海上稠油熱采關(guān)鍵工藝流程技術(shù)研究及應(yīng)用探討

陳希，侯辰光，邱波，王樹達(dá)，冀光鋒，林洞峰

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300451）

我國海洋稠油資源較為豐富，越來越多的海底稠油、超稠油需要開發(fā)。以渤海油田為例，探明稠油地質(zhì)儲量占總探明儲量55%，由于熱采降黏增產(chǎn)效應(yīng)明顯，單井產(chǎn)量將是常規(guī)采油3～10倍以上，5.6億噸二類稠油（＞350cP）需要采用熱采開發(fā)，1億噸需要熱采的稠油已動用，4.6億噸稠油未動用。因此，研究稠油開發(fā)技術(shù)對加強(qiáng)國內(nèi)海上油氣田開發(fā)有重要的意義。

1 實現(xiàn)稠油熱采的關(guān)鍵技術(shù)

稠油熱采較多采用蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、SAGD等技術(shù)，實現(xiàn)這些稠油熱采技術(shù)最重要的是鍋爐水處理、注汽鍋爐、氮氣系統(tǒng)、高黏原油集輸?shù)扰涮坠に嚰夹g(shù)。

一方面，海洋平臺實現(xiàn)稠油熱采技術(shù)所能利用的水源有限，僅能考慮海水或水源井水，這兩種水源與陸地（地表水）相比，需要更復(fù)雜的水處理工藝。另一方面，由于海洋平臺空間、重量限制，必須對稠油熱采配套工藝流程和設(shè)備進(jìn)行優(yōu)化和優(yōu)選，以實現(xiàn)規(guī)模化稠油熱采技術(shù)在海洋平臺的順利實施，同時，由于海洋平臺操作人員有限，實現(xiàn)規(guī)?；療岵桑仨氃谡麄€設(shè)計中考慮自動化操作和系統(tǒng)運行穩(wěn)定。

2 熱采平臺設(shè)計思路

對于稠油熱采平臺而言，除了滿足常規(guī)海上采油平臺設(shè)計要求外，需要重點考慮的就是如何安全、高效地實現(xiàn)蒸汽熱采流程。這也是熱采平臺的特殊之處。

2.1 蒸汽生產(chǎn)流程及重點設(shè)備

首先，采用蒸汽吞吐或熱驅(qū)的熱采平臺，其核心流程為蒸汽注入流程及后續(xù)高粘產(chǎn)出液的處理流程。對于蒸汽生產(chǎn)來說，其核心設(shè)備就是蒸汽注氣鍋爐，因此，圍繞實現(xiàn)注汽鍋爐的正常運行，需要為其提供穩(wěn)定、合格的鍋爐用水，合格的燃料供應(yīng)。

其次，實現(xiàn)蒸汽驅(qū)油對注入蒸汽的品質(zhì)有特殊要求，不論是蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)技術(shù)，要求注入蒸汽的干度都是越高越好，經(jīng)過國內(nèi)外多個油田實踐反饋，注入井底的蒸汽合理干度應(yīng)為：70%～75%。通過考慮井身損失，因此，地面蒸汽注入入口的干度要求應(yīng)在95%以上。

為實現(xiàn)干度要求，需要選擇過熱鍋爐，但是隨著鍋爐干度的提高，為了保證鍋爐運行安全，對鍋爐進(jìn)口水質(zhì)的要求也會不斷提高?？紤]海上平臺所處環(huán)境，能夠穩(wěn)定、經(jīng)濟(jì)提供的水源只能是海水或水源井水，而這兩種水源都必須經(jīng)過特殊處理才能用于鍋爐運行。

（1）選擇合理的鍋爐形式。結(jié)合海上平臺自身特性，平臺配置的鍋爐燃料均采用以油田伴生氣為主，兼具油氣混燒功能，一方面避免燃料運輸費用，同時也能將無法處理的伴生氣進(jìn)行利用。另外，根據(jù)注入地層需求，目前熱采平臺的蒸汽壓力一般在20MPa左右，可以采用的方案包括：

①方案一：采用亞臨界鍋爐，帶汽水分離器，產(chǎn)生高干度或者過熱蒸汽。

②方案二：采用超臨界鍋爐，不帶汽水分離器，直接由過熱段產(chǎn)生過熱蒸汽。

上述兩種方案通過對比，可以發(fā)現(xiàn)，超臨界鍋爐雖然能夠直接生產(chǎn)合格蒸汽，但是，自身設(shè)備體積重量有較大的增加；更不利的條件在于：對進(jìn)水水質(zhì)要求更高，直接導(dǎo)致鍋爐水處理系統(tǒng)要求更高，需要更大的占地布置，經(jīng)濟(jì)性不如亞臨界鍋爐，因此，從經(jīng)濟(jì)性角度考慮，采用亞臨界鍋爐并配置汽水分離器的方案更適合海上平臺實際。兩種方案的對比如下表：

（2）鍋爐水處理流程。常見的鍋爐水處理流程采用反滲透膜制淡方案。海上平臺由于其所處環(huán)境的特殊性，可靠、經(jīng)濟(jì)的鍋爐水來源僅有海水和地層水。兩種水源各有優(yōu)缺點：海水在惡劣天氣條件下，泥沙量較大，最高懸浮物含量高達(dá)178.8mg/L，濁度達(dá)到55.3NTU，微生物及海生物污染嚴(yán)重，遠(yuǎn)高于水處理設(shè)備中各類超濾膜、反滲透膜對入口懸浮物及濁度的要求；地層水中除小顆粒懸浮物和膠體，考慮反滲透膜不耐油脂的特性，尤其需要考慮地層水中是否含油，這對后續(xù)工藝處理流程有很大影響。

表1

（3）地層水方案。地層水經(jīng)旋流除砂器去除地層水中大顆粒泥砂，通過板式換熱器與海水換熱降溫到25～35℃后進(jìn)入無機(jī)超濾裝置，脫出地層水中小顆粒懸浮物和膠體，滿足NTU<1的水質(zhì)指標(biāo)后進(jìn)入反滲透裝置，脫出海水中大部分Na+、Cl-、Ca2+、Mg2+等離子，經(jīng)二級鈉離子交換器徹底去除水中Ca2+、Mg2離子，經(jīng)熱力除氧器脫出溶解氧的脫氧水與海水換熱后進(jìn)入鍋爐系統(tǒng)具體流程如下。

圖1 地層水方案流程示意圖

（4）海水方案。海水經(jīng)自動反沖洗過濾器去除大顆粒雜質(zhì)，通過板式換熱器與脫氧水換熱升溫到25℃左右后進(jìn)入無機(jī)超濾脫出海水中的懸浮物和膠體，滿足NTU<1的水質(zhì)指標(biāo)后進(jìn)入反滲透脫鹽單元，脫出海水中大部分Na+、Cl-、Ca2+、Mg2+等離子，經(jīng)二級鈉離子交換器徹底去除水中Ca2+、Mg2+離子，經(jīng)熱力除氧器脫出溶解氧的脫氧水與海水換熱后進(jìn)入鍋爐系統(tǒng)。

2.2 產(chǎn)出液處理及外輸流程及重點設(shè)備

（1）高黏原油除砂/集輸工藝系統(tǒng)設(shè)計。稠油熱采項目由于采用適度防砂的開采方式，為了保證采收率，其出砂量會放大至0.08%～0.1%，導(dǎo)致產(chǎn)油中泥砂含量遠(yuǎn)高于常規(guī)采收平臺。由于開采原油黏度較高，泥砂與原油分離困難。傳統(tǒng)陸地方案由于受場地范圍限制相對較小，基本采用重力分離方案，為了保證分離效率，也盡力提升油品溫度，降低油品黏度。

海上平臺由于受平臺尺寸限制，無法設(shè)置滿足沉降要求的容器，因此需要考慮機(jī)械分離的方式。但是，機(jī)械分離方式由于泥砂的存在，對設(shè)備的磨損極大，經(jīng)濟(jì)性太差。以目前國內(nèi)外除砂器廠商的技術(shù)能力，從高黏度原油中除砂難度極大，因此需轉(zhuǎn)變設(shè)計思路，優(yōu)先考慮大幅摻水將原油中所含砂礫盡可能洗出，再采用從水中除砂的方案。經(jīng)過比選最終推薦采用摻水降黏方案：通過摻水混合降低原油黏度，進(jìn)行洗砂。再通過傳統(tǒng)旋流處理裝置，進(jìn)一步進(jìn)行脫砂處理。

分離后的含泥污水通過專門管道收集后，進(jìn)入濕砂罐。濕砂罐負(fù)責(zé)進(jìn)行含油含水污泥收集，通過輸送泵傳送至臥式螺旋卸料沉降離心機(jī)，進(jìn)行固液分離，分離后的液體重新由開排系統(tǒng)進(jìn)入生產(chǎn)流程；分離后的固體通過輸送帶直接傳送至環(huán)保罐待收集到一定程度后，整體外運回陸地進(jìn)行無害化處理。

圖2 污泥處理系統(tǒng)

（2）注汽采油樹分層布置設(shè)計。熱采井注氣采油樹比常規(guī)冷采采油樹尺寸大很多。常規(guī)冷采井間距無法滿足注氣管線、生產(chǎn)管線、化學(xué)藥劑注入管線、注氮管線等布置與更換/提升采油樹要求。熱采井間距要求為2250mm×2350mm，若采用常規(guī)單層布置，井口區(qū)無法滿足鉆井平臺全覆蓋的需求，如更換大型鉆井船，則開發(fā)投資將大幅增加。

因此，注汽采油樹采用分層布置，井槽間距仍維持2000mm×2000mm，在不擴(kuò)大井口區(qū)面積的同時，使操維空間大于1300mm，既滿足井口區(qū)采油樹及管線布置空間和人員操維需求，又解決了鉆井平臺全覆蓋問題。

3 結(jié)語

海上固定平臺采油技術(shù)已經(jīng)十分成熟，稠油蒸汽熱驅(qū)采油技術(shù)在陸地運用也十分廣泛。但是，二者的結(jié)合卻有著難以想象的困難，受到平臺特殊的地理環(huán)境限制，很多常規(guī)經(jīng)驗不能通用，不能單純地照抄陸地?zé)岵善脚_經(jīng)驗。另一方面，隨著渤海油田開發(fā)的深入，探索稠油熱采是擴(kuò)大海上油田產(chǎn)能不可避免的一環(huán)，因此，對于海上熱采平臺設(shè)計方案的摸索也需要進(jìn)一步完善。

本文分析了蒸汽熱采平臺與常規(guī)平臺相比的不同之處，總結(jié)了熱采平臺的關(guān)鍵技術(shù)和難點，其中上述各項措施都已經(jīng)在渤海熱采平臺上順利推行，并且逐步成為熱采平臺設(shè)計的標(biāo)準(zhǔn)配置，既能夠滿足平臺經(jīng)濟(jì)開發(fā)的需求，也能夠符合各項安全要求和規(guī)范要求，為后續(xù)渤海油田稠油開發(fā)提供了良好的借鑒。