注采一体化技术在海上非常规稠油油藏的应用

王太

中海石油（中国）有限公司天津分公司 天津 300450

1 研究与应用现状

海上地下原油粘度大于350mPa·s的非常规稠油埋藏深、压力高，单井控制储量大，单井累产要求高，规模化经济高效开发难度大。渤海油田稠油资源丰富，非常规稠油油藏探明地质储量5.81亿吨，高效开发稠油油田是渤海油田今后一个时期的主攻方向[1]。李中等[2]针对热采面临的严峻问题，提出了渤海湾稠油开发的挑战；李萍等[3]总结了蒸汽吞吐技术在渤海旅大27-2油田先导试验注采工程中现场试验情况，虽然顺利完成了注汽、焖井、放喷及回采，但是两趟管柱蒸汽吞吐整体热损失大，热采效果并没有达到预期效果；“十三五”期间海上油田形成了射流泵注采一体化技术，即射流泵注采一体化技术，白健华等[4]分析了海上同心管射流泵注采一体化技术井下管柱及工艺原理，并对关键技术及海上油田试验情况进行了总结，但无法解决射流泵先天系统效率低、产出液油水分离难、地面工程要求高等难题；近年来，付亚荣等发明了保温隔热油管井筒的温度分布的方法[5-6]、马长亮等[7]通过研究发现，注热管柱在注热期间除井下安全阀等隔热性能较差工具外有局部热点，油套环空温度分布较均匀，井筒大部分区域均能保证环空温度低于200℃，具备高温电潜泵应用条件，从此，海上油田稠油热采注采一体化技术正式进入第二阶段，即系统效率高、排量大、流程处理易的高温电潜泵注采一体化技术，该技术可以保证潜油电泵机组在经过井口注入350℃蒸汽后，在回采阶段正常启泵生产。

2 技术原理及特点

2.1 同心管射流泵注采一体化技术

同心管射流泵注采一体化技术主要是依靠同心管射流泵注采一体化管柱与地面设备组成的注采一体化系统来对非常规稠油进行开采，如图1所示。注热期间，高温蒸汽通过隔热油管均匀注入到油层，原油加热后粘度大幅降低，流动阻力大大减小；焖井、放喷后回接1.9"中心油管，投入射流泵泵芯，在中心油管和隔热油管环空注入动力液维持射流泵生产；产出液经过地面设备处理后可作为动力液循环利用，实现了同心管射流泵注采一体化系统正常运转。

同心管射流泵注采一体化技术减少了更换注采管柱钻完井作业时间，提高了生产时率；同时，因射流泵不含运动部件，不存在“砂卡现象”，并可将地层产砂及时排出，防止井底砂埋，解决了常规电潜泵检泵周期短的问题，维护成本较低，全面降低了开采成本。

2.2 高温电潜泵注采一体化技术

高温电潜泵注采一体化技术与常规冷采模式类似，通过关键井下工具、安全控制系统、高温监测系统、高温电潜泵系统相互配合，形成的高温电潜泵注采一体化管柱可提高管柱整体保温隔热性能，如图2所示，配合环空注氮工艺能够保持隔热油管外壁温度始终在250℃以下，保证了高温潜油电泵机组能够长期安全运行。

图2 高温电潜泵注采一体化系统示意图

高温电潜泵注采一体化技术地面设备少、工程投资低、电潜泵管理经验丰富，同时采用耐高温电潜泵机组及电缆，采用高温监测系统监测井筒内沿程温度，配套使用高温井下工具等，保证了注热期间电潜泵机组系统不会因高温失效，为海上油田非常规稠油开发提供了注采一体化技术手段。

3 关键井下工具

3.1 高温深井安全阀

高温深井安全阀的可靠性是决定高温电潜泵注采一体化技术能否成功的关键，其结构如图3所示。控制管线接口采用全金属密封连接设计，高温下管线连接密封可靠；控制系统采用全金属液压组件设计，耐温高、零泄漏；阀板控制机构采用高温合金弹簧，提高了弹簧对高温工况的适应性；安全阀本体采用全金属阀板阀座设计，提高了阀板阀座在高温下的密封性能，可以满足350℃注热时的密封要求。

图3 高温深井安全阀结构示意图

3.2 高温生产封隔器及高温井下排气阀

注采一体化技术中，需使用高温生产封隔器及高温井下排气阀对环空流体进行控制，如图4所示。高温生产封隔器采用中心管隔热设计，一方面具备自补偿能力，另一方面具有隔热、降低热损失的功能；具有碟簧蓄能机构，保障密封可靠性。

图4 高温生产封隔器结构示意图

4 现场应用情况对比

同心管射流泵注采一体化技术和高温电潜泵注采一体化技术都成功在海上非常规稠油开发中应用，对两种一体化技术的注热和生产情况进行统计，结果见表1，可以看出，两种注采一体化技术均能满足海上非常规稠油热采开发要求。

表1 一体化技术应用情况对比表

在工艺实施方面，同心管射流泵注采一体化管柱为内外两层结构，外管柱下入完成安装采油树后，需要下入内层同心管，在注采转换时需要动管柱改变同心管位置，投入生产泵芯，实现射流泵生产。

高温电潜泵注采一体化管柱的下入与常规电潜泵管柱下入方式相同，只是对关键井下工具的耐温要求更高，需使用新型井口穿越装置、隔热Y接头、泵前双级单流阀、小直径隔热支管等工具来保证高温电潜泵系统在注热后依然可靠。

5 结论及建议

1）同心管射流泵注采一体化技术在注采转换时需要动管柱改变同心管位置，通过流道改变实现射流泵生产，在注采一体化衔接方面要劣于高温电潜泵注采一体化技术。

2）高温电潜泵注采一体化技术在井的生命周期内不需要动管柱作业，因而在注采一体化衔接方面更有优势，实现了真正的注采一体化。

3）成熟可靠的井下工具，如高温深井安全阀、高温生产封隔器的使用是实现注采一体化技术的关键。

4）建议在海上非常规稠油油田油井开采中推广应用高温电潜泵注采一体化技术，相比于注采两趟技术、同心管射流泵注采一体化技术可节约工期，达到节约成本的目的。