新疆油田紅淺1井區火驅先導試驗地面工藝技術

孫國成，錢振斌，繆遠晴

（中國石油集團工程設計有限責任公司新疆設計院，新疆克拉瑪依 834300）

0 引言

新疆油田自1984年進行稠油開發以來，陸續開發了九區、六區、紅淺區、四2區、克淺10井區、百重七井區、風城等稠油油田區塊，稠油年產量達到400萬t，約占新疆油田公司原油總產量的35%。隨著老區稠油產量的逐年遞減，風城油田已成為新疆油田公司未來稠油產能建設的主戰場。

按照新疆油田公司“十二五”規劃，2015年油氣當量要達到2 000萬t/a，原油產量要達到1 500萬t/a，風城油田稠油產量將達到400萬t/a，因此加快風城稠油高效開發是實現這一目標的重要途徑。新疆油田稠油開采過去主要以蒸汽吞吐技術為主，為了探索適合風城稠油油藏開發的技術，先后在新疆油田開展了稠油SAGD開發技術、火驅技術試驗，取得了較好的效果。特別是新疆油田紅淺1井區火驅先導試驗工程取得了階段性的成果，為風城稠油開發采用火驅技術奠定了基礎。

1 稠油開發技術

1.1 稠油分類

根據GB 50350-2005《油氣集輸設計規范》中的規定：稠油分為普通稠油、特稠油和超稠油，其分類標準及不同的生產方式見表1。

新疆油田九區、紅淺區、四二區、百重七、克淺油田等區塊原油黏度范圍在400～1萬mPa·s（50℃），為普通稠油，采用的是吞吐、汽驅采油技術，開發技術成熟。風城油田原油黏度范圍在1萬～115萬mPa·s （50℃），基本為特、超稠油，開發難度較大。

表1 稠油的分類標準及生產方式

1.2 國內、外稠油開發技術

國內外稠油油田開發目前常用三種采油技術：吞吐及汽驅采油技術、SAGD采油技術、火驅采油技術。

吞吐、汽驅采油技術是將干度75%濕蒸汽注入到地下油層內，稠油吸收熱量降黏后由抽油機將其采出，原油采收率可達25%～35%左右，吞吐、汽驅采油工藝適用于黏度范圍為400～1萬mPa·s（50℃）的稠油區塊。國內遼河油田、勝利油田、新疆油田的稠油開發基本采用該種方式，國外也普遍采用。

SAGD采油技術是將高干度 （過熱）蒸汽注入到地下油層，由上水平井注汽，下水平井采油，原油采收率可達50%左右，SAGD采油技術適應于黏度范圍較廣的區塊。國內新疆油田、遼河油田正在進行SAGD采油技術的試驗，加拿大等國已進入工業化應用階段。

火驅采油技術是通過注氣井底部點火裝置將地下油層的原油點燃，同時把空氣注入到油層內，經過燃燒后，地下油層的稠油因吸收熱量和燃燒裂解，黏度將不斷降低，由抽油機將其采出，采收率可達50%～70%左右。火驅采油技術具有低能耗、低成本、低污染、采收率高等優勢。火驅采油技術適應于稠油油田老區二次開發以及黏度范圍較廣的新建產能區塊開發。新疆油田、勝利油田、遼河油田都開展了火驅試驗項目，并取得了一定的成功。羅馬尼亞、加拿大、美國等已進入工業化應用階段。

2 火驅采油特點及國內外技術現狀

2.1 火驅采油特點

火驅采油是提高原油采收率的重要手段之一。火驅采油是用電、化學等方法將油層溫度升高達到原油燃點，并向油層注入阻燃劑使油層原油持續燃燒的采油方法。

火驅采油優點：

（1）有效地提高原油采收率，采收率可達50%～70%。

（2）所需空氣資源豐富，成本低。

（3）火驅燃燒消耗量僅為原油中重質組分的10%～15%。

（4）火驅技術適宜的油藏條件較廣，稀油、普通稠油、特稠油和超稠油均可采用火驅技術，也可做為蒸汽吞吐采油后的接替技術。

（5）同等油藏條件下，火驅生產噸油成本為注蒸汽吞吐、汽驅的60%左右。

（6）地下高溫裂解可以在一定程度上實現原油改質。

火驅采油缺點：火驅采油實施過程中，點火較為困難；采出液溫度達到150～200℃左右，造成集輸及處理難度加大；由于火驅采油過程中采出氣的氣體組分不詳，造成火驅采出氣處理工藝的難度加大。

2.2 國內外火驅采油技術現狀

2.2.1 國外火驅采油技術發展現狀

美國、加拿大、委內瑞拉、羅馬尼亞等多個國家進行火驅采油技術的應用。其成功實例是羅馬尼亞Suplacu油田，是世界上規模最大的火驅項目。該油田發現于1958年，含油面積30 km2；地質儲量3 900萬t。目前該油田的產量為1 200 t/d，以目前的采油速度推測，該油田可以穩產至2040年，最終采收率可以達到65%以上。

2.2.2 國內火驅采油技術發展現狀

近年國內遼河油田、勝利油田相繼開展了火驅采油試驗 （見表2），均取得一定的效果。勝利油田鄭408塊火驅先導試驗取得了較好效果，累積增產原油3萬t。

表2 國內正在開展的火驅試驗項目

2.3 火驅采油的關鍵技術

2.3.1 點火工藝技術

火驅采油的點火工藝技術是火驅采油工藝中的重要技術之一，是火驅試驗的必要條件。火驅采油點火有層內自燃點火和人工點火兩種。一般深層油層 （＞1 000 m）采用層內自燃點火，淺層油層 （≤1 000 m）采用層內人工點火。人工點火技術分為氣體燃料點火、液體燃料化學點火、電加熱點火等。

2.3.2 生產參數監測與控制工藝技術

地下原油點燃后，應控制火驅采油的火線推進速度，監測油層燃燒動態，監測采出氣體的組份，控制燃燒動態參數變化與地面工藝等，同時應防止火竄、滅火、燃燒油層結焦，其生產參數監測與控制工藝技術是保證火驅采油降低汽油比、提高燃燒體積波及系數、提高采收率的關鍵。

2.3.3 注氣設備

向火驅采油的油層注入連續不間斷的空氣，是保證油層穩定燃燒的首要條件，因此空氣壓縮機是火驅生產中極為關鍵的設備。

3 新疆油田紅淺1井區火驅先導試驗地面工藝技術

3.1 紅淺1井區稠油開發概況

紅淺1井區八道灣組稠油油藏經歷了早期井組試采、蒸汽吞吐規模開發、蒸汽驅試驗及轉驅開發、綜合挖潛及滾動擴邊開發等5個階段，稠油采收率達到33%。該區塊若繼續采用蒸汽吞吐、蒸汽驅技術開采已逐步失去開發價值，但是該區塊剩余原油飽和度仍較高，剩余地質儲量也較高，有一定的資源潛力。紅淺1井區火驅試驗區地質參數與其他油田對比見表3。

表3 紅淺1井區火驅試驗區和其他火驅油田地質參數

由表3看出，紅淺1井區八道灣組地層深度、油層厚度、油層物性及原油物性與國內外火驅油藏接近，均滿足直井火驅采油的開發條件。

3.2 開發部署及建設情況

紅淺1井區火驅先導試驗區分二期，共部署55口井。一期部署38口，其中5口觀察井，3口注氣井，單口注氣井注氣量為4萬m3/d，二期部署17口。同時一期生產井中的4口轉為注氣井，單井注氣量為2萬m3/d，注氣壓力10.0 MPa。紅淺1井區采用直井火驅采油的開發方式，就是將空氣由注氣直井注入到燃燒的油層，降黏后的原油由生產直井采出。

3.2.1 注空氣系統

為了便于紅淺1井區火驅先導試驗區的集中管理，在試驗區中部建設一座注空氣站，一期安裝6臺25 m3/min空氣壓縮機組，機組型式均為螺桿式壓縮機+活塞式壓縮機的組合機組，機組額定壓力15.0 MPa，注氣壓力10.0 MPa。注氣站由空氣壓縮機房、值班控制室、配電室、道路、圍墻等構成，注氣站平面布置見圖1，空氣壓縮機組流程見圖2。

圖1 注氣站平面布置

圖2 空氣壓縮機組流程

注空氣站將10.0 MPa空氣通過D 76 mm×7 mm管道將高壓空氣輸送至注氣井，單井注氣管道采用D 32 mm×5 mm管道。

3.2.2 原油集輸系統

原油集輸系統采用二級布站方式，流程為：井口氣液→12井式多通閥集油管匯點→計量接轉站→紅淺稠油處理站，集輸管道采用雙金屬管。計量接轉站工藝流程見圖3。

圖3 計量接轉站工藝流程

3.2.3 采出氣處理系統

火驅采出氣量為5萬～12萬m3/d，壓力0.2～0.3 MPa，硫化氫含量為923 mg/m3，合計4.615 kg/h，采出氣中以氮氣和二氧化碳為主。采出氣去3018脫硫裝置脫硫，采出氣脫除硫化氫后進入放散管進行排放。火驅采出氣脫硫工藝流程見圖4。

圖4 采出氣脫硫工藝流程

3.2.4 自動控制系統

火驅先導試驗區數據采集區域較為分散，過程控制系統采用小型分布式計算機數據采集及監視系統 （SCADA），實現井區、站場數據采集及遠程監視，實現整個火驅試驗區注氣站、注氣井、計量接轉站、脫硫塔等工藝參數的數據處理、數據存儲、數據顯示、流程顯示、報表打印等功能。自動控制系統結構見圖5。

3.3 地面系統運行情況

3.3.1 火驅試驗區生產運行情況

圖5 自動控制系統結構

截止2011年5月30日，累計產液73 369 t，累計產油4 282 t，累計注氣4 510萬m3，累計產氣2 633萬m3，累計注采比1.71，累計氣油比10 532 m3/t。

2011年1至5月，階段累計產液12 424 t，階段累計產油1 645 t，階段累計注氣1 528萬m3，階段累計產氣667萬m3，階段累計注采比2.29，階段累計氣油比9 289 m3/t。

紅淺1井區是采用蒸汽吞吐、汽驅采油工藝開發后的老區塊，地層空間較大，火驅采油燃燒產生的廢氣可能存留在地下空間或氣串至其他地層，因此注氣量較大，油氣比偏高。

3.3.2 生產參數監測與控制

火驅采油生產參數監測與控制是保證火驅采油降低氣油比、提高燃燒體積波及系數、提高采收率的關鍵。紅淺1井區火驅先導試驗通過生產參數的監測實現了以下控制：

（1）對生產井套管氣量進行實時監測，當單井套管氣量＞7 000 m3/d時，為了避免火線前串及燃燒油層結焦，關閉生產井。

（2）對生產井油管液量進行實時監測，當單井油管液量＞30 t/d時，為了避免火線前串及燃燒油層結焦，關閉生產井。

（3）對生產井周圍觀察井井底溫度進行實時監測，據此對火燒原油的燃燒狀況進行分析，初步判斷火線前沿的分布結構，控制生產井的氣液產出量及注氣井的注入量。

（4）對注氣井流量、壓力進行實時監測，調節空氣壓縮機組的運行參數，實現火驅試驗區注入空氣量的總體控制。

（5）對所有空氣壓縮機組運行參數進行實時監測，總體控制空氣壓縮機組的正常運行。

（6）對生產井周圍H2S氣體濃度、放散管H2S氣體濃度進行實時監測，實現油區的安全生產管理。

3.3.3 生產運行中存在的問題

（1）注空氣系統。注空氣管道按照10.0 MPa設計選取D 76 mm×7 mm無縫鋼管，實際運行中管道阻力損失達到3.0～4.0 MPa。造成阻力損失過大的原因有兩方面：一方面設計壓力為10.0 MPa，實際運行為7.0 MPa，流經管道氣體體積增大造成阻力的增大；另一方面井口計量儀表孔徑較小，造成阻力損失達到1.5～2.0 MPa左右。

（2）地面集輸系統。地面集輸系統采用氣液混輸的二級布站方式，火驅采出液攜帶大量氣體，采出液進入稱重式計量器后產生泡沫液，泡沫液從稱重斗溢出時稱重斗不翻動，導致儀表顯示單井產液為不顯示，造成單井產液量的計量失真。

（3）采出氣系統。采出氣H2S質量濃度在2009年10月至2010年10月期間最高達到923mg/m3，脫硫設計是按照最高值923 mg/m3進行的干法脫硫塔設備選型。運行至2010年12月之后的冬季運行期間，采出氣H2S質量濃度急增到2 000～3 500 mg/m3，脫硫塔出現大量冷凝水及結凍現象。

4 幾點認識

4.1 注氣系統

（1）空氣壓縮機的規格、數量等應根據地質開發需求進行選型，同時兼顧火驅初期點火期間氣量僅為生產階段氣量的20%左右的特點，應考慮大、小機匹配。為保護常年運行的空氣壓縮機組，宜按照85%供氣量選擇機組臺數，且考慮備用。

（2）按照地質開發要求的最低注氣壓力選取注氣管道直徑，按照地質開發要求的最高注氣壓力選取管道壁厚，完善注空氣管道冬季運行的防凍措施。

4.2 油氣集輸系統

目前火驅開發處于試驗階段，開發規模小，井數較少，單井集輸采用油氣分輸工藝。由于集輸溫度的影響，套管廢氣中應含有部分水蒸氣，因此在氣體處理前也應考慮油氣分離。

隨著火驅方式大規模應用，集輸模式將考慮采用單井油氣混輸工藝，以達到節約投資的目的。

4.3 采出氣處理系統

火驅采出氣處理技術應根據氣量、H2S濃度、處理要求等，采用不同的處理方式，如：干法脫硫和濕式氧化法脫硫。

火驅采出氣處理技術按照含有H2S濃度劃分，當質量濃度aH2S＜1 500 mg/m3時，采出氣處理宜采用干法脫硫處理技術；1 500＜aH2S＜5 000 mg/m3時，采出氣處理宜采用濕法脫硫處理技術。

4.4 生產參數監測與控制工藝技術

火驅采油需要將地質采油工程的火驅采油燃燒分析、地面工程的設備運行管理、采油工程的井下地下參數監測等系統有機地結合在一起，通過相互配合協作才能將火驅采油生產參數的監測與控制工作做好。

5 結束語

火驅采油技術與常規稠油采用的吞吐汽驅采油技術、SAGD采油技術相比，具有低能耗、低成本、低污染等優勢。

采用火驅采油技術實現稠油低污染、低能耗、持續高效開采，也將是特、超稠油開發方式的一次技術創新，同時也為老區稠油二次開發提供技術支持。通過火驅采油技術研究及現場試驗，形成相關配套技術，可實現風城油田特超稠油低成本高效開采，以及實現降低污染和節能減排目標，對新疆油田持續發展具有十分重要的意義。

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