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注汽是稠油开采的主要方式,也是导致稠油开发能耗高、成本高、碳排放高的主要因素。辽河油田打出“技术+管理+方式转换”组合拳,控制注汽总量,全流程降低成本,推动转型升级——

辽河油田:节汽“增绿” 稠油解“新愁”

辽河油田最大的稠油热采区块——曙一区稠油热采现场。陈允长 摄

  辽河油田注汽降本增效亮点

  “十四五”期间,辽河油田扎实开展注汽降成本、降能耗工作,实现“冷凝提效、电热熔盐、干度自控”三大技术突破和“管道检验、锅炉评估、内部注汽”三项管理创新,注汽系统效率由2020年的72.5%提升至2023年的77.3%,实现降成本2.78亿元。

  今年前5个月,辽河油田每生产一吨蒸汽,天然气用量同比下降0.66立方米。

  “这一降幅看似微不足道,但乘以全油田每天6万多吨的注汽量,相当于每天省下成本近7万元,减碳80吨。”辽河油田工程技术部副主任单长城说。

  注汽是稠油开采的主要方式,也是导致稠油开发能耗高、成本高、碳排放高的主要因素。稠油开发如何转变发展方式,朝着更低能耗、更低成本、更加绿色的方向发展?辽河油田牵住注汽这个“牛鼻子”,打出“技术+管理+方式转换”组合拳,着力化解稠油“新愁”。

  技术升级

  节气更省劲

  “真没想到,咱这运行了16年的老锅炉,热效率也能达到96.8%。”说起站里新改造完成的冷凝锅炉,辽河油田锦州采油厂新2号注汽站站长王璐连连称赞。在他身后,是用全新一代冷凝技术改造后的锅炉,烟气中的潜热得以回收利用,生产一吨蒸汽可节约天然气3.7立方米。

  辽河油田57%的产量采用注汽开发,300余台注汽锅炉年消耗天然气近16亿立方米。“这些锅炉大多服役了二三十年,短期内难以全部更新。利用新技术实施提效改造,是当下最现实的降本降碳途径。”单长城说。

  近5年,辽河油田对传统锅炉对流段进行了三代工艺升级。第一代是增大对流段换热面积,实现显热提效;第二代是采取“对流段+蒸发段”组合方式换热,进一步推动显热提效;第三代是采取“对流段+冷凝段”组合方式,实现“显热+潜热”双重提效。全油田近1/3的锅炉经改造后焕发新活力,年节气达2800万立方米。工艺改造让老锅炉既节约了天然气,也更省劲了。

  辽河油田实施锅炉数字化、智能化改造,实现注汽干度、供水量等参数自动监测与控制,既降低锅炉单耗,也降低劳动强度。目前,已有12座注汽站实施了自控技术改造,年可节约成本350余万元。

  新技术还带来了蒸汽生产方式大变革。40多年前,正是得益于锅炉技术的突破,辽河油田在国内率先取得稠油热采试验成功。此后,锅炉燃料历经从煤炭到原油再到燃气的转变。尽管越来越清洁,但依然摆脱不了以化石能源生产化石能源的窠臼。近年来,辽河油田全力打造全新一代清洁锅炉。去年12月,世界首座15兆瓦电热熔盐储能注汽站在齐40块投运。该站利用夜间谷电来生产蒸汽,拉开了注汽用能“以电代气”的序幕。投运至今,已累计生产蒸汽1.8万吨,替代天然气120万立方米。

  精细管理

  全流程对标 “对”出大效益

  5月初,辽河油田注汽系统前4个月的对标成绩揭晓,锅炉燃气单耗、用电单耗、注汽管线环表温差等关键指标同比均有改善。同时,针对部分单位指标异常波动的情况,主管部门及时发出预警,督促其制定有效措施。

  注汽开发是一个长链条的过程。蒸汽从锅炉产出再输送到井底,十成热量往往只剩下不到七成。如何把更多的热量输送到井底?辽河油田开展产、输、注全流程对标,提升精细管理水平。

  内部对标在7家注汽生产单位之间开展。主管部门每月统计通报“燃气单耗”等10项主要指标,半年进行一次更全面的22项综合指标统计分析,压实各单位管理责任。特油公司注汽规模在油田排名第二。受锅炉老化、软化水含硅量高等因素影响,前几年,“锅炉热效率”指标排名靠后。近3年,特油公司将主要对标指标考核到班站,增加设备除垢工作量,使锅炉热效率追至油田平均水平,年均减少消耗600多万立方米。

  辽河油田各单位也跟自己的指标对标。金海采油厂的“烟气含氧量”指标此前一直靠前。近3年,这个厂进一步强化燃料与空气配备调整,17台锅炉全部装上含氧量自动调节系统,含氧量从4%以上降至2%,领先油田平均值超2个百分点。

  在深化内部对标的同时,辽河油田还主动与新疆、胜利等油田对标,并学习借鉴好的经验做法。初夏时节,走进辽河油田最大的稠油热采区域曙光油区,200多公里注汽管道的外衣已从过去的灰色变成了白色。“变的不仅是外头,也在里头。”特油公司采油管理部副主任邢珂说。此前,注汽管线大多采用硅酸盐作为保温材料,在水泡后保温效果变差。2022年曙光油区洪灾后,辽河油田借鉴外部经验,对这一地区的保温管线进行集中改造,保温材料由硅酸盐升级为气凝胶,防水和保温效果更好,管道热损失率下降1.6个百分点。

  通过全流程精细对标,辽河油田热注系统整体效率从2020年的72.5%提升到2023年的77.3%。

  探索新招

  从源头控降注汽总量

  如何破解稠油稳产与节能降碳这对矛盾?辽河油田推动稠油绿色开发行动,没有停留在注汽生产这一环节,而是从开发需求源头上采取行动,努力打造更加低碳的开发方式,控降注汽总量。

  4月初,位于齐40块的一个蒸汽驱井组产量突降。采油作业区急忙组织商讨对策。没想到,技术人员给出的方案是:把注汽干度调低30%。“提产量应该提高注汽干度,为什么要反向操作?”“蒸汽在地下流动存在‘超覆’现象。若在蒸汽驱后期继续保持高干度注汽,会导致蒸汽沿着汽腔上部优势通道快速溜走,起不到‘洗桑拿’的作用。降低注汽干度反而有利于蒸汽沿着汽腔低部位慢慢流动,把剩余油撵出来。”技术人员讲出了原因。果然,在将注汽干度下调30%后,这个井组日均产量增长6吨,含水率下降4.8个百分点。

  “精准注汽是要注到关键点上,找到保持稳产与降成本的平衡点。”单长城给记者算了一笔账,油田每少注入一吨蒸汽,可减少相关费用150元。

  近年来,辽河油田努力应用更多不注汽、少注汽的开采方式,努力用较少的蒸汽采更多的油。近日,辽河冷家油田的一口稠油吞吐井在结束第七轮采油后,技术人员没有再往井里注入蒸汽,而是注入一种特制的生物酶。“这种生物酶可以‘咬’断稠油重分子链,增强流动性,将其应用到高轮次吞吐井中,驱油效果和注汽相当。”冷家油田开发公司工艺研究所所长王国军说。去年,辽河油田实施降黏“冷采”50井次,替代蒸汽量5.1万吨。此外,辽河油田还广泛应用二氧化碳来辅助稠油热采,既可挤占部分蒸汽腔,减少蒸汽使用量,也可有效控制蒸汽腔的发育方向,改善开发效果。下一步,辽河油田继续将控降注汽规模作为提质增效的重要举措,努力实现注汽总量较2023年降低9%的目标。(苏斌 梁爽 李润泽 何林参与采访)

石油锐评

以技术创新赋能开发方式转变

  稠油因其重烃成分高,在工业领域有着特殊的用途和价值。我国每年有近1600万吨稠油采用注蒸汽方式开采。注汽是稠油热采能耗高、成本高、碳排放高的主要因素。

  作为我国最大、最早从事稠油热采的油田,辽河油田采取一系列技术升级和精细管理举措,控降了注汽总量、提升了注汽系统效率、减少了化石能源消耗,实现降本降碳。这些实践,给同样从事稠油热采的油田带来了一些有益借鉴。

  当前,我国能源行业正呈现能源消费清洁化、能源生产低碳化、终端再电气化等趋势。短期内,通过精细管理可以实现生产降耗减碳。但长远来看,稠油要真正实现绿色转型,摆脱以化石能源生产化石能源的“紧箍咒”,还是要靠思想的再解放和技术的再创新。

  思想的再解放,需要进一步转变“增产量就必须增注汽量”“能耗控降已到尽头”等观念,开展地质工程一体化研究,用“较少的蒸汽换更多的油”;需要强化注汽生产精细管理思维,进一步实现精准注汽、精益注汽,在注汽全流程减少热量“跑冒滴漏”,进一步提高热效率,降低能耗和碳排放。

  技术的再创新,是稠油改变传统生产方式的关键。目前,国内石油行业正从两个方向努力攻关:一是推动注汽用能方式清洁化,采用新能源和储能技术来减少注汽过程中的化石能源消耗;二是实施稠油原位改造,采用溶剂萃取、化学或微生物降黏等方式,来提高稠油流动性,实现“热采”变“冷采”。不管是哪条技术路径,目前都还不成熟,没有达到可规模有效利用的阶段。这需要进一步加大研发力度,取得关键技术突破。

  在“双碳”目标背景下,如何实现经济、绿色开发,已成为稠油生产企业推动绿色低碳转型、实现高质量发展的必答题。我们要强化精细管理,勠力攻关创新,以革命性举措和革命性技术,再解新时代稠油之“愁”。(罗前彬)

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