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1、? 第 23卷? 第 3 期 2011 年 6 月 中国海上油气 CHINA OFFSHORE OIL AND GAS Vol. 23? No. 3 Jun. 2011 ? * 国家科技重大专项? 大型油气田及煤层气开发? 海上稠油高效开发新技术( 编号: 2008ZX05024)?部分研究成果。 第一作者简介: 唐晓旭, 男, 工程师, 1995 年毕业于西南石油学院石油工程专业, 目前主要从事油田开发、 采油工艺研究和技术管理工作。 地址: 天津市塘沽区海洋石油大厦 B 座( 邮编: 300452) 。E?mail: tangxxcnooc. com. cn。 海上稠油多元热流体吞吐工艺研
2、究及现场试验* 唐晓旭 1 ? 马 ? 跃 1 ? 孙永涛 2 ( 1 ? 中海石油( 中国) 有限公司天津分公司; ? 2 ? 中海油田服务股份有限公司) 摘? 要? 为突破海上稠油热采技术瓶颈, 开展了多元热流体吞吐工艺研究,改造了多元热流体设备和 热采井井口设备、 改进了井筒隔热工艺、 优化了多元热流体注采参数。该工艺已在渤海南堡 35?2 油 田成功进行了现场试验, 增产效果显著,从而为稠油热采技术在我国海上的规模化应用奠定了基础。 关键词? 海上稠油? 多元热流体? 吞吐工艺 ? 现场试验 ? ? 目前渤海海域已发现秦皇岛 32?6、 南堡 35?2 和 埕北等 20 多个稠油油田,
3、 稠油在渤海海域的储量发 现及产能建设中占据着重要的地位 1 。截至 2010 年底, 渤海稠油储量占到了已发现石油总储量的 85% , 其中地下粘度大于 400 mPa?s 的稠油探明地 质储量达2. 466 9 亿 m 3, 常规注水开发难以有效动 用。目前稠油油田开发的有效手段是热力开采, 主 要包括蒸汽吞吐、 蒸汽驱、 火烧油层等, 这些技术已 在国内外陆地稠油油田开发中得到了广泛应用, 但 在海上油田还未见应用报道。与陆地稠油油田相 比, 海上稠油油田井距大, 油层埋藏相对较深, 后期 很难由热采降压吞吐转为蒸汽驱开采, 必须进行保 压热采 2 , 加之海上平台空间小、 承重受限、
4、注汽设 备摆放难度大、 热采成本高、 经济因素制约大, 为推 动热采技术在我国海上稠油油田开发中的应用与发 展, 2008? 2010 年在广泛调研的基础上, 在渤海南 堡 35?2 油田南区开展了海上稠油多元热流体热采 吞吐工艺技术研究, 并在 B14m、 B2S、 B28h 和 B29m 等 4 口井成功进行了现场试验, 取得了显著的增产 效果, 从而为我国海上稠油热采技术规模化应用奠 定了基础。 1 ? 多元热流体吞吐工艺研究 多元热流体吞吐工艺是利用航天火箭发动机的 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 烧产生的高温高
5、压水蒸汽、 CO2及 N2等混合气体 直接从油井井口注入井内, 其产生原理见图 1。该 工艺技术兼具气体混相驱( 氮气驱、 二氧化碳驱) 和 热力采油( 蒸汽吞吐、 蒸汽驱) 的特点, 能够突破海上 稠油热采技术瓶颈, 因此开展了多元热流体吞吐工 艺研究, 在多元热流体发生器设备改造、 井筒隔热工 艺改进、 热采井口改造、 注热参数优化等方面进行了 技术攻关。 图 1? 多元热流体产生原理 1 ? 1? 多元热流体设备改造 当出口温度在 240? 时, 常规多元热流体( 拖一 型) 的排量仅为 5 ?37 t/ h, 这势必造成施工作业周期 长、 成本高, 而简单的两套设备并联不能满足设备摆
6、放的要求和大排量注入的需求。 为提高注入排量, 186? ?中 国 海 上 油 气2011 年? 缩短作业周期, 节约成本, 多元热流体设备的改造与 集成势在必行。通过调研论证, 在充分考虑整个控 制系统安全高效运行的前提下, 把供油、 供水和供电 系统组由两组改为一组, 把燃烧系统由一组改为并 联两组, 结合吊装要求进行高度集成, 实现控制系统 的整合, 形成了拖二型多元热流体设备。对比结果 表明, 拖二型多元热流体设备的注入能力比拖一型 设备可提高一倍( 表 1) , 而占地仅增加了一个空压 机组舱面积, 能够满足平台吊装及摆放的要求。图 2所示为拖一型和拖二型多元热流体设备中的关键 设备
7、多元热流体发生器。另外, 拖二型多元热流体 设备压力、 温度和流量等多种参数可调, 并可实现自 动和手动控制方式的在线切换, 以及现场全过程 表 1? 拖一型和拖二型多元热流体发生器设备性能对比 设备型号出口温度( ? )多元热流体总排量( t/ h) 1209 ? 24 拖一型2405 ? 37 3003 ? 87 12018 ? 48 拖二型24011 ? 07 3008 ? 07 图 2? 多元热流体发生器 自动控制、 远程监控和诊断等功能, 可以满足海上稠 油热采吞吐工艺的要求。 1 ? 2? 井筒隔热工艺改进 在稠油热采过程中, 必须最大限度地减少注入 流体在井筒中的热量损失, 确保
8、套管温度不超过极 限安全温度, 防止套管及水泥环高温变质 3 。由于 海上修井作业成本高, 一旦隔热封隔器出现问题, 将 会造成套管及水泥环破坏, 后续作业成本及其他损 失巨大。为了保障海上稠油热采的安全进行, 同时 最大限度的提高热能利用率, 采用了高真空隔热油 管并加隔热衬套, 以及改环空一次注氮气为环空连 续注氮气的隔热措施( 图 3) 。 图 3? 井筒隔热工艺示意图 ? 分析表明, 隔热衬套对隔热油管的隔热效果影 响较大, 隔热衬套能大幅度降低接箍处的传热系数, 同时消除隔热油管温度热点, 因此热损失有较大程 度下降( 图 4) 。 图 4? 隔热衬套对热损失的影响 ? 随着注氮气速
9、度增加, 热损失略有增加( 图 5) , 这是因为随着注氮速度增大, 质量流量增加, 环空内 氮气流态由层流逐渐向过渡流、 紊流过渡, 氮气与环 空管壁之间的对流换热加剧。 在辐射换热条件下, ? 第 23 卷? 第 3 期唐晓旭等: 海上稠油多元热流体吞吐工艺研究及现场试验187? ? 图 5? 环空注氮气速度对热损失的影响 对流换热系数增加, 传热系数增加, 热损失增加。随 着对流换热系数的增加, 环空内氮气的温度又略微 的提高, 也会增加环空氮气的辐射换热, 同样会导致 传热系数的增加。结合设备能力及注热要求, 优化 确定氮气注入速度为 400 600 m3/ h。 1 ?3? 热采井井
10、口设备改造 目前海上稠油油田井口装置为普通井口装置, 不能满足 350? 或更高的注热温度, 不适应多元热 流体吞吐的要求, 而陆地油田常用热采井口主通径 为 65 mm, 与海上井口不匹配, 为此结合多元热流 体特点和海上作业安全需求, 对热采井口设备进行 了重新设计: ? 在套管翼阀和主通径上增加气动安 全阀, 实现远程控制, 提高安全性; ? 将注热一侧单 阀控制改为双阀控制, 增加使用的安全性。 为避免套管受热伸长产生安全隐患, 设计了预防 井口升高的装置( 图 6) , 以套管热力计算的理论伸长 量为准, 在套管头与油管四通之间连接一个大于套管 伸长量的增高法兰, 给套管升高留下足够
11、空间( 即使 套管伸长, 也有足够空间) , 保证注热过程中的安全。 图 6? 热采井口采油树及防套升装置示意图 1 ?4? 注热参数优化 运用CMG数值模拟软件中的Stars模块对目 标井的多元热流体注入量、 注入速度以及焖井时间 进行优化计算, 结果讨论如下。 1 ? 4 ?1? 多元热流体注入量优化 分别对多元热流体注入量为 5 500、 5 000、 4 500、 4 000、 3 500、 3000 m3进行了优化计算, 在初 期日产液定产 120 m 3 情况下, 不同注入量对累积产 油量的影响如图 7 所示。由图 7 可知: 随着注入量 的增大累积产油量增多, 但当注入量达到 4
12、 500 m3 及以上时, 累积产油量增幅明显减小。因此, 优化确 定多元热流体注入量为 4500 m 3。 图 7? 海上稠油油田开发多元热流体注入量与 累积产油量关系曲线 1 ? 4 ?2? 多元热流体注入速度优化 分别对多元热流体注入速度为 120、 130、 150、 170、 190 m 3/ d 进行了优化计算, 在初期日产液定产 120 m 3 情况下, 注入速度对累积产油量的影响如图 8 所示。由图 8 可知: 随着注入速度的增大, 累积产 油量逐渐增大。综合考虑注汽速度、 井底最高温度及 井筒伸长等因素, 优化确定注入速度为 190 m 3 / d, 注 入天数为 22 24
13、 d。 图 8? 海上稠油油田开发多元热流体注入速度与 累积产油量关系曲线 188? ?中 国 海 上 油 气2011 年? 1 ?4 ? 3? 焖井时间优化 分别对焖井时间为 1、 2、 3、 4、 5、 6、 7 d 进行了优 化计算, 焖井时间对累积产油量的影响如图 9 所示。 由图 9 可知: 对于特定储层及多元热流体注入参数, 存在一个最佳焖井时间, 焖井时间太短, 热流体不能 充分加热油层; 焖井时间太长, 又会增大向顶底盖层 的热损失。最终优化确定焖井时间为 3 4 d。 图 9? 海上稠油油田开发多元热流体吞吐焖井时间与 累积产油量关系曲线 2 ? 现场试验 自 2008 年在
14、南堡 35?2 油田首次开展海上稠油 热采试验取得成功后, 陆续又在南堡 35?2 油田进行 了老井及新钻调整井多元热流体吞吐作业, 多元热 流体设备适应性改造、 热采井口改造、 井筒隔热工艺 改进等工艺措施先后得以实施, 热采施工过程安全、 高效、 有序, 极大地满足了海上稠油热采需求及海上 平台安全管理要求。 以南堡 35?2 油田 B28h 井为例, 该井垂深 1 078 m, 水平段长 280 m, 地下原油粘度为 687 mPa?s, 原始 地层压力 10 MPa, 油层厚度 8 10 m, 距离边底水较 远, 适合多元热流体吞吐作业。统计表明, 该井热采 期间累计注入热水 4 51
15、2 t, 累计注入氮气 24 ?97 ? 10 4 m3; 生产期间最大日产液量为 186 ?7 m3, 最大日产 油量为 134 ?4 m3( 图 10) 。截至2011 年1 月14 日, 该 井累计产液量为23163 m 3, 累计产油量达16698 m3, 图 10? 南堡 35 ?2 油田 B28h井生产曲线 累计产水量仅 6 465 m 3, 而同层位冷采井日产油量 最高约 25 30 m 3, 这表明多元热流体吞吐工艺实 施后增产效果显著。 3 ? 结束语 经过广泛调研, 开展了多元热流体设备改造、 海 上热采井井口改造、 井筒隔热工艺改进、 多元热流体 注采参数优化等技术攻关,
16、 初步探索并建立了海上 稠油多元热流体吞吐工艺。该工艺在南堡 35?2 油 田进行了现场试验, 取得了显著的增产效果, 从而为 我国海上稠油热采技术规模化应用奠定了基础。 参考文献 1 ? 李成见. 海上欠饱和稠油油田原油降黏方式探讨 J . 中国海上 油气, 2004, 16( 6): 408?411. 2 ? 李兆敏, 董贤勇主编. 泡沫流体油气开采技术研究进展 M . 山东东营: 中国石油大学出版社, 2009. 3 ? 蔡鹏展. 油田开发经济评价 M . 北京: 石油工业出版社, 1997. 收稿日期: 2010 ?07 ?02? ? 改回日期: 2011 ?02?27 ( 编辑: 孙丰成) Research and field test of complex thermal fluid huff and puff technology for offshore viscous oil recovery T ang Xiaoxu1? Ma Yue1? Sun Yongtao2 ( 1. Tianj in B
