辽河油田过热蒸汽装置研究

安慕华，马华伟，陈 艳

(1.中国石油集团工程设计有限责任公司北京分公司，北京 100085;2.中国石油规划总院，北京 100083)

0 引言

目前，辽河油田开采方式主要是注蒸汽吞吐，存在的主要问题是注入井口的蒸汽干度低，蒸汽干度通常只有60%～70%，进入油层的有效热量减少，因此，对于超稠油达不到蒸汽吞吐热采的实际效果。

国外稠油热采的理论和实践研究表明:提高注蒸汽干度有利于提高稠油热采的采收率，大致注蒸汽干度每提高10%，采收率可提高3%［1－4］。因此，为提高稠油采收率，辽河油田决定在某采油厂进行注过热蒸汽试验。在现有的湿蒸汽发生器后增设过热蒸汽装置，提高进入油层的蒸汽温度。

虽然过热蒸汽装置已在哈萨克斯坦等地的油田得到成功应用，但是，辽河油田湿蒸汽发生器采用的水源是经过处理后的采出水，其中二氧化硅含量较高，易发生爆管事故［5－10］。为解决上述问题，对过热蒸汽装置进行优化，研制出适合辽河油田现场情况的装置。

1 技术分析

1.1 燃油过热蒸汽装置组成及工艺原理

过热蒸汽装置主要由蒸发段、汽水分离器、过热段、高压汽水混合器、燃烧器及仪表监控、吹灰系统等七部分组成。

该过热蒸汽装置的工作原理:从湿蒸汽发生器来的湿饱和蒸汽进入装置对流段受热蒸发，成为设计蒸汽干度的饱和蒸汽，饱和蒸汽携带高含盐饱和水进入汽水分离器将饱和水几乎全部分离出来，分离出的蒸汽进入装置辐射段吸热成为设计过热度的过热蒸汽，该过热蒸汽进入汽水混合器与由分离器分离出的高含盐饱和水混合成为工艺所需要的一定过热度的过热蒸汽，注入试验井内［11－12］。

1.2 设备主要技术参数

过热蒸汽装置的主要设计参数如表1所示。

表1 过热蒸汽装置的主要设计参数

2 关键技术

2.1 蒸汽干度及过热度控制技术

过热蒸汽装置蒸发段的蒸汽干度控制对装置的安全运行具有重要意义:如果蒸发段蒸汽中携带的高盐份饱和水蒸发过多致使进入汽水分离器的蒸汽干度高于92%，则势必使部分盐份在蒸发段即结晶析出，使炉管内壁因积盐导致热量传不出去而发生爆管，进而严重影响装置的安全运行;如果在蒸发段蒸汽中携带的高盐份饱和水蒸发量不足(蒸汽干度低于88%)，即进入汽水分离器的湿饱和蒸汽携带水过多，则势必将使汽水分离器液位过高、汽水分离不彻底，这样就可能造成进入过热段的蒸汽携带一部分高含盐饱和水，造成过热段积盐。因此，我们在过热蒸汽装置的蒸发段和过热段设有壁温检测报警点，当管壁因积盐致使壁温急剧升高时，报警装置会因壁温超过设定温度而自动报警停炉，保证蒸发段和过热段炉管不至于发生积盐爆管，确保整套装置的安全稳定运行。

虽然过热段蒸汽出口温度提高有利于提高汽水混合器之后的过热蒸汽温度，有利于提高注入油藏内的蒸汽有效热量，提高稠油产量，但是温度过高将会对汽水混合器、注汽管道及井下设施的材料提出更高的耐温要求和运行操作方面的安全要求，因此，我们在过热蒸汽装置的过热段设有超温报警点，当蒸汽实际温度超过设定温度时会自动报警停炉，保证炉管、注汽管道及井下设施的安全稳定运行。

同时，为精确控制过热蒸汽装置出口蒸汽温度，在汽水混合器出口设置双支热电阻，一路信号接入燃烧器比例调节仪，另一路接入控制系统，既便于燃烧器根据混合段出口温度进行大小火调节，又便于在控制系统对温度信号进行监测。

2.2 过热蒸汽装置积盐监测及应对技术

过热蒸汽装置的给水为处理后的稠油采出水，水质虽经处理仍未达到热采锅炉水质标准，取辽河油田过热蒸汽装置给水及冷凝水水样进行检测，具体如表2所示。

表2 辽河油田过热蒸汽装置给水及冷凝水水样分析

对于热采锅炉的水质要求，SY/T 0097－2000《稠油油田采出水用于蒸汽发生器给水处理设计规范》中已有明确规定，具体如表3所示。

表3 热采锅炉给水水质条件

对比表2和表3可看出:过热蒸汽装置给水的SiO2、铁和悬浮物含量偏高，易形成硅酸盐等影响装置的运行，易在装置的过热段和高压汽水混合器形成积盐，现对其形成原因进行分析并提出解决措施。

从过热蒸汽装置蒸发段出来的湿饱和蒸汽虽可通过高压汽水分离器进行分离得到高干度饱和蒸汽，但随着饱和蒸汽压的提高，汽水密度差将越来越小，这样势必造成汽水分离不彻底，使得进入过热段内的饱和蒸汽仍携带一定数量的高盐份饱和水，而且饱和蒸汽本身也具有一定的溶盐能力，因此，在过热段势必有盐分析出。另一个较易积盐的敏感部位是高压汽水混合器，高盐分饱和水与过热段出来的过热蒸汽在此充分混合成为过热蒸汽的过程中，势必有盐分析出并堵塞饱和水喷孔。

为避免高含盐饱和水在炉管内积盐爆管、混合器积盐堵塞，我们在装置蒸发段、过热段、混合器的进出口之间各设一台差压变送器，自动监测进出口压差，通过监测设备的压降是否超过设计压降值来判断积盐情况，当压差大于设定值时，可通过控制燃烧器实现装置转小火运行，通过携带有一定数量饱和水的湿饱和蒸汽来实现对装置管路系统的全自动冲洗，使沉积在装置管路的积盐溶解于湿饱和蒸汽所携带的饱和水中而被带走，从而保证装置的安全稳定运行［13－15］。

3 现场试验情况

过热蒸汽装置研制成功后于2009年4月开始在辽河油田进行注过热蒸汽吞吐试验，承担着近60口井的生产注汽任务。试验中，针对装置的运行性能及各种安全控制检测功能进行了试验，试验数据分析结果表明:所检测敏感部位炉管的壁厚及焊缝质量良好，没有发生腐蚀及爆管等现象，说明该装置的安全可靠性已经经受住实践的考验，完全可以满足稠油热采试验的要求。

过热蒸汽装置的运行参数为:进入装置的蒸汽干度为60% ～70%，蒸发段入口压力为11～13 MPa;进出口压差在0.2～0.4 MPa之间变化，且压差的变化幅度比较小;装置混合器出口温度在340～360℃，过热度在20℃以上。

从注过热蒸汽试验井的采油日报可比较看出，4口试验井注过热蒸汽后，与上轮注湿蒸汽时的采油情况对照分析显现了较好效果，产液量增加较多、产油量上升、含水下降。采油效果对比分析见表4。

表4 注过热蒸汽前后采油对比情况表

从表中数据分析看出:注过热蒸汽后采油效果最明显的是 D813－4760井、D813－4362井、D813－4059井，此三口井的产液量、采油量都有较大幅度提高，且D813－4760井、D813－4362井的平均含水都有所下降。D813－4760井与同期采油数据相比，产液量提高了 221.9 t，采油量提高了242.3 t，油量增产了46.8%，平均含水由原来的70.2%下降为61.3%;D813－4362井与同期采油数据相比，产液量提高了28 t，采油量提高了142.5 t，油量增产了168.8%，平均含水由原来的94.4%下降为85%;D813－4059井与同期采油数据相比，产液量提高了52.6 t，采油量提高了19.4 t，油量增产了47.4%，平均含水由原来的 96.3%下降为94.8%。

总的来说，注过热蒸汽后由于蒸汽热焓大大增加，使地层渗流变好，稠油可顺利从油藏中流向井筒，增加了采出量，显现出较好的采油效果。

4 结论

现场试验情况表明:研制的过热蒸汽装置能够适应辽河油田稠油热采的需要，可以安全可靠连续运行并生产出工艺所需要参数的过热蒸汽。

过热蒸汽装置关键环节(蒸汽干度、过热度、积盐)，采用超常规的跟踪自控技术，实现了装置在线自动检测与实时控制，确保了装置安全稳定运行。该设备的研制成功，实现了将处理后稠油采出水产生的湿饱和蒸汽直接过热，用于超稠油油田的注过热蒸汽吞吐开采，并在辽河油田现场试验中产生了比常规湿饱和蒸汽热采更好的采油效果。

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