盧洪源

中油遼河工程有限公司, 遼寧 盤錦 124010

0 前言

火驅(qū)是以空氣作為助燃劑,采取電點(diǎn)火或化學(xué)點(diǎn)火等方式,持續(xù)燃燒地下原油中的重組分產(chǎn)生熱能使重組分在高溫下(600～700 ℃)發(fā)生裂解,注入的高壓空氣、燃燒產(chǎn)生的氣體和水蒸氣，以及裂解產(chǎn)生的輕質(zhì)油驅(qū)動(dòng)原油流向采油井采出,火驅(qū)采收率可高達(dá)70%。

1 遼河油田火驅(qū)發(fā)展歷程

2005年起,遼河油田陸續(xù)在杜66塊、高3塊、錦91塊等區(qū)塊實(shí)施火驅(qū)開發(fā)[1]。以遼河油田曙光地區(qū)杜66塊火驅(qū)為例,2005年首先進(jìn)行2個(gè)井組單層火驅(qū)開采現(xiàn)場試驗(yàn)，2006年增加5個(gè)井組進(jìn)行火驅(qū)開采試驗(yàn)，2008年調(diào)整為上層系多層火驅(qū)開采現(xiàn)場試驗(yàn)，2010至2012年外擴(kuò)20井組,2014年擴(kuò)大實(shí)施火驅(qū),新增114井組,共進(jìn)行141井組火驅(qū)生產(chǎn)。實(shí)際生產(chǎn)表明,對(duì)比蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、熱水驅(qū)等傳統(tǒng)開采方式,杜66塊火驅(qū)具有較好增油效果。同時(shí)其他火驅(qū)區(qū)塊均實(shí)現(xiàn)產(chǎn)量上升,充分證明火驅(qū)開發(fā)方式接替的有效性[2]。

2 火驅(qū)地面關(guān)鍵技術(shù)

2.1 火驅(qū)配套注空氣技術(shù)

2.1.1 空氣增壓技術(shù)

往復(fù)式壓縮機(jī)適用于小排量、高壓力工況,螺桿機(jī)適用于中低壓力、中小排氣量工況,為滿足現(xiàn)場高壓力、大流量空氣注入的需求,創(chuàng)新采用螺桿空壓機(jī)與往復(fù)空壓機(jī)組合增壓技術(shù)[3-5],如杜66塊火驅(qū)注空氣站工藝流程見圖1。螺桿壓縮機(jī)和往復(fù)壓縮機(jī)自動(dòng)關(guān)聯(lián)啟停,結(jié)合杜66塊現(xiàn)場運(yùn)行調(diào)試指標(biāo),研究最優(yōu)出口壓力配比,最終確定螺桿壓縮機(jī)出口壓力0.95 MPa,往復(fù)壓縮機(jī)出口壓力10 MPa,注氣量可達(dá)到20×104m3/d,滿足空壓機(jī)組總功率最小,降低能耗[6]。

2.1.2 空氣干燥技術(shù)

常見干燥機(jī)種類有冷凍式、無熱再生吸附式、微熱再生吸附式、鼓風(fēng)熱再生吸附式等。冷凍式干燥機(jī)在工況壓力下露點(diǎn)2～10 ℃、壓縮熱再生吸附式干燥機(jī)要求進(jìn)氣溫度遠(yuǎn)高于工況溫度,均無法滿足生產(chǎn)需求。微熱再生吸附式干燥機(jī)[7]與無熱再生吸附式干燥機(jī)、鼓風(fēng)熱再生吸附式干燥機(jī)相比,具有投資低、露點(diǎn)低、耗氣量和用電功率相對(duì)較小的優(yōu)點(diǎn),綜合考慮選用微熱再生吸附式干燥機(jī),可以滿足工程需求,同時(shí)降低工程投資。

圖1 杜66塊火驅(qū)注空氣站工藝流程圖

2.1.3 分散井精確注入技術(shù)

高壓注空氣系統(tǒng)采用空壓站集中供氣、井口分散注氣工藝。壓縮空氣經(jīng)干線、支線輸至注氣井口,經(jīng)單井調(diào)節(jié)、計(jì)量后注入火驅(qū)燃燒層,壓力、流量等參數(shù)無線上傳至注空壓站,實(shí)現(xiàn)單井注氣量遠(yuǎn)程調(diào)控。集中供氣、井口分散注氣工藝滿足火驅(qū)分期轉(zhuǎn)驅(qū)、分層注氣生產(chǎn)需要。

2.2 火驅(qū)地面油氣集輸處理技術(shù)

2.2.1 稠油降黏技術(shù)

對(duì)杜66塊火驅(qū)匯管不同含水率稠油表觀黏度進(jìn)行測定，結(jié)果見表1。

表1 不同含水率稠油表觀黏度

溫度/℃不同含水率稠油表觀黏度/(mPa·s)30%40%50%55%58%60%70%80%85%90%30134 256.6217 059.3362 081.8472 414.4555 802.4531 877.3114 024.419 283.79 651.8597.94028 226.045 634.476 123.999 320.2116 851.6111 821.623 972.44 056.82 038.4141.1509 559.415 455.125 781.133 637.139 574.537 871.08 118.81 376.1698.160.6604 048.36 545.110 918.114 245.016 759.516 038.03 438.2584.7302.336.9702 215.93 582.65 976.37 797.49 173.78 778.81 882.0321.5170.729.1801 288.82 083.73 475.94 535.15 335.65 105.91 094.6188.4104.225.1

由表1分析可知,隨含水率上升,火驅(qū)稠油表觀黏度逐漸增大,到轉(zhuǎn)點(diǎn)后逐漸降低,含水率大于80%時(shí),原油表觀黏度趨于穩(wěn)定且較小[8]。在相同含水率下,隨著溫度升高,稠油表觀黏度迅速下降后趨緩,拐點(diǎn)溫度為40 ℃,拐點(diǎn)前稠油表觀黏度對(duì)于溫度敏感,拐點(diǎn)后稠油表觀黏度受溫度影響較小。即采取摻水、升溫等措施,控制輸送溫度40 ℃、含水率80%,可有效降低稠油表觀黏度,大幅降低輸送能耗。

2.2.2 火驅(qū)采出液集輸系統(tǒng)優(yōu)化技術(shù)

根據(jù)油井產(chǎn)液量、稠油含水率及黏度變化,結(jié)合區(qū)域總體生產(chǎn)現(xiàn)狀,通過計(jì)量接轉(zhuǎn)站關(guān)停并轉(zhuǎn)減,優(yōu)化布局,由原來的三級(jí)布站優(yōu)化為“取消計(jì)量站+接轉(zhuǎn)站合并”[9],雙管集油改為串接集油,分散加熱改為集中加熱,實(shí)現(xiàn)了曙光采油廠計(jì)量接轉(zhuǎn)站數(shù)量由29座減少為12座,生產(chǎn)負(fù)荷率由30%提高至51%,分流用工110人,年節(jié)約氣費(fèi)、電費(fèi)143萬元。

1)平臺(tái)串接集油技術(shù)。將計(jì)量接轉(zhuǎn)站降級(jí)為計(jì)量平臺(tái),由單井進(jìn)計(jì)量接轉(zhuǎn)站,改為單井進(jìn)計(jì)量平臺(tái)自動(dòng)計(jì)量,計(jì)量后匯管集輸進(jìn)站。

2)小環(huán)串接集油技術(shù)。即小環(huán)串接集油,端點(diǎn)摻水?；痱?qū)采出液含水率由60%提高到80%;摻水出站溫度由85 ℃降至50 ℃;夏季聯(lián)合站來水溫度50 ℃,不加熱摻水;冬季聯(lián)合站來水溫度40 ℃,集輸半徑<500 m，不加熱低溫?fù)剿?冬季集輸半徑為500～1 000 m，需加熱摻水由40 ℃提高到50 ℃;集輸半徑由500 m增至1 000 m,增加100%;井口回壓由0.2～0.3 MPa提高到0.37～0.50 MPa,提高67%。

3)高頻聚結(jié)預(yù)脫水技術(shù)[10-11]。針對(duì)火驅(qū)產(chǎn)出稠油乳化程度高、脫水難、含水率大等特點(diǎn),采用高頻聚結(jié)預(yù)脫水技術(shù),通過調(diào)整高頻高壓脈沖的頻率和脈沖時(shí)間形成共振,打破界面膜實(shí)現(xiàn)破乳,后通過電場力作用快速聚結(jié)。曙五聯(lián)高頻聚結(jié)低溫預(yù)脫水裝置2016年投用,稠油含水脫除率52%，出水指標(biāo)與同期大罐沉降脫水相比,含油指標(biāo)平均降低69%、懸浮物指標(biāo)平均降低59%。

4)油水管式分離技術(shù)[12]。針對(duì)火驅(qū)采出液升溫能耗高的問題,采用管道式油氣水分離裝置進(jìn)行預(yù)脫。來液進(jìn)入初級(jí)沉降分離管,利用密度差進(jìn)行初步分離;多層斜板聚并作用,使游離水中分散相的小油滴聚并成大油滴并進(jìn)行二次分離。三級(jí)管加裝減壓裝置,使液體中自身溶解氣析出后產(chǎn)生微氣泡,與小油滴貼附在一起,使之上浮并去除。四級(jí)脫水采用臥式罐重力沉降原理,并在進(jìn)口加裝減壓裝置。油水管式分離技術(shù)在曙五聯(lián)三區(qū)取得較好的應(yīng)用效果,稠油含水脫除率≥55%。

2.3 火驅(qū)地面尾氣處理技術(shù)

火驅(qū)采出氣具有溫度高、CO2含量高、CH4含量低、H2S含量變化較大、氣產(chǎn)量較低的特點(diǎn),H2S含量平均1 000 mg/m3,短時(shí)最高可達(dá)10 000～20 000 mg/m3[13]。

2.3.1 干法、濕法脫硫技術(shù)

干法脫硫技術(shù)。生產(chǎn)井采出氣在井口計(jì)量后,去脫硫點(diǎn)進(jìn)行集中脫硫。脫硫點(diǎn)采用集分離—冷卻—脫硫工藝于一體的三塔脫硫工藝,可串并聯(lián)運(yùn)行,脫除后H2S含量≤6 mg/m3;脫硫劑采用無定形羥基氧化鐵,硫容達(dá)到40%。

濕法脫硫技術(shù)[14-15]。借鑒LO-CAT液相氧化催化技術(shù),針對(duì)遼河油田伴生氣氣量大、潛硫量相對(duì)較低特點(diǎn),將含有H2S的氣體引入吸收裝置后與催化劑溶液接觸,H2S被轉(zhuǎn)換成單質(zhì)硫。

2.3.2 火驅(qū)尾氣處理回用技術(shù)

變壓吸附法[16]相對(duì)于低溫分離法、膜分離法等具有工藝簡單、操作方便、適應(yīng)氣量組分波動(dòng)、周期及壽命長、壓力低、能耗低等優(yōu)點(diǎn),流程為預(yù)處理+一段脫碳+二段脫氮變壓吸附。根據(jù)變壓吸附室內(nèi)試驗(yàn)和中試試驗(yàn)結(jié)果,確定變壓吸附工藝技術(shù)界限,見表2。

表2 變壓吸附工藝技術(shù)界限表

序號(hào)尾氣CH4含量/(%)變壓吸附壓力/MPa產(chǎn)品氣CH4濃度/(%)CH4收率/(%)1150.565852120.551853100.55070480.55055

尾氣變壓吸附裝置吸附壓力確定為0.5 MPa,隨尾氣CH4含量的降低,調(diào)整甲烷收率,使產(chǎn)品氣CH4濃度>50%。

2.3.3 RTO蓄熱式熱氧化技術(shù)

火驅(qū)尾氣中含有N2、CO2、CH4、非CH4總烴等,在該多組分體系下非甲烷總烴的處理國內(nèi)外尚無工程應(yīng)用，相似組分氣體處理主要技術(shù)見圖2。

圖2 相似組分氣體處理主要技術(shù)示意圖

熱氧化技術(shù)對(duì)處理非甲烷總烴[17-18]有較好的效果,利用陶瓷蓄熱體回?zé)峒夹g(shù),將尾氣加熱到760 ℃以上,非甲烷總烴與氧氣發(fā)生反應(yīng),生成CO2+H2O+反應(yīng)熱,脫除99%以上的非甲烷總烴,達(dá)標(biāo)外排(120 mg/m3)。熱氧化技術(shù)在噴漆、涂裝、化工、石化等行業(yè)應(yīng)用廣泛,工藝技術(shù)與設(shè)備成熟可靠、故障率低、運(yùn)行穩(wěn)定。擬在杜66塊火驅(qū)實(shí)施RTO蓄熱式熱氧化技術(shù),用以處理尾氣中的非CH4總烴,工藝流程見圖3。

2.3.4 催化氧化技術(shù)

尾氣通過換熱器和高溫?zé)煔獍l(fā)生熱交換,熱量回收利用,再通過加熱裝置加熱,溫度達(dá)到催化劑入口要求溫度,在催化劑作用下VOCs(揮發(fā)性有機(jī)物)和O2反應(yīng)生成CO2+H2O,同時(shí)放出反應(yīng)熱,反應(yīng)溫度450～600 ℃。2017年在杜66塊開展催化氧化技術(shù)[19]現(xiàn)場試驗(yàn),經(jīng)連續(xù)對(duì)裝置凈化后的尾氣進(jìn)行采樣檢測,裝置出氣口的尾氣中非甲烷總烴的平均排放濃度為57.1 mg/m3,低于最高允許排放值120 mg/m3,達(dá)到大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)的要求。

圖3 RTO蓄熱式熱氧化技術(shù)工藝流程圖

2.4 火驅(qū)地面采出水處理技術(shù)

2.4.1 調(diào)節(jié)緩沖技術(shù)

由于火驅(qū)開發(fā),原水的水量增加、水質(zhì)波動(dòng)較大,因此在處理工藝前端設(shè)置調(diào)節(jié)緩沖工藝,規(guī)模為1.1～1.2倍設(shè)計(jì)水量,可以保證后續(xù)工藝恒流量供水,為加藥及除油罐、浮選機(jī)恒液位收油及刮渣創(chuàng)造有利條件;減少老化油數(shù)量,降低對(duì)原油脫水系統(tǒng)的影響;降低污泥中含油量,為油泥脫水創(chuàng)造有利條件。

2.4.2 高效溶氣浮選技術(shù)

分離后污水通入大量細(xì)密氣泡,對(duì)水中雜質(zhì)等頂托、吸附、裹挾,浮力作用使其浮出水面,從而使固液分離[20]。在原設(shè)備基礎(chǔ)上增加高效混合反應(yīng)器,滿足相應(yīng)藥劑混合反應(yīng)條件,使化學(xué)藥劑達(dá)到更好的破乳效果。同時(shí)改變布水布?xì)夥绞?分離區(qū)采用斜板結(jié)構(gòu),增加布水量,提高處理效率,同時(shí)節(jié)約占地60%以上,處理后指標(biāo)見表3。

表3 高效溶氣浮選技術(shù)水質(zhì)指標(biāo)

項(xiàng)目含油量/(mg·L-1)懸浮物量/(mg·L-1)進(jìn)水指標(biāo)100～200200～300出水指標(biāo)5～1020～50去除率/(%)9585

3 結(jié)論

1)礦場應(yīng)用表明，研發(fā)形成的空氣注入、小環(huán)串接集油、稠油預(yù)脫水、尾氣脫硫脫烴、污水高效氣浮等地面配套工藝技術(shù)完全適用于遼河油田稠油火驅(qū)開采。截止2018年底,這些技術(shù)已在杜66塊141個(gè)井組推廣應(yīng)用,年注氣3.53×108m3,年產(chǎn)油規(guī)模26.3×104t。

2)優(yōu)選的“螺桿壓縮機(jī)+往復(fù)式壓縮機(jī)”組合增壓和“集中建站”方式注氣經(jīng)濟(jì)效益顯著,火驅(qū)工業(yè)區(qū)年節(jié)約注氣費(fèi)用1 000萬元以上。

3)建議繼續(xù)開展脫水工藝流程優(yōu)化和硫黃回收等攻關(guān)研究,進(jìn)一步降低稠油開采成本。