新技術(shù)破解“愁油”開采難題

近日，由中海油研究總院（以下簡(jiǎn)稱研究總院）自主研究設(shè)計(jì)的全球首個(gè)超稠油熱采油田——旅大5—2北油田一期順利投產(chǎn)。

這一“首個(gè)”背后是我國(guó)超稠油開發(fā)技術(shù)的重要突破。

創(chuàng)新技術(shù)，解決稠油熱采的水源問題

渤海油田數(shù)十億噸的石油地質(zhì)探明儲(chǔ)量中，有一半以上是稠油。猶如“黑琥珀”一般的稠油在行業(yè)中還有一個(gè)名字——“愁油”。因黏度大、開采成本高，多年來稠油一直是人類“可望而不可及”的黑色寶藏。將稠油從地層開采到地面再完成輸送，對(duì)采油技術(shù)、流程處理、海管外輸?shù)榷继岢隽藰O高的要求，被公認(rèn)為是世界級(jí)難題。

旅大5—2北油田一期原油黏度為渤海已探明稠油油田之最，是渤海已開發(fā)最稠原油的20倍以上，常溫下接近固體瀝青，根本無法流動(dòng)。

超稠油的開采可謂讓人“愁上加愁”。

“盡管研究總院針對(duì)海上稠油開發(fā)進(jìn)行的多項(xiàng)研究積累了一些技術(shù)經(jīng)驗(yàn)，但此次超稠油開發(fā)中油品超高黏度帶來的各種挑戰(zhàn)仍讓項(xiàng)目組壓力巨大。”研究總院旅大5—2北油田一期開發(fā)基本設(shè)計(jì)項(xiàng)目經(jīng)理竇培舉說。

旅大5—2北油田一期是全球首個(gè)超稠油熱采油田，所謂“稠油熱采”，即向地層注入高溫高壓蒸汽提高地層原油的溫度， 降低原油黏度，增加原油的流動(dòng)性，但該技術(shù)對(duì)蒸汽的品質(zhì)要求十分苛刻。

海上平臺(tái)淡水水源難求，只能選擇海水或地層水。二者各有優(yōu)劣：海水淡化能提供的水量更大，但處理流程較長(zhǎng)且較復(fù)雜；地層水處理流程相對(duì)簡(jiǎn)便，但其中若含油，會(huì)導(dǎo)致水處理流程中的膜組件失效，無法生產(chǎn)出合格的水。

如何在降本增效的前提下規(guī)避風(fēng)險(xiǎn)？研究人員反復(fù)論證，研發(fā)出首套海上雙水源鍋爐水處理系統(tǒng)。該系統(tǒng)使用地層水作為水源，在生產(chǎn)過程中，一旦監(jiān)測(cè)到地層水中含油不再適合作為供水水源，可通過簡(jiǎn)單的設(shè)備更換和管線連接切換為海水水源，投資較傳統(tǒng)海水淡化系統(tǒng)降低約30%。

優(yōu)化工藝，去除原油中的砂粒和水分

超稠油開采的另一大技術(shù)難點(diǎn)是如何去除原油中的大量砂粒。項(xiàng)目組創(chuàng)新提出“原油摻熱水洗砂+生產(chǎn)水旋流除砂”的工藝流程，巧妙繞開了原油直接除砂的技術(shù)難題，采用向原油中摻入熱水的方式，大大降低了超稠油的黏度，使原油中摻混的細(xì)砂顆粒更容易被“沖洗”到水中，再結(jié)合海上油田常規(guī)的水處理旋流除砂技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了原油脫砂的需求。

經(jīng)摻熱水洗砂后的油水混合物需要進(jìn)行油水分離，進(jìn)一步凈化原油及分離含砂生產(chǎn)水。因超稠油和水的密度差很小，彼此“難舍難分”，而且海上平臺(tái)造價(jià)高昂，無法借鑒陸地油田的“大罐靜態(tài)沉降破乳脫水”的工藝流程。為了解決海上平臺(tái)熱采稠油脫水這一世界性難題，研究總院項(xiàng)目組 “十年磨一劍”，自主研發(fā)原油靜電聚結(jié)脫水技術(shù)，采用絕緣復(fù)合電極技術(shù)專利和分離器結(jié)構(gòu)創(chuàng)新設(shè)計(jì)，使其能適應(yīng)含水率超過90%以上的超稠油脫水，脫水效率較常規(guī)技術(shù)提高30%以上，大幅降低了稠油脫水設(shè)備尺寸和藥劑用量，實(shí)現(xiàn)稠油高效、緊湊、低能耗處理，使超稠油海上處理從不可能變?yōu)榭尚小?/p>

提高經(jīng)濟(jì)性，把超稠油從地下舉升到地上

超稠油如何從地下經(jīng)濟(jì)有效地舉升到地面上來，是超稠油開采的又一攔路虎。常規(guī)方案是注蒸汽時(shí)下一趟注熱管柱，開采時(shí)需提出注熱管柱再下入一趟生產(chǎn)管柱，這種方法會(huì)消耗大量時(shí)間和作業(yè)成本。項(xiàng)目組經(jīng)多方案比選論證，創(chuàng)新采用射流泵注采一體管柱技術(shù)，代替?zhèn)鹘y(tǒng)兩趟管柱，單井每輪次可減少一次起下管柱作業(yè)費(fèi)用。據(jù)測(cè)算，26口井8個(gè)輪次累計(jì)可節(jié)約操作費(fèi)超過2億元，大幅提高超稠油熱采規(guī)模開發(fā)的經(jīng)濟(jì)性。

由于注熱前后高低溫交變會(huì)導(dǎo)致套管損壞、環(huán)空竄流、井口升高等問題，嚴(yán)重威脅油氣井、平臺(tái)和海上作業(yè)人員安全，項(xiàng)目組創(chuàng)新研發(fā)并應(yīng)用了基于應(yīng)力應(yīng)變的熱采套管柱設(shè)計(jì)方法和預(yù)應(yīng)力固井工藝，可有效緩解熱采井套損和井口抬升問題，從而保障熱采井井筒長(zhǎng)效安全，延長(zhǎng)井筒壽命以降低全周期成本。

“我們創(chuàng)新的目標(biāo)是優(yōu)化工藝、優(yōu)化流程，提升項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性，在安全生產(chǎn)的同時(shí)追求效益最大化。旅大5—2北油田一期超稠油熱采開發(fā)方案設(shè)計(jì)以及后續(xù)的實(shí)施，踐行了從源頭降本、用創(chuàng)新增效的理念。”研究總院項(xiàng)目組鉆完井基本設(shè)計(jì)經(jīng)理謝仁軍說道。