注采一體化技術在海上非常規(guī)稠油油藏的應用

王太

中海石油（中國）有限公司天津分公司 天津 300450

1 研究與應用現(xiàn)狀

海上地下原油粘度大于350mPa·s的非常規(guī)稠油埋藏深、壓力高，單井控制儲量大，單井累產(chǎn)要求高，規(guī)?；?jīng)濟高效開發(fā)難度大。渤海油田稠油資源豐富，非常規(guī)稠油油藏探明地質儲量5.81億噸，高效開發(fā)稠油油田是渤海油田今后一個時期的主攻方向[1]。李中等[2]針對熱采面臨的嚴峻問題，提出了渤海灣稠油開發(fā)的挑戰(zhàn)；李萍等[3]總結了蒸汽吞吐技術在渤海旅大27-2油田先導試驗注采工程中現(xiàn)場試驗情況，雖然順利完成了注汽、燜井、放噴及回采，但是兩趟管柱蒸汽吞吐整體熱損失大，熱采效果并沒有達到預期效果；“十三五”期間海上油田形成了射流泵注采一體化技術，即射流泵注采一體化技術，白健華等[4]分析了海上同心管射流泵注采一體化技術井下管柱及工藝原理，并對關鍵技術及海上油田試驗情況進行了總結，但無法解決射流泵先天系統(tǒng)效率低、產(chǎn)出液油水分離難、地面工程要求高等難題；近年來，付亞榮等發(fā)明了保溫隔熱油管井筒的溫度分布的方法[5-6]、馬長亮等[7]通過研究發(fā)現(xiàn)，注熱管柱在注熱期間除井下安全閥等隔熱性能較差工具外有局部熱點，油套環(huán)空溫度分布較均勻，井筒大部分區(qū)域均能保證環(huán)空溫度低于200℃，具備高溫電潛泵應用條件，從此，海上油田稠油熱采注采一體化技術正式進入第二階段，即系統(tǒng)效率高、排量大、流程處理易的高溫電潛泵注采一體化技術，該技術可以保證潛油電泵機組在經(jīng)過井口注入350℃蒸汽后，在回采階段正常啟泵生產(chǎn)。

2 技術原理及特點

2.1 同心管射流泵注采一體化技術

同心管射流泵注采一體化技術主要是依靠同心管射流泵注采一體化管柱與地面設備組成的注采一體化系統(tǒng)來對非常規(guī)稠油進行開采，如圖1所示。注熱期間，高溫蒸汽通過隔熱油管均勻注入到油層，原油加熱后粘度大幅降低，流動阻力大大減?。粻F井、放噴后回接1.9"中心油管，投入射流泵泵芯，在中心油管和隔熱油管環(huán)空注入動力液維持射流泵生產(chǎn)；產(chǎn)出液經(jīng)過地面設備處理后可作為動力液循環(huán)利用，實現(xiàn)了同心管射流泵注采一體化系統(tǒng)正常運轉。

同心管射流泵注采一體化技術減少了更換注采管柱鉆完井作業(yè)時間，提高了生產(chǎn)時率；同時，因射流泵不含運動部件，不存在“砂卡現(xiàn)象”，并可將地層產(chǎn)砂及時排出，防止井底砂埋，解決了常規(guī)電潛泵檢泵周期短的問題，維護成本較低，全面降低了開采成本。

2.2 高溫電潛泵注采一體化技術

高溫電潛泵注采一體化技術與常規(guī)冷采模式類似，通過關鍵井下工具、安全控制系統(tǒng)、高溫監(jiān)測系統(tǒng)、高溫電潛泵系統(tǒng)相互配合，形成的高溫電潛泵注采一體化管柱可提高管柱整體保溫隔熱性能，如圖2所示，配合環(huán)空注氮工藝能夠保持隔熱油管外壁溫度始終在250℃以下，保證了高溫潛油電泵機組能夠長期安全運行。

圖2 高溫電潛泵注采一體化系統(tǒng)示意圖

高溫電潛泵注采一體化技術地面設備少、工程投資低、電潛泵管理經(jīng)驗豐富，同時采用耐高溫電潛泵機組及電纜，采用高溫監(jiān)測系統(tǒng)監(jiān)測井筒內(nèi)沿程溫度，配套使用高溫井下工具等，保證了注熱期間電潛泵機組系統(tǒng)不會因高溫失效，為海上油田非常規(guī)稠油開發(fā)提供了注采一體化技術手段。

3 關鍵井下工具

3.1 高溫深井安全閥

高溫深井安全閥的可靠性是決定高溫電潛泵注采一體化技術能否成功的關鍵，其結構如圖3所示?？刂乒芫€接口采用全金屬密封連接設計，高溫下管線連接密封可靠；控制系統(tǒng)采用全金屬液壓組件設計，耐溫高、零泄漏；閥板控制機構采用高溫合金彈簧，提高了彈簧對高溫工況的適應性；安全閥本體采用全金屬閥板閥座設計，提高了閥板閥座在高溫下的密封性能，可以滿足350℃注熱時的密封要求。

圖3 高溫深井安全閥結構示意圖

3.2 高溫生產(chǎn)封隔器及高溫井下排氣閥

注采一體化技術中，需使用高溫生產(chǎn)封隔器及高溫井下排氣閥對環(huán)空流體進行控制，如圖4所示。高溫生產(chǎn)封隔器采用中心管隔熱設計，一方面具備自補償能力，另一方面具有隔熱、降低熱損失的功能；具有碟簧蓄能機構，保障密封可靠性。

圖4 高溫生產(chǎn)封隔器結構示意圖

4 現(xiàn)場應用情況對比

同心管射流泵注采一體化技術和高溫電潛泵注采一體化技術都成功在海上非常規(guī)稠油開發(fā)中應用，對兩種一體化技術的注熱和生產(chǎn)情況進行統(tǒng)計，結果見表1，可以看出，兩種注采一體化技術均能滿足海上非常規(guī)稠油熱采開發(fā)要求。

表1 一體化技術應用情況對比表

在工藝實施方面，同心管射流泵注采一體化管柱為內(nèi)外兩層結構，外管柱下入完成安裝采油樹后，需要下入內(nèi)層同心管，在注采轉換時需要動管柱改變同心管位置，投入生產(chǎn)泵芯，實現(xiàn)射流泵生產(chǎn)。

高溫電潛泵注采一體化管柱的下入與常規(guī)電潛泵管柱下入方式相同，只是對關鍵井下工具的耐溫要求更高，需使用新型井口穿越裝置、隔熱Y接頭、泵前雙級單流閥、小直徑隔熱支管等工具來保證高溫電潛泵系統(tǒng)在注熱后依然可靠。

5 結論及建議

1）同心管射流泵注采一體化技術在注采轉換時需要動管柱改變同心管位置，通過流道改變實現(xiàn)射流泵生產(chǎn)，在注采一體化銜接方面要劣于高溫電潛泵注采一體化技術。

2）高溫電潛泵注采一體化技術在井的生命周期內(nèi)不需要動管柱作業(yè)，因而在注采一體化銜接方面更有優(yōu)勢，實現(xiàn)了真正的注采一體化。

3）成熟可靠的井下工具，如高溫深井安全閥、高溫生產(chǎn)封隔器的使用是實現(xiàn)注采一體化技術的關鍵。

4）建議在海上非常規(guī)稠油油田油井開采中推廣應用高溫電潛泵注采一體化技術，相比于注采兩趟技術、同心管射流泵注采一體化技術可節(jié)約工期，達到節(jié)約成本的目的。