4月23日，由中海油研究總院（以下簡稱研究總院）自主研究設計的全球首個超稠油熱采油田--旅大5-2北油田一期順利投產。
這一“首個”背后是我國超稠油開發(fā)技術的重要突破。
渤海油田數(shù)十億噸的石油地質探明儲量中，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。將稠油從地層提升到地面再完成輸送，對采油技術、流程處理、海管外輸?shù)榷继岢鰳O高要求，被公認為世界級開采難題。
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。
超稠油的開采可謂讓人“愁上加愁”。
“盡管研究總院針對海上稠油開發(fā)進行的多項研究積累了一些技術經驗，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)基本設計項目經理竇培舉說道。
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, 降低原油粘度,增加原油的流動性，該技術對蒸汽的品質要求十分苛刻。海上平臺淡水水源難求，只能從海水或地層水中做出選擇。二者各有優(yōu)劣：海水淡化能提供的水量更大，但處理流程較長且較復雜；地層水處理流程相對簡便，但其中若含油，會導致水處理流程中的膜組件失效，無法生產出合格的鍋爐供水。如何在降本增效的前提下規(guī)避風險？研究人員反復論證，研發(fā)出首套海上雙水源鍋爐水處理系統(tǒng)。該系統(tǒng)以使用地層水為水源作為設計基礎，在生產過程中，一旦監(jiān)測到地層水中含油不再適合作為鍋爐供水水源，可通過簡單的設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%。
超稠油開采的另一大技術難點是如何去除原油中的大量砂粒。項目組創(chuàng)新提出“原油摻熱水洗砂+生產水旋流除砂”的工藝流程，巧妙繞開了原油直接除砂的技術難題，采用向原油中摻入熱水的方式，大大降低了超稠油的粘度，使原油中摻混的細砂顆粒更容易“沖洗”到水中，再結合海上油田常規(guī)的水處理旋流除砂技術，通過“曲線救國”的方式實現(xiàn)了原油脫砂的需求。
經摻熱水洗砂后的油水混合物需要進行油水分離，進一步凈化原油及分離含砂生產水。因超稠油和水的密度差很小，彼此“難舍難分”，而且海上平臺造價高昂，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。為了解決海上平臺熱采稠油脫水這一世界性難題，研究總院項目組 “十年磨一劍”，自主研發(fā)原油靜電聚結脫水技術，采用絕緣復合電極技術專利和分離器結構創(chuàng)新設計，使其能適應含水率超過90%以上的超稠油脫水，脫水效率較常規(guī)技術提高30%以上，大幅降低了稠油脫水設備尺寸和藥劑用量，實現(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?/div>
超稠油如何從地下經濟有效的舉升到地面上來，是超稠油開采的又一攔路虎。常規(guī)方案是注蒸汽時下一趟注熱管柱，開采時需提出注熱管柱再下入一趟生產管柱，損失了大量的時間和作業(yè)成本。項目組經多方案比選論證，創(chuàng)新采用射流泵注采一體管柱技術，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)費用。據(jù)測算，26口井8個輪次累計可節(jié)約操作費超過2億元，大幅提高超稠油熱采規(guī)模開發(fā)的經濟性。
由于注熱前后高低溫交變會導致套管損壞、環(huán)空竄流、井口升高等問題，嚴重威脅油氣井、平臺和海上作業(yè)人員安全，項目組創(chuàng)新研發(fā)并應用了基于應力應變的熱采套管柱設計方法和預應力固井工藝，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效安全，延長井筒壽命以降低全周期成本。
“創(chuàng)新的目標是優(yōu)化工藝、優(yōu)化流程，提升項目經濟性，安全生產的同時追求效益最大化。旅大5-2北油田一期超稠油熱采開發(fā)方案設計以及后續(xù)的實施，踐行了從源頭降本、用創(chuàng)新增效的理念。”研究總院項目組鉆完井基本設計經理謝仁軍說道。（科技日報）
