杨立龙

(中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124010)

0 引 言

目前，SAGD(蒸汽辅助重力泄油)是在技术和经济上比较成功的超稠油油藏开发方式转换技术之一，已在加拿大及中国的辽河、新疆油田规模实施，目前辽河油田SAGD年产油量达到100×104t/a以上[1-2]。但由于地面工艺技术不完善及油藏内部因素的影响，SAGD开发过程中大部分热量未有效利用，油藏热利用率和经济性均无法得到保障。目前关于超稠油油藏SAGD开发中的热利用率研究，主要是针对浅层超稠油油藏，研究重点是提高油藏内部蒸汽热量利用率，忽略了地面工艺部分及产出液的热损失，并且对整个开发过程各阶段热损失量没有量化，不利于热效率的提高[3-10]。为此，根据辽河油田中深层超稠油油藏地质特点，针对SAGD开发全过程的热损失原因和影响因素进行了分析，并参考辽河油田杜84块馆陶油层SAGD实际生产数据，对各阶段热损失量进行了定量计算。在此基础上，提出了热效率提升对策，提高系统的热利用率，改善SAGD开发效果及经济性。

1 SAGD开发过程热损失分析

SAGD开发过程中需要向地层中注入大量高干度蒸汽，且整个过程(注汽、举升、集输、油水处理)均处于高温状态，各部分热损失较大。热损失主要包括6个方面：注汽锅炉热损失、汽水分离器热损失、注汽管线热损失、注汽井筒热损失、地层热损失、生产井筒热损失(图1)。

图1 SAGD开发全过程各阶段热损失示意图

2 热损失量计算

以辽河油田杜84块馆陶油层SAGD开发为例进行分析。杜84块馆陶油藏为边顶底水巨厚块状超稠油油藏，油层有效厚度为106 m，孔隙度为36%，渗透率为5.5 D，含油饱和度为70%。以杜84块馆陶油层SAGD开发现场测试数据为基础(表1)，以加热1 000 kg水量为例，根据现场试验得到需要燃烧天然气的量为69 m3，按照天然气的燃烧值39 820 kJ/m3，产生的总热量Q为2.749×106kJ，然后根据表2中的不同压力下饱和水和蒸汽的热焓值，计算各阶段的热损失。

表1 SAGD开发全过程各阶段蒸汽监测数据Table 1 The steam monitoring data at each stage of SAGD development

2.1 注汽锅炉热损失

注汽锅炉的热效率受注汽锅炉出口压力及蒸汽干度影响较小，主要与锅炉本身的材质及燃料有关[11-12]。目前现场注汽锅炉的出口压力为12.00 MPa，由式(1)得到1 000 kg干度为75%的蒸汽所携带的热量为2.386×106kJ。注汽锅炉热损失主要包括排烟热损失和注汽锅炉炉体散热损失，由式(2)得到热损失为0.363×106kJ，锅炉的热效率为86.8%(表2)。

表2 不同压力下饱和水和蒸汽的热焓值Table 2 The enthalpy values of saturated water and steam under different pressures

Q1=M1h′+M1Dr

(1)

ΔQ1=Q-Q1

(2)

式中：Q1为注汽锅炉出口处蒸汽的总热量，kJ；ΔQ1为注汽锅炉热损失，kJ；Q为天然气燃烧后的总热量，kJ；D为注汽锅炉出口蒸汽干度；M1为注汽锅炉出口蒸汽的质量，kg；h′、r分别为注汽锅炉出口压力为12 MPa时饱和水显热和蒸汽潜热，kJ/kg。

2.2 汽水分离器热损失

汽水分离器可将注汽锅炉产生的蒸汽的干度提高至99%，满足SAGD开发的需求。根据式(3)、(4)可计算出不同压力下汽水分离器热损失及热损失比例(阶段热损失占该阶段总热量的比例，%)。

Q2=M2h

(3)

ΔQ2=Q1-Q2

(4)

式中：Q2为高干度蒸汽的总热量，kJ；ΔQ2为汽水分离器热损失，kJ；M2为汽水分离器出口处蒸汽的质量，kg；h为不同压力下蒸汽的总热焓，kJ/kg。

目前现场使用的汽水分离器出口段压力为11.40 MPa，则产生750 kg高干度蒸汽(250 kg水被分离出去)，高干度蒸汽的热量为2.022×106kJ，汽水分离器的热损失量为0.363×106kJ，热损失比例为13.21%(表3)。

表3 不同压力条件下汽水分离器热损失Table 3 The heat loss of steam-water separator under different pressures

2.3 注汽管线热损失

高干度蒸汽通过注汽管线输送至注汽井，根据式(5)、(6)可计算不同井口注汽压力下的注汽管线热损失。

Q3=M2h1′+M2D1r1

(5)

ΔQ3=Q2-Q3

(6)

式中：Q3为注汽井口蒸汽的热量，kJ；D1为注汽井口处的蒸汽干度；h1′、r1分别为不同井口注汽压力下饱和水显热和蒸汽潜热，kJ/kg。

通过现场实测可知井口注汽压力为9.00 MPa，蒸汽干度为90%，热量为1.953×106kJ，则注汽管线热损失为0.069×106kJ，热损失比例为2.51%(表4)。

表4 不同井口注汽压力下注汽管线热损失Table 4 The heat loss of steam injection pipe under different wellhead steam injection pressures

2.4 注汽井筒热损失

通过注汽井将高干度蒸汽注入至油层，在目前注汽井筒工艺条件下，不同油藏深度、不同地层压力下，根据井筒热损失模型计算出井底的蒸汽干度不同，则蒸汽在井筒中的热损失有所不同[13]，油藏埋深越大，压力越高，井筒热损失比例越大(图2)。目前馆陶油藏蒸汽腔压力为5.5 MPa，井底蒸汽干度为75%，则进入地层中的蒸汽热量为1.791×106kJ，注汽井筒的热损失为0.162×106kJ，热损失比例为5.9%。

图2 不同深度不同地层压力下注汽井筒热损失比例

Q4=M2h2′+M2D2r2

(7)

ΔQ4=Q3-Q4

(8)

式中：Q4为进入地层蒸汽的总热量，kJ；ΔQ4为注汽井筒热损失，kJ；D2为井底的蒸汽干度；h2′、r2分别为不同地层压力下饱和水显热和蒸汽潜热，kJ/kg。

2.5 地层吸热

SAGD开发阶段地层吸收的热量主要是由地层条件决定[14-15]，不同含油饱和度和孔隙度下地层吸热比例不同，含油饱和度越低，地层孔隙度越大，地层吸收热量越多[16-18](图3)。杜84块馆陶油层含油饱和度为70%，孔隙度为36%，计算地层吸收热量为0.990×106kJ，占总热量的36.00%。

图3 不同孔隙度不同含油饱和度地层热损失

2.6 生产井井筒热损失

在井口产出液量、含水及温度相同情况下，不同油藏埋深条件下，井口产出液的温度不同，可根据式(9)、(10)计算生产井井筒热损失。

Q6=M3h4′+Moro(T1-34)

(9)

ΔQ6=Q5-Q6

(10)

式中：Q6为井口产出液热量，kJ；ΔQ6为生产井井筒热损失，kJ；Q5为井底产出液的热量，kJ；M3、Mo分别为产出液中水和油的质量，kg；h4′为不同压力下饱和水显热，kJ/kg；T1为井口产出液温度，℃。

选取6个不同深度，分别计算生产井井筒热损失(表5)。由表5可知：油藏埋深越大，井筒热损失量越大；最后剩余热量由井底产出液携带至地面，杜84块馆陶油藏埋深为600 m，则井口产出热量为0.670×106kJ，生产井井筒热损失为0.130×106kJ，损失比例为4.71%。

表5 不同油藏埋深条件下生产井筒热损失Table 5 The heat loss of production wellbore at different reservoir burial depths

通过上述分析可知：蒸汽在进入地层之前，热损失主要集中在注汽锅炉、汽水分离器、注汽管线及注汽井筒，热损失比例达到了34.8%；生产井井筒热损失与高温产出液携带热量占29.2%，地层吸热比例只有36.0%。因此，为提高SAGD的开发效果，需采取措施减少各阶段蒸汽热量的损失，提高地层吸热比例。

3 提高热效率措施

3.1 提升锅炉热效率

注汽锅炉热损失的主要因素为排烟热损失和注汽锅炉炉体散热损失。针对这一影响因素，进行了一系列优化：通过停运炉前换热器，在加热烟管尾部设置空气预热器，采用热管式空气预热器加热空气等措施，使加热炉的烟气温度由230 ℃降至170 ℃左右，达到了较为理想的降低排烟热损失的效果；调节风门，使送风量和燃料量相匹配，提高燃烧效果，实施后注汽锅炉的热效率由82.8%提高至92.8%；将一部分的直流锅炉+汽水分离器组合更换为汽包锅炉+MVC水处理组合，降低汽水分离器中的热损失，并且采用MVC水处理将 SAGD 产出污水通过垂直薄膜蒸发技术处理成汽包炉可利用的蒸馏水，提高蒸汽干度及产汽率，降低产废水率，提高注汽锅炉和供水系统的热效率[19]。

3.2 降低注汽管网及井筒热损失

影响注汽管网热效率的主要因素为管线的保温质量。为提高注汽管网热效率，采用3层10 mm气凝胶铝箔+彩钢板保温方式，使用后Φ114 mm管线热流密度由改造前的280 W/m2降至134 W/m2，管网单位长度热损失由278.0 W/m降至74.1 W/m，管线的热损失比例由2.50%降至0.62%，降低1.88个百分点。对于井筒热损失，优化注氮气隔热方式，制订合理的工作制度，并升级改造隔热方式，采用真空隔热管，降低蒸汽在井筒中的热损失，实施后井筒热损失比例由4.70%降至1.70%，降低3.00个百分点。

3.3 SAGD高温分离水及产出液热能利用

SAGD高温分离水日产量为2 500 t/d，温度高达300 ℃，通过将高温分离水与锅炉给水换热，实现热量回收利用，每年节约燃气4.5×104m3，节约成本3 220×104元，相当于将热效率提升6.2个百分点。井口产出液所携带的热量占总热量的24.4%。目前SAGD高温产出液日产量为9 300 t/d，温度为135 ℃，通过和联合站外输原油换热的方式，每天回收热能1 602 MJ，折合天然气当量为3.9×104m3，年节约燃气成本2 790×104元。通过以上方式既能高效利用SAGD高温分离水及产出液的热量，又能将产出液温度降至适合油水分离的温度(90 ℃)[20-21]。

3.4 提高油层中蒸汽热效率

通过降低操作压力来提高蒸汽的热效率，在SAGD开发中只能利用蒸汽的汽化潜热加热油层，压力降低，蒸汽的有效热焓增加，蒸汽比容增大。将操作压力由5.50 MPa降至4.00 MPa，蒸汽热效率可提高6.6个百分点；随着操作压力降低，汽腔温度由270 ℃降至251 ℃，岩石骨架储热向外释放，以杜84块馆陶油层为例，岩石骨架释放的热量相当于55.3×104t蒸汽。针对蒸汽腔抵达盖层后热效率降低的问题，实施气体辅助SAGD，在蒸汽腔上部，形成隔热层，减少蒸汽向盖层的传热速度，维持蒸汽腔压力，降低蒸汽用量，提高热效率。

4 实施效果

采取综合措施降低蒸汽锅炉排烟热损失和注汽锅炉炉体散热损失，注汽锅炉系统热效率由原来的82.8%提高至92.8%；注汽管线应用新型保温材料，热损失比例降低了1.88个百分点，并通过加强井筒隔热新技术的应用，井筒热损失比例下降3.00个百分点，保证了蒸汽注入井底的干度及所携带的热量；在油藏调控方面，通过合理的降低操作压力及实施气体辅助SAGD措施，降低了蒸汽用量，蒸汽的热效率提高6.6个百分点，地层的吸热比例提高近20.0个百分点；对高温分离水及产出液的热量进行合理利用，降低了生产成本。采用上述方法后，SAGD开发中的综合热利用率已由原来的65.0%提高至82.0%，提升效果显著。

5 结论及建议

(1) SAGD开发过程的热损失包含注汽锅炉热损失、汽水分离器热损失、注汽管线热损失、注汽井筒热损失、地层吸热、生产井筒热损失6个部分。

(2) SAGD开发过程中热损失主要集中在地面设备及管线，地层吸收热量只占总热量的36%。

(3) 通过对SAGD注汽系统热利用率影响因素进行分析，依靠技术进步和注汽工艺的优化，综合热利用率提高了17.0个百分点，保证了SAGD的开发效果，但还有进一步提升空间。

(4) 不断提高蒸汽的热利用率仍是保证SAGD后期开发效果的有效措施，需要对注汽、举升和地面集输系统进行不断升级改造。