提高孤東油區(qū)稠油開發(fā)注汽系統(tǒng)效率的措施

朱益飛周亮耿雷孫敬偉

隨著油田開發(fā)難度的不斷增加，以及企業(yè)節(jié)能減排和對提高油田開發(fā)效益的需要，加強開展油田注汽系統(tǒng)現(xiàn)狀分析，找出影響注汽效率的主要因素，并有針對性地提出改進措施，提高注汽系統(tǒng)的注汽系統(tǒng)效率，具有十分重要的現(xiàn)實意義[1]。為此，我們提出了開展孤東油田注汽系統(tǒng)現(xiàn)狀及影響注汽效率的因素分析這一重要研究課題。

1 油藏基本概況

孤東油區(qū)稠油為館陶組稠油油藏，油層埋藏深度一般在1050～1450m，油層厚度一般在3～15m，油層巖石膠結(jié)疏松、易出粉細砂，滲透率一般在0.2～2.0μm2，原油分布平面上頂稀邊稠、縱向上上稀下稠，地面原油黏度一般在2000～20000 mPa·s，按稠油劃分標(biāo)準(zhǔn)分類，屬于“中深層、薄層、普通—特稠”類型稠油油藏，具有河流相正韻律沉積、油層巖石膠結(jié)疏松、低中滲透、泥質(zhì)含量高、易出砂的主要地質(zhì)特點[2]。

孤東油區(qū)稠油集中于孤東九區(qū)館上、墾東521、墾東53、墾92、墾東641、孤東821、孤東827、新灘KD18、KD32、新灘試采等十個整體單元和四區(qū)邊部、七區(qū)中稠油環(huán)等2個邊部稠油環(huán)[2]。其中整裝單元和零散塊含油面積28km2，地質(zhì)儲量4885×104t，隨著孤東油區(qū)整體進入特高含水期深度開發(fā)階段，稠油區(qū)已經(jīng)成為重要產(chǎn)能接替陣地。1994年以來，稠油產(chǎn)量逐年上升，2002年以來年產(chǎn)油一直穩(wěn)定在30×104t以上，2011年產(chǎn)油50.2×104t，采出程度11.8%。繼續(xù)做好稠油塊穩(wěn)產(chǎn)注汽開發(fā)工作對于孤東油區(qū)實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展具有重要現(xiàn)實意義。

2 注汽系統(tǒng)效率現(xiàn)狀

目前，孤東采油廠共有注汽鍋爐15臺，承擔(dān)孤東九區(qū)、KD521、KD53、四區(qū)、KD92、新灘稠油區(qū)塊及外圍零星稠油井的注汽生產(chǎn)任務(wù)，2012年完成注汽量69×104t，其中吞吐29×104t，汽驅(qū)40×104t，稠油產(chǎn)量50.8×104t。

目前，孤東采油廠建有固定注汽站5座，分別是九區(qū)固定注汽站、KD521固定注汽站、KD53固定注汽站、KD32固定注汽站和K92固定注汽站，建立起了5個稠油區(qū)塊配套注汽管網(wǎng)，年計劃注汽量50×104～55×104t。由于稠油區(qū)塊注汽管線長度較長，管線因注汽運行時間較長，部分保溫層及卡箍頭有不同程度的脫落、老化，部分注汽閥門出現(xiàn)內(nèi)漏、關(guān)閉不嚴，保溫層的脆化變質(zhì)給注汽時帶來一定的壓降和熱量損失，熱損失率較高，部分管線壁厚小于安全標(biāo)準(zhǔn)，影響注汽生產(chǎn)的安全及注汽質(zhì)量。表1為注汽平均系統(tǒng)效率統(tǒng)計數(shù)據(jù)，表2為系統(tǒng)各環(huán)節(jié)平均壓力損失。

表1 注汽系統(tǒng)效率統(tǒng)計

表2 注汽系統(tǒng)各環(huán)節(jié)平均壓力損失

3 影響注汽系統(tǒng)效率的主要因素

3.1 注汽質(zhì)量難以保證

根據(jù)200—2011年孤東油區(qū)的注汽資料，在注汽過程中，各區(qū)塊的高壓注汽井出現(xiàn)頻率約為35井次/年。這些注汽井因壓力較高，一方面吸汽能力差，注汽效果不理想，另一方面導(dǎo)致鍋爐打排放注，造成資源浪費。雖然近幾年已引進2臺21MPa亞臨界高壓注汽鍋爐，但由于其年注汽能力也只有15～20井次，滿足不了實際需求。

3.2 注汽鍋爐熱效率較低

設(shè)備老化嚴重影響著熱效率的提高，目前平均熱效率水平不高，僅為80.6%，距離行業(yè)先進水平（管理局指標(biāo)85%）具有較大差距；部分鍋爐采取降壓運行，嚴重影響注汽質(zhì)量。主要存在以下問題：

1）維修資金不足，造成部分設(shè)備帶“病”運行。注汽鍋爐及水處理等附屬設(shè)備由于長期滿負荷、高強度運行，設(shè)備老化現(xiàn)象突出。目前每年只能對嚴重影響安全運行的問題進行簡單整改，由于設(shè)備本質(zhì)問題的長期積累，目前設(shè)備問題已成為注汽開發(fā)最嚴重的制約因素。

2）注汽設(shè)備老化，影響了注汽運行時率和鍋爐熱效率。

3.3 注汽管網(wǎng)熱損失較大

經(jīng)過幾年的注汽使用，各區(qū)塊注汽管線老化嚴重，注汽管網(wǎng)平均熱效率僅為85%。存在的主要問題是：

1）閥門內(nèi)漏：經(jīng)過幾年的注汽使用，各區(qū)塊注汽干線注汽閥門部分發(fā)生腐蝕老化內(nèi)漏現(xiàn)象，關(guān)閉不嚴，注汽時經(jīng)常發(fā)生竄汽、漏汽現(xiàn)象，影響注汽工作及質(zhì)量。

2）缺少放空閥：經(jīng)過幾年的注汽使用，由于部分干線過長，且有的沿途熱力彎無放空閥。注汽后，注汽管線內(nèi)的汽液無法及時放空，管線內(nèi)的水放空不干凈易造成凍結(jié)堵塞管線現(xiàn)象，既耽誤注汽時間，又對管線保溫層造成了破壞，影響正常生產(chǎn)。

3）卡箍頭腐蝕：由于長年裸露在野外，注汽站內(nèi)，注汽井口連接補償器的卡箍頭腐蝕嚴重，造成注汽時漏汽，給注汽質(zhì)量帶來一定程度的負面影響。

4）保溫層老化：自1993年管網(wǎng)搭建以來，因注汽運行時間較長，保溫層有不同程度的脫落、部分單井的管線較長、保溫層脆化變質(zhì)等給注汽帶來一定的壓降和熱量損失。

5）管壁偏?。耗壳?，區(qū)塊管網(wǎng)干線使用時間最長的已達9年。管線外徑均為89mm，管線最小壁厚為8.7mm，與管線原始壁厚12.5mm相比，管線壁厚明顯偏薄。由于長期運行使用，管線表層已產(chǎn)生氧化層致使測厚產(chǎn)生誤差。雖對管網(wǎng)壁厚進行定期測量，但管網(wǎng)分布面積較大，檢測點的覆蓋面有限。據(jù)測厚，有75處偏薄。

6）干線偏移支墩下陷：經(jīng)過幾年的注汽使用，部分注汽干線途經(jīng)洼地，因該地區(qū)四季積水，支墩浸泡熱力彎支架有彎曲變形下陷現(xiàn)象，共有17處。

7）部分單井管網(wǎng)布局不合理，熱量損失大。這種情況在KD521區(qū)塊尤為突出，由于單井注汽管線分別在3個配汽站向單井輻射狀分布，造成部分注汽井注汽管線往返距離大。

3.4 注汽干度穩(wěn)定性差

干度的高低嚴重影響著注汽效果。在注入壓力高達12～15MPa下，同樣的注入量，蒸汽干度越高，油藏的加熱體積越大，增產(chǎn)效果越好。因此，為了提高蒸汽吞吐的開采效果，應(yīng)盡可能地提高井底蒸汽干度[4]。

目前孤東油區(qū)注汽生產(chǎn)系統(tǒng)蒸汽干度不穩(wěn)定，注汽生產(chǎn)系統(tǒng)蒸汽干度最高的時候可達80%以上，最低的時候注汽生產(chǎn)系統(tǒng)蒸汽干度為零，主要原因是缺乏濕蒸汽干度在線監(jiān)控系統(tǒng)。鑒于以上情況，目前濕蒸汽發(fā)生器一般都低于額定參數(shù)運行。由于注汽干度穩(wěn)定性差，一方面造成了注汽鍋爐設(shè)備的熱運行效率低；另一方面也造成了無效注汽問題，嚴重影響稠油開發(fā)生產(chǎn)。

3.5 注汽井筒隔熱管熱損失大

由于超期使用，在作業(yè)過程中經(jīng)常發(fā)現(xiàn)隔熱管絲扣損壞、彎曲等現(xiàn)象，致使隔熱管熱損失大。針對孤東稠油開采中暴露出來的注汽質(zhì)量差的問題，更新了部分隔熱管，并在重點吞吐井上推廣了隔熱管接箍密封器。這些技術(shù)的應(yīng)用，最大限度地減少了注汽熱量的損失，從而提高了注汽質(zhì)量。針對孤東采油廠目前蒸汽驅(qū)油層虧空嚴重，汽驅(qū)井受效差異大，汽竄嚴重，汽驅(qū)效果差的問題，2011年繼續(xù)推廣應(yīng)用了長效汽驅(qū)管柱配套工藝，以提高汽驅(qū)井注汽干度，改善汽驅(qū)效果。截至2011年底，已經(jīng)累 計 實 施 3井 次 （HLKD52N223、HLKD5N29、HLKD5-19）。HLKD5N29實施措施后見到了明顯的效果，油套壓差由措施前的3.3MPa提高到措施后的5.5MPa；注汽干度提高了13.1%，注汽溫度上升了14℃。

4 治理措施

針對注汽系統(tǒng)存在的問題，提出以下幾項治理措施。

4.1 應(yīng)用新技術(shù)，加強高壓注汽井治理

高壓注汽井不利于稠油的正常生產(chǎn)。由于在注汽過程中注汽壓力過高，往往高于鍋爐的額定耐壓。長此以往，不但得不到理想的注汽效果，還極大地惡化了鍋爐的生產(chǎn)條件，使其關(guān)鍵部件老化速度加快，注汽鍋爐壽命大幅度降低。另外，對于高壓注汽井，往往采用打排放的措施來完成注汽施工。這將極大地降低蒸汽的干度，使其熱焓值降低，從而影響單位體積蒸汽所攜帶的熱量，影響注汽系統(tǒng)效率的提高。

目前治理高壓注汽井的新技術(shù)主要有振動解堵和利用井下可控振源進行先期振動解堵，采用小排量泵連續(xù)加降黏劑技術(shù)[5]。既可通過先期振動的解堵降壓，降低注汽時的啟動壓力，又可在注汽時發(fā)揮在高溫下化學(xué)藥劑反應(yīng)速度快、降黏效果好的特點，雙重降壓，達到降壓幅度大的目標(biāo)。對因近井地帶堵塞或因油稠而注入壓力高、注汽困難的井，解除地層堵塞，降低注汽壓力，提高注汽效果。

4.2 加強注汽鍋爐維護和更新力度，提高注汽鍋爐運行效率

針對部分注汽鍋爐運行時間長、設(shè)備老化、影響注汽運行時率和鍋爐熱效率問題，采取逐步淘汰低效注汽鍋爐，加強設(shè)備運行維護和維修力度等措施，提高設(shè)備完好度，降低設(shè)備故障率。設(shè)立設(shè)備維修專項資金，杜絕設(shè)備帶“病”運行。注汽鍋爐及水處理等附屬設(shè)備帶“病”滿負荷、高強度運行，不僅使設(shè)備運行效率降低，而且給企業(yè)安全生產(chǎn)帶來嚴重隱患。加強在用注汽鍋爐運行效率的檢測分析，及時找出鍋爐低效運行的原因，并提出改進措施。

4.3 更新管網(wǎng)，提高管網(wǎng)效率

針對各區(qū)塊注汽管線老化問題，對老舊管網(wǎng)進行更新改造。同時，加強改造工程的施工質(zhì)量監(jiān)督，確保管網(wǎng)改造工程整體質(zhì)量。強化在用管網(wǎng)的在線維護，組織專人做好管網(wǎng)的定期檢測和檢查，防止注汽管線內(nèi)的汽液因無法及時放空、管線內(nèi)的水放空不干凈而造成凍結(jié)堵塞管線等現(xiàn)象的發(fā)生，確保在用管線的運行質(zhì)量。做好管網(wǎng)防腐工作，防止管網(wǎng)因腐蝕而穿孔。

4.4 應(yīng)用新工藝，提高注汽干度

圍繞提高汽驅(qū)井注汽干度，提升注汽效果，積極開展新技術(shù)新工藝的研究與推廣應(yīng)用工作。在開展現(xiàn)場先導(dǎo)性應(yīng)用試驗的基礎(chǔ)上，推廣應(yīng)用長效汽驅(qū)管柱配套工藝。通過配套應(yīng)用解封汽驅(qū)封隔器、多級長效汽驅(qū)密封器、隔熱型壓力補償器、隔熱管接箍密封器等先進工藝，解決目前汽驅(qū)井管柱熱損失大、汽驅(qū)效果不理想等問題，從而提高注汽干度和稠油整體開發(fā)效果。

4.5 應(yīng)用優(yōu)化配套技術(shù)，提高注汽整體質(zhì)量

利用配套注汽參數(shù)優(yōu)化技術(shù)，做好配套注汽參數(shù)優(yōu)化工作。結(jié)合油井生產(chǎn)地面工程工藝特點，綜合分析油井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，優(yōu)化設(shè)計單井吞吐注汽參數(shù)，做到動態(tài)吞吐開發(fā)數(shù)據(jù)和注汽鍋爐產(chǎn)汽能力最優(yōu)化，做到注汽量、注汽速度、注汽干度等運行參數(shù)設(shè)計的最優(yōu)化。利用配套注汽管柱隔熱技術(shù)，提高注汽整體質(zhì)量。通過推廣應(yīng)用隔熱管接箍密封器提升隔熱效果，根據(jù)不同油井制定熱采井管柱分類下井實施辦法，實行分級分類管理，下井前進行導(dǎo)數(shù)測試，做到不達標(biāo)準(zhǔn)不下井等多種有效措施，達到減少注汽熱量損失，提高注汽整體質(zhì)量的目的。

5 結(jié)束語

強化油田注汽系統(tǒng)現(xiàn)狀分析以及現(xiàn)場監(jiān)測測試，找出注汽系統(tǒng)低效的因素，并提出針對性的治理措施，這是提高企業(yè)生產(chǎn)運行質(zhì)量的有效途徑。要提高注汽系統(tǒng)運行效率，必須加強注汽系統(tǒng)運行管理，減少注汽過程中的熱損失，強化注汽過程質(zhì)量監(jiān)督和高壓井治理，積極開展稠油注汽開發(fā)技術(shù)研究，優(yōu)化配套技術(shù)，提高注汽干度，從而收到良好的開發(fā)效果。

[1]朱益飛,潘道蘭.影響孤東油田注汽系統(tǒng)效率的因素及對策[J].石油工業(yè)技術(shù)監(jiān)督,2007(7):44-46.

[2]朱益飛.稠油開采節(jié)能技術(shù)的降稠方式分析[J].石油工業(yè)技術(shù)監(jiān)督,2010(7):56-58.

[3]霍廣榮,李獻民,張廣卿,等.勝利油區(qū)稠油油藏?zé)崃﹂_采技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版社,1999.

[4]張銳.稠油熱采技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版社,1999.

[5]董玉忠.強化稠油注汽高壓井治理[J].石油石化節(jié)能,2011(6):23-25.