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克拉玛依油田稠油开发:余热废水变为宝 经济环保两相宜

2020-10-26 15:49:54 来源:克拉玛依日报
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  余热废水变为宝 经济环保两相宜——克拉玛依油田稠油开发水热资源高效利用纪实

  克拉玛依油田稠油开发的奋进历程系列报道之七

  本报记者 青山

  稠油开发离不开两个关键的因素——“热”和“水”。

  稠油的黏度很高,密度大,流动困难,常规的开采方式很难实现有经济效益的开发。因此,为了经济有效地开发稠油资源,利用“热”的热力量进行开采成了不二选择,如注热水、蒸汽吞吐和蒸汽驱等。

  2012年2月8日,风城油田作业区重18井区稠油生产区,抽油机、注汽锅炉正平稳运行。多年来,克拉玛依油田稠油开发水热资源高效利用,推动了稠油乃至超稠油区块规模化开发步伐。(风城油田作业区供图)

  想要把热作用到稠油上,就需要通过水来完成——

  热把水加热成蒸汽,蒸汽注入地层,把热传递给稠油后凝结成水混入油中一起被采出。“热”把热能传递给水,“水”成为热的载体。

  “水”和“热”相辅相成,缺一不可。那么,采出同样多的油,如果用“热”用“水”越少,显然成本就越低,利润就越高。怎样才能用尽可能少的“水”与“热”采出尽可能多的油呢?为此,克拉玛依三代石油人前赴后继进行了不懈的探索,取得了处于国内国际领先水平的成果。

  2011年12月30日,风城油田作业区的员工在特稠油联合处理站监控室密切关注生产现场的动态和各类装置运行情况。(风城油田作业区供图)

  稠油储量丰富  水热资源宝贵

  目前,我国已成为美国之后第二大石油能源消费国。在我国石油剩余可采储量中,稠油占40%,稠油已经成为非常重要的石油资源。稠油开采的通行方式主要是以蒸汽吞吐和蒸汽驱开采为主。这两种方式都存在耗能高、成本高等问题。

  在克拉玛依市乌尔禾风城区域这片广袤苍凉的大地之下,蕴藏着当今世界上黏度最大、最难开采的稠油,被称为“流不动的油田”。这种“流不动的油”叫超稠油。

  在这片土地下,已探明的稠油储量达3.6亿吨。从上世纪80年代风城油田进行稠油开发起,一直使用国际范围内普遍采用的、相对成熟的技术——蒸汽吞吐技术。通过周期性地向地层注入蒸汽进行采油。这种技术有着快速注汽和快速采油的优点。但是,由于蒸汽加热范围有限,成本高而且原油采出程度不高。

  然而,风城油田的超稠油具有十分重要的价值。它的价值不仅体现在增加能源与增加经济收入上,而且体现在国防和国家安全上。以风城油田超稠油为原料生产出的75种高端化工产品,使我国空调用冷冻机油、高档润滑油等油品的对外依存度从90%降至30%以下。

  此外,风城油田还是新疆油田公司“十二五”乃至今后一个时期稠油开发的主力接替区和产能建设主战场。

  2016年4月15日,红山公司员工在采油现场的杠点多通阀前检查注汽开采的运行情况。本报首席记者 闵勇 摄

  要实现风城油田超稠油资源的规模开发,必须解决两大难题,一是开发技术的优选,二是燃料结构的调整,只有解决了这两个问题,才能把开发成本降下来,才能实现长效稳产,风城超稠油资源的开发才能打开局面。

  2008年,代表着世界先进超稠油开采技术的SAGD先导试验,在风城油田重32井区拉开帷幕。这标志着风城油田的超稠油资源开发方式进入革命式的改变阶段。

  想让这块“流不动的油田”动起来,除了SAGD技术,还要利用SAGD技术把高干度的蒸汽注入地下,加热油层,才能以较低的成本采出超稠油。SAGD技术虽然先进,但要让这种技术发挥应有的威力,还必须有生产高干度蒸汽的技术与设备与之配套。

  要产生这种蒸汽,就需要合乎要求的锅炉来加热水。经过新疆油田公司科研人员的持续攻关研究,成功研发出了能生产合格蒸汽的注汽锅炉。

  2013年12月10日,风城油田作业区,技术人员正在对新建的注汽锅炉进行投产运营前的测试。(风城作业区供图)

  在风城油田迈入跨越式发展的同时,围绕稠油开采过程中的水热资源高效利用的争论也日趋激烈。

  因为在稠油热采蒸汽的生产、输送及采出液处理等流程中包含着丰富的余热资源,主要包括注汽锅炉高温烟气、注汽管网散热、高温采出液余热等,其总量占稠油生产资源消耗总量的30%左右。这些余热如果任其散失,十分可惜;如果能有效利用效益十分可观。

  与此同时,新疆地区清水资源匮乏,稠油开采时采出的液体中所含的采出水量与消耗的水量相当。因此,采出水成为一种特殊的水资源,如果就地放掉,既浪费水又很不环保。如果采出水能被循环利用,不仅会大幅度降低成本,而且可以很好地保护环境。

  由此可见,回收利用稠油开采中产生的余热及采出水资源,实现水热资源高效利用,降低稠油生产能耗成本,是稠油生产中必须解决的一个重要问题。

  但是,这个问题解决起来没有那么简单。传统稠油开采方式的地面工艺不能满足稠油水热资源高效利用和绿色开发的需要。首先,开放式的集输流程会散发大量余热和蒸发水分。其次,现有的注汽锅炉吨位不够,不能满足大规模开发的需求,也不能满足净化水回用的要求。第三,常规的原油脱水工艺,无法高效进行油水分离,不能满足交油指标。

  这个重要问题,成了一个重大难关。

  2012年7月10日,风城油田作业区员工在锅炉车间向炉内给煤。本报通讯员 韩志强 摄

  寻找替代能源  调整燃料结构

  在热能高效利用方面,首先要解决热能来源的问题。

  因为稠油是耗能大户,2000年至2009年期间,新疆油田公司稠油开采成本共计167亿元,其中热采费96.7亿元,占58%。那个时期,稠油开采烧的主要是天然气,因此,天然气成本已成为稠油开发的主要成本。当时在新疆油田公司上千万吨年产量中,占比不到40%的稠油“吞”掉了75%的能耗。2009年,新疆油田公司用于稠油开采的天然气总量为13.9亿立方米,占全油田天然气生产总产量的60%,代价高昂。

  长期以来,风城油田注汽锅炉的燃料也是天然气,燃料成本约占操作成本的60%左右。随着风城油田开始大开发,需要大吨位的锅炉产生更多的蒸汽,也就意味锅炉需要消耗更多的天然气。

  然而,使用天然气面临着供不应求及价格逐步上涨的双重压力。如果继续使用天然气,会进一步消耗大量本油田生产的气,这样外供的天然气势必就会减少,进而造成北疆地区天然气供应紧张,形成供需缺口,影响城市居民的生活。随着超稠油的大规模开发,这个缺口会越来越大,也会导致风城油田超稠油开采成本居高不下。

  新疆油田公司决策层下定决心一定要把天然气自耗降下来。于是,他们把目光投向了稠油热采注汽锅炉的燃料结构调整上。

  天然气已经是公认的、便宜的清洁能源了,还要怎么调整?

  新疆油田公司动起了用煤替代天然气的心思。

  因为新疆拥有占全国40%以上的煤炭资源,却因就地转化困难和长途运输成本高昂,大部分沉睡地下,不能发挥优势。有没有办法实现两全其美?答案是肯定的,比如在稠油开发中以煤代气。

  克拉玛依油田周边地区煤炭探明储量为60亿吨以上,风城油田距离煤矿更近,在五六十公里的范围内就有质量好、价格低的煤炭。周边地区丰富的煤炭资源完全能够满足克拉玛依油田稠油热采燃料结构调整的需求。

  用传统能源煤替代清洁能源天然气,很多人不理解,一些人认为这是一种倒退,而更多的人是对环境担忧——

  先不说其他稠油区块,单说克拉玛依油田稠油发展的主要接替区风城油田。该油田紧邻国家4A级景区魔鬼城,若注汽锅炉烧煤,将会给魔鬼城带来怎样的环保威胁?

  新疆油田公司科研人员经过大量论证和研究“煤代气”的可行性和科学性,认为可以消除这种担忧。因为,近年来,随着技术的进步,通过高效脱硫、原煤密闭运输及处理等先进技术,煤已经实现了清洁运输和高效燃烧以及清洁排放,也就是实现了清洁化高效燃烧,不会产生环保问题。

  同时,“煤代气”也是依政策顺时势。国务院和发改委2007年8月30日正式颁布实施的《天然气利用政策》,明确了天然气利用的顺序:城市燃气排在优先位置。同时要求提高资源利用效率。

  “煤代气”符合国家的要求——将西部的煤炭就地开发在油田加以利用,把天然气等清洁能源置换出来输送到城市。以煤替代天然气进行稠油热采的燃料结构调整,不仅对解决稠油开采成本居高不下和北疆地区城市供气紧张的状况具有重要的意义,而且对带动新疆经济发展同样具有重要的意义。

  对于用作燃料,天然气无论是否集中使用,它都是清洁能源。煤则不然,越分散使用污染越大。“煤代气”工程将稠油开采上用的天然气置换出来,用于城市供气,使城市中原来污染大的分散用煤形式变为稠油开采的集中用煤,这适合煤的集中清洁化燃烧处理和无害化排放,工业上“煤代气”,城市中“气代煤”,虽然只是顺序变了一下,但却具有巨大的经济效益、社会效益和环境效益。

  2009年前后,新疆油田公司为了转变油田发展方式、提高稠油开发经济效益,做出了调整油田稠油热采燃料结构的举措。至此,当了油田开发中几十年燃料主角的天然气,将被煤炭取代。

  2018年9月6日,克拉玛依油田百里油区的新港公司生产片区,锅炉工正在向流化床注汽锅炉燃料区加煤。本报首席记者 闵勇 摄

  没有拿来主义  只能自力更生

  2008年,风城超稠油开始进行SAGD先导试验并取得了较好的效果,新疆油田公司稠油稳产400万吨计划的实施已然提上日程。如果没有更好的水热资源高效利用技术,那么,水热综合能耗继续上升的趋势不可避免。

  如前所述,风城超稠油资源的规模开发,必须解决两大难题,一是开发技术的优选,二是燃料结构的调整。

  而新疆油田公司下定决心调整燃料结构,为热能高效利用奠定了基础。此外,稠油开发过程中,采出1吨油,需要4吨清水,如果能将这些水高效循环利用,那么不管是对新疆油田公司,还是对干旱缺水的新疆来说,其意义不言而喻。

  稠油稳产400万吨计划的实施近在眼前,传统技术瓶颈桎梏效益开发,水热资源高效利用迫在眉睫。为此,新疆油田公司决定进行技术攻关,突破传统地面工艺不能满足稠油水热资源高效利用和绿色开发的技术瓶颈。

  2009年,新疆油田公司组织多家下属相关单位,准备立项研究。由于风城超稠油资源的独特性,这些相关技术基本上没有可以借鉴的经验,没有办法实行“拿来主义”,只有自力更生。

  针对如何实现风城超稠油水热资源高效利用,新疆油田公司设立了风城超稠油开发地面工程配套技术研究重大项目,包含燃煤高干度注汽锅炉研发、高温采出液脱水、采出水净化处理、超稠油密闭集输、超稠油长距离输送和热能综合利用这6个子课题,由当时的新疆油田勘察设计研究院油田工艺设计所所长兼总工程师黄强作为总课题长带领研究人员分头研究、逐个攻破。

  其中,匹配适合超稠油规模开发的燃煤高干度注汽锅炉的任务由该院的科研人员吴伟栋负责。

  “符合风城油田超稠油规模开发的注汽锅炉,必须是大吨位的燃煤锅炉。”吴伟栋说,这种锅炉只有电厂使用,但是这种电站汽包锅炉对锅炉用水的水质要求非常高,只能烧矿化度小于5mg/L的无盐水。

  然而风城油田超稠油采出水的矿化度远远达不到这个要求。因为,稠油开采的过程也是一个污染水的过程。锅炉用清水产生蒸汽,蒸汽注入地下,加热稠油后降温凝结成水,水和油一同被采出,成为采出液,这其中水占大部分。清水经过这个流程,成为了采出液中的水,分离出来后其矿化度可达到3000 mg/L至5000 mg/L。加之稠油开采的用水量很大,每天可达几万方,如果要使用电站汽包锅炉,并且循环利用采出水,那就得源源不断的处理大量高矿化度的采出水成为无盐水。处理这些水不仅成本将非常惊人,而且技术也很难,所以使用电站汽包锅炉的想法被排除了。

  当时新疆油田公司也尝试过使用技术相对成熟的链条炉排的锅炉。可是链条炉排有个不足之处,它的控制主要靠司炉人员的经验,因而这种锅炉的控制不能实现自动化,只能靠半自动化半经验进行控制,因此生产的蒸汽品质相对低一些,而且燃烧效率低,环保指标相对较差,所以也不适合使用。

  “稠油开采伴生大量的稠油采出水,每天可达几万方的循环量,这些采出水虽然矿化度很高,但是如果不用实在可惜,也不能达到稠油开采过程水热资源高效利用的目的。”吴伟栋说。

  那么,如果能在合适的水处理成本内,降低这些稠油采出水的矿化度,回注到一种烧“粗粮”——高矿化度的水的燃煤注汽锅炉中,那不是一举两得,既能满足水资源的循环利用又能降低水处理的成本吗?

  风城油田SAGD技术对注汽锅炉蒸汽参数高要求和汽水循环方式的特殊性,使得当时现有的燃煤锅炉系列产品都不符合风城油田超稠油开发水热资源高效利用的要求。

  吴伟栋和同事们渐渐明白,种种客观因素都指向一个方向——必须研制出一种能烧高矿化度稠油采出净化水的大吨位燃煤注汽锅炉。

  为此,吴伟栋和同事们开始着手研究合适的锅炉。他们查阅大量的资料,联系国内各大锅炉厂和研究院所,一直密切关注着国内锅炉技术发展的动态。

  2012年11月15日,风城油田作业区重32井区,忙碌一上午的员工在注汽锅炉前用餐。本报通讯员 吴庭智 摄

  多方携手合作  研制新型锅炉

  研发适用于风城超稠油SAGD开发的燃煤注汽锅炉,需要解决三大难题——烧煤技术的高效环保问题、回用高矿化度采出水问题和高干度蒸汽品质问题。

  “除了三大难题以外,油田上使用的锅炉和其他行业使用的锅炉还有很大不同,因为油田上的一台锅炉带了很多生产井,每口井都有一轮轮的注采周期,并且频繁调整,所以对锅炉的可靠性要求很高,要能适应油田注采轮次的负荷调节。”吴伟栋说,要研发制造符合要求的锅炉,面临的问题实在太多了。

  吴伟栋和同事经过市场调研和多次论证发现,循环流化床燃煤锅炉技术拥有高效低污染清洁燃烧技术、燃料适应性广、环保效果好等特点,但是在稠油开采领域的应用是一片空白。

  正当吴伟栋和同事们一筹莫展时,2010年国内的流化床锅炉技术有了大突破,一举位列国际领先地位。长期关注锅炉技术发展的吴伟栋及时获悉了这个消息。

  “当年清华大学的第三代流化床锅炉技术已经成熟,是基于流态重构理论的循环流化床锅炉技术,此前的第一代和第二代流化床锅炉技术都是美国的技术,第三代是中国自己的技术了。”说到这里,吴伟栋语气中透露着自豪。

  更让吴伟栋欣喜的是,他认为流态重构理论的循环流化床锅炉技术十分适合新疆的煤炭,因为新疆的煤炭硬度比较低。

  2010年初,由吴伟栋主导项目组一同论证,从锅炉的燃烧原理分析、水循环过程、能否用净化水、能产生什么样品质的蒸汽等方面,向油田公司提交了一份初步研究报告。

  这份一百多页的详尽研究报告,把用燃煤锅炉开发稠油从头到尾进行了全过程的分析。给油田公司领导汇报完后,引起了高度重视,油田公司决定向中石油集团公司汇报。没过多久,集团公司就下达了该项目的立项研究通知。

  随后,新疆油田公司安排当时的勘察设计研究院对国内的主要锅炉厂和研究机构进行全面考察。

  由于长期密切关注,在考察前吴伟栋对这项技术的主要科研人员是谁、在哪都很清楚,实地考察完后他更加胸有成竹了,他建议跟清华大学和太原锅炉厂合作研究。因为第三代流化床锅炉技术是清华大学研究出来的,而要论国内制造锅炉水平的佼佼者,非太原锅炉厂莫属。

  三方一拍即合,决定合作完成这项具有划时代意义的创新研究。该项目由新疆油田公司负责,由新疆油田勘察设计研究院、清华大学和太原锅炉厂共同参与。

  勘察设计研究院对整个锅炉的形式、系统、控制、调节、蒸汽、分配和水动力循环等方面提出要求。清华大学负责在第三代流化床锅炉技术的基础上研究水动力循环问题,重点解决采出水回用锅炉的技术难点,这需要做大量的室内试验,而清华大学具备试验条件。太原锅炉厂则负责锅炉的设计和制造。

  换言之,勘察设计研究院注重如何将该锅炉应用于超稠油生产中的工程研究,清华大学注重理论研究和室内试验,太原锅炉厂注重锅炉的设计和制造研究,三家既有分工又是一个整体。

  与此同时,勘察设计研究院同步完成了该锅炉用于超稠油开发的可行性研究。主要内容包括多大规模的锅炉既能满足油田生产,又能满足高效运行并在现有的条件下可以进行锅炉制造。当时该院确定这种锅炉一台的蒸发量是每小时130吨,可带两三百口井,负荷调节范围从30%到110%。

2018年1月27日,重油公司采油作业二区,2号流化床注汽锅炉工正在检查设备运行情况。本报首席记者 闵勇 摄

  克服多项困难  成功研制锅炉

  可行性研究意味着把想法变成实施方案。但是这份可行性研究报告在多次审查期间,经历了各路专家的激烈争论,因为这项创新技术是对一些固有观点的挑战。比如,在固有的观念里锅炉是中心,所有的其他条件都要去适应锅炉,而项目组的想法是要求锅炉去适应油田生产。

  “以前大家都是围着锅炉转,必须要保证这个核心装置,所有的配套都是怎么有利于锅炉就怎么来,而我们当时提出的研究方向是,锅炉要尽量满足超稠油开采对锅炉的要求。”吴伟栋介绍说,这是一个颠覆性的观念,必然会引起激烈的争论。

  若按原有的观念去实施,虽然锅炉的研发难度会减小,但是油田的生产成本会大幅增加。因此必须寻找平衡,锅炉和水质之间的平衡,效益和成本之间的平衡。

  有争论才有思想的碰撞,最后大家一致同意根据超稠油开采的实际需求在现有的能力下做到最好。但这需要大量的基础工作和长期的数据来支撑,比如锅炉的用水量是多少?采出水的性质如何?清水的补充量是多少?一年内的水平衡是什么情况?

  基于综合考虑和大量的试验研究,合作三方确定了新锅炉使用40%清水混掺60%净化采出水的方案。

  为了能让锅炉烧较高矿化度的采出水,研究小组必须面对锅炉的炉筒排布方式、循环方式是什么路径、流速控制在多少、如何排污、如何进水、如何加药等等一系列问题。

  这些问题像一个被猫抓乱的毛线团困扰着项目组,一时理不清头绪。

  一个偶然的机会,吴伟栋在单位的图书馆里发现了一本非常旧的锅炉原理书,他从这本书中得到了启发。

  “五六十年代时,水处理技术不先进,锅炉采用净段和盐段的设计方式,后来水处理技术提高后,这种设计方式就慢慢被大家淡忘了。”吴伟栋豁然开朗,这种设计技术,针对的正是锅炉水质条件不好的情况。

  因此,结合油田实际情况,吴伟栋提出锅炉要采用净段和盐段分段蒸发技术。他的想法虽然让清华大学和太原锅炉厂感到意外,但也十分认可。

  大方向确定了是分段蒸发技术,接下来就是研究如何具体实现了。项目组细化研究了净段和盐段的比例、净段和盐段的循环方式、净段和盐段的控制方式等问题,最终形成了汽包分段蒸发低床压降循环流化床锅炉技术。

  此外,清华大学进一步研究了新疆煤炭,发现新疆的煤炭物料粒径更细更小,具备运行稳定和燃烧高效的条件,也证实了吴伟栋认为新疆的煤炭适合第三代流化床锅炉技术的想法。根据煤炭的特性,清华大学和太原锅炉厂精细化了技术环节,提高了煤炭的燃烧效率。

  随后,项目组又解决了锅炉排放烟气环保达标的问题,实现环保排放的要求。

  历时两年,合作三方成功制造了第一台回用油田采出水的大型燃煤流化床锅炉。随后,勘察设计研究院完成了试验工程的可行性研究报告,2011年中石油集团公司将风城130吨循环流化床锅炉试验工程确立为集团公司重大试验项目,正式进入工程试验阶段。

  2017年11月12日,风城油田作业区重18井区,专业作业车辆设备正在进行接转密闭集输装置的建设作业。(风城油田作业区供图)

  72小时试运行  锅炉顺利投产

  试验阶段,就是对锅炉的一次集中大考验,要经历一个个难点的验证。

  锅炉的负荷波动变化频繁是一个难点,与常规锅炉相比这台锅炉有两套循环系统,两套循环系统之间循环量的分配也是一个难点,尤其是当负荷变化时,净段的循环量和盐段的循环量之间的匹配,更是难上加难。

  “锅炉每天都在调整负荷,会导致锅炉的压力不停波动,对锅炉的水位控制有影响,因为压力波动容易引起汽水共腾,汽和水没有分界面,那锅炉到底有多少水就不知道了。”吴伟栋说,为了确保试验顺利,项目组考虑了许多可能遇到的问题。

  回用油田采出水的大型燃煤流化床锅炉在石油开采领域应用可谓史无前例,没有可以借鉴的经验,项目组人员面临的压力可想而知。

  2011年4月试验工程开工,同年年底项目主体完工。2012年2月正式注汽,此后项目组经历了许多曲折,特别是在配套系统中暴露出很多问题。

  “当时是冬天,像管线冻堵,连夜烤几公里的管线解冻这都是容易解决的小事,难的是现场如何操作,因为大家都没经验,只能靠不断摸索总结经验。”现在回忆起那段时间的经历吴伟栋仍然觉得心有余悸。面对这个配套系统多、相关设备多的新鲜事物,大家毕竟都是第一次接触,谁的心里也没有底。

  出现问题就解决,没有经验就摸索,项目组硬着头皮也要啃下这块“硬骨头”。后来,大家渐渐对这台锅炉系统熟悉了起来,也摸索出了经验,后期的试验就相对比较顺利了。

  2020年9月21日,风城油田作业区重32井区,新建的注汽锅炉正平稳运行。本报首席记者 闵勇 摄

  2012年3月初,项目组在解决除尘、吹灰系统相关问题,确保所有主要设备正常投用后确定了72小时试运行时间。

  72小时试运行是为锅炉进行的最后一道体检。试运行过程中,设备工作状态与正式投产相同,通过观察期间运行工况,跟踪记录试验数据,判断锅炉是否达到长时间安全平稳运行条件,以验证锅炉的安全性、可靠性。

  试验后期的相对顺利,让项目组以为可以平稳度过72小时试运行,没想到却被吓出一身冷汗。

  当时,试运行马上接近七十小时,眼看成功在即。吴伟栋正在现场观察注汽分配和灵敏度调节这些问题,当他认为锅炉已经可以了的时候,锅炉却突然自动停止运转了,这让现场人员大吃一惊。项目组赶紧去查看运行记录,这要是有什么问题,可就前功尽弃了。大家的心都提到了嗓子眼。

  幸好有惊无险!原来是一个误操作导致了锅炉停止运转,还是因为经验不足,操作人员无意中启动了紧急停车程序并进行了确定。好在不是系统问题,项目组松了一口气,但是要进行下一次72小时试运行,要等锅炉冷却一周才行。这期间项目组对操作人员加强了培训,并调整了操作系统,避免再次发生误操作。

  2012年3月14日,首台回用油田采出水的大型燃煤流化床锅炉在风城油田顺利结束了72小时试运行。试运行期间,该锅炉满负荷运行,近130吨高干度蒸汽注入风城超稠油地下管网,为超稠油热采注入新活力。

  2012年5月,该锅炉进入对各类水质的适应及运行调试阶段。一个多月时间里,项目组分别对这台锅炉按照100%清水、掺混20%、40%、60%比例采出水展开运行调试。结果显示,这台锅炉成功实现了最高混掺60%采出水的设计要求。

  “我们对混掺50%以下的采出水都不担心,但是混掺50%到60%时,看着炉水的含盐量和矿化度迅速上升,大家心里还是比较紧张。”吴伟栋说,他们一直在现场分析化验炉水的各种水质指标、锅炉液位和压力波动等,生怕有什么闪失。

  2012年6月14日凌晨,这台锅炉开始正式运行。经过净化的采出水混掺清水后成为矿化度2000mg/L高含盐水被送入这台锅炉的炉膛,在锅炉的轰鸣声中,变成了汩汩有力的“汽龙”,输送到风城油田广袤的大地深处。它每小时生产130吨蒸汽的能力可替代六七台普通燃气注汽锅炉,还具有燃料适应性广、热效率高、运行安全可靠、脱硫效果好、烟尘排放浓度低、节能节水等特点。

  这不仅意味着中石油集团公司重大试验项目的成功,更是创造了生产出全国首台可回用稠油净化污水的循环流化床锅炉的历史。

  2011年6月2日,风城油田作业区,准备投用的新建锅炉正在紧张施工中。近年来,通过对注汽锅炉的连续改造升级,稠油生产处理能力不断提高。(风城油田作业区供图)

  从头开始研究  找寻脱水方法

  循环流化床锅炉要想回用超稠油采出水,有个前提是得从SAGD高温采出液中分离出水,这也是整个稠油开采过程中水热资源高效利用中的关键环节。如果没有这个技术,那么后续的水资源高效利用就无从谈起。

  这项SAGD高温采出液脱水项目子课题,由当时新疆油田勘察设计研究的蒋旭等人负责。

  2009年该项目立项之初,蒋旭是一个工作才一年的新人。正所谓初生牛犊不怕虎,虽然接到的是中石油集团公司重大项目这种大活,但是他却没有感受到什么压力,因为他根本想象不到他接下来会面对什么样的难题。

  当时,风城的重32和重37两个SAGD先导实验区还没有投产,蒋旭和同事们对SAGD采出液,可谓一无所知。所谓无知者无畏,形容那时的他们正好。

  通过了解和调研,蒋旭和同事们得知SAGD的采出液温度可达180℃,这可比100℃以内的常规吞吐采出液温度高了很多。

  “那会儿我们的思路都在换热方面,想着把热换掉,就跟常规采出液一样了,然后再把换出来的热综合利用一下。”蒋旭说当时他们想得挺简单,于是在重37SAGD先导实验区建了个换热站。

  2010年,重32和重37两个SAGD先导实验区先后投产,SAGD高温采出液换完热后进入风城一号稠油联合站,导致了该联合站系统瘫痪。

  2018年1月2日,风城油田作业区员工在稠油生产区块注汽作业。(风城油田作业区供图)

  这可给蒋旭和同事们“当头浇了一盆凉水”,大家只能先把SAGD高温采出液改出系统,查找原因。

  “风城一号稠油联合站的处理能力是八九十万吨常规采出液,SAGD先导实验区投产初期产量很低,也就一两万吨采出液,我们觉得一两万吨SAGD采出液混入七八十万吨常规采出液中应该不会有什么影响,就比如100瓶清水中混入1瓶脏水,也不会导致水质变化很严重。”蒋旭坦言,他们没有想到会带来导致系统瘫痪这么大的影响,也就是从那时起他们开始感到有些压力了。

  整理思路之后,项目组猜想会不会是因为一些生产过程中产生的比较难处理的老化油或者是SAGD新井投产,有些修井泥浆没有排干净,残留在采出液中导致的,项目组认为解决这个问题要不了多长时间。

  随后,他们又让SAGD采出液接连进了几次风城一号稠油联合站,每进一次都会导致系统瘫痪。项目组开始意识到,这不是短时间能过去的事。也就是说,SAGD采出液根本不能进当时的系统,一进就会出事。这种采出液开始展现它“凶狠”的一面。

  “大家都懵了,如果因为SAGD采出液,导致风城一号稠油联合站交不了油,进而影响风城油田的产量,那就是非常严重的后果了。”蒋旭说,联合站的作用就是对含水百分之八九十的采出液进行脱水,采出液脱水后,一部分是水,一部分是油,再把油交走。

  项目组住到现场,“手忙脚乱”去改进风城一号稠油联合站的系统。他们一边恢复老系统的稳定,确保正常交油,一边把SAGD采出液引入站外的大池子,用罐车拉走处理。可这也不是长久之计,因为先导实验区投产的井越来越多,产量也随之增加。

  留给项目组的时间不多了,压力也越来越大。他们开始走访其他油田试图寻求解决之道,但是采出液跟地层和原油特性密切相关,其他油田的采出液表现出的特性跟风城SADG采出液并不一样,所以别人的方法对自己没有什么实质性帮助。

  当时有人这样调侃:你要是能拿下这个项目,可算是为国争光呀!

  蒋旭清楚这句话的分量,原因不外乎两点,一是SAGD高温采出液脱水这项技术当时仅有少数几个国家掌握,国内还没有成功案例。二是掌握此项技术的几个国家,对技术中的脱水工艺、核心设备及药剂配方,实施了技术封锁。

  蒋旭和同事决定开始正视这种前所未见的采出液,从头开始分析研究,寻找脱水方法。

  2020年9月21日,风城油田作业区新建的稠油处理装置鸟瞰图。本报记者 戴旭虎 摄

  发现独特物性  思路慢慢清晰

  SAGD采出液脱水的难点之一是要在高温、高压的状态下进行密闭脱水,因为SAGD采出液温度高达180℃,潜藏着很大的热能资源,如果常温脱水就会损失这些热能,也违背了水热资源高效利用的初衷。

  想要脱水,得先研究SAGD采出液,那就得先取样研究清楚物性,才知道要干什么和怎么干。

  “但是刚开始时,我们连如何取样都不知道。” 风城超稠油开发地面工程配套技术研究重大项目总课题长黄强说,“科研”二字说起来简单,但是科研的每一步都不简单。

  180℃的采出液,在常规的装置中会汽化,不利于对其物性进行分析研究。为此,项目组制作了带压密闭取样器等一系列带压密闭装置,确保180℃的采出液是液态,方便研究。

  SAGD采出液呈黄褐色,像泥糊糊一样,项目组对它进行了分析,发现跟常规采出液相比,它还真如外表一样含泥量比较高,这就使它的乳化特性很特殊。常规采出液静止5分钟就会分成两层,上面是油包水,下面是水包油,而SAGD采出液就很难分层。

  在发现SAGD采出液乳化特性不一样后,项目组便开始筛选破乳剂,但是先后筛选了几十种大类,效果都不理想。有的破乳剂即便能有效果但是需要的剂量很大,成本太高。而且当时是90%的常规采出液和10%的SAGD采出液混掺进行试验,这样都需要大量的破乳剂,那么之后SAGD产量大了岂不更加难办。

  刚有点思路就又陷入了困境,项目组想到去当时SAGD技术最成熟先进的加拿大调研。可是加拿大虽然也是采用高温脱水,但是他们的SAGD采出液含泥量不大。风城SAGD采出液含泥量高,是地质原因导致的,是个无法回避的客观因素。

  又一次没有可借鉴的经验,项目组只能再次静下心仔细研究含泥量高带来的影响。

  2018年1月27日,重油公司采油作业二区,巡检工检查注汽设备的运行情况。本报首席记者 闵勇 摄

  “含泥量是一个关键点,泥在采出液中充当乳化剂的作用,能把油和水充分乳化,在油水界面形成一种稳定结构。”蒋旭说,常规情况下油和水有密度差,油慢慢往上浮,水慢慢往下沉,就会慢慢分层,而有了泥以后,泥会和油“抱”得很紧,使本来比水轻的油变得跟水一样重了,改变了油水原本的密度差,这样油就能稳定地悬浮在水中间,导致油水难分离。

  此外,SAGD采出液是复杂乳化状态,从微观角度来看是水包油包水,即——外层是水、水中间包着油、油中间又包着水这种混合乳化状态。常规采出液一般要么是水包油,要么是油包水,不会像这样一层一层的包,层数多了难破乳,油水分离难度就大。

  可是不管怎么样优化破乳剂,脱水效果还是不明显。正当项目组又犯愁时,有人发现实验室有罐SAGD采出液,还没来得及加乳化剂做试验,就被忘记了,放置一两个月还是跟取出时一样呈黄褐色,完全没有变化。

  这个美好的遗忘,让大家很诧异,似乎预示着什么。

  “竟然一两个月都不发生变化,这么反常会不会还有什么别的原因?”蒋旭和同事开始往胶体特性上联想。他们着手测SAGD采出液的Zeta电位,常规采出液并不具备胶体特征,Zeta电位一般在-10到0毫伏之间,而他们测出SAGD采出液的Zeta电位竟有-70毫伏左右。这个结果让项目组又惊又喜,惊的是超过正负60毫伏说明胶稳定性极强,喜的是终于找到了SAGD采出液这么稳定难以分离的原因。

  继续研究,项目组发现SAGD采出液带负电荷,这还是泥“搞的鬼”。因为泥本身容易带负电荷,而它又跟油“抱”得很紧,导致小油滴都带负电荷,互相排斥,当然很难聚集形成大油滴,进而跟水分离。

  终于搞清楚了风城油田SAGD采出液的独特之处,那就是具有乳液和胶体的双重特性。项目组的研究思路也因此慢慢清晰了起来。

  2020年9月27日,重油公司采油作业二区十七号供热站,巡检工人在检查水处理设备的运行情况。本报首席记者 闵勇 摄

  找准脱水方向  全力攻克难题

  随后,项目组对SAGD采出液进行了脱水影响因素的全面分析,提出了先破胶再破乳的技术思路。

  破胶就是把SAGD采出液的复杂乳化状态变成常规采出液那种上面是油包水、下面是水包油的状态。如果能实现这一步,那么上面的油包水再加破乳剂,就很容易把水脱掉了。也就是后半部分可以用常规技术来处理了,前半部分破胶是难点。

  “但是破胶跟破乳是两种截然不同的方式,一个是从水里面把油拿出来,另一个是从油里面把水拿出来,一旦加了过多的破胶药剂,会严重影响后续的破乳效果。”蒋旭说,要做到既能破胶,又不能对后续破乳产生影响,这需要通过优化药剂来实现。

  药剂的第一个要求是破胶的同时不能影响破乳,第二个要求是必须耐高温。因为常规药剂的合成温度不超过120℃,而合成和分解又是可逆的,只要温度超过合成温度就会分解。SAGD采出液的温度是180℃,会导致常规药剂分解失效,所以药剂需要耐高温。

  在药剂合作单位筛选药剂的同时,项目组开始研究最佳脱水温度,虽然是高温脱水,但不是一味追求温度很高,因为最终目标是要高效脱水。

  那么到底多高的温度脱水效率最好,这需要大量的试验来论证。项目组要通过软件模拟不同温度下的脱水过程,初步确定合适的温度,再进行室内试验,反复验证模拟的温度是否合适。

  最终,项目组对药剂合作单位提出的耐温要求是160℃至180℃,药剂的合成温度要高于200℃。该单位通过不断的努力终于研制出了符合先破胶后破乳并且耐高温的药剂。

  此时,时间已经来到了2011年下半年,那年新疆油田公司扩大了SAGD先导实验区,又打了二三十对SAGD新井,眼看着风城SAGD产量越来越高,留给蒋旭他们的时间越来越少了。

  完成药剂研发和室内试验后,2011年冬天项目组马不停蹄开始在现场做小型模拟试验。历时两个月,项目组验证了不同温度、不同加药量、不同电场对脱水的影响,分析、化验和处理实验数据一千多组,优化了最佳脱水温度、沉降时间等,克服了现场凝管等种种困难和灰心丧气的时刻。

  “当小型高温脱水模拟试验装置分离出合格油时,我们心里基本有底了。”蒋旭说,这为后续的SAGD高温密闭脱水工业化试验打下了良好基础。

  2018年10月23日,克拉玛依油田百里油区观景台脚下,新一代流化床注汽锅炉生产热火朝天。本报首席记者 闵勇 摄

  其实,在做小型模拟试验时,项目组也在考虑如何能改进脱水装置,进一步提高效率。立式的脱水装置沉降界面高,离出水口远,越往下水越清,所以水质较好,而卧式脱水装置沉降界面大,能作用的药剂多,脱水更高效,二者各有优劣。

  为了能优化脱水装置,蒋旭那时“疯狂”查阅论文资料,有次他在查看资料时突然受到段塞流捕集器的启发,要是脱水装置也是斜式的会是什么样呢?

  所谓斜式,就是让装置有一定仰角,这一个小小的改变,就能结合立式和卧式的优点,既能保障沉降界面较大,又能保障水质干净,而且还能增加油滴的碰撞几率。

  “因为不管是立式还是卧式,油滴始终垂直往上走,水滴始终垂直往下走,这种直上直下的方式,油滴的碰撞几率并不高。斜起来之后,油滴和水滴的运动轨迹变成了边斜着边往上或往下,成了曲线,曲线的碰撞几率就比直线大多了,而且我们还在中间添加了填料,把一个空间分成几个小空间,每个小空间都可以看作是一个小分离器,这样就进一步增加了碰撞几率,也提高了药剂反应的效率。”蒋旭说,不仅如此,改为仰角后泥砂堆积角变小,更有利于排砂。

  思路越来越顺,项目组便开始软件模拟,他们在0度到45度之间反复试验,最终发现了仰角在9度到15度之间最为合适。此外,项目组基于仰角装置,将传统重力沉降脱水升级为强制对流脱水,脱水效率提高50%以上。

  2020年9月21日,风城油田作业区员工在巡检。目前,一批新建的注汽锅炉已在稠油生产区块投用。本报首席记者 闵勇 摄

  工艺逐步成熟  开展工业试验

  2011年底,随着脱水工艺、密闭集输工艺的成功和装置设备的优化,整套SAGD采出液高温密闭脱水工艺已经成熟了,具备开展工业化试验的条件。

  2012年,新疆油田公司决定建设30万吨处理能力的风城油田SAGD采出液高温密闭脱水试验站,中石油集团公司也将其确定为集团公司的重大试验。

  蒋旭和同事又承担起该试验站的设计任务。时间紧、任务重,自参与该项目以来,蒋旭的压力越来越大。“不可轻言放弃,否则对不起自己。”这是蒋旭的QQ签名,也是他面对此项试验的态度。

  试验站的设计难点还是在于高温脱水,因为,高温意味着高压,各级压力要是控制不住,那就像家里的锅开锅的情况,本来就难脱水,再一开锅那基本就脱不了水了,所以每个点的压力控制都非常关键。领导安慰大家说试验站允许失败,但是大家心里都清楚,这个站只能成功,不能失败。

  试验站从设计到施工建设,历时近一年,2012年底试验站投产。虽然冬季投产比夏季投产要难,但是时间不等人,项目组别无选择。冬季投产要严防管线冻堵,尤其是埋地管线一旦冻堵,就只能等来年开春再施工了。项目组重点关注有静止液体的管线,因为在零下二三十摄氏度的天气里,静止的液体很容易冻堵。项目组每隔半小时就去给管线测温,发现温度较低便打开管线用桶接着放出液体,让高温液体补充流入一些,整体提高管线中液体的温度。

  所有管线查看一遍,一晚上也就不用睡了。在项目组的精心呵护下,试验站在投产过程中虽然有些小问题,但是没有出现大问题,投产第四天就分离出合格的油,这宣告了风城油田SAGD采出液高温密闭脱水试验站投产成功。

  2013年9月3日,风城油田作业区重32井区,供热站注汽作业正在进行。(风城作业区供图)

  2012年12月10日,试验站生产出首批含水率在2%以下的合格油品,并超过设计指标。当大家都在手舞足蹈地庆祝试验成功的时候,蒋旭却在试验站中控室的椅子上睡着了。之前的5天5夜试验时间里,他只睡了不到3个小时。

  2013年前半年,项目组依托该试验站完成了全部阶段的工业化试验,在此期间对高温密闭脱水工艺、关键设备和药剂配方进一步优化和定型,形成了SAGD采出液高温密闭脱水工艺包。

  高温密闭脱水工艺是水热资源高效利用的关键环节,如果采用开放式流程,无疑会散失大量热能;如果油水分离不了,那么后续也没有污水可以处理,进而回用锅炉了。

  解决了循环流化床锅炉和高温密闭脱水的难题,距实现水热资源高效利用就差最后一个主要环节了,就是通过水处理把SAGD采出液中分离出来的高矿化度水,净化处理成低矿化度水,以便回用锅炉。

  勘察设计研究院采出水净化处理项目组,在传统常规的水处理工艺上进一步攻关研究,形成了前端除硅,后端除盐,且工艺段更短,成本更低的水处理工艺。在这个过程中,他们自主研发了离子调整旋流反应装置,创新重核强化催化絮凝技术,成为新疆油田公司独具特色的采出水处理工艺。该工艺技术大幅提高了水质净化稳定效率,降低了系统腐蚀结垢趋势,同比国内外项目,节约投资30%。

  此外,针对循环流化床锅炉定期排放经过高温蒸煮的矿化度高达15000mg/L至30000mg/L的浓盐水,项目组通过“降膜蒸发+强制循环结晶”工艺进行深度处理后再次回用锅炉,进而实现整个稠油开采流程基本上没有废水排放。

  2017年11月20日,风城油田作业区员工在除硅反应器等装置下巡检。稠油污水除硅系统的投用,为风城稠油开采立下大功。(风城油田作业区供图)

  水热高效利用  技术国际领先

  至此,整个风城SAGD超稠油开发地面工程中能达到水热资源高效利用效果的主要技术已经成熟,其余三个子课题也都先后完成,剩下就是相关配套技术的整合和优化系统了。其中,项目组设计了一套高效的换热系统,通过乙二醇循环系统把所有热都换进去暂存起来,等需要时乙二醇系统再把热传递出去。

  要实现热能高效利用,第一个环节是密闭集输和密闭处理,这样方便把热集中起来。注入到地层的热能,有三分之一随着高温采出液和蒸汽返回地面,这部分蒸汽通过密闭集输,集中到处理站里,随后蒸汽中的热被换到乙二醇系统中暂存,冷凝后蒸汽变成水,再回到水系统中。而高温采出液通过密闭集输进入高温密闭脱水系统,脱完水后,油和水多余的热量也被回收到乙二醇系统中暂存,整个过程没有热损失。

  第二个环节是通过乙二醇换热系统作为中间介质,把热量传递给需要的各个用户。乙二醇换热系统高温段140℃,低温段50℃,这中间的90℃的温差可用于冬季采暖或将水处理后80℃的净化水升温至120℃再回注锅炉等。

  第三个环节是管网的保温,因为集输管线温度180℃左右,注汽管线温度达三百多℃,而且管网遍布地面。如果不注重保温,会散失许多热量。项目组研发了各种管网高效保温隔热结构材料,最大程度减少散热损失。

  第四个环节是通过烟气回收装置,把一百多℃的锅炉烟气中的热量回收。

  通过这4个环节,基本上有效控制了超稠油SAGD开发地面工程全流程中的散热点,每年可以节约五六十万吨标煤的热量。

  2012年10月28日,风城油田作业区供气联合站的两名员工正在疏通锅炉水汽流程,给锅炉上水。本报通讯员 白建茹 摄

  实现水资源高效利用的核心就是采出液脱水,因为锅炉把水烧成蒸汽注入地层,其中80%的水会随着采出液返回地面,采出液脱水分离后的采出水经过水处理,再次回注锅炉用于产生蒸汽。整个流程下来可以实现95%的采出水回用,对于风城油田每天7万方的采出水来说,采出水回用的经济意义和环保意义不言而喻。

  2018年夏天投产的拥有120万吨SAGD采出液处理能力的风城二号稠油联合站二期工程全部实现上述的所有环节,形成了以“高干度注汽、高温集输、高效脱水、低成本污水回用”为特点的超稠油地面工艺模式,成为国内首个超稠油水热资源高效利用工业化的全流程密闭处理站。

  在新疆油田公司实现超稠油开发水热资源高效利用的过程中,其中的关键技术循环流化床锅炉和高温密闭脱水工艺,一举成为国内领先、国际一流的技术。

  回用稠油净化污水的循环流化床锅炉更是属于世界首创,填补了国内外在燃煤注汽锅炉上的技术空白,获得专利授权6项,其中发明专利3项。该锅炉以分段蒸发水循环技术与“流态重构”理论协同创新为基础,实现了锅炉的节能高效,锅炉出口蒸汽过热5℃至30℃,吨汽成本下降40%,并把锅炉用水矿化度限值由国际标准的5mg/L拓宽到2000mg/L,实现了高温污水回用。目前,该技术已推广至中石化胜利油田新春采油厂、加拿大多佛油田。

  2017年11月20日,风城油田作业区员工在净化污水处理反应间巡检。(风城油田作业区供图)

  高温密闭脱水工艺则针对复杂采出液脱水难的问题,创新提出“破胶失稳—破乳脱水”油水分离机理,发明高温(180℃)脱水技术,研发耐220℃高温的有机化学药剂,突破了有机药剂合成温度小于等于140℃的禁区,且加药量降低80%以上。同时,基于仰角脱水装备的强制对流脱水工艺,使脱水时间由国内常规工艺的120小时脱水效率95%,缩短至4小时脱水效率99.5%,脱水效率提高30倍以上。

  此外,和加拿大高温脱水工艺相比,该技术药剂耐温提高40℃,加药量同比降低25%以上,且处理原油黏度是国外同类技术的5倍。

  上述全部技术及装备的应用,使新疆油田公司实现了水热资源综合利用率由传统的75%提高到95%以上,吨油单耗同比降低21.4%,年节能效益达9.5亿元。克拉玛依油田稠油开采累计回用采出水4.2亿吨,相当于新疆油田公司5年用水量总和。

  这些技术和装备用于风城超稠油开采已经清晰地展现了它的价值和意义。那么,如果自觉地向全世界拥有相似稠油的区域提供技术服务,其价值和意义又将如何呢?

(编辑:王小军)
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