稠油熱采工藝在渤海油田稠油開(kāi)采中的應(yīng)用

鐘小俠，林洞峰，陳 希，鄭 路，侯辰光

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司 天津 300451)

0 引 言

稠油與常規(guī)原油的性質(zhì)存在很大差別，采油工藝也有很大區(qū)別，通常采用熱采技術(shù)。稠油熱采基于原油黏度隨溫度的升高而顯著降低的原理，通過(guò)向油層注入蒸汽，提高油層和流體的溫度，增大油藏驅(qū)油力，降低流體的黏度，防止油層中發(fā)生結(jié)蠟現(xiàn)象，減小油層滲流阻力，從而提高稠油在油層、井筒及集輸管線(xiàn)中的流動(dòng)能力，以達(dá)到提高油田最終采收率的目的，解決稠油開(kāi)采難度大和成本高的問(wèn)題[1-3]。

目前稠油熱采主要采用蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)采油、蒸汽輔助重力泄油3種方法。隨著渤海油田開(kāi)發(fā)程度的持續(xù)提高，對(duì)稠油熱采技術(shù)的研究與應(yīng)用也不斷深入。結(jié)合自身油藏物性及開(kāi)發(fā)特點(diǎn)，渤海油田主要采用蒸汽吞吐的熱采方法。

1 稠油蒸汽吞吐開(kāi)采工藝

蒸汽吞吐開(kāi)采的基本原理就是通過(guò)向油層中注入蒸汽，加熱油層，降低原油的黏度，從而將其開(kāi)采出來(lái)。蒸汽的干度越高，所攜帶的能量就越多，注入近井地帶油層的蒸汽更容易向外擴(kuò)散，擴(kuò)大蒸汽帶及蒸汽凝結(jié)帶加熱地層及原油的范圍。高干度蒸汽利于加熱更大面積的原油，使一輪蒸汽吞吐作業(yè)能夠采出更多的原油。

1.1 蒸汽吞吐開(kāi)采的特點(diǎn)

對(duì)地層原油加熱，降低原油黏度和流動(dòng)阻力，形成熱力驅(qū)動(dòng)，第一周期既可以起到解堵作用，又可以解除近井污染。經(jīng)過(guò)一期吞吐起到預(yù)熱作用，對(duì)加熱帶附近冷油進(jìn)行預(yù)熱，縮短下一階段的注氣時(shí)間；同時(shí)地層中的原油在高溫蒸汽下會(huì)產(chǎn)生蒸餾裂解作用，使原油輕餾分增加，起到溶劑抽提作用。

蒸汽吞吐對(duì)于海上油田的開(kāi)采具有施工工藝簡(jiǎn)單、效率高的優(yōu)點(diǎn)，尤其適合海上平臺(tái)單井操作，對(duì)于不同油層的開(kāi)采均能夠獲得較高的采收率。

1.2 蒸汽吞吐工藝流程簡(jiǎn)述

蒸汽吞吐工藝流程如圖1所示。通過(guò)井口向油層中注入蒸汽，加熱油層，降低原油的黏度，從而將其開(kāi)采出來(lái)；氮?dú)庾⑷胗糜跓岵删箔h(huán)空隔熱，結(jié)合渤海常見(jiàn)地層條件，氮?dú)庾⑷肓啃枨蟛灰说陀?50Nm3/h，注氮壓力約為20MPaG，氮?dú)饧兌纫鬄?9.9%；與此同時(shí)井口注入防垢劑和降黏劑。

圖1 蒸汽吞吐工藝流程 Fig.1 Steam stimulation process flow

井口物流經(jīng)過(guò)生產(chǎn)管匯集，由于熱采井存在放噴工況且放噴期產(chǎn)量變化大，為了不對(duì)單井計(jì)量產(chǎn)生影響，同時(shí)提高對(duì)放噴井的計(jì)量精度，考慮設(shè)置2套放噴兼計(jì)量系統(tǒng)進(jìn)入旋流除砂器經(jīng)除砂處理后，送至平臺(tái)生產(chǎn)分離器與井口物流混合進(jìn)行脫水處理；旋流除砂器底部的砂和雜質(zhì)需要定期排放至臨時(shí)儲(chǔ)砂罐，再將臨時(shí)儲(chǔ)砂罐通過(guò)支持船定期外運(yùn)至陸地。

2 蒸汽吞吐采油工程實(shí)例

考慮海上鉆井平臺(tái)的特殊性，在實(shí)際工程中，還需要結(jié)合自身特點(diǎn)，從整體上對(duì)采油樹(shù)布置、井口管線(xiàn)布置等關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)進(jìn)行特殊考慮。

2.1 主要工藝參數(shù)

蒸汽吞吐采油的主要工藝參數(shù)有：注入蒸汽的壓力、溫度、注氣干度、注氣速率(t/h)、注氣總量(t/循環(huán))和燜井時(shí)間(d)，其中蒸汽干度是影響蒸汽吞吐的首要因素。

2.2 蒸汽干度實(shí)驗(yàn)

在一定壓力下的沸點(diǎn)溫度所產(chǎn)生的蒸汽稱(chēng)為干飽和蒸汽，此時(shí)干度為1。但實(shí)際應(yīng)用中很難產(chǎn)生100%的干蒸汽，通常都帶有一定量的液滴。如果水蒸汽中含有10%質(zhì)量的水分，則蒸汽為90%的干度，即蒸汽干度為0.9。

渤海某油田首輪注氣干度軟件分析選取實(shí)例見(jiàn)圖2。在井口注入壓力18MPa、注入速度12.5t/h、井口干度0.95條件下，首輪次注熱2口井，井底干度能夠達(dá)到0.4，其他井井底干度接近0.4。根據(jù)模擬計(jì)算結(jié)果：在井口注入壓力為16MPa、注入速度為12.5t/h條件下，當(dāng)井口干度大于0.9時(shí)，第二輪次及其他輪次井底干度滿(mǎn)足0.4要求。推薦首輪次井口注入干度大于0.9，見(jiàn)表1。

表1 不同井口干度的最低井口注入壓力要求 Tab.1 Requirements for minimum wellhead injection pressure under different wellhead dryness conditions

圖2 井口干度分布選取 Fig.2 Selection of wellhead dryness distribution

2.3 熱采井口采油樹(shù)的布置問(wèn)題

注氣采油樹(shù)的尺寸大于常規(guī)采油樹(shù)，鑒于渤海油田井槽間距為2000mm×2000mm常規(guī)做法，熱采井口采油樹(shù)設(shè)計(jì)為分層布置，既可以滿(mǎn)足操作甲板 需求，也滿(mǎn)足了采油樹(shù)操作需求。采油樹(shù)雙層布局見(jiàn)圖3。

圖3 采油樹(shù)雙層布局 Fig.3 Double-deck layout of Christmas tree

2.4 熱采井口位移抬升

稠油熱采井套管處于注蒸汽高溫高壓條件下，受熱應(yīng)力作用，套管會(huì)在高溫條件下伸長(zhǎng)，導(dǎo)致井口位移抬升，從而直接造成注汽樹(shù)法蘭泄漏、注蒸汽管道損壞、井口損壞等問(wèn)題。

解決實(shí)例：渤海某平臺(tái)蒸汽管線(xiàn)的設(shè)計(jì)溫度為400℃，設(shè)計(jì)壓力為25.38MPaG，操作溫度370℃，操作壓力為21MPaG，注蒸汽時(shí)高溫工況將對(duì)井口注汽、采油樹(shù)造成位移抬升的情況。針對(duì)注汽采油樹(shù)不同抬升位移，結(jié)合井口注汽、采油樹(shù)連接管線(xiàn)應(yīng)力分析結(jié)果，對(duì)井口管道因抬升位移導(dǎo)致二次應(yīng)力水平過(guò)高、管支架脫空等問(wèn)題考慮采取如下措施：

①提升位移不超過(guò)150mm，采用硬管連接，不需要使用彈簧支吊架；

②井口熱采主管道布置π彎(2m×1.8m)，主管至注汽樹(shù)管道使用hold-down支架，用于減少脫空支架數(shù)量；

③旋轉(zhuǎn)補(bǔ)償器連接方案，可以吸收250mm提升位移，見(jiàn)圖4。

圖4 管支架連接方式模擬實(shí)例 Fig.4 Example of pipe support connection

當(dāng)井口注汽、采油樹(shù)抬升位移小于250mm時(shí)(如某平臺(tái)A井口最大抬升31mm，B井未見(jiàn)井口抬升)，從經(jīng)濟(jì)性、安全性推薦優(yōu)先考慮硬管連接方案的實(shí)施。

3 結(jié) 語(yǔ)

渤海油田稠油熱采方式主要應(yīng)用蒸汽吞吐方法，通過(guò)采油工程實(shí)例分析，闡述稠油熱采在渤海油田的應(yīng)用。對(duì)于控制熱采過(guò)程中主要指標(biāo)進(jìn)行模擬分析并應(yīng)用驗(yàn)證，不斷完善渤海油田稠油熱采工藝，提高采收率。■