中深層超稠油油藏SAGD開發熱效率分析及提升對策

楊立龍

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

目前，SAGD(蒸汽輔助重力泄油)是在技術和經濟上比較成功的超稠油油藏開發方式轉換技術之一，已在加拿大及中國的遼河、新疆油田規模實施，目前遼河油田SAGD年產油量達到100×104t/a以上[1-2]。但由于地面工藝技術不完善及油藏內部因素的影響，SAGD開發過程中大部分熱量未有效利用，油藏熱利用率和經濟性均無法得到保障。目前關于超稠油油藏SAGD開發中的熱利用率研究，主要是針對淺層超稠油油藏，研究重點是提高油藏內部蒸汽熱量利用率，忽略了地面工藝部分及產出液的熱損失，并且對整個開發過程各階段熱損失量沒有量化，不利于熱效率的提高[3-10]。為此，根據遼河油田中深層超稠油油藏地質特點，針對SAGD開發全過程的熱損失原因和影響因素進行了分析，并參考遼河油田杜84塊館陶油層SAGD實際生產數據，對各階段熱損失量進行了定量計算。在此基礎上，提出了熱效率提升對策，提高系統的熱利用率，改善SAGD開發效果及經濟性。

1 SAGD開發過程熱損失分析

SAGD開發過程中需要向地層中注入大量高干度蒸汽，且整個過程(注汽、舉升、集輸、油水處理)均處于高溫狀態，各部分熱損失較大。熱損失主要包括6個方面：注汽鍋爐熱損失、汽水分離器熱損失、注汽管線熱損失、注汽井筒熱損失、地層熱損失、生產井筒熱損失(圖1)。

圖1 SAGD開發全過程各階段熱損失示意圖

2 熱損失量計算

以遼河油田杜84塊館陶油層SAGD開發為例進行分析。杜84塊館陶油藏為邊頂底水巨厚塊狀超稠油油藏，油層有效厚度為106 m，孔隙度為36%，滲透率為5.5 D，含油飽和度為70%。以杜84塊館陶油層SAGD開發現場測試數據為基礎(表1)，以加熱1 000 kg水量為例，根據現場試驗得到需要燃燒天然氣的量為69 m3，按照天然氣的燃燒值39 820 kJ/m3，產生的總熱量Q為2.749×106kJ，然后根據表2中的不同壓力下飽和水和蒸汽的熱焓值，計算各階段的熱損失。

表1 SAGD開發全過程各階段蒸汽監測數據Table 1 The steam monitoring data at each stage of SAGD development

2.1 注汽鍋爐熱損失

注汽鍋爐的熱效率受注汽鍋爐出口壓力及蒸汽干度影響較小，主要與鍋爐本身的材質及燃料有關[11-12]。目前現場注汽鍋爐的出口壓力為12.00 MPa，由式(1)得到1 000 kg干度為75%的蒸汽所攜帶的熱量為2.386×106kJ。注汽鍋爐熱損失主要包括排煙熱損失和注汽鍋爐爐體散熱損失，由式(2)得到熱損失為0.363×106kJ，鍋爐的熱效率為86.8%(表2)。

表2 不同壓力下飽和水和蒸汽的熱焓值Table 2 The enthalpy values of saturated water and steam under different pressures

Q1=M1h′+M1Dr

(1)

ΔQ1=Q-Q1

(2)

式中：Q1為注汽鍋爐出口處蒸汽的總熱量，kJ；ΔQ1為注汽鍋爐熱損失，kJ；Q為天然氣燃燒后的總熱量，kJ；D為注汽鍋爐出口蒸汽干度；M1為注汽鍋爐出口蒸汽的質量，kg；h′、r分別為注汽鍋爐出口壓力為12 MPa時飽和水顯熱和蒸汽潛熱，kJ/kg。

2.2 汽水分離器熱損失

汽水分離器可將注汽鍋爐產生的蒸汽的干度提高至99%，滿足SAGD開發的需求。根據式(3)、(4)可計算出不同壓力下汽水分離器熱損失及熱損失比例(階段熱損失占該階段總熱量的比例，%)。

Q2=M2h

(3)

ΔQ2=Q1-Q2

(4)

式中：Q2為高干度蒸汽的總熱量，kJ；ΔQ2為汽水分離器熱損失，kJ；M2為汽水分離器出口處蒸汽的質量，kg；h為不同壓力下蒸汽的總熱焓，kJ/kg。

目前現場使用的汽水分離器出口段壓力為11.40 MPa，則產生750 kg高干度蒸汽(250 kg水被分離出去)，高干度蒸汽的熱量為2.022×106kJ，汽水分離器的熱損失量為0.363×106kJ，熱損失比例為13.21%(表3)。

表3 不同壓力條件下汽水分離器熱損失Table 3 The heat loss of steam-water separator under different pressures

2.3 注汽管線熱損失

高干度蒸汽通過注汽管線輸送至注汽井，根據式(5)、(6)可計算不同井口注汽壓力下的注汽管線熱損失。

Q3=M2h1′+M2D1r1

(5)

ΔQ3=Q2-Q3

(6)

式中：Q3為注汽井口蒸汽的熱量，kJ；D1為注汽井口處的蒸汽干度；h1′、r1分別為不同井口注汽壓力下飽和水顯熱和蒸汽潛熱，kJ/kg。

通過現場實測可知井口注汽壓力為9.00 MPa，蒸汽干度為90%，熱量為1.953×106kJ，則注汽管線熱損失為0.069×106kJ，熱損失比例為2.51%(表4)。

表4 不同井口注汽壓力下注汽管線熱損失Table 4 The heat loss of steam injection pipe under different wellhead steam injection pressures

2.4 注汽井筒熱損失

通過注汽井將高干度蒸汽注入至油層，在目前注汽井筒工藝條件下，不同油藏深度、不同地層壓力下，根據井筒熱損失模型計算出井底的蒸汽干度不同，則蒸汽在井筒中的熱損失有所不同[13]，油藏埋深越大，壓力越高，井筒熱損失比例越大(圖2)。目前館陶油藏蒸汽腔壓力為5.5 MPa，井底蒸汽干度為75%，則進入地層中的蒸汽熱量為1.791×106kJ，注汽井筒的熱損失為0.162×106kJ，熱損失比例為5.9%。

圖2 不同深度不同地層壓力下注汽井筒熱損失比例

Q4=M2h2′+M2D2r2

(7)

ΔQ4=Q3-Q4

(8)

式中：Q4為進入地層蒸汽的總熱量，kJ；ΔQ4為注汽井筒熱損失，kJ；D2為井底的蒸汽干度；h2′、r2分別為不同地層壓力下飽和水顯熱和蒸汽潛熱，kJ/kg。

2.5 地層吸熱

SAGD開發階段地層吸收的熱量主要是由地層條件決定[14-15]，不同含油飽和度和孔隙度下地層吸熱比例不同，含油飽和度越低，地層孔隙度越大，地層吸收熱量越多[16-18](圖3)。杜84塊館陶油層含油飽和度為70%，孔隙度為36%，計算地層吸收熱量為0.990×106kJ，占總熱量的36.00%。

圖3 不同孔隙度不同含油飽和度地層熱損失

2.6 生產井井筒熱損失

在井口產出液量、含水及溫度相同情況下，不同油藏埋深條件下，井口產出液的溫度不同，可根據式(9)、(10)計算生產井井筒熱損失。

Q6=M3h4′+Moro(T1-34)

(9)

ΔQ6=Q5-Q6

(10)

式中：Q6為井口產出液熱量，kJ；ΔQ6為生產井井筒熱損失，kJ；Q5為井底產出液的熱量，kJ；M3、Mo分別為產出液中水和油的質量，kg；h4′為不同壓力下飽和水顯熱，kJ/kg；T1為井口產出液溫度，℃。

選取6個不同深度，分別計算生產井井筒熱損失(表5)。由表5可知：油藏埋深越大，井筒熱損失量越大；最后剩余熱量由井底產出液攜帶至地面，杜84塊館陶油藏埋深為600 m，則井口產出熱量為0.670×106kJ，生產井井筒熱損失為0.130×106kJ，損失比例為4.71%。

表5 不同油藏埋深條件下生產井筒熱損失Table 5 The heat loss of production wellbore at different reservoir burial depths

通過上述分析可知：蒸汽在進入地層之前，熱損失主要集中在注汽鍋爐、汽水分離器、注汽管線及注汽井筒，熱損失比例達到了34.8%；生產井井筒熱損失與高溫產出液攜帶熱量占29.2%，地層吸熱比例只有36.0%。因此，為提高SAGD的開發效果，需采取措施減少各階段蒸汽熱量的損失，提高地層吸熱比例。

3 提高熱效率措施

3.1 提升鍋爐熱效率

注汽鍋爐熱損失的主要因素為排煙熱損失和注汽鍋爐爐體散熱損失。針對這一影響因素，進行了一系列優化：通過停運爐前換熱器，在加熱煙管尾部設置空氣預熱器，采用熱管式空氣預熱器加熱空氣等措施，使加熱爐的煙氣溫度由230 ℃降至170 ℃左右，達到了較為理想的降低排煙熱損失的效果；調節風門，使送風量和燃料量相匹配，提高燃燒效果，實施后注汽鍋爐的熱效率由82.8%提高至92.8%；將一部分的直流鍋爐+汽水分離器組合更換為汽包鍋爐+MVC水處理組合，降低汽水分離器中的熱損失，并且采用MVC水處理將 SAGD 產出污水通過垂直薄膜蒸發技術處理成汽包爐可利用的蒸餾水，提高蒸汽干度及產汽率，降低產廢水率，提高注汽鍋爐和供水系統的熱效率[19]。

3.2 降低注汽管網及井筒熱損失

影響注汽管網熱效率的主要因素為管線的保溫質量。為提高注汽管網熱效率，采用3層10 mm氣凝膠鋁箔+彩鋼板保溫方式，使用后Φ114 mm管線熱流密度由改造前的280 W/m2降至134 W/m2，管網單位長度熱損失由278.0 W/m降至74.1 W/m，管線的熱損失比例由2.50%降至0.62%，降低1.88個百分點。對于井筒熱損失，優化注氮氣隔熱方式，制訂合理的工作制度，并升級改造隔熱方式，采用真空隔熱管，降低蒸汽在井筒中的熱損失，實施后井筒熱損失比例由4.70%降至1.70%，降低3.00個百分點。

3.3 SAGD高溫分離水及產出液熱能利用

SAGD高溫分離水日產量為2 500 t/d，溫度高達300 ℃，通過將高溫分離水與鍋爐給水換熱，實現熱量回收利用，每年節約燃氣4.5×104m3，節約成本3 220×104元，相當于將熱效率提升6.2個百分點。井口產出液所攜帶的熱量占總熱量的24.4%。目前SAGD高溫產出液日產量為9 300 t/d，溫度為135 ℃，通過和聯合站外輸原油換熱的方式，每天回收熱能1 602 MJ，折合天然氣當量為3.9×104m3，年節約燃氣成本2 790×104元。通過以上方式既能高效利用SAGD高溫分離水及產出液的熱量，又能將產出液溫度降至適合油水分離的溫度(90 ℃)[20-21]。

3.4 提高油層中蒸汽熱效率

通過降低操作壓力來提高蒸汽的熱效率，在SAGD開發中只能利用蒸汽的汽化潛熱加熱油層，壓力降低，蒸汽的有效熱焓增加，蒸汽比容增大。將操作壓力由5.50 MPa降至4.00 MPa，蒸汽熱效率可提高6.6個百分點；隨著操作壓力降低，汽腔溫度由270 ℃降至251 ℃，巖石骨架儲熱向外釋放，以杜84塊館陶油層為例，巖石骨架釋放的熱量相當于55.3×104t蒸汽。針對蒸汽腔抵達蓋層后熱效率降低的問題，實施氣體輔助SAGD，在蒸汽腔上部，形成隔熱層，減少蒸汽向蓋層的傳熱速度，維持蒸汽腔壓力，降低蒸汽用量，提高熱效率。

4 實施效果

采取綜合措施降低蒸汽鍋爐排煙熱損失和注汽鍋爐爐體散熱損失，注汽鍋爐系統熱效率由原來的82.8%提高至92.8%；注汽管線應用新型保溫材料，熱損失比例降低了1.88個百分點，并通過加強井筒隔熱新技術的應用，井筒熱損失比例下降3.00個百分點，保證了蒸汽注入井底的干度及所攜帶的熱量；在油藏調控方面，通過合理的降低操作壓力及實施氣體輔助SAGD措施，降低了蒸汽用量，蒸汽的熱效率提高6.6個百分點，地層的吸熱比例提高近20.0個百分點；對高溫分離水及產出液的熱量進行合理利用，降低了生產成本。采用上述方法后，SAGD開發中的綜合熱利用率已由原來的65.0%提高至82.0%，提升效果顯著。

5 結論及建議

(1) SAGD開發過程的熱損失包含注汽鍋爐熱損失、汽水分離器熱損失、注汽管線熱損失、注汽井筒熱損失、地層吸熱、生產井筒熱損失6個部分。

(2) SAGD開發過程中熱損失主要集中在地面設備及管線，地層吸收熱量只占總熱量的36%。

(3) 通過對SAGD注汽系統熱利用率影響因素進行分析，依靠技術進步和注汽工藝的優化，綜合熱利用率提高了17.0個百分點，保證了SAGD的開發效果，但還有進一步提升空間。

(4) 不斷提高蒸汽的熱利用率仍是保證SAGD后期開發效果的有效措施，需要對注汽、舉升和地面集輸系統進行不斷升級改造。