張 偉，劉志龍，萬 芬，辛 野，于曉濤，吳 婷

（1. 中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452；2. 中海石油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452）

海上稠油油田熱采開發(fā)已經(jīng)進入成熟穩(wěn)定階段，目前海上稠油油田的熱采方式主要為多元熱流體和蒸汽吞吐。為了提高井底注熱效果，提高熱采產(chǎn)量，需減少注熱過程中蒸汽在井筒的熱損失以提高蒸汽的熱利用率。而影響井筒熱損的因素有很多，包括：地層導(dǎo)熱系數(shù)、井口注汽速度、注汽壓力、井筒結(jié)構(gòu)及井筒材質(zhì)等。目前，采用隔熱油管注汽是最有效的減少注熱井筒熱損失的配套措施之一[1-3]，同時又可有效地防止油井套管和水泥環(huán)因高溫而變形損壞，提高注汽井套管使用壽命。

渤海油田在采用隔熱油管注汽的基礎(chǔ)上，添加井筒環(huán)空注氮的工藝，能在油套環(huán)空中起到二次隔熱作用，降低蒸汽沿程熱損，提高井底蒸汽干度；同時能抑制蒸汽環(huán)空上返，降低環(huán)空的溫度，避免套管過熱，延長套管及水泥環(huán)的壽命，同時氮氣進入到地層，能局部提高地層的壓力，保持地層的彈性能量。

由于海上油田熱采井位移大、井斜大等特點，渤海油田稠油熱采井注汽過程中熱損主要為注汽中由隔熱油管徑向傳熱所引起的熱損。本文以渤海油田L(fēng) 油田A23 井兩輪次的蒸汽吞吐為例，討論隔熱油管及環(huán)空注氮工藝在海上注熱井中的應(yīng)用情況。

1 隔熱油管機理及海上應(yīng)用現(xiàn)狀

1.1 隔熱油管隔熱機理

隔熱油管由內(nèi)管、外管及中間的隔熱材料組成（圖1），內(nèi)管外壁及外管內(nèi)壁中間形成了一道隔熱夾層，隔熱夾層填充的物質(zhì)決定了隔熱油管隔熱性能的好壞，隔熱油管的隔熱系數(shù)λ 越小，說明隔熱油管的隔熱性能越好[4-7]。根據(jù)隔熱油管隔熱夾層填充物質(zhì)的不同，隔熱油管可分為高真空隔熱油管和氣凝膠隔熱油管。氣凝膠隔熱油管是利用氣凝膠復(fù)合材料作為隔熱環(huán)空腔，視導(dǎo)熱系數(shù)λ＜0.02 w/(m·℃)，將隔熱油管空腔進行真空處理或者回充惰性氣體，提高其隔熱性能。

圖1 內(nèi)連接隔熱油管結(jié)構(gòu)示意圖

把隔熱油管的隔熱層內(nèi)以導(dǎo)熱、對流和輻射三種方式傳遞的熱量視為與其隔熱厚度相同的一種“固體”以純導(dǎo)熱方式傳遞的熱量，該“固體”的導(dǎo)熱系數(shù)成為“視導(dǎo)熱系數(shù)”[8]。

隔熱油管的等級如表1 所示。

表1 隔熱油管等級分類

1.2 隔熱油管在海上L 油田的應(yīng)用現(xiàn)狀

目前渤海油田熱采井注汽采用的高真空隔熱油管耐溫性能已經(jīng)達到350 ℃，氣凝膠隔熱油管的耐高溫性能高達370 ℃，本次A23 井應(yīng)用氣凝膠隔熱油管代替現(xiàn)有高真空隔熱油管進行蒸汽吞吐作業(yè)，進一步降低了注汽過程中井筒熱損失，提高了全井段干度[9]。

截至目前渤海L 油田熱采井應(yīng)用高真空隔熱油管注汽達到5 井次，氣凝膠隔熱油管注汽1 井次。

2 隔熱油管在渤海油田的優(yōu)選

渤海L 油田A23 井第三輪次蒸汽吞吐現(xiàn)場作業(yè)采用氣凝膠隔熱油管下井作業(yè)，根據(jù)A23 井井口現(xiàn)場注汽參數(shù)，采用wellflo 軟件計算井筒內(nèi)注汽溫度與通過光纖監(jiān)測井底的溫度進行擬合分析，如表2 所示。

從表2 知，頂部封隔器處光纖測溫和wellflo軟件計算溫度最大誤差為0.398%，小于0.5%。故下文認為wellflo 擬合數(shù)據(jù)合理。

2.1 氣凝膠隔熱油管注汽油管溫度變化

通過上述擬合后的wellflo 模型，擬合注汽期間油管內(nèi)部沿程溫度，得出注汽期間井筒內(nèi)的溫度分布（圖2）。

由圖2 可知，注汽中井口到封隔器（斜深1 795 m 處）井筒溫度逐漸升高，注汽前三天封隔器處溫度到井底溫度逐漸升高，到注汽第五天達到最高為330.9 ℃，隨著注汽時間的增加井底水平段溫度逐漸升高。

圖2 油管內(nèi)注汽溫度變化（等高線圖）

L 油田A23H 井深2 163 m，本次光纜下入深度2 117 m。實現(xiàn)全作業(yè)周期的全井筒溫度實時監(jiān)測，監(jiān)測到腳尖位置最高溫度340.9 ℃，如圖3所示。

2.2 兩種隔熱油管熱損失對比

通過光纖監(jiān)測到頂部封隔器處的溫度，運用熱采井筒wellflo 軟件建立蒸汽吞吐模型，進行注汽擬合，計算頂部封隔器處蒸汽干度。根據(jù)軟件計算井底封隔器處的干度及溫度，根據(jù)熱量計算公式：

式中：Q為熱流體的熱量，kJ/kg；m為熱流體的質(zhì)量，kg；H為熱流體的比焓，kJ/kg，X為蒸汽干度。

計算結(jié)果如表3、表4 所示。

圖3 注汽中的油管外壁溫度

表3 A23 井二輪次隔熱油管熱損

由表3、表4 所示，A23 二輪次注汽隔熱油管每千米平均熱損失為14.24%。A23 井三輪次注汽隔熱油管每千米的平均熱損失為10.21%。由于三輪次注汽使用的是氣凝膠隔熱油管，隔熱性能比二輪次注汽使用的高真空隔熱油管好，故熱損失小。

2.3 注汽期間井口抬升及井口溫度

渤海油田L(fēng) 油田兩井次注汽中封隔器以上采用隔熱油管，井口抬升數(shù)據(jù)如圖4 所示。

由圖4 可知，A23 井三輪次注汽，井口抬升僅為26 mm，比上輪次降低了23 mm。注汽期間，井口采油最高溫度為141.5 ℃，采油樹平均溫度降低了93.4 ℃。由此可見，A23 井三輪次注汽效果比第二輪次注汽保溫效果好。

3 環(huán)空注氮工藝優(yōu)化

3.1 連續(xù)注氮與間歇注氮環(huán)空總量變化

為了提高熱采注汽效果，降低熱采注汽中管柱失效的風(fēng)險，海上熱采井常采用環(huán)空注氮的工藝。

表4 A23 井三輪次隔熱油管熱損

A23 井二輪次注汽期間使用的是連續(xù)注氮，總注氮量為164 916 Nm3（Nm3為標準立方米），A23 井三輪次注汽期間使用的是間歇注氮，總注氮量為145 341 Nm3（圖5），第三輪次注汽較第二輪次注汽少用氮氣為19 575 Nm3，使用間歇注氮節(jié)約注氮量11.86%，節(jié)約注汽成本。

3.2 連續(xù)注氮及間歇注氮環(huán)空溫度變化

選取停注氮氣前油管環(huán)空的溫度及停注氮氣后油管環(huán)空的溫度進行對比，如圖6 所示。

由圖6 所示，井筒環(huán)空段（0～1 800 m）間歇注氮時溫度略高于連續(xù)注氮，但不超過4 ℃，故認為間歇注氮對環(huán)空溫度影響不大。

圖4 A23 井兩輪次井口抬升及井口溫度

圖5 A23 井兩輪次注氮量對比

圖6 間歇注氮前后環(huán)空溫度變化

4 結(jié)論

（1）渤海油田熱采井注汽建議采用P110 鋼級高真空氣凝膠隔熱油管，可有效降低熱損失。熱損失由之前使用高真空隔熱油管的14.24%降至使用氣凝膠隔熱油管的10.21%。

（2）渤海油田蒸汽吞吐井注汽中建議采用間歇注氮隔熱工藝，不僅對井筒隔熱影響較小，同時可有效減少注氮量，本次注氮較上輪次注氮總量下降了11.86%，降低了注汽成本。