孫國成，錢振斌，繆遠(yuǎn)晴

（中國石油集團(tuán)工程設(shè)計(jì)有限責(zé)任公司新疆設(shè)計(jì)院，新疆克拉瑪依 834300）

0 引言

新疆油田自1984年進(jìn)行稠油開發(fā)以來，陸續(xù)開發(fā)了九區(qū)、六區(qū)、紅淺區(qū)、四2區(qū)、克淺10井區(qū)、百重七井區(qū)、風(fēng)城等稠油油田區(qū)塊，稠油年產(chǎn)量達(dá)到400萬t，約占新疆油田公司原油總產(chǎn)量的35%。隨著老區(qū)稠油產(chǎn)量的逐年遞減，風(fēng)城油田已成為新疆油田公司未來稠油產(chǎn)能建設(shè)的主戰(zhàn)場(chǎng)。

按照新疆油田公司“十二五”規(guī)劃，2015年油氣當(dāng)量要達(dá)到2 000萬t/a，原油產(chǎn)量要達(dá)到1 500萬t/a，風(fēng)城油田稠油產(chǎn)量將達(dá)到400萬t/a，因此加快風(fēng)城稠油高效開發(fā)是實(shí)現(xiàn)這一目標(biāo)的重要途徑。新疆油田稠油開采過去主要以蒸汽吞吐技術(shù)為主，為了探索適合風(fēng)城稠油油藏開發(fā)的技術(shù)，先后在新疆油田開展了稠油SAGD開發(fā)技術(shù)、火驅(qū)技術(shù)試驗(yàn)，取得了較好的效果。特別是新疆油田紅淺1井區(qū)火驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)工程取得了階段性的成果，為風(fēng)城稠油開發(fā)采用火驅(qū)技術(shù)奠定了基礎(chǔ)。

1 稠油開發(fā)技術(shù)

1.1 稠油分類

根據(jù)GB 50350-2005《油氣集輸設(shè)計(jì)規(guī)范》中的規(guī)定：稠油分為普通稠油、特稠油和超稠油，其分類標(biāo)準(zhǔn)及不同的生產(chǎn)方式見表1。

新疆油田九區(qū)、紅淺區(qū)、四二區(qū)、百重七、克淺油田等區(qū)塊原油黏度范圍在400～1萬mPa·s（50℃），為普通稠油，采用的是吞吐、汽驅(qū)采油技術(shù)，開發(fā)技術(shù)成熟。風(fēng)城油田原油黏度范圍在1萬～115萬mPa·s （50℃），基本為特、超稠油，開發(fā)難度較大。

表1 稠油的分類標(biāo)準(zhǔn)及生產(chǎn)方式

1.2 國內(nèi)、外稠油開發(fā)技術(shù)

國內(nèi)外稠油油田開發(fā)目前常用三種采油技術(shù)：吞吐及汽驅(qū)采油技術(shù)、SAGD采油技術(shù)、火驅(qū)采油技術(shù)。

吞吐、汽驅(qū)采油技術(shù)是將干度75%濕蒸汽注入到地下油層內(nèi)，稠油吸收熱量降黏后由抽油機(jī)將其采出，原油采收率可達(dá)25%～35%左右，吞吐、汽驅(qū)采油工藝適用于黏度范圍為400～1萬mPa·s（50℃）的稠油區(qū)塊。國內(nèi)遼河油田、勝利油田、新疆油田的稠油開發(fā)基本采用該種方式，國外也普遍采用。

SAGD采油技術(shù)是將高干度 （過熱）蒸汽注入到地下油層，由上水平井注汽，下水平井采油，原油采收率可達(dá)50%左右，SAGD采油技術(shù)適應(yīng)于黏度范圍較廣的區(qū)塊。國內(nèi)新疆油田、遼河油田正在進(jìn)行SAGD采油技術(shù)的試驗(yàn)，加拿大等國已進(jìn)入工業(yè)化應(yīng)用階段。

火驅(qū)采油技術(shù)是通過注氣井底部點(diǎn)火裝置將地下油層的原油點(diǎn)燃，同時(shí)把空氣注入到油層內(nèi)，經(jīng)過燃燒后，地下油層的稠油因吸收熱量和燃燒裂解，黏度將不斷降低，由抽油機(jī)將其采出，采收率可達(dá)50%～70%左右?；痱?qū)采油技術(shù)具有低能耗、低成本、低污染、采收率高等優(yōu)勢(shì)。火驅(qū)采油技術(shù)適應(yīng)于稠油油田老區(qū)二次開發(fā)以及黏度范圍較廣的新建產(chǎn)能區(qū)塊開發(fā)。新疆油田、勝利油田、遼河油田都開展了火驅(qū)試驗(yàn)項(xiàng)目，并取得了一定的成功。羅馬尼亞、加拿大、美國等已進(jìn)入工業(yè)化應(yīng)用階段。

2 火驅(qū)采油特點(diǎn)及國內(nèi)外技術(shù)現(xiàn)狀

2.1 火驅(qū)采油特點(diǎn)

火驅(qū)采油是提高原油采收率的重要手段之一。火驅(qū)采油是用電、化學(xué)等方法將油層溫度升高達(dá)到原油燃點(diǎn)，并向油層注入阻燃劑使油層原油持續(xù)燃燒的采油方法。

火驅(qū)采油優(yōu)點(diǎn)：

（1）有效地提高原油采收率，采收率可達(dá)50%～70%。

（2）所需空氣資源豐富，成本低。

（3）火驅(qū)燃燒消耗量僅為原油中重質(zhì)組分的10%～15%。

（4）火驅(qū)技術(shù)適宜的油藏條件較廣，稀油、普通稠油、特稠油和超稠油均可采用火驅(qū)技術(shù)，也可做為蒸汽吞吐采油后的接替技術(shù)。

（5）同等油藏條件下，火驅(qū)生產(chǎn)噸油成本為注蒸汽吞吐、汽驅(qū)的60%左右。

（6）地下高溫裂解可以在一定程度上實(shí)現(xiàn)原油改質(zhì)。

火驅(qū)采油缺點(diǎn)：火驅(qū)采油實(shí)施過程中，點(diǎn)火較為困難；采出液溫度達(dá)到150～200℃左右，造成集輸及處理難度加大；由于火驅(qū)采油過程中采出氣的氣體組分不詳，造成火驅(qū)采出氣處理工藝的難度加大。

2.2 國內(nèi)外火驅(qū)采油技術(shù)現(xiàn)狀

2.2.1 國外火驅(qū)采油技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀

美國、加拿大、委內(nèi)瑞拉、羅馬尼亞等多個(gè)國家進(jìn)行火驅(qū)采油技術(shù)的應(yīng)用。其成功實(shí)例是羅馬尼亞Suplacu油田，是世界上規(guī)模最大的火驅(qū)項(xiàng)目。該油田發(fā)現(xiàn)于1958年，含油面積30 km2；地質(zhì)儲(chǔ)量3 900萬t。目前該油田的產(chǎn)量為1 200 t/d，以目前的采油速度推測(cè)，該油田可以穩(wěn)產(chǎn)至2040年，最終采收率可以達(dá)到65%以上。

2.2.2 國內(nèi)火驅(qū)采油技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀

近年國內(nèi)遼河油田、勝利油田相繼開展了火驅(qū)采油試驗(yàn) （見表2），均取得一定的效果。勝利油田鄭408塊火驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)取得了較好效果，累積增產(chǎn)原油3萬t。

表2 國內(nèi)正在開展的火驅(qū)試驗(yàn)項(xiàng)目

2.3 火驅(qū)采油的關(guān)鍵技術(shù)

2.3.1 點(diǎn)火工藝技術(shù)

火驅(qū)采油的點(diǎn)火工藝技術(shù)是火驅(qū)采油工藝中的重要技術(shù)之一，是火驅(qū)試驗(yàn)的必要條件。火驅(qū)采油點(diǎn)火有層內(nèi)自燃點(diǎn)火和人工點(diǎn)火兩種。一般深層油層 （＞1 000 m）采用層內(nèi)自燃點(diǎn)火，淺層油層 （≤1 000 m）采用層內(nèi)人工點(diǎn)火。人工點(diǎn)火技術(shù)分為氣體燃料點(diǎn)火、液體燃料化學(xué)點(diǎn)火、電加熱點(diǎn)火等。

2.3.2 生產(chǎn)參數(shù)監(jiān)測(cè)與控制工藝技術(shù)

地下原油點(diǎn)燃后，應(yīng)控制火驅(qū)采油的火線推進(jìn)速度，監(jiān)測(cè)油層燃燒動(dòng)態(tài)，監(jiān)測(cè)采出氣體的組份，控制燃燒動(dòng)態(tài)參數(shù)變化與地面工藝等，同時(shí)應(yīng)防止火竄、滅火、燃燒油層結(jié)焦，其生產(chǎn)參數(shù)監(jiān)測(cè)與控制工藝技術(shù)是保證火驅(qū)采油降低汽油比、提高燃燒體積波及系數(shù)、提高采收率的關(guān)鍵。

2.3.3 注氣設(shè)備

向火驅(qū)采油的油層注入連續(xù)不間斷的空氣，是保證油層穩(wěn)定燃燒的首要條件，因此空氣壓縮機(jī)是火驅(qū)生產(chǎn)中極為關(guān)鍵的設(shè)備。

3 新疆油田紅淺1井區(qū)火驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)地面工藝技術(shù)

3.1 紅淺1井區(qū)稠油開發(fā)概況

紅淺1井區(qū)八道灣組稠油油藏經(jīng)歷了早期井組試采、蒸汽吞吐規(guī)模開發(fā)、蒸汽驅(qū)試驗(yàn)及轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)、綜合挖潛及滾動(dòng)擴(kuò)邊開發(fā)等5個(gè)階段，稠油采收率達(dá)到33%。該區(qū)塊若繼續(xù)采用蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)技術(shù)開采已逐步失去開發(fā)價(jià)值，但是該區(qū)塊剩余原油飽和度仍較高，剩余地質(zhì)儲(chǔ)量也較高，有一定的資源潛力。紅淺1井區(qū)火驅(qū)試驗(yàn)區(qū)地質(zhì)參數(shù)與其他油田對(duì)比見表3。

表3 紅淺1井區(qū)火驅(qū)試驗(yàn)區(qū)和其他火驅(qū)油田地質(zhì)參數(shù)

由表3看出，紅淺1井區(qū)八道灣組地層深度、油層厚度、油層物性及原油物性與國內(nèi)外火驅(qū)油藏接近，均滿足直井火驅(qū)采油的開發(fā)條件。

3.2 開發(fā)部署及建設(shè)情況

紅淺1井區(qū)火驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)分二期，共部署55口井。一期部署38口，其中5口觀察井，3口注氣井，單口注氣井注氣量為4萬m3/d，二期部署17口。同時(shí)一期生產(chǎn)井中的4口轉(zhuǎn)為注氣井，單井注氣量為2萬m3/d，注氣壓力10.0 MPa。紅淺1井區(qū)采用直井火驅(qū)采油的開發(fā)方式，就是將空氣由注氣直井注入到燃燒的油層，降黏后的原油由生產(chǎn)直井采出。

3.2.1 注空氣系統(tǒng)

為了便于紅淺1井區(qū)火驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)的集中管理，在試驗(yàn)區(qū)中部建設(shè)一座注空氣站，一期安裝6臺(tái)25 m3/min空氣壓縮機(jī)組，機(jī)組型式均為螺桿式壓縮機(jī)+活塞式壓縮機(jī)的組合機(jī)組，機(jī)組額定壓力15.0 MPa，注氣壓力10.0 MPa。注氣站由空氣壓縮機(jī)房、值班控制室、配電室、道路、圍墻等構(gòu)成，注氣站平面布置見圖1，空氣壓縮機(jī)組流程見圖2。

圖1 注氣站平面布置

圖2 空氣壓縮機(jī)組流程

注空氣站將10.0 MPa空氣通過D 76 mm×7 mm管道將高壓空氣輸送至注氣井，單井注氣管道采用D 32 mm×5 mm管道。

3.2.2 原油集輸系統(tǒng)

原油集輸系統(tǒng)采用二級(jí)布站方式，流程為：井口氣液→12井式多通閥集油管匯點(diǎn)→計(jì)量接轉(zhuǎn)站→紅淺稠油處理站，集輸管道采用雙金屬管。計(jì)量接轉(zhuǎn)站工藝流程見圖3。

圖3 計(jì)量接轉(zhuǎn)站工藝流程

3.2.3 采出氣處理系統(tǒng)

火驅(qū)采出氣量為5萬～12萬m3/d，壓力0.2～0.3 MPa，硫化氫含量為923 mg/m3，合計(jì)4.615 kg/h，采出氣中以氮?dú)夂投趸紴橹?。采出氣?018脫硫裝置脫硫，采出氣脫除硫化氫后進(jìn)入放散管進(jìn)行排放?；痱?qū)采出氣脫硫工藝流程見圖4。

圖4 采出氣脫硫工藝流程

3.2.4 自動(dòng)控制系統(tǒng)

火驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)數(shù)據(jù)采集區(qū)域較為分散，過程控制系統(tǒng)采用小型分布式計(jì)算機(jī)數(shù)據(jù)采集及監(jiān)視系統(tǒng) （SCADA），實(shí)現(xiàn)井區(qū)、站場(chǎng)數(shù)據(jù)采集及遠(yuǎn)程監(jiān)視，實(shí)現(xiàn)整個(gè)火驅(qū)試驗(yàn)區(qū)注氣站、注氣井、計(jì)量接轉(zhuǎn)站、脫硫塔等工藝參數(shù)的數(shù)據(jù)處理、數(shù)據(jù)存儲(chǔ)、數(shù)據(jù)顯示、流程顯示、報(bào)表打印等功能。自動(dòng)控制系統(tǒng)結(jié)構(gòu)見圖5。

3.3 地面系統(tǒng)運(yùn)行情況

3.3.1 火驅(qū)試驗(yàn)區(qū)生產(chǎn)運(yùn)行情況

圖5 自動(dòng)控制系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

截止2011年5月30日，累計(jì)產(chǎn)液73 369 t，累計(jì)產(chǎn)油4 282 t，累計(jì)注氣4 510萬m3，累計(jì)產(chǎn)氣2 633萬m3，累計(jì)注采比1.71，累計(jì)氣油比10 532 m3/t。

2011年1至5月，階段累計(jì)產(chǎn)液12 424 t，階段累計(jì)產(chǎn)油1 645 t，階段累計(jì)注氣1 528萬m3，階段累計(jì)產(chǎn)氣667萬m3，階段累計(jì)注采比2.29，階段累計(jì)氣油比9 289 m3/t。

紅淺1井區(qū)是采用蒸汽吞吐、汽驅(qū)采油工藝開發(fā)后的老區(qū)塊，地層空間較大，火驅(qū)采油燃燒產(chǎn)生的廢氣可能存留在地下空間或氣串至其他地層，因此注氣量較大，油氣比偏高。

3.3.2 生產(chǎn)參數(shù)監(jiān)測(cè)與控制

火驅(qū)采油生產(chǎn)參數(shù)監(jiān)測(cè)與控制是保證火驅(qū)采油降低氣油比、提高燃燒體積波及系數(shù)、提高采收率的關(guān)鍵。紅淺1井區(qū)火驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)通過生產(chǎn)參數(shù)的監(jiān)測(cè)實(shí)現(xiàn)了以下控制：

（1）對(duì)生產(chǎn)井套管氣量進(jìn)行實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)，當(dāng)單井套管氣量＞7 000 m3/d時(shí)，為了避免火線前串及燃燒油層結(jié)焦，關(guān)閉生產(chǎn)井。

（2）對(duì)生產(chǎn)井油管液量進(jìn)行實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)，當(dāng)單井油管液量＞30 t/d時(shí)，為了避免火線前串及燃燒油層結(jié)焦，關(guān)閉生產(chǎn)井。

（3）對(duì)生產(chǎn)井周圍觀察井井底溫度進(jìn)行實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)，據(jù)此對(duì)火燒原油的燃燒狀況進(jìn)行分析，初步判斷火線前沿的分布結(jié)構(gòu)，控制生產(chǎn)井的氣液產(chǎn)出量及注氣井的注入量。

（4）對(duì)注氣井流量、壓力進(jìn)行實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)，調(diào)節(jié)空氣壓縮機(jī)組的運(yùn)行參數(shù)，實(shí)現(xiàn)火驅(qū)試驗(yàn)區(qū)注入空氣量的總體控制。

（5）對(duì)所有空氣壓縮機(jī)組運(yùn)行參數(shù)進(jìn)行實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)，總體控制空氣壓縮機(jī)組的正常運(yùn)行。

（6）對(duì)生產(chǎn)井周圍H2S氣體濃度、放散管H2S氣體濃度進(jìn)行實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)，實(shí)現(xiàn)油區(qū)的安全生產(chǎn)管理。

3.3.3 生產(chǎn)運(yùn)行中存在的問題

（1）注空氣系統(tǒng)。注空氣管道按照10.0 MPa設(shè)計(jì)選取D 76 mm×7 mm無縫鋼管，實(shí)際運(yùn)行中管道阻力損失達(dá)到3.0～4.0 MPa。造成阻力損失過大的原因有兩方面：一方面設(shè)計(jì)壓力為10.0 MPa，實(shí)際運(yùn)行為7.0 MPa，流經(jīng)管道氣體體積增大造成阻力的增大；另一方面井口計(jì)量儀表孔徑較小，造成阻力損失達(dá)到1.5～2.0 MPa左右。

（2）地面集輸系統(tǒng)。地面集輸系統(tǒng)采用氣液混輸?shù)亩?jí)布站方式，火驅(qū)采出液攜帶大量氣體，采出液進(jìn)入稱重式計(jì)量器后產(chǎn)生泡沫液，泡沫液從稱重斗溢出時(shí)稱重斗不翻動(dòng)，導(dǎo)致儀表顯示單井產(chǎn)液為不顯示，造成單井產(chǎn)液量的計(jì)量失真。

（3）采出氣系統(tǒng)。采出氣H2S質(zhì)量濃度在2009年10月至2010年10月期間最高達(dá)到923mg/m3，脫硫設(shè)計(jì)是按照最高值923 mg/m3進(jìn)行的干法脫硫塔設(shè)備選型。運(yùn)行至2010年12月之后的冬季運(yùn)行期間，采出氣H2S質(zhì)量濃度急增到2 000～3 500 mg/m3，脫硫塔出現(xiàn)大量冷凝水及結(jié)凍現(xiàn)象。

4 幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)

4.1 注氣系統(tǒng)

（1）空氣壓縮機(jī)的規(guī)格、數(shù)量等應(yīng)根據(jù)地質(zhì)開發(fā)需求進(jìn)行選型，同時(shí)兼顧火驅(qū)初期點(diǎn)火期間氣量僅為生產(chǎn)階段氣量的20%左右的特點(diǎn)，應(yīng)考慮大、小機(jī)匹配。為保護(hù)常年運(yùn)行的空氣壓縮機(jī)組，宜按照85%供氣量選擇機(jī)組臺(tái)數(shù)，且考慮備用。

（2）按照地質(zhì)開發(fā)要求的最低注氣壓力選取注氣管道直徑，按照地質(zhì)開發(fā)要求的最高注氣壓力選取管道壁厚，完善注空氣管道冬季運(yùn)行的防凍措施。

4.2 油氣集輸系統(tǒng)

目前火驅(qū)開發(fā)處于試驗(yàn)階段，開發(fā)規(guī)模小，井?dāng)?shù)較少，單井集輸采用油氣分輸工藝。由于集輸溫度的影響，套管廢氣中應(yīng)含有部分水蒸氣，因此在氣體處理前也應(yīng)考慮油氣分離。

隨著火驅(qū)方式大規(guī)模應(yīng)用，集輸模式將考慮采用單井油氣混輸工藝，以達(dá)到節(jié)約投資的目的。

4.3 采出氣處理系統(tǒng)

火驅(qū)采出氣處理技術(shù)應(yīng)根據(jù)氣量、H2S濃度、處理要求等，采用不同的處理方式，如：干法脫硫和濕式氧化法脫硫。

火驅(qū)采出氣處理技術(shù)按照含有H2S濃度劃分，當(dāng)質(zhì)量濃度aH2S＜1 500 mg/m3時(shí)，采出氣處理宜采用干法脫硫處理技術(shù)；1 500＜aH2S＜5 000 mg/m3時(shí)，采出氣處理宜采用濕法脫硫處理技術(shù)。

4.4 生產(chǎn)參數(shù)監(jiān)測(cè)與控制工藝技術(shù)

火驅(qū)采油需要將地質(zhì)采油工程的火驅(qū)采油燃燒分析、地面工程的設(shè)備運(yùn)行管理、采油工程的井下地下參數(shù)監(jiān)測(cè)等系統(tǒng)有機(jī)地結(jié)合在一起，通過相互配合協(xié)作才能將火驅(qū)采油生產(chǎn)參數(shù)的監(jiān)測(cè)與控制工作做好。

5 結(jié)束語

火驅(qū)采油技術(shù)與常規(guī)稠油采用的吞吐汽驅(qū)采油技術(shù)、SAGD采油技術(shù)相比，具有低能耗、低成本、低污染等優(yōu)勢(shì)。

采用火驅(qū)采油技術(shù)實(shí)現(xiàn)稠油低污染、低能耗、持續(xù)高效開采，也將是特、超稠油開發(fā)方式的一次技術(shù)創(chuàng)新，同時(shí)也為老區(qū)稠油二次開發(fā)提供技術(shù)支持。通過火驅(qū)采油技術(shù)研究及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，形成相關(guān)配套技術(shù)，可實(shí)現(xiàn)風(fēng)城油田特超稠油低成本高效開采，以及實(shí)現(xiàn)降低污染和節(jié)能減排目標(biāo)，對(duì)新疆油田持續(xù)發(fā)展具有十分重要的意義。

[1]陳莉娟，蔡罡，余杰，等.節(jié)能減排的稠油火驅(qū)開采技術(shù)［J］.石油和化工節(jié)能，2011，（2）：14-15.

[2]程思南，高娜，張哲.稠油處理站生產(chǎn)工藝優(yōu)化改造研究與應(yīng)用[J].石油工程建設(shè)，2012，38（1）：70-72.

[3]孫國成，繆遠(yuǎn)晴，錢振斌.過熱注氣鍋爐在稠油熱采工程中的應(yīng)用[J].石油工程建設(shè)，2011，37（6）：23-25.