(chuàng)造了條件。目前已經在曙一區(qū)開展現(xiàn)場中試，處理規(guī)模達到21 m3/h，產品水電導率＜60 μS/cm，硬度＜0.1 mg/L，達到工業(yè)汽包鍋爐用水指標。

[1]王旭．遼河油田稠油開采技術及下步技術攻關方向探討[J]．石油勘探與開發(fā)，2006（4）：484-490.

[2]郭建春，唐海，李海濤，等．油氣藏開發(fā)與開采技術（下）[M]．第1版．北京：石油工業(yè)出版社，2013：815-818.

[3]萬仁溥．采油技術手冊（下）[M]．第1版．北京：石油工業(yè)出版社，2000：351-359.

[4]徐可強．稠油油藏過熱蒸汽吞吐開發(fā)技術與實踐[M]．第1版．北京：石油工業(yè)出版社，2011：157-190.

[5]楊建平．SAGD過熱蒸汽輸送系統(tǒng)熱力分析及優(yōu)化技術研究[C]//重油和油砂開發(fā)技術新進展，中加重油和油砂技術交流會，加拿大卡爾加里，2012，石油工業(yè)出版社：2012：117-121.

[6]楊立強，林日億．蒸汽輔助重力泄油中注過熱蒸汽技術研究[J]．油氣地質與采收率，2007（5）：62-65.

（欄目主持 張秀麗）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.9.020

郭金鵬：工程師，2005年畢業(yè)中國石油大學（北京）石油工程專業(yè)，現(xiàn)任遼河油田特種油開發(fā)公司工藝研究所采油室室主任。

2015-05-05

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