注蒸汽后期稠油油藏火驅(qū)配套工藝礦場試驗與認識

陳莉娟 潘竟軍 陳 龍 蔡 罡 王如燕 胡承軍

（新疆油田公司工程技術(shù)研究院，新疆克拉瑪依　834000）

注蒸汽后期稠油油藏火驅(qū)配套工藝礦場試驗與認識

陳莉娟 潘竟軍 陳 龍 蔡 罡 王如燕 胡承軍

（新疆油田公司工程技術(shù)研究院，新疆克拉瑪依834000）

為了探索注蒸汽后期稠油油藏轉(zhuǎn)火驅(qū)技術(shù)的可行性，研制了電加熱點火器及配套工具，實現(xiàn)了油層高溫點火；通過火線前緣監(jiān)測、產(chǎn)出氣體組分監(jiān)測和耐高溫井下溫壓監(jiān)測手段判斷燃燒狀態(tài)、火線前緣位置和推進方向；建立了直井多相管流溫度、壓力分布模型，確定了火驅(qū)生產(chǎn)制度和生產(chǎn)方式，研制了配套防氣工具，形成火驅(qū)舉升工藝；根據(jù)火驅(qū)不同生產(chǎn)階段，注氣井和生產(chǎn)井腐蝕特征，模擬井下工況開展了室內(nèi)氧腐蝕和酸性氣體腐蝕試驗，掌握了管材腐蝕特征，確定了注氣井、生產(chǎn)井的防腐工藝。現(xiàn)場試驗表明，該技術(shù)能滿足火驅(qū)生產(chǎn)需求，也證實了注蒸汽后的稠油油藏轉(zhuǎn)火驅(qū)的可行性，為同類油藏轉(zhuǎn)火驅(qū)技術(shù)提供了技術(shù)支持。

稠油油藏；注蒸汽后期；火驅(qū)；點火；火線前緣；舉升工藝；防腐工藝

火驅(qū)［1］是通過加熱油層使原油達到燃點，同時向油層內(nèi)連續(xù)注入空氣維持燃燒，在高溫作用下原油發(fā)生裂解、降黏等化學(xué)、物理反應(yīng)，裂解產(chǎn)物焦炭作為燃料維持油層向前燃燒，通過多種驅(qū)替作用把原油驅(qū)向生產(chǎn)井。關(guān)鍵技術(shù)主要有點火、監(jiān)測、舉升及防腐等技術(shù)。與注蒸汽技術(shù)相比，它具有熱效率高、最終采收率高、節(jié)能減排等優(yōu)勢。目前國外開展了30～40個火驅(qū)技術(shù)現(xiàn)場試驗，已有成熟的經(jīng)驗。國內(nèi)火驅(qū)技術(shù)始于1958年，在克拉瑪依油田開展過現(xiàn)場試驗，但因注氣工藝、燃燒控制等關(guān)鍵技術(shù)未能解決而無法推廣。近年來國內(nèi)勝利、遼河油田也逐漸開展了火驅(qū)礦場試驗。

新疆油田2009年在H1井區(qū)開展了火驅(qū)先導(dǎo)試驗，試驗?zāi)康膶邮亲⒄羝鬅o經(jīng)濟效益而廢棄的稠油油藏，經(jīng)過3年的技術(shù)攻關(guān)和礦場試驗，初步形成點火、監(jiān)測、舉升等配套技術(shù)，滿足了淺層稠油油藏高溫點火要求，確保地層可靠點燃，確定了火線前緣位置，為生產(chǎn)調(diào)控提供依據(jù)，監(jiān)測到氣體組分變化證實了地層高溫燃燒狀態(tài)，形成了火驅(qū)生產(chǎn)特征的舉升工藝，確定了注氣井、生產(chǎn)井的防腐工藝，有效延長注氣井、生產(chǎn)井的使用壽命。

1　點火工藝

火驅(qū)成功的關(guān)鍵是油層點火，點火方式主要有層內(nèi)自燃點火、化學(xué)點火、電加熱點火、氣體或液體燃料點火，試驗區(qū)采用電加熱點火方式，研制了電點火器及配套工藝。

1.1點火器

根據(jù)室內(nèi)物模試驗結(jié)果，油層加熱到420 ℃被點燃，設(shè)計電點火器為三相“Y”形負載，功率45 kW，耐溫550 ℃，耐壓15 MPa。在點火器的冷端、熱端、熱端環(huán)空及發(fā)熱元件設(shè)置測溫點，實時監(jiān)測各部位溫度變化。配套了動力電纜和信號電纜，提供電力和測溫信號。

1.2點火原理

電點火器與油管底部連接，動力電纜和信號電纜并排捆綁在油管上，每根油管裝有電纜防護器，電點火器、動力電纜和信號電纜三者同時下至注氣井射孔段上部，動力電纜和信號電纜穿越井口與地面監(jiān)控系統(tǒng)連接，壓縮空氣從油管注入，經(jīng)點火器加熱后進入油層，使油層逐漸升溫，達到其燃點后即被點燃（圖1）；地面監(jiān)控系統(tǒng)實時監(jiān)測井下測溫數(shù)據(jù)，及時調(diào)控點火器功率和溫度。點火模擬系統(tǒng)通過注氣參數(shù)、點火參數(shù)實現(xiàn)對點火過程中注入氣體在油層的分布情況和溫度變化的離線模擬監(jiān)測和在線監(jiān)測，為點火器功率和注氣參數(shù)的調(diào)控提供依據(jù)。

2　監(jiān)測工藝

2.1產(chǎn)出氣體監(jiān)測工藝

圖1　點火工藝示意圖

監(jiān)測火驅(qū)生產(chǎn)井產(chǎn)出氣體組分變化能直接驗證點火是否成功，能反映地層燃燒情況，同時為安全生產(chǎn)管理提供依據(jù)。火驅(qū)產(chǎn)出氣體組分主要有O2、CO2、CO、N2、CH4，油層點燃后保持穩(wěn)定燃燒狀態(tài)，采出氣中CO2含量應(yīng)在14%～15%之間［2］。

H1井區(qū)火驅(qū)產(chǎn)出氣體監(jiān)測采用現(xiàn)場快速監(jiān)測方法和室內(nèi)氣相色譜分析方法?，F(xiàn)場快速監(jiān)測的氣體組分及范圍是CO2：0～20%，CO：0～10 000 mg/L，O2：0～21%，可以快速、實時監(jiān)測組分變化，方法簡單快捷，當(dāng)生產(chǎn)井O2含量超過5%時實施關(guān)井，為生產(chǎn)安全提供保障；室內(nèi)氣相色譜分析方法監(jiān)測的氣體組分為O2、CO2、CO、CH4、N2，該方法能較好地對產(chǎn)出氣進行測定，為生產(chǎn)動態(tài)分析提供基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。

點火階段，監(jiān)測生產(chǎn)井氣體組分變化，點火后3～4天內(nèi)，O2逐漸升高，5～6 d后O2逐漸減少至消失，且CO2明顯升高，說明油層被成功點燃；穩(wěn)定燃燒階段，試驗區(qū)產(chǎn)出氣體CO2含量14.7%左右，O2含量小于3%，視H/C原子比在1.3左右，處于高溫燃燒狀態(tài)。

2.2井下溫壓監(jiān)測工藝

H1井區(qū)火驅(qū)觀測井有資料觀測井和生產(chǎn)觀測井。資料觀測井采用常規(guī)熱電偶多點測溫，電子壓力計單點測溫測壓的監(jiān)測工藝。生產(chǎn)觀測井采用耐高溫?zé)犭娕级帱c測溫監(jiān)測工藝。研制了井下儀器密封、防脫、鎖緊裝置，可以防止井下電子壓力計脫落，阻止井內(nèi)流體侵入井下測試儀器和測試電纜；設(shè)計井口懸掛密封裝置，實現(xiàn)不壓井提下測試電纜作業(yè)。監(jiān)測結(jié)果用于分析油層縱向動用程度，反映地層火線推進方向。

2.2.1測試儀器性能參數(shù)常規(guī)熱電偶測溫范圍0～300 ℃，耐高溫?zé)犭娕紲y溫范圍0～800 ℃，測試誤差±1 ℃；電子壓力計測溫范圍0～150 ℃，溫度精度±0.5 ℃，測壓范圍0～15 MPa，壓力精度0.2%FS。2.2.2工藝原理地面將3對熱電偶組成熱電偶束，與一對電子壓力計信號線預(yù)制在一根不銹鋼管內(nèi)，組成溫、壓測試電纜，從油管內(nèi)下至油層部位，測試信號線通過井口防噴裝置與地面二次儀表箱連接，可實時讀取數(shù)據(jù)（圖2）。

圖2　生產(chǎn)觀測井井下測溫工藝示意圖

2.2.3應(yīng)用效果截至目前，試驗區(qū)生產(chǎn)觀測井有2口井井下溫度曾達到200 ℃以上，監(jiān)測結(jié)果反映兩口井縱向上油層下部溫度稍高于上部溫度，剖面溫度變化趨勢一致，說明油層縱向上空氣超覆作用不明顯；平面上，其中1口井井下溫度曾達到700℃高溫（圖3），說明火線突破了該井，分析認為試驗區(qū)塊曾蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)開采過，地層的非均質(zhì)性變強，存在高滲通道，而這口井正處在高滲條帶上，因此火線推進在平面上有一定的方向性，這對火驅(qū)控制提供了重要的依據(jù)。

圖3　井下溫度監(jiān)測曲線圖

2.3火線前緣監(jiān)測工藝

2.3.1工藝原理火驅(qū)過程中油層燃燒形成溫度場差異，隨著溫度的變化，使得油層內(nèi)部各種物性發(fā)生改變，引起目標地層電阻率的變化，導(dǎo)致地表電位分布變化。井間電位法監(jiān)測火線前緣技術(shù)以火驅(qū)過程中各區(qū)帶油層物性、電性為研究對象，基于火驅(qū)過程中油層電阻率變化為理論模型，以現(xiàn)場采集的地面電位數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，通過數(shù)據(jù)處理，利用泊松方程、剖分計算反演火驅(qū)各區(qū)帶的真電阻率變化，建立電阻率模型和溫度模型。已燃區(qū)電阻率相對較高，蒸汽帶電阻率相對最低，從而確定火驅(qū)前緣位置和推進方向。

2.3.2監(jiān)測結(jié)果與分析試驗區(qū)實施了兩個井組的兩輪監(jiān)測，劃分上射孔段和下射孔段進行解釋，高電阻率區(qū)域反映了已燃區(qū)和剩余油的分布情況。從兩次監(jiān)測的結(jié)果看，已燃區(qū)和蒸汽帶有所變化，已燃區(qū)向2口井方向擴大，這與現(xiàn)場控關(guān)4口井有關(guān)，使火線向這兩口井方向推進更快。解釋結(jié)果與現(xiàn)場生產(chǎn)情況對比驗證，符合率較高，達到75%以上，可作為生產(chǎn)調(diào)控依據(jù)。

3　火驅(qū)舉升工藝

火驅(qū)生產(chǎn)井舉升工藝主要有兩個難點：一是井筒流動特性復(fù)雜，火驅(qū)生產(chǎn)階段分為排水階段、見效和產(chǎn)量上升階段、穩(wěn)產(chǎn)階段和控氧限產(chǎn)階段［3］，每個階段的生產(chǎn)特征不同，井筒流動特性不同，生產(chǎn)方式的選擇應(yīng)滿足各個生產(chǎn)階段；二是生產(chǎn)井高產(chǎn)氣量影響舉升效率，隨著生產(chǎn)井的產(chǎn)量上升，產(chǎn)出氣量也逐漸上升，大量氣體的產(chǎn)生影響舉升效果，嚴重時會造成抽油泵氣鎖，導(dǎo)致生產(chǎn)井無法正常生產(chǎn)。

針對火驅(qū)舉升工藝存在的難點，開展了生產(chǎn)方式和防氣工藝研究。建立了生產(chǎn)直井多相管流的溫度、壓力分布模型，進行影響因素綜合分析，認為井底溫度和氣油比是生產(chǎn)方式選擇的重要因素。當(dāng)火驅(qū)前緣未到生產(chǎn)井時，井底溫度較低，氣油比較低，溫度低于150 ℃時，建議采用有桿泵舉升方式生產(chǎn)；當(dāng)火驅(qū)前緣接近或者到達生產(chǎn)井時，井底溫度急劇增加，氣油比高，溫度高于150 ℃時，建議采用自噴方式生產(chǎn)，如不能達到模型模擬的自噴條件，可將產(chǎn)出氣回注井底，采用氣舉方式進行井筒能量補充。分別對自噴、氣舉和有桿泵等舉升方式的生產(chǎn)管柱及生產(chǎn)參數(shù)進行優(yōu)化設(shè)計，現(xiàn)場實施進行了適應(yīng)性分析對比，確定了火驅(qū)生產(chǎn)井的合理生產(chǎn)制度。

研制了防氣泵、螺旋氣砂錨等舉升配套工具，井口采用安裝套管放氣閥、地面油氣分輸工藝，提高舉升效率。當(dāng)氣液比≤1 000 m3/t時，采用防氣泵和井下氣液分離裝置組合的防氣工藝，當(dāng)氣液比＞1 000 m3/t時，采用井下液壓式反饋泵和地面氣液分輸組合的防氣工藝?，F(xiàn)場實施中，螺旋氣砂錨降低氣體對抽油泵的影響，平均單井提高泵效10.9%，氣液比下降幅度為56%。

4　防腐工藝

根據(jù)火驅(qū)不同階段的生產(chǎn)特征，分別對注氣井和生產(chǎn)井的腐蝕特征、防腐工藝進行研究。

4.1注氣井

4.1.1腐蝕環(huán)境注氣井點火階段約15 d，井內(nèi)連續(xù)注入空氣，油層部位加熱溫度450～500 ℃，其余井段＜100 ℃，處于高溫、富氧腐蝕環(huán)境；火驅(qū)生產(chǎn)階段，注氣井停止點火，井筒溫度開始逐漸降低，只需長期連續(xù)注入空氣保證地層持續(xù)燃燒，處于低溫富氧腐蝕環(huán)境。

4.1.2氧腐蝕試驗?zāi)M工況條件：壓力5 MPa，空氣流量為20 000 m3/d，溫度25 ℃。試驗結(jié)果見表1。720 h后，4種材料的表面均勻腐蝕輕微，N80材質(zhì)腐蝕速率為0.019 5 mm/a，為輕度腐蝕，腐蝕速率隨著Cr含量增加而降低，均未出現(xiàn)明顯局部腐蝕現(xiàn)象。

4.1.3防腐工藝結(jié)合室內(nèi)試驗結(jié)果和腐蝕特性，注氣井點火階段（約15 d）油層部位高溫氧化嚴重，因此，油層段套管（約50 m）耐500 ℃富氧腐蝕，選用9Cr套管；其余井段套管耐100 ℃富氧腐蝕，選用3Cr套管。

由于注空氣油管處在點火器上方，受注入空氣冷卻，溫度低于100 ℃，但注氣油管長期處在高壓空氣中，綜合考慮富氧腐蝕、注氣井腐蝕環(huán)境和管材成本等因素，推薦選用N80油管。

4.2生產(chǎn)井

4.2.1腐蝕環(huán)境生產(chǎn)井在點火階段產(chǎn)生O2、CO、CO2，井筒溫度低，處于酸性腐蝕環(huán)境；火驅(qū)生產(chǎn)階段生產(chǎn)井的腐蝕環(huán)境更加復(fù)雜，隨著火線的推進和地層高溫燃燒，產(chǎn)出氣體組分有CO2和H2S酸性氣體，井筒溫度逐漸升高，一般保持在200 ℃，當(dāng)火驅(qū)前緣接近或到達井筒時，井內(nèi)溫度可達到500 ℃以上，同時O2含量也升高，處于高溫、酸性、富氧的腐蝕環(huán)境。

4.2.2CO2+H2S+O2腐蝕試驗?zāi)M工況條件：壓力3 MPa，產(chǎn)出氣流量25 000 m3/d，溫度分別為50℃、150 ℃、250℃，選用6種材質(zhì)進行CO2+H2S+O2混合介質(zhì)腐蝕行為研究。試驗結(jié)果見表2。6種管材質(zhì)均勻腐蝕速率在150 ℃最大，250 ℃最小，9Cr、13Cr材質(zhì)腐蝕速率小于0.2 mm/a，屬于輕度腐蝕。

表2　不同材質(zhì)管材不同溫度下在CO2+H2S+O2混合介質(zhì)中的腐蝕速率

在火驅(qū)生產(chǎn)過程中，一線生產(chǎn)井井底溫度大約為150～200 ℃，二、三線生產(chǎn)井井底溫度一般30 ℃左右，且生產(chǎn)井中燃燒伴生的腐蝕性氣體較多，應(yīng)考慮CO2、H2S及燃燒不充分所剩余O2等混合氣體對油套管及井口的腐蝕問題。同時，由于生產(chǎn)時效的問題，建議火驅(qū)生產(chǎn)直井油層段選用9Cr套管，其余井段選用常規(guī)熱采套管，油管選用N80管材。

5　結(jié)論

（1）點火、監(jiān)測、舉升和防腐配套工藝現(xiàn)場試驗效果較好，為擴大火驅(qū)實施和同類稠油油藏轉(zhuǎn)火驅(qū)提供技術(shù)支持。

（2）點火工藝采用的固定式點火設(shè)備，不能重復(fù)使用，成本較高，目前正在開展移動式點火設(shè)備研制，可以重復(fù)利用，降低成本。

（3）新井已采用管材防腐措施，提高了防腐能力，但老井套損嚴重，經(jīng)火驅(qū)生產(chǎn)加劇，導(dǎo)致管外氣竄，最后泄露地表，下一步需要開展老井的防腐和封堵技術(shù)研究工作。

（4）根據(jù)火線前緣位置、推進方向的監(jiān)測，反映火線向注蒸汽后的高滲條帶推進，不是均勻推進，從而增大了火驅(qū)調(diào)控難度，需要提高火驅(qū)調(diào)控技術(shù)手段。

［1］陳莉娟，蔡罡，余杰，等.稠油火驅(qū)開采技術(shù)節(jié)能減排效果分析［J］.油氣田環(huán)境保護，2010，20（S0）.23-24.

［2］王彌康，王世虎，黃善波，等.火燒油層熱力采油［M］.山東東營：石油大學(xué)出版社，1998：192-194.

［3］關(guān)文龍，席長豐，陳亞平，等.稠油油藏注蒸汽開發(fā)后期轉(zhuǎn)火驅(qū)技術(shù)［J］.石油勘探與開發(fā)，2011，38（4）：452-461.

（修改稿收到日期2014-05-08）

〔編輯景暖〕

Field test and understanding of fireflooding matching technology in heavy oil reservoir in later stage of steam injection

CHEN Lijuan,PAN Jingjun,CHEN Long,CAI Gang,WANG Ruyan,HU Chengjun
（Engineering and Technology Research Institute of Xinjiang Oilfield Company,CNPC,Karamay834000,China）

In order to explore the feasibility of fire flooding technology for heavy oil in later stage of steam injection,an electrically heated igniter and auxiliary tools have been developed and ignition of oil reservoir at high temperature is realized;the combustion regime,live wire front location and advancing direction were judged through monitoring of live wire front,monitoring of components of produced gas and pressure-resistant down-hole temperature and pressure detection means;a multi-phase string flow temperature and pressure distribution model was built for vertical wells,fire flood working system and production fashion were determined,and auxiliary gas-proof tools were developed and the fire flooding and lift technology was created.According to various production stages by fire flooding and corrosion features of gas injector and producer,down-hole working conditions were simulated and indoor corrosion tests were carried out for oxygen corrosion and acidic gas corrosion,the tubular corrosion features were understood and the corrosion-proof technology was defined for gas injector and producer.Field tests show that this technology can meet the production requirement by fire flooding,and also proved the feasibility of converting to fire flooding of heavy oil reservoir in later stage of steam injection,providing technical support for similar reservoirs converting to fire flooding technology.

heavy oil reservoir;later stage of steam injection;fire flooding;ignition;live wire front;lift technology;anticorrosion technology

陳莉娟，潘竟軍，陳龍，等.注蒸汽后期稠油油藏火驅(qū)配套工藝礦場試驗與認識［J］.石油鉆采工藝，2014，36（4）：93-96.

TE357.4；TE345

：B

1000–7393（2014）04–0093–04

10.13639/j.odpt.2014.04.023

“十二五”國家科技重大專項課題“火燒驅(qū)油技術(shù)研究與應(yīng)用”（編號：2011ZX05012-002）。

陳莉娟，1980年生。2003年畢業(yè)于江漢石油學(xué)院石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)研究工作。電話：13579519075。E-mail：lijuanchen@petrochina.com.cn。