海上特稠油熱采SAGD技術(shù)方案設(shè)計(jì)

劉 敏 高孝田 鄒 劍 李 萍

（1.中海油能源發(fā)展股份有限公司采油技術(shù)服務(wù)分公司，天津 300452；2. 中海油天津分公司，天津 300452）

海上特稠油熱采SAGD技術(shù)方案設(shè)計(jì)

劉 敏1高孝田1鄒 劍2李 萍1

（1.中海油能源發(fā)展股份有限公司采油技術(shù)服務(wù)分公司，天津 300452；2. 中海油天津分公司，天津 300452）

輔助重力泄油（SAGD）技術(shù)是近年來特稠油高效開發(fā)的新技術(shù)之一，復(fù)雜的海上環(huán)境對(duì)該技術(shù)的應(yīng)用提出更大挑戰(zhàn)。結(jié)合國(guó)內(nèi)外SAGD技術(shù)的開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和渤海旅大特稠油油藏實(shí)際情況，從注汽工藝、采油工藝和地面工程進(jìn)行分析，確定了SAGD開發(fā)過程：預(yù)熱、降壓和SAGD操作；優(yōu)化了不同階段的注汽和舉升工藝，注汽井采用同心雙管均勻注汽，降壓階段采用氣舉，SAGD操作階段采用高溫電泵生產(chǎn)；地面采用小型化、橇裝化的熱采設(shè)備，并對(duì)其地面流程進(jìn)行優(yōu)化?？傮w論證了SAGD技術(shù)在該油田的可實(shí)施性，為海上油田進(jìn)行SAGD先導(dǎo)性試驗(yàn)提供了理論依據(jù)和技術(shù)支持。

海上特稠油；熱采；SAGD；注采工藝；地面工程

稠油熱采是目前非常規(guī)稠油開發(fā)的主要技術(shù)手段，已在美國(guó)、委內(nèi)瑞拉、加拿大廣泛應(yīng)用，我國(guó)先后在遼河、新疆、勝利和河南等稠油油田推廣應(yīng)用［1-3］。海上油田由于其環(huán)境的特殊性，針對(duì)稠油開采的研究起步較晚。從2008年起，中海油才針對(duì)海上稠油油田逐步開展了多元熱流體和蒸汽吞吐的熱采先導(dǎo)性試驗(yàn)，并取得了階段性成果。國(guó)外針對(duì)稠油熱采的研究開展較早。1978年，R. M. Butler博士根據(jù)注水采鹽原理，以熱傳導(dǎo)與流體熱對(duì)流相結(jié)合，蒸汽作為熱源，依靠瀝青及凝析液的重力作用開采稠油，提出了特稠油開發(fā)的輔助重力泄油（SAGD）技術(shù)［3］。SAGD技術(shù)可以提高井底稠油的流變性，能夠有效解決稠油、特稠油油田的開采問題［3-6］。到目前為止，SAGD技術(shù)已經(jīng)形成水平井與直井組合和雙水平井組合兩種成熟的布井方式［3］，形成先預(yù)熱后SAGD操作的兩個(gè)施工方法，其中遼河油田針對(duì)中深油層的稠油油藏，首次成功實(shí)現(xiàn)了先預(yù)熱、降壓然后SAGD操作的開采方法。

渤海旅大館陶組油藏的油層埋深965～1 036 m，油藏壓力10.9 MPa，厚度70 m，孔隙度30.9%，水平滲透率3.0 μm2，垂向/水平滲透率0.77，含油飽和度55%，地層溫度下原油黏度10 000 mPa·s。該油層原油黏度高，屬高孔、高滲特稠油范疇，適宜采用SAGD方式開發(fā)。根據(jù)國(guó)內(nèi)外海上特稠油油藏的開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，對(duì)于未開發(fā)油藏，采用雙水平井的布井方式較好。然而，該油田館陶組比遼河油田的中深層稠油油藏埋藏更深，國(guó)內(nèi)外還沒有在該深度實(shí)施SAGD的先例。由于采用SAGD技術(shù)時(shí)，井筒熱損失大，注汽壓力高，蒸汽潛熱利用低，井底保持SAGD要求的蒸汽高干度的難度較大。同時(shí)海上空間有限，熱采實(shí)施風(fēng)險(xiǎn)更大。因此，針對(duì)該特稠油油藏的開發(fā)有必要進(jìn)行SAGD技術(shù)的注汽工藝、舉升工藝和地面工程研究。

1 注汽工藝

從國(guó)內(nèi)外 SAGD 注汽工藝來看［1，3，7-9］，預(yù)熱階段的雙水平井管柱主要采用單管（隔熱油管或油管注汽，油套環(huán)空返液）和平行雙管（隔熱油管或油管注汽，小直徑油管返液）兩種。降壓階段和SAGD操作階段的注汽井管柱采用單管（單管注汽）、平行雙管（雙管注汽）和同心雙管（雙管注汽）3種。針對(duì)海上特殊條件，建議采用雙水平井同時(shí)預(yù)熱，保證兩井間油層均勻加熱，完成熱連通。預(yù)熱、降壓和SAGD操作3個(gè)階段的注汽井采用同心雙管管柱。生產(chǎn)井的預(yù)熱也采用此管柱結(jié)構(gòu)。完井封隔器以上全部采用隔熱油管，該結(jié)構(gòu)可有效減少井筒熱損失，同時(shí)采用環(huán)空注氮?dú)飧魺峁に囉行ПＷo(hù)套管。

具體注汽管柱結(jié)構(gòu)如圖1。預(yù)熱時(shí)，采用?60.3 mm油管注汽，?139.7 mm隔熱油管和?60.3 mm油管環(huán)空返液（注汽井、采油井相同）。降壓時(shí)，注汽井用隔熱油管和小油管環(huán)空低速注汽，采油井（更換舉升管柱）大排量采液，實(shí)現(xiàn)油藏降壓。SAGD操作時(shí)，雙管同時(shí)注汽（注汽井）。各階段均下入永久監(jiān)測(cè)管柱（毛細(xì)管測(cè)壓、熱電偶測(cè)溫）進(jìn)行測(cè)試，同時(shí)可根據(jù)需要下入五參數(shù)測(cè)試儀計(jì)算井底蒸汽干度。

圖1 注汽管柱結(jié)構(gòu)

2 舉升工藝

國(guó)內(nèi)外用于熱采的舉升方式有自噴、耐高溫管式泵（陸上多采用，海上空間承重限制不適用）、氣舉和耐高溫電泵［1，3，10-12］。針對(duì)海上特點(diǎn)對(duì) SAGD 試驗(yàn)區(qū)的舉升方式進(jìn)行優(yōu)選，如表1所示。

表1 旅大油田SAGD舉升方式優(yōu)選

根據(jù)分析結(jié)果，最終建議預(yù)熱完成后，降壓階段采用耐高溫氣舉閥進(jìn)行高壓氮?dú)馀e升，直到地層壓力降到4～5 MPa時(shí)，進(jìn)入SAGD操作。進(jìn)入SAGD操作后，注汽壓力下降，飽和溫度降低，當(dāng)產(chǎn)出液溫度降至200 ℃左右時(shí)，可轉(zhuǎn)換為高溫電泵進(jìn)行舉升。同時(shí)下入測(cè)試管柱進(jìn)行水平段壓力和溫度測(cè)試。進(jìn)行優(yōu)化后的氣舉和高溫電泵管柱如圖2、圖3。

圖2 氣舉管柱結(jié)構(gòu)

圖3 高溫電泵管柱結(jié)構(gòu)

3 地面工程

海上石油生產(chǎn)平臺(tái)空間、承重能力、吊裝能力、資源受限，是一直以來阻礙海上熱采技術(shù)發(fā)展的重要原因之一，也是SAGD技術(shù)在海上實(shí)施的一大技術(shù)挑戰(zhàn)。鑒于上述原因，提出蒸汽發(fā)生裝置小型化、地面配套設(shè)備橇裝化的思想，研制了小型蒸汽發(fā)生器、高精度油水分離裝置和膜分離制氮設(shè)備。

平臺(tái)上雙水平井SAGD實(shí)施的地面工藝流程如圖4所示，采用電引燃方式利用平臺(tái)燃料通過蒸汽發(fā)生器產(chǎn)生飽和濕蒸汽，通過汽水分離出口蒸汽干度可達(dá)95%，然后將高溫、高壓、高干度蒸汽通過地面管線和井下管柱注入儲(chǔ)層。同時(shí)注入采用空壓機(jī)、膜分離制氮機(jī)和氮?dú)庠鰤簷C(jī)產(chǎn)生的99.9%純度的N2進(jìn)行油套環(huán)空隔熱。高溫產(chǎn)出液通過降溫系統(tǒng)進(jìn)入集輸管匯。總體配置需要占地面積約250 m2。單橇裝模塊不超過9 t。

圖4 平臺(tái)地面工藝流程

4 結(jié)論和建議

（1）旅大特稠油油田采用SAGD的雙水平井組合的布井方式開發(fā)，共需經(jīng)歷預(yù)熱、降壓和SAGD操作3個(gè)階段。采用同心雙管雙水平井同時(shí)預(yù)熱，可實(shí)現(xiàn)兩井間油層均勻加熱；降壓階段，對(duì)隔熱油管與小油管間的環(huán)空進(jìn)行低速注汽；SAGD操作時(shí)同心雙管同時(shí)注汽，從而實(shí)現(xiàn)水平段的均勻注汽。

（2）針對(duì)SAGD降壓和操作階段的高溫產(chǎn)出液特點(diǎn)，降壓階段溫度高，基本在300 ℃左右，建議此階段氣舉；而SAGD操作階段產(chǎn)出液溫度在200 ℃左右，采用高溫電泵生產(chǎn)，同時(shí)下入永久測(cè)試管柱，進(jìn)行水平段溫度和壓力測(cè)試。

（3）地面設(shè)備小型化和橇裝化，對(duì)高溫產(chǎn)出液進(jìn)行降溫處理，并混輸進(jìn)入工藝流程，在熱采井口增加地面安全控制，以保證SAGD地面工程安全實(shí)施。

（4）海上稠油熱采要實(shí)現(xiàn)大規(guī)模的開發(fā)還有一定距離，建議盡快開發(fā)和研制耐高溫井下工具（如耐高溫安全閥和封隔器），同時(shí)進(jìn)行海上地面設(shè)備的規(guī)?；芯?，為實(shí)現(xiàn)海上稠油熱采提供有力保障。

［1］ 陳明.海上稠油熱采技術(shù)探索與實(shí)踐［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2012-09.

［2］ 劉新福.世界稠油開采現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢(shì)［J］.石油勘探開發(fā)情報(bào)，1996（1）：43-53.

［3］ 劉文章.稠油熱采工程技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1996.

［4］ 張方禮，張麗萍.蒸汽輔助重力泄油技術(shù)在超稠油開發(fā)中的應(yīng)用［J］.特種油氣藏，2007，14（2）：70-73.

［5］ TRACY L G, FRANK H. Case history: horizontal well SAGD technology is successfully applied to produced oil at LAK ranch in NewcastleWyoming［R］. SPE 78964,2002.

［6］ 王選茹，程林松，劉雙全，等.蒸汽輔助重力泄油滲流機(jī)理研究［J］.西南石油學(xué)院學(xué)報(bào)，2006，28（2）：44-47.

［7］ 王志超，李樹金，周明升.杜84斷塊館陶油藏雙水平SAGD 優(yōu)化設(shè)計(jì)［J］.中外能源，2008，13（2）：48-51.

［8］ RICH K, JOHN B, BOB B, et al. The long lake projectthe first field integration of SAGD and upgrading［R］.SPE 79072, 2002.

［9］ 鄭小雄.蒸汽輔助重力泄油技術(shù)的優(yōu)化設(shè)計(jì)［D］.山東東營(yíng)：中國(guó)石油大學(xué)，2007：75-76.

［10］ HANDFIELD T C, NATIONS T, NOONAN S G. SAGD gas lift completions and optimization: a field case study at surmount［R］. SPE 117489, 2006 .

［11］ DUNCAN G J, BELDRING B. A noval approach to gas lift design for 40,000 BPD subsea producers［R］. SPE 77727, 2002.

［12］ NOONAN S G, DECKER K L, MATHISEN C E. Subsea gas lift design for the angola kuito development［R］.OTC 11874, 2000.

SAGD technology conceptual design of thermal recovery explore for offshore extra-heavy oil

LIU Min1, GAO Xiaotian1, ZOU Jian2, LI Ping1
（1. CNOOC Energy Technology&Services-Oilfield Technology Services Co,Tianjin300452,China;2. Tianjin Branch of CNOOC Ltd.,Tianjin300452,China）

Within the last decade, SAGD (steam-assisted gravity drainage) technology was one of the new efficient technologies for development of extra-heavy oil, however the application of this technology is even a greater challenge in complex offshore environment.Combined the SAGD technology development experiences at domestic and foreign with the actual situation of Bohai Luda extra-heavy oil reservoir, after analyzing steam injection process, production process and ground engineering of SAGD, it turns out that the SAGD development process in this reservoir should be: warm-up, step-down and SAGD operation. Optimizations have been done to the different stages of the steam injection and artificial lift technology: using concentric double tube uniform steam injection in the steam injection well, using gas lift in the step-down stage of the production well, and producing with high temperature electric pump in the SAGD operation stage. Use miniaturization, skid-mounted thermal recovery equipment on the ground with processes optimized. Overall, it was proved that the SAGD technology can be implemented in this oilfield, which provides the theoretical basis and technical support for conducting pilot test of SAGD in offshore oil fields.

offshore extra-heavy oil; thermal recovery; SAGD; injection and production process; ground engineering

劉敏，高孝田，鄒劍，等.海上特稠油熱采SAGD技術(shù)方案設(shè)計(jì) ［J］. 石油鉆采工藝，2013，35（4）：94-96.

TE357.4

：B

1000–7393（2013） 04–0094–03

十二五國(guó)家科技重大專項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開發(fā)-海上稠油熱采技術(shù)”子課題“海上稠油熱采采油技術(shù)研究”（編號(hào)：2011ZX05024-005-003）資助。

劉敏，1971年生?，F(xiàn)從事注水、注汽、聚合物驅(qū)等采油工藝及配套產(chǎn)品的研究和管理工作，高級(jí)工程師。電話：022-25808602。E-mail：liumin2@cnooc.com.cn。

2013-02-16）

〔編輯 景 暖〕