提高孤東油區稠油開發注汽系統效率的措施

朱益飛周亮耿雷孫敬偉

隨著油田開發難度的不斷增加，以及企業節能減排和對提高油田開發效益的需要，加強開展油田注汽系統現狀分析，找出影響注汽效率的主要因素，并有針對性地提出改進措施，提高注汽系統的注汽系統效率，具有十分重要的現實意義[1]。為此，我們提出了開展孤東油田注汽系統現狀及影響注汽效率的因素分析這一重要研究課題。

1 油藏基本概況

孤東油區稠油為館陶組稠油油藏，油層埋藏深度一般在1050～1450m，油層厚度一般在3～15m，油層巖石膠結疏松、易出粉細砂，滲透率一般在0.2～2.0μm2，原油分布平面上頂稀邊稠、縱向上上稀下稠，地面原油黏度一般在2000～20000 mPa·s，按稠油劃分標準分類，屬于“中深層、薄層、普通—特稠”類型稠油油藏，具有河流相正韻律沉積、油層巖石膠結疏松、低中滲透、泥質含量高、易出砂的主要地質特點[2]。

孤東油區稠油集中于孤東九區館上、墾東521、墾東53、墾92、墾東641、孤東821、孤東827、新灘KD18、KD32、新灘試采等十個整體單元和四區邊部、七區中稠油環等2個邊部稠油環[2]。其中整裝單元和零散塊含油面積28km2，地質儲量4885×104t，隨著孤東油區整體進入特高含水期深度開發階段，稠油區已經成為重要產能接替陣地。1994年以來，稠油產量逐年上升，2002年以來年產油一直穩定在30×104t以上，2011年產油50.2×104t，采出程度11.8%。繼續做好稠油塊穩產注汽開發工作對于孤東油區實現可持續發展具有重要現實意義。

2 注汽系統效率現狀

目前，孤東采油廠共有注汽鍋爐15臺，承擔孤東九區、KD521、KD53、四區、KD92、新灘稠油區塊及外圍零星稠油井的注汽生產任務，2012年完成注汽量69×104t，其中吞吐29×104t，汽驅40×104t，稠油產量50.8×104t。

目前，孤東采油廠建有固定注汽站5座，分別是九區固定注汽站、KD521固定注汽站、KD53固定注汽站、KD32固定注汽站和K92固定注汽站，建立起了5個稠油區塊配套注汽管網，年計劃注汽量50×104～55×104t。由于稠油區塊注汽管線長度較長，管線因注汽運行時間較長，部分保溫層及卡箍頭有不同程度的脫落、老化，部分注汽閥門出現內漏、關閉不嚴，保溫層的脆化變質給注汽時帶來一定的壓降和熱量損失，熱損失率較高，部分管線壁厚小于安全標準，影響注汽生產的安全及注汽質量。表1為注汽平均系統效率統計數據，表2為系統各環節平均壓力損失。

表1 注汽系統效率統計

表2 注汽系統各環節平均壓力損失

3 影響注汽系統效率的主要因素

3.1 注汽質量難以保證

根據200—2011年孤東油區的注汽資料，在注汽過程中，各區塊的高壓注汽井出現頻率約為35井次/年。這些注汽井因壓力較高，一方面吸汽能力差，注汽效果不理想，另一方面導致鍋爐打排放注，造成資源浪費。雖然近幾年已引進2臺21MPa亞臨界高壓注汽鍋爐，但由于其年注汽能力也只有15～20井次，滿足不了實際需求。

3.2 注汽鍋爐熱效率較低

設備老化嚴重影響著熱效率的提高，目前平均熱效率水平不高，僅為80.6%，距離行業先進水平（管理局指標85%）具有較大差距；部分鍋爐采取降壓運行，嚴重影響注汽質量。主要存在以下問題：

1）維修資金不足，造成部分設備帶“病”運行。注汽鍋爐及水處理等附屬設備由于長期滿負荷、高強度運行，設備老化現象突出。目前每年只能對嚴重影響安全運行的問題進行簡單整改，由于設備本質問題的長期積累，目前設備問題已成為注汽開發最嚴重的制約因素。

2）注汽設備老化，影響了注汽運行時率和鍋爐熱效率。

3.3 注汽管網熱損失較大

經過幾年的注汽使用，各區塊注汽管線老化嚴重，注汽管網平均熱效率僅為85%。存在的主要問題是：

1）閥門內漏：經過幾年的注汽使用，各區塊注汽干線注汽閥門部分發生腐蝕老化內漏現象，關閉不嚴，注汽時經常發生竄汽、漏汽現象，影響注汽工作及質量。

2）缺少放空閥：經過幾年的注汽使用，由于部分干線過長，且有的沿途熱力彎無放空閥。注汽后，注汽管線內的汽液無法及時放空，管線內的水放空不干凈易造成凍結堵塞管線現象，既耽誤注汽時間，又對管線保溫層造成了破壞，影響正常生產。

3）卡箍頭腐蝕：由于長年裸露在野外，注汽站內，注汽井口連接補償器的卡箍頭腐蝕嚴重，造成注汽時漏汽，給注汽質量帶來一定程度的負面影響。

4）保溫層老化：自1993年管網搭建以來，因注汽運行時間較長，保溫層有不同程度的脫落、部分單井的管線較長、保溫層脆化變質等給注汽帶來一定的壓降和熱量損失。

5）管壁偏薄：目前，區塊管網干線使用時間最長的已達9年。管線外徑均為89mm，管線最小壁厚為8.7mm，與管線原始壁厚12.5mm相比，管線壁厚明顯偏薄。由于長期運行使用，管線表層已產生氧化層致使測厚產生誤差。雖對管網壁厚進行定期測量，但管網分布面積較大，檢測點的覆蓋面有限。據測厚，有75處偏薄。

6）干線偏移支墩下陷：經過幾年的注汽使用，部分注汽干線途經洼地，因該地區四季積水，支墩浸泡熱力彎支架有彎曲變形下陷現象，共有17處。

7）部分單井管網布局不合理，熱量損失大。這種情況在KD521區塊尤為突出，由于單井注汽管線分別在3個配汽站向單井輻射狀分布，造成部分注汽井注汽管線往返距離大。

3.4 注汽干度穩定性差

干度的高低嚴重影響著注汽效果。在注入壓力高達12～15MPa下，同樣的注入量，蒸汽干度越高，油藏的加熱體積越大，增產效果越好。因此，為了提高蒸汽吞吐的開采效果，應盡可能地提高井底蒸汽干度[4]。

目前孤東油區注汽生產系統蒸汽干度不穩定，注汽生產系統蒸汽干度最高的時候可達80%以上，最低的時候注汽生產系統蒸汽干度為零，主要原因是缺乏濕蒸汽干度在線監控系統。鑒于以上情況，目前濕蒸汽發生器一般都低于額定參數運行。由于注汽干度穩定性差，一方面造成了注汽鍋爐設備的熱運行效率低；另一方面也造成了無效注汽問題，嚴重影響稠油開發生產。

3.5 注汽井筒隔熱管熱損失大

由于超期使用，在作業過程中經常發現隔熱管絲扣損壞、彎曲等現象，致使隔熱管熱損失大。針對孤東稠油開采中暴露出來的注汽質量差的問題，更新了部分隔熱管，并在重點吞吐井上推廣了隔熱管接箍密封器。這些技術的應用，最大限度地減少了注汽熱量的損失，從而提高了注汽質量。針對孤東采油廠目前蒸汽驅油層虧空嚴重，汽驅井受效差異大，汽竄嚴重，汽驅效果差的問題，2011年繼續推廣應用了長效汽驅管柱配套工藝，以提高汽驅井注汽干度，改善汽驅效果。截至2011年底，已經累 計 實 施 3井 次 （HLKD52N223、HLKD5N29、HLKD5-19）。HLKD5N29實施措施后見到了明顯的效果，油套壓差由措施前的3.3MPa提高到措施后的5.5MPa；注汽干度提高了13.1%，注汽溫度上升了14℃。

4 治理措施

針對注汽系統存在的問題，提出以下幾項治理措施。

4.1 應用新技術，加強高壓注汽井治理

高壓注汽井不利于稠油的正常生產。由于在注汽過程中注汽壓力過高，往往高于鍋爐的額定耐壓。長此以往，不但得不到理想的注汽效果，還極大地惡化了鍋爐的生產條件，使其關鍵部件老化速度加快，注汽鍋爐壽命大幅度降低。另外，對于高壓注汽井，往往采用打排放的措施來完成注汽施工。這將極大地降低蒸汽的干度，使其熱焓值降低，從而影響單位體積蒸汽所攜帶的熱量，影響注汽系統效率的提高。

目前治理高壓注汽井的新技術主要有振動解堵和利用井下可控振源進行先期振動解堵，采用小排量泵連續加降黏劑技術[5]。既可通過先期振動的解堵降壓，降低注汽時的啟動壓力，又可在注汽時發揮在高溫下化學藥劑反應速度快、降黏效果好的特點，雙重降壓，達到降壓幅度大的目標。對因近井地帶堵塞或因油稠而注入壓力高、注汽困難的井，解除地層堵塞，降低注汽壓力，提高注汽效果。

4.2 加強注汽鍋爐維護和更新力度，提高注汽鍋爐運行效率

針對部分注汽鍋爐運行時間長、設備老化、影響注汽運行時率和鍋爐熱效率問題，采取逐步淘汰低效注汽鍋爐，加強設備運行維護和維修力度等措施，提高設備完好度，降低設備故障率。設立設備維修專項資金，杜絕設備帶“病”運行。注汽鍋爐及水處理等附屬設備帶“病”滿負荷、高強度運行，不僅使設備運行效率降低，而且給企業安全生產帶來嚴重隱患。加強在用注汽鍋爐運行效率的檢測分析，及時找出鍋爐低效運行的原因，并提出改進措施。

4.3 更新管網，提高管網效率

針對各區塊注汽管線老化問題，對老舊管網進行更新改造。同時，加強改造工程的施工質量監督，確保管網改造工程整體質量。強化在用管網的在線維護，組織專人做好管網的定期檢測和檢查，防止注汽管線內的汽液因無法及時放空、管線內的水放空不干凈而造成凍結堵塞管線等現象的發生，確保在用管線的運行質量。做好管網防腐工作，防止管網因腐蝕而穿孔。

4.4 應用新工藝，提高注汽干度

圍繞提高汽驅井注汽干度，提升注汽效果，積極開展新技術新工藝的研究與推廣應用工作。在開展現場先導性應用試驗的基礎上，推廣應用長效汽驅管柱配套工藝。通過配套應用解封汽驅封隔器、多級長效汽驅密封器、隔熱型壓力補償器、隔熱管接箍密封器等先進工藝，解決目前汽驅井管柱熱損失大、汽驅效果不理想等問題，從而提高注汽干度和稠油整體開發效果。

4.5 應用優化配套技術，提高注汽整體質量

利用配套注汽參數優化技術，做好配套注汽參數優化工作。結合油井生產地面工程工藝特點，綜合分析油井基礎數據，優化設計單井吞吐注汽參數，做到動態吞吐開發數據和注汽鍋爐產汽能力最優化，做到注汽量、注汽速度、注汽干度等運行參數設計的最優化。利用配套注汽管柱隔熱技術，提高注汽整體質量。通過推廣應用隔熱管接箍密封器提升隔熱效果，根據不同油井制定熱采井管柱分類下井實施辦法，實行分級分類管理，下井前進行導數測試，做到不達標準不下井等多種有效措施，達到減少注汽熱量損失，提高注汽整體質量的目的。

5 結束語

強化油田注汽系統現狀分析以及現場監測測試，找出注汽系統低效的因素，并提出針對性的治理措施，這是提高企業生產運行質量的有效途徑。要提高注汽系統運行效率，必須加強注汽系統運行管理，減少注汽過程中的熱損失，強化注汽過程質量監督和高壓井治理，積極開展稠油注汽開發技術研究，優化配套技術，提高注汽干度，從而收到良好的開發效果。

[1]朱益飛,潘道蘭.影響孤東油田注汽系統效率的因素及對策[J].石油工業技術監督,2007(7):44-46.

[2]朱益飛.稠油開采節能技術的降稠方式分析[J].石油工業技術監督,2010(7):56-58.

[3]霍廣榮,李獻民,張廣卿,等.勝利油區稠油油藏熱力開采技術[M].北京:石油工業出版社,1999.

[4]張銳.稠油熱采技術[M].北京:石油工業出版社,1999.

[5]董玉忠.強化稠油注汽高壓井治理[J].石油石化節能,2011(6):23-25.