唐曉旭 馬 躍 孫永濤

(1.中海石油(中國)有限公司天津分公司; 2.中海油田服務(wù)股份有限公司)

目前渤海海域已發(fā)現(xiàn)秦皇島32-6、南堡35-2和埕北等20多個稠油油田,稠油在渤海海域的儲量發(fā)現(xiàn)及產(chǎn)能建設(shè)中占據(jù)著重要的地位[1]。截至2010年底,渤海稠油儲量占到了已發(fā)現(xiàn)石油總儲量的85%,其中地下粘度大于400 m Pa·s的稠油探明地質(zhì)儲量達(dá)2.4669億m3,常規(guī)注水開發(fā)難以有效動用。目前稠油油田開發(fā)的有效手段是熱力開采,主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、火燒油層等,這些技術(shù)已在國內(nèi)外陸地稠油油田開發(fā)中得到了廣泛應(yīng)用,但在海上油田還未見應(yīng)用報道。與陸地稠油油田相比,海上稠油油田井距大,油層埋藏相對較深,后期很難由熱采降壓吞吐轉(zhuǎn)為蒸汽驅(qū)開采,必須進(jìn)行保壓熱采[2],加之海上平臺空間小、承重受限、注汽設(shè)備擺放難度大、熱采成本高、經(jīng)濟(jì)因素制約大,為推動熱采技術(shù)在我國海上稠油油田開發(fā)中的應(yīng)用與發(fā)展,2008—2010年在廣泛調(diào)研的基礎(chǔ)上,在渤海南堡35-2油田南區(qū)開展了海上稠油多元熱流體熱采吞吐工藝技術(shù)研究,并在B14m、B2S、B28h和B29m等4口井成功進(jìn)行了現(xiàn)場試驗,取得了顯著的增產(chǎn)效果,從而為我國海上稠油熱采技術(shù)規(guī)?；瘧?yīng)用奠定了基礎(chǔ)。

1 多元熱流體吞吐工藝研究

多元熱流體吞吐工藝是利用航天火箭發(fā)動機(jī)的燃燒噴射機(jī)理,在高壓燃燒室內(nèi)注入工業(yè)柴油(原油或天然氣)作燃料,同時注入高壓空氣及高壓水,燃燒產(chǎn)生的高溫高壓水蒸汽、CO2及N2等混合氣體直接從油井井口注入井內(nèi),其產(chǎn)生原理見圖1。該工藝技術(shù)兼具氣體混相驅(qū)(氮氣驅(qū)、二氧化碳驅(qū))和熱力采油(蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū))的特點,能夠突破海上稠油熱采技術(shù)瓶頸,因此開展了多元熱流體吞吐工藝研究,在多元熱流體發(fā)生器設(shè)備改造、井筒隔熱工藝改進(jìn)、熱采井口改造、注熱參數(shù)優(yōu)化等方面進(jìn)行了技術(shù)攻關(guān)。

圖1 多元熱流體產(chǎn)生原理

1.1 多元熱流體設(shè)備改造

當(dāng)出口溫度在240℃時,常規(guī)多元熱流體(拖一型)的排量僅為5.37 t/h,這勢必造成施工作業(yè)周期長、成本高,而簡單的兩套設(shè)備并聯(lián)不能滿足設(shè)備擺放的要求和大排量注入的需求。為提高注入排量,縮短作業(yè)周期,節(jié)約成本,多元熱流體設(shè)備的改造與集成勢在必行。通過調(diào)研論證,在充分考慮整個控制系統(tǒng)安全高效運行的前提下,把供油、供水和供電系統(tǒng)組由兩組改為一組,把燃燒系統(tǒng)由一組改為并聯(lián)兩組,結(jié)合吊裝要求進(jìn)行高度集成,實現(xiàn)控制系統(tǒng)的整合,形成了拖二型多元熱流體設(shè)備。對比結(jié)果表明,拖二型多元熱流體設(shè)備的注入能力比拖一型設(shè)備可提高一倍(表1),而占地僅增加了一個空壓機(jī)組艙面積,能夠滿足平臺吊裝及擺放的要求。圖2所示為拖一型和拖二型多元熱流體設(shè)備中的關(guān)鍵設(shè)備多元熱流體發(fā)生器。另外,拖二型多元熱流體設(shè)備壓力、溫度和流量等多種參數(shù)可調(diào),并可實現(xiàn)自動和手動控制方式的在線切換,以及現(xiàn)場全過程自動控制、遠(yuǎn)程監(jiān)控和診斷等功能,可以滿足海上稠油熱采吞吐工藝的要求。

表1 拖一型和拖二型多元熱流體發(fā)生器設(shè)備性能對比

圖2 多元熱流體發(fā)生器

1.2 井筒隔熱工藝改進(jìn)

在稠油熱采過程中,必須最大限度地減少注入流體在井筒中的熱量損失,確保套管溫度不超過極限安全溫度,防止套管及水泥環(huán)高溫變質(zhì)[3]。由于海上修井作業(yè)成本高,一旦隔熱封隔器出現(xiàn)問題,將會造成套管及水泥環(huán)破壞,后續(xù)作業(yè)成本及其他損失巨大。為了保障海上稠油熱采的安全進(jìn)行,同時最大限度的提高熱能利用率,采用了高真空隔熱油管并加隔熱襯套,以及改環(huán)空一次注氮氣為環(huán)空連續(xù)注氮氣的隔熱措施(圖3)。

圖3 井筒隔熱工藝示意圖

分析表明,隔熱襯套對隔熱油管的隔熱效果影響較大,隔熱襯套能大幅度降低接箍處的傳熱系數(shù),同時消除隔熱油管溫度熱點,因此熱損失有較大程度下降(圖4)。

圖4 隔熱襯套對熱損失的影響

圖5 環(huán)空注氮氣速度對熱損失的影響

隨著注氮氣速度增加,熱損失略有增加(圖5),這是因為隨著注氮速度增大,質(zhì)量流量增加,環(huán)空內(nèi)氮氣流態(tài)由層流逐漸向過渡流、紊流過渡,氮氣與環(huán)空管壁之間的對流換熱加劇。在輻射換熱條件下,對流換熱系數(shù)增加,傳熱系數(shù)增加,熱損失增加。隨著對流換熱系數(shù)的增加,環(huán)空內(nèi)氮氣的溫度又略微的提高,也會增加環(huán)空氮氣的輻射換熱,同樣會導(dǎo)致傳熱系數(shù)的增加。結(jié)合設(shè)備能力及注熱要求,優(yōu)化確定氮氣注入速度為400～600 m3/h。

1.3 熱采井井口設(shè)備改造

目前海上稠油油田井口裝置為普通井口裝置,不能滿足350℃或更高的注熱溫度,不適應(yīng)多元熱流體吞吐的要求,而陸地油田常用熱采井口主通徑為65 mm,與海上井口不匹配,為此結(jié)合多元熱流體特點和海上作業(yè)安全需求,對熱采井口設(shè)備進(jìn)行了重新設(shè)計:①在套管翼閥和主通徑上增加氣動安全閥,實現(xiàn)遠(yuǎn)程控制,提高安全性;②將注熱一側(cè)單閥控制改為雙閥控制,增加使用的安全性。

為避免套管受熱伸長產(chǎn)生安全隱患,設(shè)計了預(yù)防井口升高的裝置(圖6),以套管熱力計算的理論伸長量為準(zhǔn),在套管頭與油管四通之間連接一個大于套管伸長量的增高法蘭,給套管升高留下足夠空間(即使套管伸長,也有足夠空間),保證注熱過程中的安全。

圖6 熱采井口采油樹及防套升裝置示意圖

1.4 注熱參數(shù)優(yōu)化

運用CM G數(shù)值模擬軟件中的Stars模塊對目標(biāo)井的多元熱流體注入量、注入速度以及燜井時間進(jìn)行優(yōu)化計算,結(jié)果討論如下。

1.4.1 多元熱流體注入量優(yōu)化

分別對多元熱流體注入量為 5500、5000、4500、4000、3500、3000 m3進(jìn)行了優(yōu)化計算 ,在初期日產(chǎn)液定產(chǎn)120 m3情況下,不同注入量對累積產(chǎn)油量的影響如圖7所示。由圖7可知:隨著注入量的增大累積產(chǎn)油量增多,但當(dāng)注入量達(dá)到4500 m3及以上時,累積產(chǎn)油量增幅明顯減小。因此,優(yōu)化確定多元熱流體注入量為4500 m3。

1.4.2 多元熱流體注入速度優(yōu)化

分別對多元熱流體注入速度為120、130、150、170、190 m3/d進(jìn)行了優(yōu)化計算,在初期日產(chǎn)液定產(chǎn)120 m3情況下,注入速度對累積產(chǎn)油量的影響如圖8所示。由圖8可知:隨著注入速度的增大,累積產(chǎn)油量逐漸增大。綜合考慮注汽速度、井底最高溫度及井筒伸長等因素,優(yōu)化確定注入速度為190 m3/d,注入天數(shù)為22～24 d。

圖8 海上稠油油田開發(fā)多元熱流體注入速度與累積產(chǎn)油量關(guān)系曲線

1.4.3 燜井時間優(yōu)化

分別對燜井時間為 1、2、3、4、5、6、7 d 進(jìn)行了優(yōu)化計算,燜井時間對累積產(chǎn)油量的影響如圖9所示。由圖9可知:對于特定儲層及多元熱流體注入?yún)?shù),存在一個最佳燜井時間,燜井時間太短,熱流體不能充分加熱油層;燜井時間太長,又會增大向頂?shù)咨w層的熱損失。最終優(yōu)化確定燜井時間為3～4 d。

圖9 海上稠油油田開發(fā)多元熱流體吞吐燜井時間與累積產(chǎn)油量關(guān)系曲線

2 現(xiàn)場試驗

自2008年在南堡35-2油田首次開展海上稠油熱采試驗取得成功后,陸續(xù)又在南堡35-2油田進(jìn)行了老井及新鉆調(diào)整井多元熱流體吞吐作業(yè),多元熱流體設(shè)備適應(yīng)性改造、熱采井口改造、井筒隔熱工藝改進(jìn)等工藝措施先后得以實施,熱采施工過程安全、高效、有序,極大地滿足了海上稠油熱采需求及海上平臺安全管理要求。

以南堡35-2油田B28h井為例,該井垂深1078 m,水平段長280 m,地下原油粘度為687 m Pa·s,原始地層壓力10 M Pa,油層厚度8～10 m,距離邊底水較遠(yuǎn),適合多元熱流體吞吐作業(yè)。統(tǒng)計表明,該井熱采期間累計注入熱水4512 t,累計注入氮氣24.97×104m3;生產(chǎn)期間最大日產(chǎn)液量為186.7 m3,最大日產(chǎn)油量為134.4 m3(圖10)。截至2011年1月14日,該井累計產(chǎn)液量為23163 m3,累計產(chǎn)油量達(dá)16698 m3,累計產(chǎn)水量僅6465 m3,而同層位冷采井日產(chǎn)油量最高約25～30 m3,這表明多元熱流體吞吐工藝實施后增產(chǎn)效果顯著。

圖10 南堡35-2油田 B28h井生產(chǎn)曲線

3 結(jié)束語

經(jīng)過廣泛調(diào)研,開展了多元熱流體設(shè)備改造、海上熱采井井口改造、井筒隔熱工藝改進(jìn)、多元熱流體注采參數(shù)優(yōu)化等技術(shù)攻關(guān),初步探索并建立了海上稠油多元熱流體吞吐工藝。該工藝在南堡35-2油田進(jìn)行了現(xiàn)場試驗,取得了顯著的增產(chǎn)效果,從而為我國海上稠油熱采技術(shù)規(guī)模化應(yīng)用奠定了基礎(chǔ)。

[1] 李成見.海上欠飽和稠油油田原油降黏方式探討[J].中國海上油氣,2004,16(6):408-411.

[2] 李兆敏,董賢勇主編.泡沫流體油氣開采技術(shù)研究進(jìn)展[M].山東東營:中國石油大學(xué)出版社,2009.

[3] 蔡鵬展.油田開發(fā)經(jīng)濟(jì)評價[M].北京:石油工業(yè)出版社,1997.