劉斌 楊德卿 許艷 齊國超（中國石油遼河油田分公司）

超稠油SAGD開發(fā)中的熱能綜合利用

劉斌 楊德卿 許艷 齊國超（中國石油遼河油田分公司）

SAGD作為超稠油蒸汽吞吐開發(fā)中后期接替技術，其主要生產(chǎn)特點是高溫高壓，伴隨著大量的熱能產(chǎn)生，充分利用產(chǎn)生的熱能可節(jié)省更多的燃料消耗。近年來，遼河油田致力于SAGD開發(fā)熱能綜合利用研究，通過鍋爐及流程改造，聯(lián)合站加裝換熱裝置，著力提高SAGD熱效率，使注汽高溫分離水和高溫產(chǎn)出液的熱能得到充分有效利用，預計年減少天然氣用量4004× 104m3，減少污水外排347×104m3，實現(xiàn)了污水零外排，節(jié)約清水252×104t。在節(jié)能減排和降本增效方面見到了突出成效，為進一步提高油田效益探索出一條有效的途徑。

超稠油；SAGD；熱采；熱能綜合利用

超稠油就是原始油藏條件下，地面脫氣原油黏度超過5×104mPa·s、20℃相對密度大于0.98的原油，常溫下不易流動；但超稠油熱敏性強，在溫度高于80℃時即可流動；油品性質決定開采過程主要依靠“熱”能[1]，超稠油開采方式主要為蒸汽吞吐。隨著油田開發(fā)階段深入，蒸汽吞吐開采方式進入中后期，其局限性逐漸暴露出來：單井產(chǎn)量遞減加快，遞減率大；生產(chǎn)成本不斷攀升，注1000 t蒸汽才產(chǎn)200 t原油，油汽比僅為0.2，部分油井接近廢棄邊緣。為了有效提高超稠油開發(fā)效果，保證產(chǎn)量規(guī)模的同時實現(xiàn)效益開發(fā)，2005年遼河油田公司開始進行開發(fā)方式轉換SAGD試驗，取得了顯著效果。通過熱能的綜合利用，極大地降低了燃料消耗，使SAGD開發(fā)噸油成本大幅降低。井組轉SAGD后操作成本較吞吐降低230元/t，在有效提高油田最終采收率的同時也獲得了可觀的經(jīng)濟效益。

1 超稠油SAGD開發(fā)機理和生產(chǎn)特點

1.1 SAGD開發(fā)機理

SAGD（蒸汽輔助重力泄油）技術是開發(fā)超稠油的一項前沿技術，其理論首先由R.M.Butler博士于1978年根據(jù)注水采鹽原理提出的，即注入淡水將鹽層中的固體鹽溶解，高濃度的鹽溶液因其密度大而向下流動，密度相對較小的水溶液則浮在上面，上面持續(xù)注水，下部連續(xù)采出高濃度鹽溶液。高濃度鹽溶液向下流動的動力就是水與含鹽溶液的密度差，這一原理應用到注蒸汽熱采過程中就產(chǎn)生了重力泄油的概念。

對于在地層原始條件下沒有流動能力的高黏度超稠油，要采出原油，首先需加熱油層降低黏度，使其具有流動性，其次要在注采井之間建立熱連通即經(jīng)歷油層預熱階段；此后注入的高干度蒸汽向上超覆在地層中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及側面移動擴展，與油層發(fā)生熱交換，被加熱的原油和蒸汽冷凝水由于重力而向下流動到生產(chǎn)水平井中，進而被采出；而蒸汽腔則彌補被采出的原油體積，這個階段就是SAGD階段。

1.2 SAGD生產(chǎn)特點

遼河油田公司超稠油SAGD開發(fā)于2005年開始正式實施，截至目前已經(jīng)轉入57個井組，日注汽超過1.2×104t，日產(chǎn)油水平達到3000 t，年產(chǎn)油達到100×104t規(guī)模。SAGD生產(chǎn)具有以下特點：

1）注汽井注入蒸汽干度高，注汽鍋爐產(chǎn)生75%干度的蒸汽，經(jīng)汽水分離器分離后，99%以上干度的蒸汽注入地下油層，同時產(chǎn)生25%、溫度達到278℃的高含鹽污水。

2）生產(chǎn)井產(chǎn)出液溫度高、液量高，生產(chǎn)井井口壓力一般1.0～1.2 MPa，單井日產(chǎn)液量300～500 t，井口溫度可達到180℃，屬于高溫高壓生產(chǎn)[2]。

3）生產(chǎn)井產(chǎn)出液需要密閉集輸，經(jīng)換熱器換熱后才進入聯(lián)合站脫水進行油氣水分離外銷。

2 SAGD熱能利用的必要性

2.1 超稠油持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展

經(jīng)過近20年的開發(fā)，特油公司目前采出程度達到30%，已處于吞吐開發(fā)中后期，超稠油開采已進入快速遞減階段。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，存水達到800×104t，致使蒸汽注入地下后熱利用率低，熱損失大，油汽比逐年降低，目前年油汽比僅為0.20。要保證超稠油的持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展，必須提高SAGD熱能利用，有效提升“熱”效益。

2.2 降低超稠油開采成本

隨著超稠油開發(fā)進入中后期，穩(wěn)產(chǎn)難度越來越大，注汽量逐年增加，油汽比下降，受油汽比降低及材料上漲的影響，原油開采成本逐年升高，開采效益逐漸變差[3]。開發(fā)初期成本402元/t，到目前已經(jīng)上升到了1647元/t。SAGD作為油田開發(fā)穩(wěn)產(chǎn)的主要手段，需要注入高干度蒸汽，約5 t蒸汽采出1 t油。在SAGD開采成本中，燃料費用占操作成本的80%以上，需要大量的熱能來維持穩(wěn)定的產(chǎn)能。如何高效利用SAGD生產(chǎn)過程中各環(huán)節(jié)產(chǎn)生的熱量，最大限度減少熱損失，提升熱能利用效率，是降低超稠油開采成本的主攻方向和出發(fā)點，也是提高SAGD整體開發(fā)效益的主要落腳點[4]。

2.3 滿足節(jié)能與環(huán)保剛性要求

特油公司在SAGD注汽生產(chǎn)中，其高干度（干度約為99%）濕蒸汽產(chǎn)生后，會對應產(chǎn)生大量278℃的高溫分離水。另外，油井產(chǎn)出液經(jīng)油氣分離處理后產(chǎn)生的污水，平均每天高達18 500 t，污水溫度平均74℃，以往均采用直接輸送至污水處理廠處理達標后外排（圖1），不但處理費用增加，還浪費大量的熱能和水資源。如果對污水進行達標處理后作為鍋爐注汽用水，同時利用注汽高溫分離水再換熱可使熱量充分利用，提高注汽鍋爐用水的溫度，進一步提高鍋爐效率，還可滿足國家環(huán)保法關于“零排放”的要求。

圖1 特油公司原油井注采流程

3 SAGD熱能利用的主要方法及效果

3.1 改造注汽鍋爐柱塞泵，利用SAGD注汽高溫分離水提升鍋爐來水溫度

目前在用的常規(guī)注汽鍋爐出口干度只能達到75%，SAGD注汽需要高干度蒸汽，要求蒸汽干度達到99%，甚至更高；因此，在鍋爐出口安裝了汽水分離器，分離出的75%高干度蒸汽（干度達到99%）通過管線注入油層，同時分離出25%、溫度達到278℃的高含鹽分離水。為有效利用這部分熱能，公司組織技術人員開展科研攻關，成功研發(fā)注汽鍋爐高溫柱塞泵。柱塞泵作為注汽鍋爐附屬裝置，主要為來水起到升壓作用。以往柱塞泵耐溫在100℃以下，在SAGD生產(chǎn)的長時間高溫過程中，柱塞泵配件的更換頻率加大，維修強度加大，維修費用增加。但實際生產(chǎn)運行中，鍋爐入口水溫每升高10℃，單耗又能降低2.5%，使節(jié)能降耗與維修成本增加存在矛盾。針對上述問題，公司成功研發(fā)高溫柱塞泵，最終利用高溫分離水熱量，在注汽站內通過換熱器將其用于鍋爐來水（軟化污水）爐前再升溫。每天能使7000 t注汽鍋爐入口水溫74℃提高至130℃，其熱值達到3.92×108cal，在不考慮熱效率的情況下，相當于4.61×104m3天然氣產(chǎn)生的熱量。全年可減少天然氣用量1683×104m3，相當于節(jié)約成本3208萬元。

3.2 通過流程改造，SAGD注汽高溫分離水回用鍋爐

SAGD鍋爐高溫分離水經(jīng)爐前換熱后，溫度還在100℃左右，最早的處理方式是：換熱后進地罐降溫，然后外輸至污水處理廠，處理達標后外排。這種做法浪費了大量能源和水資源，同時增加了成本（每噸污水處理費9.5元）。經(jīng)反復論證，確定了污水回摻用作鍋爐用水的方案并成功實施。以往不能利用的主要原因是分離污水硅含量高，極易造成鍋爐爐管結垢?，F(xiàn)在鍋爐用水是軟化污水和清水，硅離子含量50～100 mg/L，現(xiàn)場試驗將高溫污水回摻后硅離子含量在170 mg/L以下，符合鍋爐用水要求。因此，通過流程改造將SAGD高溫分離水回摻至杜84塊供水管線，用于杜84塊蒸汽吞吐鍋爐注汽用水。2015年回摻高溫分離水54×104t，項目投入190萬元，年創(chuàng)效約755萬元，減少外排的同時，節(jié)約清水54×104t。

3.3 SAGD集中換熱站熱能綜合利用

SAGD產(chǎn)出液溫度高，井口達170℃，液量高，每天9500 t，為了充分利用這部分熱能，建立了集中換熱站。特油集輸聯(lián)合站與曙光采油廠聯(lián)合站毗鄰，由于自身無法消耗這么大的熱量，而曙光采油廠集輸聯(lián)合站來液溫度低，需要加熱后才能進站脫水。為此，在曙光采油廠聯(lián)合站上進行換熱工程改造，新增4臺換熱器及新建1條換熱管線，將SAGD產(chǎn)出液與曙光聯(lián)合站來液進行換熱，再進入集輸聯(lián)合站進行處理。平均每天參與換熱的低溫液量1000 t，換熱后可使溫度由55℃提高到72℃，平均升溫17℃，特油公司換出熱量43 836×106cal。

在不考慮加熱爐效率的前提下，曙光采油廠收到有效熱量39 212×106cal，每年減少燃料成本支出1000萬元左右，平均每年減少天然氣用量525× 104m3。項目改造投資2333萬元，2年回收投資。

3.4 SAGD產(chǎn)出液進行污水處理后再利用

SAGD油井產(chǎn)出液經(jīng)過大罐沉降進行油氣水處理，分離的原油外銷，同時產(chǎn)生大量分離的污水。這部分污水早期外輸給污水處理廠經(jīng)處理達標后外排，既增加了污水處理成本，又造成了水資源的浪費。為此，經(jīng)過充分的方案論證，開展技術攻關，建成了日處理能力2×104t的污水處理廠（公司日分離產(chǎn)出液污水2×104t左右），項目總投資1.998億元。日處理SAGD污水9500 t，處理后的污水作為注汽鍋爐注汽用水（圖2），由于污水溫度平均74℃，較清水溫度提高了44℃以上。全年利用SAGD污水346.7×104t，單位污水處理費6.65元/t，年處理成本2305萬元；原來外輸至華油污水處理廠單位污水處理費9.93元/t，二者相比，年減少處理成本1137.7萬元。僅從熱能利用角度考量，全年減少天然氣用量1796×104m3，節(jié)約天然氣費用達到3 422.8萬元。

同時，熱污水回注鍋爐，節(jié)約了等量的清水，實現(xiàn)了節(jié)能減排的良性循環(huán)。

圖2 特油公司現(xiàn)油井注采流程

綜上所述，SAGD作為超稠油開發(fā)中后期的主要接替方式，在改善開發(fā)效果上取得了顯著成效，將超稠油采收率由蒸汽吞吐的25%提高到60%以上[5]。另一方面，依靠技術進步和工藝改造，SAGD熱能的綜合利用在節(jié)能減排和降本增效也見到了巨大的經(jīng)濟效益[6]。通過SAGD注汽高溫分離水和SAGD高溫產(chǎn)出液的熱能利用，年預計減少天然氣用量4000×104m3以上，減少成本支出8386萬元。同時，實現(xiàn)了污水零外排，少利用清水252×104t，在取得良好經(jīng)濟效益的基礎上，實現(xiàn)了節(jié)能減排的目標，社會效益明顯，為特油公司超稠油開采持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展打下了堅實基礎。

4 結論

1）熱采稠油生產(chǎn)過程中產(chǎn)生大量的熱能，充分利用產(chǎn)生的熱能可以節(jié)省燃料消耗，降低生產(chǎn)成本，保障熱采稠油效益開發(fā)。

2）依靠技術進步和工藝改造，通過鍋爐柱塞泵改造、加裝換熱裝置、建立集中換熱站、產(chǎn)出液污水處理回用等舉措，可以實現(xiàn)熱能的充分利用。

3）通過杜84塊SAGD開發(fā)中的熱能綜合利用，年減少天然氣用量4000×104m3以上，減少污水外排347×104m3，節(jié)約清水252×104t，在取得良好經(jīng)濟效益的基礎上，實現(xiàn)了污水零外排的目標，社會效益明顯。

[1]劉福余.曙一區(qū)超稠油開采特征及開發(fā)對策[J].特種油氣藏，2002，9（6）：3-5．

[2]劉斌，許艷，雒長江.節(jié)能減排經(jīng)濟評價管理體系的建立與應用[J].石油石化節(jié)能，2014，4（3）：6-8．

[3]楊立剛.杜84塊超稠油成本管理方法研究[J].斷塊油氣藏，2012，19（S1）：107-109.

[4]劉斌，張金光，黃鶴，等.牛心坨油田節(jié)能改造項目效益評價探討[J].石油石化節(jié)能，2014，4（10）：1-3．

[5]劉新.輕質油藏蒸汽驅提高采收率技術現(xiàn)狀及趨勢[J].大慶石油地質與開發(fā)，2012，31（1）：138-144.

[6]竇宏恩.稠油熱采應用SAGD技術的探討[J].石油技術論壇，2003，22（4）：50-53.

10.3969/j.issn.2095-1493.2017.04.007

2017-02-03

（編輯 李珊梅）

劉斌，教授級高級工程師，1985年畢業(yè)于西南石油學院（石油地質專業(yè)），從事油田開發(fā)和經(jīng)濟評價工作，E-mail：bin_liu6@petrochina.com.cn，地址：遼寧省盤錦興隆臺區(qū)石油大街98號，124010。

中國石油天然氣集團公司重大科技專項“遼河油田原油千萬噸持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)關鍵技術研究”，項目編號：2012E-3006。