張 偉，劉志龍，萬(wàn) 芬，辛 野，于曉濤，吳 婷

（1. 中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津 300452；2. 中海石油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452）

海上稠油油田熱采開(kāi)發(fā)已經(jīng)進(jìn)入成熟穩(wěn)定階段，目前海上稠油油田的熱采方式主要為多元熱流體和蒸汽吞吐。為了提高井底注熱效果，提高熱采產(chǎn)量，需減少注熱過(guò)程中蒸汽在井筒的熱損失以提高蒸汽的熱利用率。而影響井筒熱損的因素有很多，包括：地層導(dǎo)熱系數(shù)、井口注汽速度、注汽壓力、井筒結(jié)構(gòu)及井筒材質(zhì)等。目前，采用隔熱油管注汽是最有效的減少注熱井筒熱損失的配套措施之一[1-3]，同時(shí)又可有效地防止油井套管和水泥環(huán)因高溫而變形損壞，提高注汽井套管使用壽命。

渤海油田在采用隔熱油管注汽的基礎(chǔ)上，添加井筒環(huán)空注氮的工藝，能在油套環(huán)空中起到二次隔熱作用，降低蒸汽沿程熱損，提高井底蒸汽干度；同時(shí)能抑制蒸汽環(huán)空上返，降低環(huán)空的溫度，避免套管過(guò)熱，延長(zhǎng)套管及水泥環(huán)的壽命，同時(shí)氮?dú)膺M(jìn)入到地層，能局部提高地層的壓力，保持地層的彈性能量。

由于海上油田熱采井位移大、井斜大等特點(diǎn)，渤海油田稠油熱采井注汽過(guò)程中熱損主要為注汽中由隔熱油管徑向傳熱所引起的熱損。本文以渤海油田L(fēng) 油田A23 井兩輪次的蒸汽吞吐為例，討論隔熱油管及環(huán)空注氮工藝在海上注熱井中的應(yīng)用情況。

1 隔熱油管機(jī)理及海上應(yīng)用現(xiàn)狀

1.1 隔熱油管隔熱機(jī)理

隔熱油管由內(nèi)管、外管及中間的隔熱材料組成（圖1），內(nèi)管外壁及外管內(nèi)壁中間形成了一道隔熱夾層，隔熱夾層填充的物質(zhì)決定了隔熱油管隔熱性能的好壞，隔熱油管的隔熱系數(shù)λ 越小，說(shuō)明隔熱油管的隔熱性能越好[4-7]。根據(jù)隔熱油管隔熱夾層填充物質(zhì)的不同，隔熱油管可分為高真空隔熱油管和氣凝膠隔熱油管。氣凝膠隔熱油管是利用氣凝膠復(fù)合材料作為隔熱環(huán)空腔，視導(dǎo)熱系數(shù)λ＜0.02 w/(m·℃)，將隔熱油管空腔進(jìn)行真空處理或者回充惰性氣體，提高其隔熱性能。

圖1 內(nèi)連接隔熱油管結(jié)構(gòu)示意圖

把隔熱油管的隔熱層內(nèi)以導(dǎo)熱、對(duì)流和輻射三種方式傳遞的熱量視為與其隔熱厚度相同的一種“固體”以純導(dǎo)熱方式傳遞的熱量，該“固體”的導(dǎo)熱系數(shù)成為“視導(dǎo)熱系數(shù)”[8]。

隔熱油管的等級(jí)如表1 所示。

表1 隔熱油管等級(jí)分類

1.2 隔熱油管在海上L 油田的應(yīng)用現(xiàn)狀

目前渤海油田熱采井注汽采用的高真空隔熱油管耐溫性能已經(jīng)達(dá)到350 ℃，氣凝膠隔熱油管的耐高溫性能高達(dá)370 ℃，本次A23 井應(yīng)用氣凝膠隔熱油管代替現(xiàn)有高真空隔熱油管進(jìn)行蒸汽吞吐作業(yè)，進(jìn)一步降低了注汽過(guò)程中井筒熱損失，提高了全井段干度[9]。

截至目前渤海L 油田熱采井應(yīng)用高真空隔熱油管注汽達(dá)到5 井次，氣凝膠隔熱油管注汽1 井次。

2 隔熱油管在渤海油田的優(yōu)選

渤海L 油田A23 井第三輪次蒸汽吞吐現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)采用氣凝膠隔熱油管下井作業(yè)，根據(jù)A23 井井口現(xiàn)場(chǎng)注汽參數(shù)，采用wellflo 軟件計(jì)算井筒內(nèi)注汽溫度與通過(guò)光纖監(jiān)測(cè)井底的溫度進(jìn)行擬合分析，如表2 所示。

從表2 知，頂部封隔器處光纖測(cè)溫和wellflo軟件計(jì)算溫度最大誤差為0.398%，小于0.5%。故下文認(rèn)為wellflo 擬合數(shù)據(jù)合理。

2.1 氣凝膠隔熱油管注汽油管溫度變化

通過(guò)上述擬合后的wellflo 模型，擬合注汽期間油管內(nèi)部沿程溫度，得出注汽期間井筒內(nèi)的溫度分布（圖2）。

由圖2 可知，注汽中井口到封隔器（斜深1 795 m 處）井筒溫度逐漸升高，注汽前三天封隔器處溫度到井底溫度逐漸升高，到注汽第五天達(dá)到最高為330.9 ℃，隨著注汽時(shí)間的增加井底水平段溫度逐漸升高。

圖2 油管內(nèi)注汽溫度變化（等高線圖）

L 油田A23H 井深2 163 m，本次光纜下入深度2 117 m。實(shí)現(xiàn)全作業(yè)周期的全井筒溫度實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)，監(jiān)測(cè)到腳尖位置最高溫度340.9 ℃，如圖3所示。

2.2 兩種隔熱油管熱損失對(duì)比

通過(guò)光纖監(jiān)測(cè)到頂部封隔器處的溫度，運(yùn)用熱采井筒wellflo 軟件建立蒸汽吞吐模型，進(jìn)行注汽擬合，計(jì)算頂部封隔器處蒸汽干度。根據(jù)軟件計(jì)算井底封隔器處的干度及溫度，根據(jù)熱量計(jì)算公式：

式中：Q為熱流體的熱量，kJ/kg；m為熱流體的質(zhì)量，kg；H為熱流體的比焓，kJ/kg，X為蒸汽干度。

計(jì)算結(jié)果如表3、表4 所示。

圖3 注汽中的油管外壁溫度

表3 A23 井二輪次隔熱油管熱損

由表3、表4 所示，A23 二輪次注汽隔熱油管每千米平均熱損失為14.24%。A23 井三輪次注汽隔熱油管每千米的平均熱損失為10.21%。由于三輪次注汽使用的是氣凝膠隔熱油管，隔熱性能比二輪次注汽使用的高真空隔熱油管好，故熱損失小。

2.3 注汽期間井口抬升及井口溫度

渤海油田L(fēng) 油田兩井次注汽中封隔器以上采用隔熱油管，井口抬升數(shù)據(jù)如圖4 所示。

由圖4 可知，A23 井三輪次注汽，井口抬升僅為26 mm，比上輪次降低了23 mm。注汽期間，井口采油最高溫度為141.5 ℃，采油樹(shù)平均溫度降低了93.4 ℃。由此可見(jiàn)，A23 井三輪次注汽效果比第二輪次注汽保溫效果好。

3 環(huán)空注氮工藝優(yōu)化

3.1 連續(xù)注氮與間歇注氮環(huán)空總量變化

為了提高熱采注汽效果，降低熱采注汽中管柱失效的風(fēng)險(xiǎn)，海上熱采井常采用環(huán)空注氮的工藝。

表4 A23 井三輪次隔熱油管熱損

A23 井二輪次注汽期間使用的是連續(xù)注氮，總注氮量為164 916 Nm3（Nm3為標(biāo)準(zhǔn)立方米），A23 井三輪次注汽期間使用的是間歇注氮，總注氮量為145 341 Nm3（圖5），第三輪次注汽較第二輪次注汽少用氮?dú)鉃?9 575 Nm3，使用間歇注氮節(jié)約注氮量11.86%，節(jié)約注汽成本。

3.2 連續(xù)注氮及間歇注氮環(huán)空溫度變化

選取停注氮?dú)馇坝凸墉h(huán)空的溫度及停注氮?dú)夂笥凸墉h(huán)空的溫度進(jìn)行對(duì)比，如圖6 所示。

由圖6 所示，井筒環(huán)空段（0～1 800 m）間歇注氮時(shí)溫度略高于連續(xù)注氮，但不超過(guò)4 ℃，故認(rèn)為間歇注氮對(duì)環(huán)空溫度影響不大。

圖4 A23 井兩輪次井口抬升及井口溫度

圖5 A23 井兩輪次注氮量對(duì)比

圖6 間歇注氮前后環(huán)空溫度變化

4 結(jié)論

（1）渤海油田熱采井注汽建議采用P110 鋼級(jí)高真空氣凝膠隔熱油管，可有效降低熱損失。熱損失由之前使用高真空隔熱油管的14.24%降至使用氣凝膠隔熱油管的10.21%。

（2）渤海油田蒸汽吞吐井注汽中建議采用間歇注氮隔熱工藝，不僅對(duì)井筒隔熱影響較小，同時(shí)可有效減少注氮量，本次注氮較上輪次注氮總量下降了11.86%，降低了注汽成本。