稠油的生产主要以热采为主，热采就是用热注锅炉（一般23t/h）将软化后的净水加热成高温、高压蒸汽，通过管线注入到油层，提高稠油的温度，增加流动性，起到驱油的作用。以辽河油田为例，去年稠油产量约860×104t/a，而热采稠油约占80%以上，每年的注汽量约1500×104t/a，消耗的燃料油约100×104t/a，价值十几亿元，从稠油操作成本构成分析，燃料费约占 30～40 %。因此，降低稠油操作成本首先要降低注汽锅炉的燃料费用，而降低燃料费用必须改变燃料结构。由于煤的价格较低，资源丰富，也比较容易得到，因此，以煤为基本燃料，通过加工，变成水煤浆或煤气以替代原油或天然气，这是一条改变现行燃料结构，降低燃料费用的最佳途径。 为此，辽河油田在稠油区块根据现有的注汽锅炉的结构特点（这种锅炉只能烧液体或气体燃料），开展了注汽锅炉改烧水煤降或煤气的现场试验，通过近两年来的试验，锅炉运行的各项参数达到了预期要求，从技术上来讲，基本能够满足稠油热采的要求。取得了较好的成果，为今后开展这项工作提供了好的经验。 一、改造内容 ㈠锅炉改烧水煤浆 1．燃料供给系统：主要是保障水煤浆的卸、储、供，为锅炉提供连续的燃料供给，保证注汽锅炉的正常运行。 2．烟风系统：充分利用烟气余热，对空气进行预加热，提高燃烧效果，另外，烟气通过电除尘后经引风机排出。 3．点火系统：燃烧器内设有高能点火枪、油枪和浆枪，先点燃油枪，然后，用油枪点燃水煤浆枪。另外，为保证水煤浆的雾化效果，由锅炉在线引出一路雾化蒸汽，降压后供给浆枪雾化，提高水煤浆的燃烧效果。 4．吹灰及排灰系统：水煤浆燃烧后出灰量是很大的，为防止炉内积灰结焦，设置了多点、间歇、逐段吹灰方式，确保锅炉的正常运行。在锅炉辐射段底部，安装了刮灰器、减速器及连杆机构，定期将灰排出。 5．控制系统：为保证水煤浆的燃烧达到最佳效果，对炉膛压力、烟气含氧量和供浆系统实现自动控制。同时，与原锅炉的控制系统保持一致，使锅炉能够在一个最佳的状态下运行。 ㈡锅炉改烧煤气 锅炉改烧煤气因燃料比较洁净，在燃烧过程中不产生灰，与改烧水煤浆相比相对简单，对原炉基本不进行改动，可利用原炉的燃烧系统，主要的投入是增加一套煤气发生器，该技术比较成熟。 二、经济效益分析 一台23t/h注汽锅炉烧水煤浆或改烧煤气改造费用约300万元，具测试，1公斤水煤浆的热值约4750千卡，1公斤型煤可产生3.3～3.5立方米煤气，1立方米煤气热值约1450千卡，与水煤浆相比产生的热量差距不大，1吨水煤浆运到现场价格约470元（含税），1吨型煤运到现场价格约420元（含税），针对上述情况，按现场的实测数据，分别进行了经济效益评价。 ㈠水煤浆 注汽锅炉改造前，平均日烧原油30.24吨，锅炉年工作时间按280天计算，年消耗原油约8400吨；改造后，平均日烧水煤浆51.4吨，年消耗水煤浆14400吨。 水煤浆价格保持在470元/吨时，燃油价格计算的边际值（内部收益率达到12%，财务净现值≥0）为829元/吨； 燃油价格保持在18美元/桶时，水煤浆价格计算的边际值为505元/吨。 ㈡煤气 改造前，平均日烧原油约33.4吨，锅炉年工作时间按280天计算，年消耗原油约9352吨；改造后，平均日烧型煤56.52吨，年消耗型煤15825.6吨。 煤价保持在420元/吨时，燃油价格计算的边际值（内部收益率达到12%，财务净现值≥0）为730元/吨； 燃油价格保持在18美元/桶时，煤价计算的边际值为521元/吨。 三、结论 通过现场试验，注汽锅炉改烧水煤浆或煤气从技术的角度是可行的，从经济的角度也是一项有巨大潜在经济效益的项目，以上试验只是小规模的现场试验，如果进行工业化生产，关键的因素一是燃料的价格，二是进一步要降低改造费用。 以辽河油田为例，如一半的锅炉烧水煤浆或煤气，规模为100×104t/a，因此，从长远来看，应考虑就近，靠近油区建厂，这样，可大幅度地降低燃料的价格。 从以上两种燃料的对比看，采用煤气做燃料更具有一定的优势，一是技术上更为成熟，便于实施，价格上和水煤浆比差距不大；二是作为气体燃料，比较洁净，几乎不含杂质，省去了经常性地清扫炉膛，降低污染，便于管理，减少操作人员的劳动强度。 相信这项工作通过进一步的论证，采取切实可行的措施，一定能够取得较好的效果，从而提高热采稠油开发的经济效益。