渤海油田稠油热采注汽锅炉选型要点

(中海石油(中国)有限公司 天津分公司 渤海石油研究院, 天津 300459)

0 引 言

渤海油田稠油储量丰富，随着油田开发速度加快，稠油热采开发成为必然趋势。注汽锅炉是稠油热采的重要耗能设备之一，在陆地油田已成熟应用。国内外现有研究集中于稠油热采注汽锅炉燃料适用性、热效率提升、内部结构优化、余热回收等方面，海上稠油热采开发研究起步较晚[1]，对注汽锅炉海上应用、锅炉用水要求的研究较少，受平台空间有限，运输及设备安装工作量大，淡水、燃料宝贵等制约条件的影响，海上注汽锅炉的选型难度和研究必要性增加。从锅炉燃料选择、锅炉用水、余热利用、锅炉型式、清洁维修和总体布置等方面对海上注汽锅炉选型进行分析，为海上注汽锅炉选型提供新思路。

1 注汽锅炉类型及选型原则

注汽锅炉按制造级别(A级蒸汽压力)可分为：中压锅炉、次高压锅炉、高压锅炉、超高压锅炉、亚临界锅炉、超临界锅炉等，如表1所示。

表1 A级注汽锅炉制造级别

注汽锅炉的主要工艺参数有：蒸汽出口压力、蒸汽流量、蒸汽干度、蒸汽出口温度。为保证热采效率，到达井底的蒸汽需有足够的流量、温度、压力和干度，注汽锅炉选型时应优先保证其工艺需求。其次，鉴于海上运输和淡水、燃料的获取相对陆地都更为困难，需着重考虑燃料油及锅炉用水问题，在满足工艺需求的同时，保证锅炉的使用寿命，减少大修和事故，并从经济适用性方面加以余热利用的考虑。另外，由于海上设备安装和占地的特殊性，需考虑锅炉型式、布置和维修操作空间。

2 注汽锅炉系统配置方案

2.1 注汽锅炉燃料选择

考虑到燃料成本，陆上稠油开发常采用原油、稠油、重油、渣油或煤作为锅炉的主要燃料。海上稠油油田注汽锅炉一般利用伴生气，其他平台生产外输至本平台的原油，或本平台开采的稠油经处理后满足锅炉要求的稠油作为燃料。渤海稠油油田区块较零散，利用伴生气需新建输气管线，可能会增加开发风险；利用原油或稠油作为燃料时需增加燃料油处理设备，燃料成本和设备投资相对较高。注汽锅炉燃料选择应从经济性和适用性两方面进行考虑。

以两台15 t/h注汽锅炉(1用1备)为例，锅炉燃气/燃油模式全生命周期经济投资对比如表2所示。

表2 锅炉燃气/燃油模式全生命周期经济投资对比

续表2 锅炉燃气/燃油模式全生命周期经济投资对比

经过对比计算：按1 a注汽6个月，注采时间为25 a计算，如果不考虑平台其他用气设备(如电站)的影响，当平台距离(或海管长度)大于3.14 km时，不建议新建引气海管使用伴生气作为注汽锅炉燃料。

在使用燃料油的情况下，需对注汽锅炉燃料油进行处理。影响注汽锅炉的燃料油物性主要有两点，一是燃料油含水量，二是燃料油在一定温度下的黏度。燃料油含水量过高会影响燃料油的燃烧质量并加重烟气含碳量，影响燃烧器和盘管寿命，降低锅炉效率和蒸汽质量；燃料油黏度过大会影响燃烧质量且容易堵塞燃烧器。二者直接影响锅炉的效率以及燃烧器和锅炉盘管寿命，从而间接影响热采效果和设备维修投资。国产注汽锅炉常用燃烧器燃料适用性如表3所示。

表3 国产注汽锅炉燃烧器燃料适用性

在燃料油处理工艺上可以采用静电聚结(一级)+破乳剂、电脱水(二级)+破乳剂的方式进行稠油脱水。进行电脱水试验时应考虑各种可能情况，优化破乳剂使用量、电脱电压、稠油停留时间、电脱温度，从而选择最经济的电脱水方案。以某油田为例，处理流程：一级，静电聚结脱水，破乳剂BH-33用量200 μg/g以上，温度130 ℃左右，电压3 000～3 500 V，停留时间40～60 min，将含水率降低至25%以下；二级，电脱水，破乳剂BH-33用量200 μg/g以上，温度130 ℃左右，停留时间40～60 min，电压1 100 V(电场强度800 V/cm)，裸电极脱水将含水率降低至2%～5%。

海上平台常用添加降黏剂和升温的方法降低稠油作为燃料油时的黏度，此方法适用于使用量大的燃料油，例如：注汽锅炉用燃料、热介质锅炉用燃料、电站用燃料(一般为烧渣油、重油的原油电站，渤海应用较少)。使用掺原油或柴油的方法降黏，成本相对较高，但工艺简单，可短期使用或在用量少的情况下使用，例如锅炉引燃。

2.2 注汽锅炉水处理

海水矿化度高，直接作为锅炉水易结垢、堵塞盘管，因此，锅炉水矿化度越低，对锅炉的寿命越有利。国产注汽锅炉大多数只能使用淡水作为锅炉用水。根据稠油集输及注蒸汽系统设计规范 (SY0027-1994)，海水淡化出口水(锅炉用软化水，pH 7.5～11.0)质量如表4所示，选型时应考虑生产中是否有足够余量的水源井水供给锅炉。由于平台井数有限，新钻1口水源井投资较大，如果水源井水不足，应优先考虑海水淡化装置。

表4 海水淡化出口水质量要求 mg/L

现阶段海上平台锅炉用水多来自于海水淡化装置或水源井水，水源的对比如表5所示。

表5 海上平台锅炉用水水源对比

2.3 注汽锅炉余热利用

注汽锅炉在产生蒸汽的同时还会产生一定量的热水和烟气。15 t/h的注汽锅炉可产生2～3 t/h的热水。如果产生的热水流量符合原油掺水外输的用量，就可将注汽锅炉热水和稠油掺水一起外输，从而简化一部分工艺流程和设备。如果热水量不足但水温高，可作为应急置换用水，当现场发生应急关断时，可直接利用锅炉热水进行应急置换，无需再用应急电加热热水后进行置换，从而降低海上平台应急电负荷。

目前实际运行的注汽锅炉排烟温度较高，一般在140～270 ℃[2]，为有效利用锅炉废热：一方面，可从设计上选用排烟温度低、热效率高的注汽锅炉，例如增加自动控制烟气含氧量技术，使燃料燃烧更完全，避免冒黑烟问题[3]；另一方面，可从利用烟气余热角度进行流程设计，例如利用烟气余热加热生产水，或者设置余热回收装置，合理控制排烟温度[4]。

3 注汽锅炉布置方案

海上平台空间有限，设备安装难度和工作量大，选型时应充分考虑锅炉型式、维修操作空间及总体布置等因素。

3.1 注汽锅炉型式对比

卧式、立式锅炉的布置、热效率对比如表6所示。

表6 注汽锅炉型式对比

选择注汽锅炉型式时需考虑以下4点：

(1) 优先考虑平台空间使用情况。海上平台布置紧凑，大井口平台、中心平台上层甲板空间有限，注汽锅炉一般不可放置于上层甲板。中层甲板受层高限制(渤海海上平台中层甲板层高一般为8～9 m)，无法布置立式注汽锅炉。即使层高满足立式锅炉布置维修要求，平台空间也很难充分利用，层高过高还会增加平台的用钢量。因此，当平台上甲板空间不足时，一般不推荐选用立式注汽锅炉。

(2) 充分考虑水质、燃料、生产维修频率对注汽锅炉盘管寿命、热效率的影响。注汽锅炉受水质、燃料的影响，平均热效率为81.61%[5]，达不到设备预期的热效率(90%)。在进行注汽锅炉选型时，应充分考虑内部结构适用性，并为锅炉热负荷预留适当的余量。

(3) 应考虑注汽锅炉内部结构型式优化的可能性，如卧式锅炉可在对流段增加固定旋转式蒸汽吹灰器，翅片管采用顺排布置，增加部分翅片管，以提高锅炉效率[6]。

(4) 考虑厂家主要生产的锅炉类型，综合对比各厂家锅炉型式、应用业绩及锅炉实际运转情况进行选型。

3.2 注汽锅炉清洁与维修

设备布置时应留有适当的操作、维修空间，保证在吹灰、维修、抽芯时有必要的安全空间。建议锅炉前后预留2 m，左右预留1.5 m。同时，充分考虑注汽锅炉在更换较大部件(如换热管)时吊装所需的高度，留有适当的空间。应根据现场常风向(或风玫瑰图)布置锅炉排烟方向，保证注汽锅炉排烟不会被风回吹至甲板，对操作人员造成伤害。为了注汽锅炉维修及排烟的便利，尽量不要将注汽锅炉布置在平台的中部。

3.3 注汽锅炉总体布置优化

海上平台造价昂贵，布置注汽锅炉及其辅机设备时，应考虑平台其他设备的布置情况，尽量减少占地面积，并充分利用平台空间。水处理设备可与注汽锅炉错层布置，同时将注汽锅炉的控制方式改为计算机方式，将水处理控制仪表盘及所需操作的仪器仪表放置在其他层甲板上，最大化利用平台现有面积和空间。如果选用卧式锅炉，可将侧放于锅炉的部分水-水换热器改为布置在锅炉筒体上方。

在进行锅炉及其辅机设备总图布置时，应考虑注汽锅炉质量对平台的影响，如偏心、承重等。

4 结束语

海上稠油油田注汽锅炉燃料的选择和处理直接关系到成本投资，需选择经济、简捷的处理流程，并保证处理后的稠油满足燃烧器和注汽锅炉的要求。进行燃料处理流程设计时，充分考虑混掺周边油田原油的可行性，通过调节化学药剂使用量、电脱水温度和电压，优化工艺流程，减少处理级数，从而优化处理设备。

海上平台注汽锅炉的热效率一般为：烟管锅炉70%～80%，水管锅炉80%～90%。在热效率上各厂家没有特别的优劣之分。现阶段，注汽锅炉的主要发展方向为：(1)通过优化盘管、燃烧器、火焰控制，提高热效率；(2)优化锅炉结构、盘管涂层，抑制锅炉结垢、盘管堵塞等问题；(3)提高锅炉适用性，如：烟气回收、利用污水作为锅炉水。

充分利用注汽锅炉热水、加设废热回收装置是现阶段注汽锅炉余热利用的主要方式，在锅炉选型时，考虑利用锅炉余热的同时应该综合计算投资，从而达到降本增效的目的。海上平台空间有限，设备安装难度和工作量大，选型时应充分考虑锅炉型式、维修操作空间及总体布置等因素。

在开发海上稠油油田的前期研究阶段，注汽锅炉选型应兼顾工艺、机械、总体等专业的要求统筹考虑，充分借鉴陆上稠油油田选型经验，并考虑海上与陆上油田的差别，从设备全生命周期的角度，优化工艺流程、设备选型及布置，达到海上平台降本增效的目的。