海上熱采平臺井口抬升風險安全控制設計與應用

賈波

（渤海石油管理局遼東作業公司，天津300459）

在海上熱采實驗期間，井口采油樹都出現了不同程度的抬升現象，對比國內外熱采的油田井口抬升現象具有普遍性，而且隨著熱采輪次的深入，注熱期間的井口抬升程度也會加劇。陸地油田施工空間大，注汽靈活，抬升安全隱患較低，而海上平臺空間有限，平臺流程預留的允許井口采油樹抬升的高度有限，井口抬升過大會造成注熱以及生產流程管線損傷引發管線破損、高溫蒸汽刺漏等安全隱患。

套管在注熱過程中由于溫度的急劇變化發生不同程度的抬升是正常的，但是套管抬升帶來的安全風險不容忽視，因此不同情況下套管抬升的高度計算、注熱過程中的流程改造及注熱參數的優化等非常關鍵，且對旅大項目油田規模化熱采具有重要的指導意義。

1 地面流程適應性設計

根據《海上熱采井套管抬升量預測計算軟件》預測結果，開展旅大項目WHPB 平臺注汽注氮管線適應性設計應用，目前蒸汽吞吐試驗井熱采流程與采油樹連接的注熱管線采用的是單一萬向節連接方式，注熱管線只具備沿管線方向的補償伸長量，井口采油樹抬升時，注熱管線不具備沿管線垂直方向的補償伸長量。陸地稠油熱采通常采取活動彎頭+短接的方式對流程進行重新焊接，占用空間較大，不適應于海上平臺。

萬向節是一種能夠旋轉具有一定活動距離的接頭。其主要特點是操作簡便，占用空間小，能夠多次反復使用，安全性能可靠，適應平臺井口采油樹有限的空間大小。主體管材采用20G 無縫鋼管時，工作壓力為17.5MPa，最高工作溫度為370℃；主體管材采用15CrMoG 無縫鋼管時，工作壓力為21MPa，最高工作溫度為370℃。

平臺注熱流程采用的是硬連接的方式，不具備垂直方向補償能力，萬向節具有方位調節以及活動功能的特點。海上受空間限制萬向節數量不能多，應用軟件進行模擬計算，選取最優空間方位走向，從而實現在井口發生抬升時，補償系統在垂向上/縱向上均具備彈性補償量。

平臺采油樹空間布置2 米*2 米方式，應用pipesim 軟件進行受力分析、強度校核等熱動力學分析，確保施工質量，保證工藝流程滿足注熱施工要求、安全可靠、調節靈活。初步設計見圖1。

2 現場注入參數的控制

依據注入參數對套管壁溫升幅度敏感性情況，為進一步保障注熱期間井口抬升高度安全可控，按照海上平臺熱采升高幅度經驗值以及軟件計算情況開展現場注入方案設計。以井口采油樹抬升A、B、C 三個階段高度限值時，制定相應的注熱參數控制要求：

圖1 模擬設計的萬向節方位走向

（1）當采油樹井口抬升高度在A 以內時，按設計要求正常注熱，加密觀察，嚴格監測并記錄注熱相關數據參數包括：蒸汽發生器出口壓力、溫度、干度、速度、總量；井口油套壓、油管頭、套管頭、隔水導管、采油樹、萬向節溫度；注氮速度、純度、壓力、含氧量、日注量；鄰井油套壓、日產液、日產油、含水、流溫、流壓、井口產液溫度、采油樹溫度、井口抬升高度等參數。

（2）當采油樹井口抬升高度超過A 小于B 時，進行以下控制：①降低注入速度：將實際注入速度降低，每10 分鐘測量抬升高度，連續觀察，若不再抬升，應緩速提高注入速度，確保按方案設計要求完成注熱；若繼續抬升，注入速度進一步降低，每10 分鐘測量抬升高度，連續觀察，若不再抬升，應緩速提高注入速度，確保完成注熱量。②降低注入溫度：若降低注入速度無法控制抬升，則注入溫度每次按10℃進行下調，但不低于300℃，每10 分鐘測量抬升高度，連續觀察，若不再抬升，應緩速提高注入溫度，確保完成注熱量。③降低注入干度：若降低注入速度和溫度無法控制抬升，則注入干度每次按10%進行下調，但不低于20%，每10 分鐘測量抬升高度，連續觀察，若不再抬升，應緩速提高注入干度，確保完成注熱量。

（3）當采油樹井口抬升高度超過B 小于C 時，進行以下操作：①注入速度降低到蒸汽發生器最低安全運行排量，注入溫度降低到300℃以下，注入干度降到20%以下，每10 分鐘測量抬升高度，連續觀察，若不再抬升，則按此注入參數完成注熱量。②若下調注入參數無法控制繼續抬升，當井口抬升高度接近C 時，停止注熱施工，并嚴密觀察井口抬升回落情況，若回落到A 以內，恢復注熱，注入速度按最低安全排量注入，注入溫度降低到300℃以下，注入干度降到20%以下的注入參數進行施工，確保完成注熱量。③若停止注熱施工，井口采油樹繼續抬升，當抬升高度超過C 時，向油管內以設備最大排量能力注入氮氣，直至井口采油樹抬升高度開始回落。

同時，做好現場井筒隔熱工藝的實施，一是將高等級的隔熱油管下放在管柱上部；二是變間歇注氮為連續注氮隔熱，并盡量提高注氮純度，降低熱量從油管內到油管外壁、從環空到套管內壁的傳遞強度。

3 井口抬升自動監測技術設計應用

陸上熱采油田普遍是熱采井口分散布置，油藏埋深淺，井口區域空間大，與注汽樹連接的蒸汽管道采用管道補償器和管道自然補償的方式補償井口的抬升，沒有配置井口抬升位移監測裝置，井口抬升位移的監控主要通過定期巡檢查看，觀察采油樹法蘭與地表距離變化判斷井口抬升位移量。

海上平臺的熱采試驗井口沒有配置自動化的監測設備，僅設置了一套簡單的人工測量裝置（鋼尺+鐵絲），在熱采注汽時，作業人員定期巡檢，現場讀取鋼尺刻度變化量，數據無法傳至中控系統實現在線監測和預警，且操作人員經常在井口熱采區穿梭存在一定的安全風險。

為實時監控旅大項目WHPB 平臺10 口井的抬升幅度，應用磁致伸縮抬升高度自動監測技術對井口抬升位移監測系統，采用海上平臺常用的磁致伸縮液位變送器進行組合、改裝，由內置的磁環代替傳統的浮子，使傳感器部分集成于一個可移動的活塞桿內，可實時的在儀表表頭處顯示測量數據。

考慮熱采井口采油樹區域人員不便于巡檢，在操作通道附近設置遠程顯示模塊，用于查看和記錄數據。測量裝置整體固定于采油樹的法蘭處，而測量裝置的活塞桿保持活動狀態，其與甲板接觸，保持同步運動。通過測量活塞桿與測量裝置的相對運動反映采油樹的位置變化。其適合于不同位置和高度的安裝，無需焊接，便于拆卸，具體見圖2 所示。目前該系統已在旅大27-2-A23H 井第三輪次注熱現場開展試驗應用，數據采集及時，與人工測量裝置對比，其測量精度擬合較高，該系統已設計在旅大項目WHPB 平臺上，測量信號接入中控，可實時查看井的口抬升幅度，指導下步注熱施工，確保現場注熱安全。

圖2 井口抬升位移監測裝置系統圖

4 結論

熱采井井口抬升是一種不可避免的物理現象，為確保平臺和生產流程安全，應用《海上熱采井套管抬升預測計算軟件》預測結果，針對平臺注熱及生產流程進行適應性設計，應用磁致伸縮井口抬升高度自動監測技術與控制措施，滿足了海上平臺規模化熱采安全需求，該設計方法針對稠油油田規模化安全熱采具有顯著的推廣應用價值。