鐘小俠，林洞峰，陳 希，鄭 路，侯辰光

(中海石油(中國)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。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、井筒及集輸管線中的流動能力，以達到提高油田最終采收率的目的，解決稠油開采難度大和成本高的問題[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。隨著渤海油田開發(fā)程度的持續(xù)提高，對稠油熱采技術的研究與應用也不斷深入。結合自身油藏物性及開發(fā)特點，渤海油田主要采用蒸汽吞吐的熱采方法。

1 稠油蒸汽吞吐開采工藝

蒸汽吞吐開采的基本原理就是通過向油層中注入蒸汽，加熱油層，降低原油的黏度，從而將其開采出來。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散，擴大蒸汽帶及蒸汽凝結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 蒸汽吞吐開采的特點

對地層原油加熱，降低原油黏度和流動阻力，形成熱力驅(qū)動，第一周期既可以起到解堵作用，又可以解除近井污染。經(jīng)過一期吞吐起到預熱作用，對加熱帶附近冷油進行預熱，縮短下一階段的注氣時間；同時地層中的原油在高溫蒸汽下會產(chǎn)生蒸餾裂解作用，使原油輕餾分增加，起到溶劑抽提作用。

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

1.2 蒸汽吞吐工藝流程簡述

蒸汽吞吐工藝流程如圖1所示。通過井口向油層中注入蒸汽，加熱油層，降低原油的黏度，從而將其開采出來；氮氣注入用于熱采井筒環(huán)空隔熱，結合渤海常見地層條件，氮氣注入量需求不宜低于550Nm3/h，注氮壓力約為20MPaG，氮氣純度要求為99.9%；與此同時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，為了不對單井計量產(chǎn)生影響，同時提高對放噴井的計量精度，考慮設置2套放噴兼計量系統(tǒng)進入旋流除砂器經(jīng)除砂處理后，送至平臺生產(chǎn)分離器與井口物流混合進行脫水處理；旋流除砂器底部的砂和雜質(zhì)需要定期排放至臨時儲砂罐，再將臨時儲砂罐通過支持船定期外運至陸地。

2 蒸汽吞吐采油工程實例

考慮海上鉆井平臺的特殊性，在實際工程中，還需要結合自身特點，從整體上對采油樹布置、井口管線布置等關鍵節(jié)點進行特殊考慮。

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 蒸汽干度實驗

在一定壓力下的沸點溫度所產(chǎn)生的蒸汽稱為干飽和蒸汽，此時干度為1。但實際應用中很難產(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例見圖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，井底干度能夠達到0.4，其他井井底干度接近0.4。根據(jù)模擬計算結果：在井口注入壓力為16MPa、注入速度為12.5t/h條件下，當井口干度大于0.9時，第二輪次及其他輪次井底干度滿足0.4要求。推薦首輪次井口注入干度大于0.9，見表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 熱采井口采油樹的布置問題

注氣采油樹的尺寸大于常規(guī)采油樹，鑒于渤海油田井槽間距為2000mm×2000mm常規(guī)做法，熱采井口采油樹設計為分層布置，既可以滿足操作甲板 需求，也滿足了采油樹操作需求。采油樹雙層布局見圖3。

圖3 采油樹雙層布局 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，受熱應力作用，套管會在高溫條件下伸長，導致井口位移抬升，從而直接造成注汽樹法蘭泄漏、注蒸汽管道損壞、井口損壞等問題。

解決實例：渤海某平臺蒸汽管線的設計溫度為400℃，設計壓力為25.38MPaG，操作溫度370℃，操作壓力為21MPaG，注蒸汽時高溫工況將對井口注汽、采油樹造成位移抬升的情況。針對注汽采油樹不同抬升位移，結合井口注汽、采油樹連接管線應力分析結果，對井口管道因抬升位移導致二次應力水平過高、管支架脫空等問題考慮采取如下措施：

①提升位移不超過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)，主管至注汽樹管道使用hold-down支架，用于減少脫空支架數(shù)量；

③旋轉(zhuǎn)補償器連接方案，可以吸收250mm提升位移，見圖4。

圖4 管支架連接方式模擬實例 Fig.4 Example of pipe support connection

當井口注汽、采油樹抬升位移小于250mm時(如某平臺A井口最大抬升31mm，B井未見井口抬升)，從經(jīng)濟性、安全性推薦優(yōu)先考慮硬管連接方案的實施。

3 結 語

渤海油田稠油熱采方式主要應用蒸汽吞吐方法，通過采油工程實例分析，闡述稠油熱采在渤海油田的應用。對于控制熱采過程中主要指標進行模擬分析并應用驗證，不斷完善渤海油田稠油熱采工藝，提高采收率?！?/p>