渤海油田多元熱流體吞吐技術的現場試驗

崔政，張建民，蔡暉，張彩旗

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津300452）

2010年底，渤海油田地下黏度大于400mPa·s的稠油探明地質儲量達2.47×108m3［1］，占已發現石油總儲量的70% ，由于黏度高、油層滲流阻力大，常規注水開發難以有效動用。為推動我國海上稠油油田的開發，2008年在南堡35－2油田進行了多元熱流體吞吐技術的現場試驗：2008～2009年為老井熱采、裝備驗證階段，實施2口；2010年為新井熱采、完井防砂驗證階段，實施2口；2011～2013年為規模化驗證和效果評價階段，實施12口。通過上述3個階段的驗證及優化，熱采裝備與工藝技術均取得了明顯的改進，獲得了顯著的增產增油效果，為我國海上稠油油田的規模開發奠定了技術基礎。下面，筆者主要介紹了渤海油田多元熱流體吞吐技術的現場試驗。

1 多元熱流體吞吐技術原理

多元熱流體吞吐技術是基于液體火箭發動機的燃燒噴射機理，在高壓燃燒室內注入工業柴油（原油或天然氣）作燃料，同時注入高壓空氣及高壓水，燃燒產生2000～3000℃的高溫高壓水蒸汽、CO2及N2等多元熱流體直接從油井井口注入生產層，多元熱流體驅油兼具氣體混相驅（氮氣驅、二氧化碳驅）和熱力采油（蒸汽吞吐、蒸汽驅）的特點，能夠迅速達到降低稠油黏度、提高地層壓力，驅動稠油向井筒流動并被舉升到地面，達到提高稠油油田采收率的目的［2］。

2 現場驗證階段

2.1 多元熱流體發生系統驗證

受平臺空間、場地、承重等限制，多元熱流體發生系統在平臺試驗前已經過小型化優化，系統主要包括原料供給系統、發生系統（主機艙）、廢液收集系統3部分。2008年在B2s井、B14m井進行系統裝備（拖一型）驗證，系統最大熱流體流量為5.6m3／h，注2000t熱流體需工期67d，給現場驗證帶來了極大的作業周期及成本壓力；2010年在B28h井、B29m井試驗改進型（拖二型），系統最大熱流體流量為11.2m3／h，注1500t熱流體需工期32d；2011年在B33h井試驗拖三型系統，系統最大熱流體流量為11.2m3／h，注2950t熱流體需工期16d（見表1）［3］。2012～2013年又成功試驗了移動熱采平臺（liftboat）對接生產平臺的注熱模式。通過熱流體發生系統的驗證、改進、再驗證，系統的熱流量流體的發生效率提高了3倍，注熱工期大幅度減少，特別是移動熱采平臺的應用可以減少對平臺空間、場地的依賴，該系統能夠很好地滿足了現場應用的效率及成本要求（見表2）。

2.2 隔熱管柱驗證

多元熱流體吞吐工藝在實施過程中需要解決管柱腐蝕及提高隔熱效果。通過多元熱流體注熱管柱腐蝕機理研究［4］、海上油田多元熱流體吞吐隔熱工藝［5］適應性研究、多元熱流體中不同鋼材的腐蝕行為研究［6］，以434不銹鋼和304不銹鋼為主要材質，選取隔熱油管＋環空注氮工藝進行規模驗證，該工藝在南堡35－2油田成功應用13井次，經現場溫度測試及對隔熱油管檢測得知：隔熱油管＋環空注氮沿程熱損失小，能夠很好地保護套管及水泥環，且管柱結構簡單，易于現場施工及重復利用［5］，適合現階段海上熱采工藝及安全管理要求。

表1 多元熱流體發生器性能參數

表2 熱采井現場試驗狀況

2.3 防砂篩管驗證

稠油油田以礫石充填篩管防砂方式為主，篩管材質的選取是防砂成功的關鍵，但材質的防腐性能也至關重要。通過海上稠油熱采井防砂篩管熱應力分析［7］、多元熱流體熱采井篩管腐蝕試驗及分析［8］，對篩管熱應力解決方案、篩管基管材料及過濾網材料進行了詳盡分析并給出了相關結論。通過老井防砂篩管生產狀況及實驗室研究，在多元熱流體現場驗證過程中共采用4種防砂方式（見圖1），目前出砂狀況明顯改善（見表3）。

圖1 防砂工藝及發展歷程圖

3 多元熱流體吞吐規模化驗證效果評價

多元熱流體吞吐現場試驗通過3個階段的驗證，在油藏認識、發生裝備、工藝技術上取得了一系列成果。通過對渤海油田多元熱流體吞吐自噴期生產控制［9］、稠油油藏多元熱流體吞吐影響因素分析［10］、南堡35－2海上稠油油田熱采初探［11］、海上稠油多元熱流體吞吐注采參數多因素正交優化研究［12］、海上多元熱流體吞吐先導試驗井生產規律研究［13］等一系列研究，形成一系列油藏熱采規律認識，指導實踐。通過熱流體發生系統驗證、隔熱管柱驗證、防砂篩管驗證、NB35－2油田多元熱流體熱采水處理工藝研究［14］、多元熱流體對油氣采輸管線的腐蝕研究［15］，取得了從完井防砂工藝、井筒防腐及隔熱控制、熱采水處理工藝技術、采輸管線的防腐等完善的配套技術并在現場應用中不斷加以改進。

2008年至2013年底，在南堡35－2油田共實施16口井，特別是2011～2013年的規模驗證階段，共實施14井次（12口），極大地改善了稠油油藏開發效果，冷采初期日產油30～40t，熱采高峰日產油達80～120t，相當于冷采生產時2～3倍（見表4及圖2）。

表3 多元熱流體吞吐井出砂狀況統計表

表4 多元熱流體吞吐驗證單井生產情況統計表

圖2 多元熱流體吞吐效果對比圖

4 結語

以多元熱流體吞吐技術現場驗證為基礎，主要對發生設備及工藝技術的驗證作了詳盡的闡述。從裝備及完井防砂、井筒技術等現場驗證效果看該技術在海上稠油油田的推廣應用是切實可行的。通過對比研究，南堡35－2油田南區、埕北油田、LD5－2油田、旅大32－2油田均符合熱采驅替條件，稠油地層黏度450～780mPa·s，控制儲量4500×104m3，是下一步推廣應用的主要方向，預計2017年熱采年產油可突破100×104m3。

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