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”。
