渤海油田多元热流体吞吐技术的现场试验

崔政，张建民，蔡晖，张彩旗

（中海石油（中国）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的稠油探明地质储量达2.47×108m3［1］，占已发现石油总储量的70% ，由于黏度高、油层渗流阻力大，常规注水开发难以有效动用。为推动我国海上稠油油田的开发，2008年在南堡35－2油田进行了多元热流体吞吐技术的现场试验：2008～2009年为老井热采、装备验证阶段，实施2口；2010年为新井热采、完井防砂验证阶段，实施2口；2011～2013年为规模化验证和效果评价阶段，实施12口。通过上述3个阶段的验证及优化，热采装备与工艺技术均取得了明显的改进，获得了显著的增产增油效果，为我国海上稠油油田的规模开发奠定了技术基础。下面，笔者主要介绍了渤海油田多元热流体吞吐技术的现场试验。

1 多元热流体吞吐技术原理

多元热流体吞吐技术是基于液体火箭发动机的燃烧喷射机理，在高压燃烧室内注入工业柴油（原油或天然气）作燃料，同时注入高压空气及高压水，燃烧产生2000～3000℃的高温高压水蒸汽、CO2及N2等多元热流体直接从油井井口注入生产层，多元热流体驱油兼具气体混相驱（氮气驱、二氧化碳驱）和热力采油（蒸汽吞吐、蒸汽驱）的特点，能够迅速达到降低稠油黏度、提高地层压力，驱动稠油向井筒流动并被举升到地面，达到提高稠油油田采收率的目的［2］。

2 现场验证阶段

2.1 多元热流体发生系统验证

受平台空间、场地、承重等限制，多元热流体发生系统在平台试验前已经过小型化优化，系统主要包括原料供给系统、发生系统（主机舱）、废液收集系统3部分。2008年在B2s井、B14m井进行系统装备（拖一型）验证，系统最大热流体流量为5.6m3／h，注2000t热流体需工期67d，给现场验证带来了极大的作业周期及成本压力；2010年在B28h井、B29m井试验改进型（拖二型），系统最大热流体流量为11.2m3／h，注1500t热流体需工期32d；2011年在B33h井试验拖三型系统，系统最大热流体流量为11.2m3／h，注2950t热流体需工期16d（见表1）［3］。2012～2013年又成功试验了移动热采平台（liftboat）对接生产平台的注热模式。通过热流体发生系统的验证、改进、再验证，系统的热流量流体的发生效率提高了3倍，注热工期大幅度减少，特别是移动热采平台的应用可以减少对平台空间、场地的依赖，该系统能够很好地满足了现场应用的效率及成本要求（见表2）。

2.2 隔热管柱验证

多元热流体吞吐工艺在实施过程中需要解决管柱腐蚀及提高隔热效果。通过多元热流体注热管柱腐蚀机理研究［4］、海上油田多元热流体吞吐隔热工艺［5］适应性研究、多元热流体中不同钢材的腐蚀行为研究［6］，以434不锈钢和304不锈钢为主要材质，选取隔热油管＋环空注氮工艺进行规模验证，该工艺在南堡35－2油田成功应用13井次，经现场温度测试及对隔热油管检测得知：隔热油管＋环空注氮沿程热损失小，能够很好地保护套管及水泥环，且管柱结构简单，易于现场施工及重复利用［5］，适合现阶段海上热采工艺及安全管理要求。

表1 多元热流体发生器性能参数

表2 热采井现场试验状况

2.3 防砂筛管验证

稠油油田以砾石充填筛管防砂方式为主，筛管材质的选取是防砂成功的关键，但材质的防腐性能也至关重要。通过海上稠油热采井防砂筛管热应力分析［7］、多元热流体热采井筛管腐蚀试验及分析［8］，对筛管热应力解决方案、筛管基管材料及过滤网材料进行了详尽分析并给出了相关结论。通过老井防砂筛管生产状况及实验室研究，在多元热流体现场验证过程中共采用4种防砂方式（见图1），目前出砂状况明显改善（见表3）。

图1 防砂工艺及发展历程图

3 多元热流体吞吐规模化验证效果评价

多元热流体吞吐现场试验通过3个阶段的验证，在油藏认识、发生装备、工艺技术上取得了一系列成果。通过对渤海油田多元热流体吞吐自喷期生产控制［9］、稠油油藏多元热流体吞吐影响因素分析［10］、南堡35－2海上稠油油田热采初探［11］、海上稠油多元热流体吞吐注采参数多因素正交优化研究［12］、海上多元热流体吞吐先导试验井生产规律研究［13］等一系列研究，形成一系列油藏热采规律认识，指导实践。通过热流体发生系统验证、隔热管柱验证、防砂筛管验证、NB35－2油田多元热流体热采水处理工艺研究［14］、多元热流体对油气采输管线的腐蚀研究［15］，取得了从完井防砂工艺、井筒防腐及隔热控制、热采水处理工艺技术、采输管线的防腐等完善的配套技术并在现场应用中不断加以改进。

2008年至2013年底，在南堡35－2油田共实施16口井，特别是2011～2013年的规模验证阶段，共实施14井次（12口），极大地改善了稠油油藏开发效果，冷采初期日产油30～40t，热采高峰日产油达80～120t，相当于冷采生产时2～3倍（见表4及图2）。

表3 多元热流体吞吐井出砂状况统计表

表4 多元热流体吞吐验证单井生产情况统计表

图2 多元热流体吞吐效果对比图

4 结语

以多元热流体吞吐技术现场验证为基础，主要对发生设备及工艺技术的验证作了详尽的阐述。从装备及完井防砂、井筒技术等现场验证效果看该技术在海上稠油油田的推广应用是切实可行的。通过对比研究，南堡35－2油田南区、埕北油田、LD5－2油田、旅大32－2油田均符合热采驱替条件，稠油地层黏度450～780mPa·s，控制储量4500×104m3，是下一步推广应用的主要方向，预计2017年热采年产油可突破100×104m3。

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