稠油热采工艺在渤海油田稠油开采中的应用

钟小侠，林洞峰，陈 希，郑 路，侯辰光

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300451)

0 引 言

稠油与常规原油的性质存在很大差别，采油工艺也有很大区别，通常采用热采技术。稠油热采基于原油黏度随温度的升高而显著降低的原理，通过向油层注入蒸汽，提高油层和流体的温度，增大油藏驱油力，降低流体的黏度，防止油层中发生结蜡现象，减小油层渗流阻力，从而提高稠油在油层、井筒及集输管线中的流动能力，以达到提高油田最终采收率的目的，解决稠油开采难度大和成本高的问题[1-3]。

目前稠油热采主要采用蒸汽吞吐、蒸汽驱采油、蒸汽辅助重力泄油3种方法。随着渤海油田开发程度的持续提高，对稠油热采技术的研究与应用也不断深入。结合自身油藏物性及开发特点，渤海油田主要采用蒸汽吞吐的热采方法。

1 稠油蒸汽吞吐开采工艺

蒸汽吞吐开采的基本原理就是通过向油层中注入蒸汽，加热油层，降低原油的黏度，从而将其开采出来。蒸汽的干度越高，所携带的能量就越多，注入近井地带油层的蒸汽更容易向外扩散，扩大蒸汽带及蒸汽凝结带加热地层及原油的范围。高干度蒸汽利于加热更大面积的原油，使一轮蒸汽吞吐作业能够采出更多的原油。

1.1 蒸汽吞吐开采的特点

对地层原油加热，降低原油黏度和流动阻力，形成热力驱动，第一周期既可以起到解堵作用，又可以解除近井污染。经过一期吞吐起到预热作用，对加热带附近冷油进行预热，缩短下一阶段的注气时间；同时地层中的原油在高温蒸汽下会产生蒸馏裂解作用，使原油轻馏分增加，起到溶剂抽提作用。

蒸汽吞吐对于海上油田的开采具有施工工艺简单、效率高的优点，尤其适合海上平台单井操作，对于不同油层的开采均能够获得较高的采收率。

1.2 蒸汽吞吐工艺流程简述

蒸汽吞吐工艺流程如图1所示。通过井口向油层中注入蒸汽，加热油层，降低原油的黏度，从而将其开采出来；氮气注入用于热采井筒环空隔热，结合渤海常见地层条件，氮气注入量需求不宜低于550Nm3/h，注氮压力约为20MPaG，氮气纯度要求为99.9%；与此同时井口注入防垢剂和降黏剂。

图1 蒸汽吞吐工艺流程 Fig.1 Steam stimulation process flow

井口物流经过生产管汇集，由于热采井存在放喷工况且放喷期产量变化大，为了不对单井计量产生影响，同时提高对放喷井的计量精度，考虑设置2套放喷兼计量系统进入旋流除砂器经除砂处理后，送至平台生产分离器与井口物流混合进行脱水处理；旋流除砂器底部的砂和杂质需要定期排放至临时储砂罐，再将临时储砂罐通过支持船定期外运至陆地。

2 蒸汽吞吐采油工程实例

考虑海上钻井平台的特殊性，在实际工程中，还需要结合自身特点，从整体上对采油树布置、井口管线布置等关键节点进行特殊考虑。

2.1 主要工艺参数

蒸汽吞吐采油的主要工艺参数有：注入蒸汽的压力、温度、注气干度、注气速率(t/h)、注气总量(t/循环)和焖井时间(d)，其中蒸汽干度是影响蒸汽吞吐的首要因素。

2.2 蒸汽干度实验

在一定压力下的沸点温度所产生的蒸汽称为干饱和蒸汽，此时干度为1。但实际应用中很难产生100%的干蒸汽，通常都带有一定量的液滴。如果水蒸汽中含有10%质量的水分，则蒸汽为90%的干度，即蒸汽干度为0.9。

渤海某油田首轮注气干度软件分析选取实例见图2。在井口注入压力18MPa、注入速度12.5t/h、井口干度0.95条件下，首轮次注热2口井，井底干度能够达到0.4，其他井井底干度接近0.4。根据模拟计算结果：在井口注入压力为16MPa、注入速度为12.5t/h条件下，当井口干度大于0.9时，第二轮次及其他轮次井底干度满足0.4要求。推荐首轮次井口注入干度大于0.9，见表1。

表1 不同井口干度的最低井口注入压力要求 Tab.1 Requirements for minimum wellhead injection pressure under different wellhead dryness conditions

图2 井口干度分布选取 Fig.2 Selection of wellhead dryness distribution

2.3 热采井口采油树的布置问题

注气采油树的尺寸大于常规采油树，鉴于渤海油田井槽间距为2000mm×2000mm常规做法，热采井口采油树设计为分层布置，既可以满足操作甲板 需求，也满足了采油树操作需求。采油树双层布局见图3。

图3 采油树双层布局 Fig.3 Double-deck layout of Christmas tree

2.4 热采井口位移抬升

稠油热采井套管处于注蒸汽高温高压条件下，受热应力作用，套管会在高温条件下伸长，导致井口位移抬升，从而直接造成注汽树法兰泄漏、注蒸汽管道损坏、井口损坏等问题。

解决实例：渤海某平台蒸汽管线的设计温度为400℃，设计压力为25.38MPaG，操作温度370℃，操作压力为21MPaG，注蒸汽时高温工况将对井口注汽、采油树造成位移抬升的情况。针对注汽采油树不同抬升位移，结合井口注汽、采油树连接管线应力分析结果，对井口管道因抬升位移导致二次应力水平过高、管支架脱空等问题考虑采取如下措施：

①提升位移不超过150mm，采用硬管连接，不需要使用弹簧支吊架；

②井口热采主管道布置π弯(2m×1.8m)，主管至注汽树管道使用hold-down支架，用于减少脱空支架数量；

③旋转补偿器连接方案，可以吸收250mm提升位移，见图4。

图4 管支架连接方式模拟实例 Fig.4 Example of pipe support connection

当井口注汽、采油树抬升位移小于250mm时(如某平台A井口最大抬升31mm，B井未见井口抬升)，从经济性、安全性推荐优先考虑硬管连接方案的实施。

3 结 语

渤海油田稠油热采方式主要应用蒸汽吞吐方法，通过采油工程实例分析，阐述稠油热采在渤海油田的应用。对于控制热采过程中主要指标进行模拟分析并应用验证，不断完善渤海油田稠油热采工艺，提高采收率。■