海上稠油熱采關鍵工藝流程技術研究及應用探討

陳希，侯辰光，邱波，王樹達，冀光鋒，林洞峰

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300451）

我國海洋稠油資源較為豐富，越來越多的海底稠油、超稠油需要開發。以渤海油田為例，探明稠油地質儲量占總探明儲量55%，由于熱采降黏增產效應明顯，單井產量將是常規采油3～10倍以上，5.6億噸二類稠油（＞350cP）需要采用熱采開發，1億噸需要熱采的稠油已動用，4.6億噸稠油未動用。因此，研究稠油開發技術對加強國內海上油氣田開發有重要的意義。

1 實現稠油熱采的關鍵技術

稠油熱采較多采用蒸汽吞吐、蒸汽驅、SAGD等技術，實現這些稠油熱采技術最重要的是鍋爐水處理、注汽鍋爐、氮氣系統、高黏原油集輸等配套工藝技術。

一方面，海洋平臺實現稠油熱采技術所能利用的水源有限，僅能考慮海水或水源井水，這兩種水源與陸地（地表水）相比，需要更復雜的水處理工藝。另一方面，由于海洋平臺空間、重量限制，必須對稠油熱采配套工藝流程和設備進行優化和優選，以實現規模化稠油熱采技術在海洋平臺的順利實施，同時，由于海洋平臺操作人員有限，實現規模化熱采，必須在整個設計中考慮自動化操作和系統運行穩定。

2 熱采平臺設計思路

對于稠油熱采平臺而言，除了滿足常規海上采油平臺設計要求外，需要重點考慮的就是如何安全、高效地實現蒸汽熱采流程。這也是熱采平臺的特殊之處。

2.1 蒸汽生產流程及重點設備

首先，采用蒸汽吞吐或熱驅的熱采平臺，其核心流程為蒸汽注入流程及后續高粘產出液的處理流程。對于蒸汽生產來說，其核心設備就是蒸汽注氣鍋爐，因此，圍繞實現注汽鍋爐的正常運行，需要為其提供穩定、合格的鍋爐用水，合格的燃料供應。

其次，實現蒸汽驅油對注入蒸汽的品質有特殊要求，不論是蒸汽吞吐、蒸汽驅技術，要求注入蒸汽的干度都是越高越好，經過國內外多個油田實踐反饋，注入井底的蒸汽合理干度應為：70%～75%。通過考慮井身損失，因此，地面蒸汽注入入口的干度要求應在95%以上。

為實現干度要求，需要選擇過熱鍋爐，但是隨著鍋爐干度的提高，為了保證鍋爐運行安全，對鍋爐進口水質的要求也會不斷提高。考慮海上平臺所處環境，能夠穩定、經濟提供的水源只能是海水或水源井水，而這兩種水源都必須經過特殊處理才能用于鍋爐運行。

（1）選擇合理的鍋爐形式。結合海上平臺自身特性，平臺配置的鍋爐燃料均采用以油田伴生氣為主，兼具油氣混燒功能，一方面避免燃料運輸費用，同時也能將無法處理的伴生氣進行利用。另外，根據注入地層需求，目前熱采平臺的蒸汽壓力一般在20MPa左右，可以采用的方案包括：

①方案一：采用亞臨界鍋爐，帶汽水分離器，產生高干度或者過熱蒸汽。

②方案二：采用超臨界鍋爐，不帶汽水分離器，直接由過熱段產生過熱蒸汽。

上述兩種方案通過對比，可以發現，超臨界鍋爐雖然能夠直接生產合格蒸汽，但是，自身設備體積重量有較大的增加；更不利的條件在于：對進水水質要求更高，直接導致鍋爐水處理系統要求更高，需要更大的占地布置，經濟性不如亞臨界鍋爐，因此，從經濟性角度考慮，采用亞臨界鍋爐并配置汽水分離器的方案更適合海上平臺實際。兩種方案的對比如下表：

（2）鍋爐水處理流程。常見的鍋爐水處理流程采用反滲透膜制淡方案。海上平臺由于其所處環境的特殊性，可靠、經濟的鍋爐水來源僅有海水和地層水。兩種水源各有優缺點：海水在惡劣天氣條件下，泥沙量較大，最高懸浮物含量高達178.8mg/L，濁度達到55.3NTU，微生物及海生物污染嚴重，遠高于水處理設備中各類超濾膜、反滲透膜對入口懸浮物及濁度的要求；地層水中除小顆粒懸浮物和膠體，考慮反滲透膜不耐油脂的特性，尤其需要考慮地層水中是否含油，這對后續工藝處理流程有很大影響。

表1

（3）地層水方案。地層水經旋流除砂器去除地層水中大顆粒泥砂，通過板式換熱器與海水換熱降溫到25～35℃后進入無機超濾裝置，脫出地層水中小顆粒懸浮物和膠體，滿足NTU<1的水質指標后進入反滲透裝置，脫出海水中大部分Na+、Cl-、Ca2+、Mg2+等離子，經二級鈉離子交換器徹底去除水中Ca2+、Mg2離子，經熱力除氧器脫出溶解氧的脫氧水與海水換熱后進入鍋爐系統具體流程如下。

圖1 地層水方案流程示意圖

（4）海水方案。海水經自動反沖洗過濾器去除大顆粒雜質，通過板式換熱器與脫氧水換熱升溫到25℃左右后進入無機超濾脫出海水中的懸浮物和膠體，滿足NTU<1的水質指標后進入反滲透脫鹽單元，脫出海水中大部分Na+、Cl-、Ca2+、Mg2+等離子，經二級鈉離子交換器徹底去除水中Ca2+、Mg2+離子，經熱力除氧器脫出溶解氧的脫氧水與海水換熱后進入鍋爐系統。

2.2 產出液處理及外輸流程及重點設備

（1）高黏原油除砂/集輸工藝系統設計。稠油熱采項目由于采用適度防砂的開采方式，為了保證采收率，其出砂量會放大至0.08%～0.1%，導致產油中泥砂含量遠高于常規采收平臺。由于開采原油黏度較高，泥砂與原油分離困難。傳統陸地方案由于受場地范圍限制相對較小，基本采用重力分離方案，為了保證分離效率，也盡力提升油品溫度，降低油品黏度。

海上平臺由于受平臺尺寸限制，無法設置滿足沉降要求的容器，因此需要考慮機械分離的方式。但是，機械分離方式由于泥砂的存在，對設備的磨損極大，經濟性太差。以目前國內外除砂器廠商的技術能力，從高黏度原油中除砂難度極大，因此需轉變設計思路，優先考慮大幅摻水將原油中所含砂礫盡可能洗出，再采用從水中除砂的方案。經過比選最終推薦采用摻水降黏方案：通過摻水混合降低原油黏度，進行洗砂。再通過傳統旋流處理裝置，進一步進行脫砂處理。

分離后的含泥污水通過專門管道收集后，進入濕砂罐。濕砂罐負責進行含油含水污泥收集，通過輸送泵傳送至臥式螺旋卸料沉降離心機，進行固液分離，分離后的液體重新由開排系統進入生產流程；分離后的固體通過輸送帶直接傳送至環保罐待收集到一定程度后，整體外運回陸地進行無害化處理。

圖2 污泥處理系統

（2）注汽采油樹分層布置設計。熱采井注氣采油樹比常規冷采采油樹尺寸大很多。常規冷采井間距無法滿足注氣管線、生產管線、化學藥劑注入管線、注氮管線等布置與更換/提升采油樹要求。熱采井間距要求為2250mm×2350mm，若采用常規單層布置，井口區無法滿足鉆井平臺全覆蓋的需求，如更換大型鉆井船，則開發投資將大幅增加。

因此，注汽采油樹采用分層布置，井槽間距仍維持2000mm×2000mm，在不擴大井口區面積的同時，使操維空間大于1300mm，既滿足井口區采油樹及管線布置空間和人員操維需求，又解決了鉆井平臺全覆蓋問題。

3 結語

海上固定平臺采油技術已經十分成熟，稠油蒸汽熱驅采油技術在陸地運用也十分廣泛。但是，二者的結合卻有著難以想象的困難，受到平臺特殊的地理環境限制，很多常規經驗不能通用，不能單純地照抄陸地熱采平臺經驗。另一方面，隨著渤海油田開發的深入，探索稠油熱采是擴大海上油田產能不可避免的一環，因此，對于海上熱采平臺設計方案的摸索也需要進一步完善。

本文分析了蒸汽熱采平臺與常規平臺相比的不同之處，總結了熱采平臺的關鍵技術和難點，其中上述各項措施都已經在渤海熱采平臺上順利推行，并且逐步成為熱采平臺設計的標準配置，既能夠滿足平臺經濟開發的需求，也能夠符合各項安全要求和規范要求，為后續渤海油田稠油開發提供了良好的借鑒。