遼河稠油SAGD開發(fā)地面工藝關鍵技術

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[1-2]。

1 遼河油田SAGD發(fā)展歷程

遼河油田于2005年實施8個SAGD先導試驗井組（31注8采），截至2007年底，SAGD先導試驗區(qū)8個井組累計產(chǎn)油量26.73×104t，階段投入產(chǎn)出比1∶0.81。先導試驗獲得成功后，2011年統(tǒng)籌考慮先導試驗8井組及工業(yè)化試驗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塊累計建設72井組（一期48井組，擴建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，基本實現(xiàn)了SAGD工業(yè)化應用，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

2.1 全新技術，缺乏可借鑒經(jīng)驗

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計經(jīng)驗。SAGD采油工藝為地面工程提出了全新的課題和嚴峻挑戰(zhàn)，需要研究與之相適應的油氣集輸、原油處理、稠油注汽、稠油污水處理等關鍵技術。

2.2 已建地面設施對SAGD生產(chǎn)的適應性

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

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)出液溫度達到140～170℃，高溫產(chǎn)出液集輸工藝是設計難點，包括高溫產(chǎn)出液在線自動計量、集輸工藝流程和工藝參數(shù)確定、耐高溫集輸設備及材料、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，需實現(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個鍋爐間內(nèi)最多有2臺注汽鍋爐。當站內(nèi)再增加注汽鍋爐時，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)運行和管理。SAGD注汽站蒸汽輸送、管線補償成為本工程需要解決的一大難題。

2.6 高干度蒸汽計量

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量已有成熟經(jīng)驗。SAGD注汽管線等干度分配、計量、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、排放擴容器擴容后溫度達90～98℃，高溫污水輸送存在擴容降壓、汽液兩相、水泵汽蝕等關鍵技術問題，必須采取相應的技術措施，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地面工藝關鍵技術

3.1 SAGD大型注汽鍋爐集中建站工藝技術

突破了國內(nèi)單臺注汽鍋爐最大蒸發(fā)量為23 t/h的設計局限，首次選用了50、100 t/h大型燃油燃氣注汽鍋爐，并實現(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)最大燃油燃氣注汽鍋爐，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

（1）油氣集輸系統(tǒng)采用高溫集輸工藝。SAGD高溫集輸工藝技術首次提出了SAGD計量接轉(zhuǎn)站高溫密閉集輸工藝流程，即采取稱重式計量→高溫取樣→分離緩沖→高溫泵輸工藝，實現(xiàn)了超稠油帶壓密閉輸送。研制新型油氣分離緩沖罐，配以自動控制系統(tǒng)，實現(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。研制具有自動溫控功能的密閉取樣器和單井密閉高溫計量裝置，解決了高溫條件下超稠油取樣[7-8]及計量的技術難題，提高了取樣效率和計量精度。

（2）SAGD高溫產(chǎn)出液在線自動計量技術。利用SAGD高溫產(chǎn)出液在線自動計量技術，實現(xiàn)SAGD高溫產(chǎn)出液進站自動計量。井口來油進入計量接轉(zhuǎn)站稱重式量油裝置，微機安裝在計量接轉(zhuǎn)站的值班間內(nèi)，計量裝置所采集的數(shù)據(jù)通過電纜傳送到值班間內(nèi)的微機系統(tǒng)。該項技術可簡化工藝流程，提高計量精確度，降低工人勞動強度。

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

高溫集輸工藝技術在SAGD工程4座計量接轉(zhuǎn)站成功應用，安全平穩(wěn)運行超過6年，累積輸送純油 884×104t。

3.3 SAGD注汽系統(tǒng)優(yōu)化技術

對于SAGD開采來說，最期望的是到達油層的蒸汽干度為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，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，從而實現(xiàn)SAGD規(guī)模實施。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)主要技術路線為濕蒸汽鍋爐+汽水分離器。

（1）蒸汽發(fā)生技術。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]，設計蒸汽干度95%。該種蒸汽發(fā)生方式廣泛應用于曙一區(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。在常規(guī)濕蒸汽鍋爐基礎上增加汽水分離器、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，濕蒸汽進入汽水分離器將水分離，分離后的蒸汽再進入鍋爐的過熱段進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塊利用該技術進行了過熱蒸汽注汽試驗。該過熱鍋爐實際運行蒸發(fā)量16～21 t/h，運行壓力13.5～16.8 MPa，蒸汽溫度341～363℃，過熱溫度控制在5～10℃之間。該技術將汽水分離器分離水回摻，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。鍋爐給水經(jīng)加熱先產(chǎn)生干度80%的濕蒸汽，濕蒸汽進入汽水分離器將水分離，分離后的蒸汽再進入鍋爐的過熱段進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來降低注汽過程中的沿途損失，補償蒸汽輸送損失和注汽井筒損失，提高蒸汽到達油層時的干度，提高油井的采出率；②采用MED技術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，還可以實現(xiàn)水的循環(huán)利用。該技術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)需要設置。

該技術已在杜229塊過熱蒸汽注汽站進行了應用。過熱蒸汽注汽站于2014年11月4日開始調(diào)試運行，到2014年11月15日鍋爐處理能力達到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入MED裝置，MED運行期間高鹽水處理量3.75～7.4 t/h，濃縮倍數(shù)33～41倍，蒸餾水電導率為23.5～49.5μs/cm。

（4）MVC處理SAGD采出水回用汽包鍋爐技術。用水為稠油污水，經(jīng)MVC（機械壓縮增壓法）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，設計壓力14 MPa，溫度400℃，該站于2017年5月正式投產(chǎn)。

試驗工程達到預期的設計指標，蒸發(fā)量達到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)首次形成了機械壓縮蒸發(fā)法處理SAGD污水工藝技術，蒸發(fā)量達到20 m3/h，實現(xiàn)了工藝技術和主體設備的自主研發(fā)、設計及國產(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)器進水進行預處理，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污水的關鍵運行參數(shù)及系統(tǒng)調(diào)節(jié)方法，達到系統(tǒng)最佳的運行狀態(tài)，降低了運行能耗。

（5）高干度蒸汽等干度分配計量及調(diào)節(jié)工藝技術。該技術將高干度蒸汽通過蒸汽計量間內(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)，并通過手動調(diào)節(jié)閥對單井流量進行調(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。SAGD注汽站距注汽井距離遠，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現(xiàn)狀，提出了集中輸汽、立體補償、降低散熱損失的設計思路。SAGD首次選用了大口徑注汽管線集中供汽并設置了立體補償器，降低了管線高度，同時節(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。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，管架基礎現(xiàn)場施工難度極大。如采用普通混凝土淺基礎，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，施工進度慢，工程費用大大增加，且冬季施工需考慮特殊措施；如采用預應力混凝土管樁基礎，基樁的進場運輸、吊裝就位難度極大，需要大型的打樁設備，而現(xiàn)場施工條件惡劣，無法滿足大型設備進場，現(xiàn)場不具備實施條件。通過對技術方案反復比選優(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，對運輸車輛和施工機械要求不高，現(xiàn)場施工極為方便，且施工速度快，工程費用低，還可冬季施工?？紤]管線安裝工期，在布樁時正對管架立柱下均設置鋼管樁，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行管線安裝，有效保證了投產(chǎn)工期。鋼管樁的應用在SAGD項目的全面實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中進行了大范圍的推廣，取得了良好的社會效益和經(jīng)濟效益。

（8）高溫污水低位輸送技術。汽水分離器分離水經(jīng)擴容后具有高溫、低壓特點，高溫污水輸送存在擴容降壓、汽液兩相、水泵汽蝕等關鍵技術問題，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容技術。注汽鍋爐排放擴容器工作時噪聲大，噪聲值超過國家規(guī)定的職業(yè)衛(wèi)生標準（85 dB），高達130 dB，嚴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；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容裝置工作時噪聲，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。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）+復合硅酸鹽管殼保溫（保溫層）+彩鋼板（保護層）結(jié)構(gòu)。其使用年限達8年以上，隔熱效果好，單位散熱量113.5 k W/km。對比復合硅酸鹽管殼保溫，年節(jié)約燃料費用8.37萬元/km。

3.4 污水處理技術

（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。根據(jù)SY/T 0027—2014《稠油熱采注蒸汽系統(tǒng)設計規(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，主要是因為原水中的二氧化硅濃縮后溶解在爐水中，飽和后結(jié)晶形成硅垢，輕微時影響鍋爐的傳熱，嚴重時導致爐管爆裂，影響鍋爐安全運行。二氧化硅在水中的溶解度與水的堿度或pH值強烈正相關，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陽離子（Fe3+、Ca2+、Mg2+等）結(jié)合。因此，當水中相對二氧化硅含量保持一定高，即達到一定的堿度或p H值，而水中高價陽離子含量很低時，熱采注汽鍋爐二氧化硅給水指標可適當提高。

經(jīng)實驗研究出熱采注汽鍋爐二氧化硅給水指標放寬條件及放寬值，突破了20多年行業(yè)標準規(guī)范中熱采注汽鍋爐二氧化硅給水指標一直規(guī)定為50 mg/L的限制，二氧化硅給水指標有條件地放寬到150 mg/L，比原規(guī)范放寬了3倍，該成果已被行業(yè)標準《稠油注蒸汽系統(tǒng)設計規(guī)范》引用，技術成果國際先進、國內(nèi)領先。目前遼河油田的7座稠油污水深度處理站有5座停運除硅工藝，不除硅運行水量達到4×104m3/d，最早停運除硅工藝污水站已安全運行了近10年，應用效果明顯，經(jīng)濟效益十分顯著。運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40%以上。

（2）曙一區(qū)污水深度處理技術。曙一區(qū)目前產(chǎn)稠油和超稠油污水共計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，既浪費了高溫污水的熱能，造成經(jīng)濟損失，同時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)約大量軟化清水費用及外排污水處理費用，降低了企業(yè)成本。曙四聯(lián)原油脫出水首先進入已建污水調(diào)節(jié)罐進行水量、水質(zhì)調(diào)節(jié)，進水投加除油劑，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)預處理之后的污水共同進入混凝除油罐，罐前投加除油劑，罐中心設反應筒，混合后的污水在罐中絮凝反應并沉降?；炷凸蕹鏊魅隓AF浮選機，進水前設混合反應裝置，在混合段投加混凝劑，在反應段投加助凝劑，浮選機頂部設機械刮渣設施，底部設機械刮泥設施。浮選機出水流入過濾吸水罐，經(jīng)過濾泵恒流量提升后依次進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)過計量后進入已建外輸罐，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入已建外輸水罐，通過外輸泵增壓進入外輸管網(wǎng)，由外輸管網(wǎng)將水分配到各熱注站。

（3）污泥處理技術。SAGD產(chǎn)出液與吞吐產(chǎn)出液通過兩端熱化學沉降脫水，污水在污水站進行深度處理，處理產(chǎn)生的油泥通過氣浮+超聲波+復合藥劑熱化學清洗技術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數(shù)為0.63%～1.36%，達到國家環(huán)保標準并通過遼河油田公司技術認定，滿足生產(chǎn)需求（表1）。

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

3.5 SAGD熱能綜合利用技術

針對曙光地區(qū)實現(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180℃、汽水分離器分離出高溫水在310℃左右的生產(chǎn)特點，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)新并應用了利用井口壓力能實現(xiàn)SAGD高溫集輸及SAGD熱能回用吞吐采出液脫水升溫技術，解決了SAGD采出液高溫集輸及原油脫水生產(chǎn)實際問題。

（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)進站來液需要加熱進站。利用特種油公司SAGD產(chǎn)出液為曙四聯(lián)進站原油進行加熱，實現(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)出液通過進站換熱器為倒罐原油升溫。原進站換熱器采用導熱油為原油升溫，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

（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。脫硫塔設計處理指標硫化氫排放量＜6mg/m3，現(xiàn)場實測＜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。本項目充分利用現(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，處理含硫化氫天然氣17×104m3/d（標況）。

（3）充分利用已建設施，合理設置分離設施，節(jié)省工程投資。在33座集輸平臺分別設置預分離設施（2座分離緩沖罐），既實現(xiàn)了密閉集輸，又可通過2座分離緩沖罐的串聯(lián)運行，用第2臺分離緩沖罐進行氣的進一步分離，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，進一步防止天然氣管線的凍堵。在3座脫硫點設置集中分離設施（空冷器、立式分離器），既節(jié)省了小站進一步分離設施的投資，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，降低運行成本。依據(jù)處理氣量、投資、能耗等進行綜合考慮，采用干法脫硫工藝，脫硫劑采用無定形羥基氧化鐵[15]（FeOOH），工作硫容可達到40%以上（普通脫硫劑的硫容為15%～20%），換料時間由原來的20天調(diào)整為180天以上，部分區(qū)塊換料時間達到7～12個月。采用高效脫硫劑減少了工人的勞動強度，降低運行成本50%。該脫硫劑不僅硫容高且再生簡單，可重復利用，節(jié)約資源。

（5）優(yōu)化流程，采用三塔串、并聯(lián)的脫硫方式。脫硫點進站伴生氣區(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施。為了充分利用脫硫劑，并達到節(jié)省投資的目的，進行流程優(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；每個脫硫塔內(nèi)設兩個床層，每個塔都可以作為首、末塔，來保證單塔換藥時的脫硫效果。

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]、試驗與推廣工作。先導和工業(yè)化試驗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。后評價對全生命開發(fā)周期后續(xù)年份的產(chǎn)量做了預測，2016年達到高峰產(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；預計整個開發(fā)階段累積產(chǎn)油1 376×104t，對比整體吞吐方式增油829×104t，最終采出程度達到64%，累產(chǎn)油較方案設計值提高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，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，采收率一般可達到50%～60%。遼河油田超稠油油藏埋深在640～1 000 m，并且已經(jīng)進行過多個輪次的蒸汽吞吐開發(fā)，采出液性質(zhì)更為復雜，產(chǎn)能規(guī)模較大，這些特點決定了曙一區(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)設施為一體的SAGD工業(yè)區(qū)，實現(xiàn)了總體布局合理化、技術水平先進化、生產(chǎn)管理系統(tǒng)化、數(shù)據(jù)采集自動化、生產(chǎn)成本最優(yōu)化，總體建設標準達到國內(nèi)一流、國際領先水平。