盧洪源

中油遼河工程有限公司

蒸汽輔助重力泄油（Steam Assisted Gravity Drainage，簡稱SAGD）是一種將蒸汽從位于油藏底部附近的水平生產(chǎn)井上方的一口直井或一口水平井注入油藏，被加熱的原油和蒸汽冷凝液從油藏底部的水平井產(chǎn)出的采油方法，其具有采油能力高及降低井間干擾、避免井間過早竄通的優(yōu)點(diǎn)[1-2]。

1 遼河油田SAGD發(fā)展歷程

遼河油田于2005年實(shí)施8個(gè)SAGD先導(dǎo)試驗(yàn)井組（31注8采），截至2007年底，SAGD先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)8個(gè)井組累計(jì)產(chǎn)油量26.73×104t，階段投入產(chǎn)出比1∶0.81。先導(dǎo)試驗(yàn)獲得成功后，2011年統(tǒng)籌考慮先導(dǎo)試驗(yàn)8井組及工業(yè)化試驗(yàn)40井組，編制完成SAGD工業(yè)化一期48井組調(diào)整方案，最高年注汽量326.7×104t，年產(chǎn)液量386.4×104t，年產(chǎn)油量82.0×104t。2011年工業(yè)化一期48井組全部轉(zhuǎn)SAGD開發(fā)，產(chǎn)量持續(xù)攀升。曙一區(qū)杜84塊累計(jì)建設(shè)72井組（一期48井組，擴(kuò)建24井組），年產(chǎn)油量105.7×104t，比吞吐階段峰值產(chǎn)量高14.9×104t，SAGD階段累積產(chǎn)油692.5×104t，基本實(shí)現(xiàn)了SAGD工業(yè)化應(yīng)用，成為遼河油田千萬噸穩(wěn)產(chǎn)的重要組成部分。

2 SAGD地面工藝難點(diǎn)

2.1 全新技術(shù)，缺乏可借鑒經(jīng)驗(yàn)

遼河油田超稠油SAGD[3-4]開發(fā)國內(nèi)尚屬首次，國際上超稠油蒸汽吞吐開發(fā)后轉(zhuǎn)SAGD也屬先例[5-6]，缺乏可借鑒的地面集輸工藝設(shè)計(jì)經(jīng)驗(yàn)。SAGD采油工藝為地面工程提出了全新的課題和嚴(yán)峻挑戰(zhàn)，需要研究與之相適應(yīng)的油氣集輸、原油處理、稠油注汽、稠油污水處理等關(guān)鍵技術(shù)。

2.2 已建地面設(shè)施對SAGD生產(chǎn)的適應(yīng)性

曙一區(qū)杜84塊已建地面設(shè)施均按照蒸汽吞吐條件設(shè)計(jì)，大部分站場、管線等設(shè)施已經(jīng)運(yùn)行10年以上，本著充分利用已建設(shè)施、降低工程投資的設(shè)計(jì)原則，已建設(shè)施的耐溫能力、承壓能力及設(shè)備的適應(yīng)性都給設(shè)計(jì)帶來難題。

2.3 SAGD產(chǎn)出液高溫集輸工藝及熱能綜合利用

SAGD井口產(chǎn)出液溫度達(dá)到140～170℃，高溫產(chǎn)出液集輸工藝是設(shè)計(jì)難點(diǎn)，包括高溫產(chǎn)出液在線自動(dòng)計(jì)量、集輸工藝流程和工藝參數(shù)確定、耐高溫集輸設(shè)備及材料、防腐保溫材料等。SAGD井口產(chǎn)出液若不能回收利用，將造成極大的能源浪費(fèi)，需實(shí)現(xiàn)熱能綜合利用，提高能量利用率，降低生產(chǎn)成本。合理調(diào)整燃料結(jié)構(gòu)，提高原油商品率是需要解決的一大難題。

2.4 注汽系統(tǒng)集中布站

國內(nèi)已建注汽站1個(gè)鍋爐間內(nèi)最多有2臺注汽鍋爐。當(dāng)站內(nèi)再增加注汽鍋爐時(shí)，為保證鍋爐檢修，新增鍋爐與原注汽鍋爐間距一般在17 m以上。SAGD注汽工程要求連續(xù)注汽，注汽量大，需要的鍋爐多，在滿足安裝、檢修的前提下實(shí)現(xiàn)多臺鍋爐集中布置成為本工程需要解決的一大難題。

2.5 蒸汽輸送

SAGD注汽站產(chǎn)生大量的蒸汽，如果采用多條注汽管線，占地面積大、投資高、熱損失大，不利于生產(chǎn)運(yùn)行和管理。SAGD注汽站蒸汽輸送、管線補(bǔ)償成為本工程需要解決的一大難題。

2.6 高干度蒸汽計(jì)量

通常注汽管線輸送的蒸汽干度在80%以下，而SAGD工程要求注汽管線蒸汽干度在95%以上，蒸汽干度在80%以下以及過熱蒸汽計(jì)量已有成熟經(jīng)驗(yàn)。SAGD注汽管線等干度分配、計(jì)量、調(diào)節(jié)成為本工程需要解決的一大難題。

2.7 高溫污水低位輸送

SAGD注汽站注汽鍋爐產(chǎn)生的高溫高壓蒸汽經(jīng)汽水分離器分離后，產(chǎn)生約25%左右高溫濃縮水，這部分高溫水經(jīng)換熱、排放擴(kuò)容器擴(kuò)容后溫度達(dá)90～98℃，高溫污水輸送存在擴(kuò)容降壓、汽液兩相、水泵汽蝕等關(guān)鍵技術(shù)問題，必須采取相應(yīng)的技術(shù)措施，才能解決上述問題帶來的危害（如汽塞、汽阻和汽蝕等）。確保在排污泵不汽蝕的情況下實(shí)現(xiàn)高溫污水安全輸送，成為本工程需要解決的一大難題。

3 SAGD地面工藝關(guān)鍵技術(shù)

3.1 SAGD大型注汽鍋爐集中建站工藝技術(shù)

突破了國內(nèi)單臺注汽鍋爐最大蒸發(fā)量為23 t/h的設(shè)計(jì)局限，首次選用了50、100 t/h大型燃油燃?xì)庾⑵仩t，并實(shí)現(xiàn)了多臺注汽鍋爐集中建站。SAGD-1#注汽站規(guī)模為4×50 t/h+1×100 t/h（100 t/h為國內(nèi)最大燃油燃?xì)庾⑵仩t，注汽站總規(guī)模國內(nèi)最大），SAGD-2#注汽站規(guī)模為10×23 t/h（國內(nèi)鍋爐臺數(shù)最多的注汽站）。

3.2 SAGD采出液集輸系統(tǒng)工藝技術(shù)

（1）油氣集輸系統(tǒng)采用高溫集輸工藝。SAGD高溫集輸工藝技術(shù)首次提出了SAGD計(jì)量接轉(zhuǎn)站高溫密閉集輸工藝流程，即采取稱重式計(jì)量→高溫取樣→分離緩沖→高溫泵輸工藝，實(shí)現(xiàn)了超稠油帶壓密閉輸送。研制新型油氣分離緩沖罐，配以自動(dòng)控制系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)了密閉、平穩(wěn)、安全輸油。研發(fā)適合SAGD產(chǎn)出液的高溫輸油泵，滿足了SAGD高溫（170℃）采出液集輸要求。研制具有自動(dòng)溫控功能的密閉取樣器和單井密閉高溫計(jì)量裝置，解決了高溫條件下超稠油取樣[7-8]及計(jì)量的技術(shù)難題，提高了取樣效率和計(jì)量精度。

（2）SAGD高溫產(chǎn)出液在線自動(dòng)計(jì)量技術(shù)。利用SAGD高溫產(chǎn)出液在線自動(dòng)計(jì)量技術(shù)，實(shí)現(xiàn)SAGD高溫產(chǎn)出液進(jìn)站自動(dòng)計(jì)量。井口來油進(jìn)入計(jì)量接轉(zhuǎn)站稱重式量油裝置，微機(jī)安裝在計(jì)量接轉(zhuǎn)站的值班間內(nèi)，計(jì)量裝置所采集的數(shù)據(jù)通過電纜傳送到值班間內(nèi)的微機(jī)系統(tǒng)。該項(xiàng)技術(shù)可簡化工藝流程，提高計(jì)量精確度，降低工人勞動(dòng)強(qiáng)度。

（3）大型管廊帶綜合布置技術(shù)。將集輸管線、注汽管線、通信光纜、電纜橋架地面高架敷設(shè)，聯(lián)合布局，形成綜合管廊帶，可減少重復(fù)建設(shè)，節(jié)省占地。

高溫集輸工藝技術(shù)在SAGD工程4座計(jì)量接轉(zhuǎn)站成功應(yīng)用，安全平穩(wěn)運(yùn)行超過6年，累積輸送純油 884×104t。

3.3 SAGD注汽系統(tǒng)優(yōu)化技術(shù)

對于SAGD開采來說，最期望的是到達(dá)油層的蒸汽干度為100%，這就要求鍋爐出口蒸汽是過熱蒸汽。注汽干度直接影響SAGD的油汽比指標(biāo)，井下蒸汽干度越高，油汽比越高。所以提高井底的蒸汽干度，可降低生產(chǎn)成本，從而實(shí)現(xiàn)SAGD規(guī)模實(shí)施。遼河油田SAGD一期工程油藏方案要求注汽井口處蒸汽干度≥90%，遼河油田SAGD注汽系統(tǒng)主要技術(shù)路線為濕蒸汽鍋爐+汽水分離器。

（1）蒸汽發(fā)生技術(shù)。遼河油田在SAGD開發(fā)過程中，先后使用過三種蒸汽發(fā)生方式，濕蒸汽鍋爐+汽水分離器產(chǎn)生高干度蒸汽、濕蒸汽鍋爐+汽水分離器+過熱器產(chǎn)生過熱蒸汽、MVC+汽包爐產(chǎn)生過熱蒸汽。

采用濕蒸汽鍋爐+汽水分離器產(chǎn)生高干度蒸汽[9]，設(shè)計(jì)蒸汽干度95%。該種蒸汽發(fā)生方式廣泛應(yīng)用于曙一區(qū)SAGD注汽工程中，如SAGD-2#注汽站。

采用濕蒸汽鍋爐+汽水分離器+過熱器產(chǎn)生過熱蒸汽，過熱度10～70℃。該種蒸汽發(fā)生方式于2013年應(yīng)用在杜229塊過熱蒸汽注汽工程中。

采用MVC+汽包爐產(chǎn)生過熱蒸汽，過熱度10～70℃。該種蒸汽發(fā)生方式于2014年應(yīng)用于油田專用汽包鍋爐中試工程中，鍋爐規(guī)模20 t/h，共使用1臺。

（2）直流過熱鍋爐+汽水分離器+汽水摻混器技術(shù)。在常規(guī)濕蒸汽鍋爐基礎(chǔ)上增加汽水分離器、蒸汽過熱器、汽水摻混器等，將常規(guī)注汽鍋爐升級為過熱注汽鍋爐。

鍋爐給水經(jīng)加熱先產(chǎn)生干度80%的濕蒸汽，濕蒸汽進(jìn)入汽水分離器將水分離，分離后的蒸汽再進(jìn)入鍋爐的過熱段進(jìn)一步加熱升溫形成過熱度較高的過熱蒸汽；高過熱度的過熱蒸汽在汽水混合器內(nèi)與汽水分離器分離出的水混合。汽水分離器分離出的水被高過熱度的過熱蒸汽加熱后汽化，與降溫后的高過熱度的過熱蒸汽形成具有一定過熱度的過熱蒸汽，分離水中的鹽水析出，以微小顆粒的形態(tài)懸浮在過熱蒸汽中，隨過熱蒸汽一同注入井下。由于高含鹽量的分離水直接在注汽管線中汽化，留下的結(jié)晶鹽容易造成堵塞，需要定期清洗，其長期的腐蝕作用尚有待考查。蒸汽的過熱度部分被高鹽水消耗，實(shí)際上所輸出的蒸汽過熱度較小。

2009年，遼河油田歡喜嶺采油廠在歡127塊利用該技術(shù)進(jìn)行了過熱蒸汽注汽試驗(yàn)。該過熱鍋爐實(shí)際運(yùn)行蒸發(fā)量16～21 t/h，運(yùn)行壓力13.5～16.8 MPa，蒸汽溫度341～363℃，過熱溫度控制在5～10℃之間。該技術(shù)將汽水分離器分離水回?fù)?，分離水得到了回收利用。

（3）直流鍋爐+汽水分離器+過熱器+MED產(chǎn)生過熱蒸汽技術(shù)。鍋爐給水經(jīng)加熱先產(chǎn)生干度80%的濕蒸汽，濕蒸汽進(jìn)入汽水分離器將水分離，分離后的蒸汽再進(jìn)入鍋爐的過熱段進(jìn)一步加熱升溫形成過熱蒸汽。

汽水分離器分離水通過多效蒸發(fā)（MED裝置）處理工藝進(jìn)行處理，處理后的蒸餾水回用注汽鍋爐，然后利用直流鍋爐+汽水分離器+過熱器產(chǎn)生過熱蒸汽，用于超稠油SAGD開采。該工藝主要包括兩方面的功能：①通過采用過熱蒸汽技術(shù)來降低注汽過程中的沿途損失，補(bǔ)償蒸汽輸送損失和注汽井筒損失，提高蒸汽到達(dá)油層時(shí)的干度，提高油井的采出率；②采用MED技術(shù)回收汽水分離器分離水的余熱，并回用到鍋爐，不但可以大幅度減少排污量，還可以實(shí)現(xiàn)水的循環(huán)利用。該技術(shù)將汽水分離器分離水經(jīng)MED裝置處理后產(chǎn)生蒸餾水回用鍋爐，分離水95%得到了回收利用，過熱蒸汽過熱度可根據(jù)需要設(shè)置。

該技術(shù)已在杜229塊過熱蒸汽注汽站進(jìn)行了應(yīng)用。過熱蒸汽注汽站于2014年11月4日開始調(diào)試運(yùn)行，到2014年11月15日鍋爐處理能力達(dá)到18 t/h，注汽壓力 10～14 MPa，過熱度 40～60 ℃。2014年11月29日開始將汽水分離器分離水導(dǎo)入MED裝置，MED運(yùn)行期間高鹽水處理量3.75～7.4 t/h，濃縮倍數(shù)33～41倍，蒸餾水電導(dǎo)率為23.5～49.5μs/cm。

（4）MVC處理SAGD采出水回用汽包鍋爐技術(shù)。用水為稠油污水，經(jīng)MVC（機(jī)械壓縮增壓法）處理后產(chǎn)生蒸餾水，然后用于汽包鍋爐產(chǎn)生過熱蒸汽為油井注汽。MVC裝置于2014年5月開始中試，汽包鍋爐注汽站規(guī)模為1×20 t/h，設(shè)計(jì)壓力14 MPa，溫度400℃，該站于2017年5月正式投產(chǎn)。

試驗(yàn)工程達(dá)到預(yù)期的設(shè)計(jì)指標(biāo)，蒸發(fā)量達(dá)到20 m3/h，出水硬度≤2μmol/L，總銅質(zhì)量濃度≤5×10-6mg/L，總鐵質(zhì)量濃度≤30×10-6mg/L，含油質(zhì)量濃度≤0.3×10-6mg/L，電導(dǎo)率（25℃）≤60 μS/cm，二氧化硅質(zhì)量濃度≤0.2×10-6mg/L，濁度≤1 NTU。國內(nèi)首次形成了機(jī)械壓縮蒸發(fā)法處理SAGD污水工藝技術(shù)，蒸發(fā)量達(dá)到20 m3/h，實(shí)現(xiàn)了工藝技術(shù)和主體設(shè)備的自主研發(fā)、設(shè)計(jì)及國產(chǎn)化制造；研制了國內(nèi)首套高倍濃縮SAGD污水的降膜蒸發(fā)器，以及適合遼河油田SAGD污水降膜蒸發(fā)的系列藥劑，對蒸發(fā)器進(jìn)水進(jìn)行預(yù)處理，并有效避免了蒸發(fā)器結(jié)垢、蒸汽起沫等問題；掌握了MVC方法處理SAGD污水的關(guān)鍵運(yùn)行參數(shù)及系統(tǒng)調(diào)節(jié)方法，達(dá)到系統(tǒng)最佳的運(yùn)行狀態(tài)，降低了運(yùn)行能耗。

（5）高干度蒸汽等干度分配計(jì)量及調(diào)節(jié)工藝技術(shù)。該技術(shù)將高干度蒸汽通過蒸汽計(jì)量間內(nèi)球形等干度分配器均勻分配至各注汽支路，可以在線測量注汽管路的流量、干度、壓力、溫度等參數(shù)，并通過手動(dòng)調(diào)節(jié)閥對單井流量進(jìn)行調(diào)節(jié)，以保證單井注汽量[10]。

（6）SAGD大口徑注汽管線長距離輸送技術(shù)。SAGD注汽站距注汽井距離遠(yuǎn)，注汽站產(chǎn)生的蒸汽量多，根據(jù)國內(nèi)汽包鍋爐蒸汽輸送技術(shù)現(xiàn)狀，提出了集中輸汽、立體補(bǔ)償、降低散熱損失的設(shè)計(jì)思路。SAGD首次選用了大口徑注汽管線集中供汽并設(shè)置了立體補(bǔ)償器，降低了管線高度，同時(shí)節(jié)省征地30畝（1畝=666.6 m2）。與分散供汽相比，采用集中供汽可減少注汽管線25 km，節(jié)省征地150畝。注汽管線分支處采用T型分配，以保證注汽干度均勻。

（7）SAGD注汽管線H型鋼管樁技術(shù)。由于投產(chǎn)工期的壓力，SAGD注汽管線管架必須在冬季施工，且管架多分布在葦田、水塘內(nèi)，自然水位高、軟弱土層厚，地基承載力低，管架基礎(chǔ)現(xiàn)場施工難度極大。如采用普通混凝土淺基礎(chǔ)，需清除基底軟弱土層并換填碾壓，尚需考慮降水圍堰等施工措施，施工進(jìn)度慢，工程費(fèi)用大大增加，且冬季施工需考慮特殊措施；如采用預(yù)應(yīng)力混凝土管樁基礎(chǔ)，基樁的進(jìn)場運(yùn)輸、吊裝就位難度極大，需要大型的打樁設(shè)備，而現(xiàn)場施工條件惡劣，無法滿足大型設(shè)備進(jìn)場，現(xiàn)場不具備實(shí)施條件。通過對技術(shù)方案反復(fù)比選優(yōu)化，最終采用鋼管樁方案，鋼管樁直徑最大為219 mm，最長為8 m，對運(yùn)輸車輛和施工機(jī)械要求不高，現(xiàn)場施工極為方便，且施工速度快，工程費(fèi)用低，還可冬季施工?？紤]管線安裝工期，在布樁時(shí)正對管架立柱下均設(shè)置鋼管樁，這種布樁方案可保證鋼結(jié)構(gòu)部分施工完成后且未澆筑混凝土承臺前就可以進(jìn)行管線安裝，有效保證了投產(chǎn)工期。鋼管樁的應(yīng)用在SAGD項(xiàng)目的全面實(shí)施過程中取得了非常好的效果，近年來在遼河油田地面建設(shè)中進(jìn)行了大范圍的推廣，取得了良好的社會效益和經(jīng)濟(jì)效益。

（8）高溫污水低位輸送技術(shù)。汽水分離器分離水經(jīng)擴(kuò)容后具有高溫、低壓特點(diǎn)，高溫污水輸送存在擴(kuò)容降壓、汽液兩相、水泵汽蝕等關(guān)鍵技術(shù)問題，通過給水泵加裝防汽蝕裝置增加水泵入口處給水壓力，解決了汽塞、汽阻和汽蝕問題。

（9）注汽鍋爐低噪聲排放擴(kuò)容技術(shù)。注汽鍋爐排放擴(kuò)容器工作時(shí)噪聲大，噪聲值超過國家規(guī)定的職業(yè)衛(wèi)生標(biāo)準(zhǔn)（85 dB），高達(dá)130 dB，嚴(yán)重影響員工的身體健康；蒸汽直接排放到大氣中，不僅影響環(huán)境，而且造成能源浪費(fèi)；凝結(jié)水四處飛濺，不便于生產(chǎn)管理。通過降低注汽鍋爐排放擴(kuò)容裝置工作時(shí)噪聲，可保障員工的身體健康；減少蒸汽向大氣中的排放量，可保護(hù)環(huán)境、節(jié)約能源；防止凝結(jié)水四處飛濺，便于生產(chǎn)管理。

（10）注汽管線保溫技術(shù)。針對傳統(tǒng)注汽管道保溫材料易破損、堆積、下沉和滑移，保溫結(jié)構(gòu)防水、抗震、抗擠壓能力弱的現(xiàn)狀，通過對保溫材料及保護(hù)層性能研究，優(yōu)選以氣凝膠為主體的新型保溫材料[11]，注汽管線采用雙層納米氣凝膠（保溫層）+復(fù)合硅酸鹽管殼保溫（保溫層）+彩鋼板（保護(hù)層）結(jié)構(gòu)。其使用年限達(dá)8年以上，隔熱效果好，單位散熱量113.5 k W/km。對比復(fù)合硅酸鹽管殼保溫，年節(jié)約燃料費(fèi)用8.37萬元/km。

3.4 污水處理技術(shù)

（1）超稠油SAGD采出水深度處理回用直流注汽鍋爐除硅工藝優(yōu)化簡化技術(shù)。根據(jù)SY/T 0027—2014《稠油熱采注蒸汽系統(tǒng)設(shè)計(jì)規(guī)范》，稠油熱采注汽鍋爐特指用于稠油熱采，產(chǎn)生75%～80%干度濕蒸汽和20%～25%爐水的直流鍋爐。將二氧化硅列入熱采鍋爐給水指標(biāo)，主要是因?yàn)樵械亩趸铦饪s后溶解在爐水中，飽和后結(jié)晶形成硅垢，輕微時(shí)影響鍋爐的傳熱，嚴(yán)重時(shí)導(dǎo)致爐管爆裂，影響鍋爐安全運(yùn)行。二氧化硅在水中的溶解度與水的堿度或pH值強(qiáng)烈正相關(guān)，即水的堿度越高，二氧化硅在水中的溶解度越高，越不容易結(jié)晶析出。另外，水中的二氧化硅是以硅酸根形式存在的，硅酸根是陰離子，要形成硅垢析出必須與高價(jià)陽離子（Fe3+、Ca2+、Mg2+等）結(jié)合。因此，當(dāng)水中相對二氧化硅含量保持一定高，即達(dá)到一定的堿度或p H值，而水中高價(jià)陽離子含量很低時(shí)，熱采注汽鍋爐二氧化硅給水指標(biāo)可適當(dāng)提高。

經(jīng)實(shí)驗(yàn)研究出熱采注汽鍋爐二氧化硅給水指標(biāo)放寬條件及放寬值，突破了20多年行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范中熱采注汽鍋爐二氧化硅給水指標(biāo)一直規(guī)定為50 mg/L的限制，二氧化硅給水指標(biāo)有條件地放寬到150 mg/L，比原規(guī)范放寬了3倍，該成果已被行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《稠油注蒸汽系統(tǒng)設(shè)計(jì)規(guī)范》引用，技術(shù)成果國際先進(jìn)、國內(nèi)領(lǐng)先。目前遼河油田的7座稠油污水深度處理站有5座停運(yùn)除硅工藝，不除硅運(yùn)行水量達(dá)到4×104m3/d，最早停運(yùn)除硅工藝污水站已安全運(yùn)行了近10年，應(yīng)用效果明顯，經(jīng)濟(jì)效益十分顯著。運(yùn)用該成果取消或簡化了除硅工藝及其配套工程，使污水處理站占地面積減少30%以上，投資降低35%以上，污水處理藥劑成本降低50%以上，操作人員減幅達(dá)40%以上。

（2）曙一區(qū)污水深度處理技術(shù)。曙一區(qū)目前產(chǎn)稠油和超稠油污水共計(jì)45 000 m3/d，其中曙光采油廠產(chǎn)污水25 000 m3/d，特種油公司產(chǎn)污水20 000 m3/d。產(chǎn)生污水有2 000 m3/d送往曙一聯(lián)注水，26 000 m3/d回用注汽鍋爐，其余17 000 m3/d（其中曙光采油廠12 000 m3/d，特種油公司5 000 m3/d）外排至曙光采油廠外排污水廠。

曙一區(qū)目前注汽鍋爐（蒸汽吞吐+SAGD）總計(jì)用水量為38 000 m3/d，其中曙光采油廠16 000 m3/d，特種油公司22 000 m3/d。注汽鍋爐使用軟化污水26 000 m3/d（其中曙光采油廠11 000 m3/d，特種油公司15 000 m3/d），使用清水12 000 m3/d（其中曙光采油廠5 000 m3/d，特種油公司7 000 m3/d）。

曙一區(qū)注汽鍋爐大量使用清水，造成該地區(qū)地下清水資源嚴(yán)重不足。曙一區(qū)原油開采產(chǎn)生大量高溫污水沒有處理回用，只好處理后外排，既浪費(fèi)了高溫污水的熱能，造成經(jīng)濟(jì)損失，同時(shí)大量污水外排又給環(huán)境帶來一定的危害[12]。

遼河油田公司在曙四聯(lián)新建1座污水深度處理站，處理后污水（替代目前使用的清水）回用注汽鍋爐，從而提高污水回用率，減輕污水外排壓力，每年可以節(jié)約大量軟化清水費(fèi)用及外排污水處理費(fèi)用，降低了企業(yè)成本。曙四聯(lián)原油脫出水首先進(jìn)入已建污水調(diào)節(jié)罐進(jìn)行水量、水質(zhì)調(diào)節(jié)，進(jìn)水投加除油劑，去除水中部分油和懸浮物；出水一部分通過已建摻水系統(tǒng)去井口摻水，其余污水經(jīng)過提升泵提升與曙五聯(lián)預(yù)處理之后的污水共同進(jìn)入混凝除油罐，罐前投加除油劑，罐中心設(shè)反應(yīng)筒，混合后的污水在罐中絮凝反應(yīng)并沉降?；炷凸蕹鏊魅隓AF浮選機(jī)，進(jìn)水前設(shè)混合反應(yīng)裝置，在混合段投加混凝劑，在反應(yīng)段投加助凝劑，浮選機(jī)頂部設(shè)機(jī)械刮渣設(shè)施，底部設(shè)機(jī)械刮泥設(shè)施。浮選機(jī)出水流入過濾吸水罐，經(jīng)過濾泵恒流量提升后依次進(jìn)入一級核桃殼過濾器和二級雙濾料過濾器，出水一部分經(jīng)過計(jì)量后進(jìn)入已建外輸罐，通過外輸泵去曙一聯(lián)注水；另一部分出水經(jīng)過兩級大孔弱酸樹脂軟化器后進(jìn)入已建外輸水罐，通過外輸泵增壓進(jìn)入外輸管網(wǎng)，由外輸管網(wǎng)將水分配到各熱注站。

（3）污泥處理技術(shù)。SAGD產(chǎn)出液與吞吐產(chǎn)出液通過兩端熱化學(xué)沉降脫水，污水在污水站進(jìn)行深度處理，處理產(chǎn)生的油泥通過氣浮+超聲波+復(fù)合藥劑熱化學(xué)清洗技術(shù)浮油回收至原油脫水系統(tǒng)，污水回收至污水處理站，底部泥沙同其他黏土混合后制成磚[13-14]。

處理后離心干泥含油體積分?jǐn)?shù)為0.63%～1.36%，達(dá)到國家環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)并通過遼河油田公司技術(shù)認(rèn)定，滿足生產(chǎn)需求（表1）。

表1 油泥處理后指標(biāo)統(tǒng)計(jì)Tab.1 Statistical table of indicators after sludge treatment

3.5 SAGD熱能綜合利用技術(shù)

針對曙光地區(qū)實(shí)現(xiàn)污水零排放，注汽鍋爐用水“以污代清”，以及SAGD井口采出液溫度高達(dá)180℃、汽水分離器分離出高溫水在310℃左右的生產(chǎn)特點(diǎn)，開展全區(qū)塊集輸與處理、注汽、污水處理及回用、熱能利用、熱能再平衡等。通過3種方式回收剩余熱量：利用SAGD高溫產(chǎn)出液與注汽站鍋爐用軟化水換熱；利用汽水分離器分離出高溫水與注汽站鍋爐用水換熱；創(chuàng)新并應(yīng)用了利用井口壓力能實(shí)現(xiàn)SAGD高溫集輸及SAGD熱能回用吞吐采出液脫水升溫技術(shù)，解決了SAGD采出液高溫集輸及原油脫水生產(chǎn)實(shí)際問題。

（1）SAGD高溫產(chǎn)出液與鍋爐用軟化水換熱。高溫分離水與軟化水換熱高效回收了熱能，鍋爐單耗由62 kg/t蒸汽降至58 kg/t蒸汽。

（2）注汽站設(shè)置高溫高壓水-水換熱器。一部分高溫分離水成為站內(nèi)采暖熱源，另一部分加熱鍋爐給水，可將鍋爐給水由70℃加熱升溫至120℃，有效節(jié)約了熱能，可節(jié)省天然氣3 500×104m3/a，年可降低成本2 065萬元。

（3）特種油公司SAGD產(chǎn)出液溫度高，曙四聯(lián)進(jìn)站來液需要加熱進(jìn)站。利用特種油公司SAGD產(chǎn)出液為曙四聯(lián)進(jìn)站原油進(jìn)行加熱，實(shí)現(xiàn)曙光地區(qū)熱量平衡，每年可降低成本6 400萬元。

（4）特種油開發(fā)公司特一聯(lián)蒸汽吞吐來液80℃，進(jìn)一段沉降罐前與SAGD產(chǎn)出液（140℃）混合后，混合油溫為90℃，蒸汽吞吐來液提升溫度10℃。特一聯(lián)利用SAGD產(chǎn)出液通過進(jìn)站換熱器為倒罐原油升溫。原進(jìn)站換熱器采用導(dǎo)熱油為原油升溫，改用SAGD產(chǎn)出液作為熱源后，倒罐原油由87℃升至95℃，降低單位操作成本0.28元/m3，創(chuàng)效234萬元。

3.6 SAGD伴生氣集中脫硫技術(shù)

（1）集輸系統(tǒng)密閉輸送，安全環(huán)保。超稠油集輸系統(tǒng)改變了老油區(qū)“開放式”集輸方式，實(shí)現(xiàn)了密閉輸送，為伴生氣脫硫化氫提供了必要條件，又避免了含硫化氫天然氣的分散排放，保障了人身健康、安全，減輕了對周圍環(huán)境的污染。脫硫塔設(shè)計(jì)處理指標(biāo)硫化氫排放量＜6mg/m3，現(xiàn)場實(shí)測＜2mg/m3，滿足安全生產(chǎn)及環(huán)保要求。

（2）根據(jù)現(xiàn)有生產(chǎn)布局，集中合理布置脫硫點(diǎn)。本項(xiàng)目充分利用現(xiàn)有生產(chǎn)布局，將吞吐、SAGD伴生氣脫硫處理統(tǒng)一考慮，集中合理地布置3座脫硫化氫處理點(diǎn)，處理含硫化氫天然氣17×104m3/d（標(biāo)況）。

（3）充分利用已建設(shè)施，合理設(shè)置分離設(shè)施，節(jié)省工程投資。在33座集輸平臺分別設(shè)置預(yù)分離設(shè)施（2座分離緩沖罐），既實(shí)現(xiàn)了密閉集輸，又可通過2座分離緩沖罐的串聯(lián)運(yùn)行，用第2臺分離緩沖罐進(jìn)行氣的進(jìn)一步分離，來更好地分離伴生氣中的水蒸氣。站間集氣管線依托已建輸油管線伴熱，進(jìn)一步防止天然氣管線的凍堵。在3座脫硫點(diǎn)設(shè)置集中分離設(shè)施（空冷器、立式分離器），既節(jié)省了小站進(jìn)一步分離設(shè)施的投資，又避免了伴生氣含水造成脫硫劑的頻繁更換，保障了脫硫效果。

（4）篩選高效脫硫劑，降低運(yùn)行成本。依據(jù)處理氣量、投資、能耗等進(jìn)行綜合考慮，采用干法脫硫工藝，脫硫劑采用無定形羥基氧化鐵[15]（FeOOH），工作硫容可達(dá)到40%以上（普通脫硫劑的硫容為15%～20%），換料時(shí)間由原來的20天調(diào)整為180天以上，部分區(qū)塊換料時(shí)間達(dá)到7～12個(gè)月。采用高效脫硫劑減少了工人的勞動(dòng)強(qiáng)度，降低運(yùn)行成本50%。該脫硫劑不僅硫容高且再生簡單，可重復(fù)利用，節(jié)約資源。

（5）優(yōu)化流程，采用三塔串、并聯(lián)的脫硫方式。脫硫點(diǎn)進(jìn)站伴生氣區(qū)塊不同，開采方式不同，氣相攜帶液量不同。為避免蒸汽吞吐和SAGD混合開采方式高含水天然氣對脫硫塔的影響，3#站增加了臥式分離緩沖設(shè)施。為了充分利用脫硫劑，并達(dá)到節(jié)省投資的目的，進(jìn)行流程優(yōu)化，采用三塔串、并聯(lián)的脫硫方式，工作硫容比2#塔工藝提高5%，且可保證換料期間脫硫效果；每個(gè)脫硫塔內(nèi)設(shè)兩個(gè)床層，每個(gè)塔都可以作為首、末塔，來保證單塔換藥時(shí)的脫硫效果。

4 驅(qū)油效果

2005年，遼河油田在杜84塊主體部位開展了超稠油轉(zhuǎn)換SAGD開發(fā)方式的研究[16-17]、試驗(yàn)與推廣工作。先導(dǎo)和工業(yè)化試驗(yàn)48井組部署區(qū)疊加含油面積1.77 km2，地質(zhì)儲量2 149×104t，轉(zhuǎn)SAGD開發(fā)前，以直井、水平井蒸汽吞吐方式開采。后評價(jià)對全生命開發(fā)周期后續(xù)年份的產(chǎn)量做了預(yù)測，2016年達(dá)到高峰產(chǎn)量即88×104t，隨后逐年遞減至2024年全生命開發(fā)周期結(jié)束；預(yù)計(jì)整個(gè)開發(fā)階段累積產(chǎn)油1 376×104t，對比整體吞吐方式增油829×104t，最終采出程度達(dá)到64%，累產(chǎn)油較方案設(shè)計(jì)值提高168×104t。

5 結(jié)束語

遼河油田曙一區(qū)超稠油相對于國外同類油藏有其自身顯著特點(diǎn)，國外同類超稠油油藏埋深小于500 m，而且是在原始條件下采取的提高采收率技術(shù)，采收率一般可達(dá)到50%～60%。遼河油田超稠油油藏埋深在640～1 000 m，并且已經(jīng)進(jìn)行過多個(gè)輪次的蒸汽吞吐開發(fā)，采出液性質(zhì)更為復(fù)雜，產(chǎn)能規(guī)模較大，這些特點(diǎn)決定了曙一區(qū)超稠油SAGD開采方式在國內(nèi)屬首創(chuàng)，在國際上具有這些開采特點(diǎn)的SAGD也是首次。曙一區(qū)超稠油SAGD建成了集油氣集輸、原油脫水、注汽、污水處理等生產(chǎn)設(shè)施為一體的SAGD工業(yè)區(qū)，實(shí)現(xiàn)了總體布局合理化、技術(shù)水平先進(jìn)化、生產(chǎn)管理系統(tǒng)化、數(shù)據(jù)采集自動(dòng)化、生產(chǎn)成本最優(yōu)化，總體建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)達(dá)到國內(nèi)一流、國際領(lǐng)先水平。