新技術破解“愁油”開採難題

【新看點】

近日，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採油田——旅大5—2北油田一期順利投產。

這一“首個”背後是我國超稠油開發技術的重要突破。

創新技術，解決稠油熱採的水源問題

渤海油田數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”一般的稠油在行業中還有一個名字——“愁油”。因黏度大、開採成本高，多年來稠油一直是人類“可望而不可及”的黑色寶藏。將稠油從地層開採到地面再完成輸送，對採油技術、流程處理、海管外輸等都提出了極高的要求，被公認為是世界級難題。

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，是渤海已開發最稠原油的20倍以上，常温下接近固體瀝青，根本無法流動。

超稠油的開採可謂讓人“愁上加愁”。

“儘管研究總院針對海上稠油開發進行的多項研究積累了一些技術經驗，但此次超稠油開發中油品超高黏度帶來的各種挑戰仍讓項目組壓力巨大。”研究總院旅大5—2北油田一期開發基本設計項目經理竇培舉説。

旅大5—2北油田一期是全球首個超稠油熱採油田，所謂“稠油熱採”，即向地層注入高温高壓蒸汽提高地層原油的温度, 降低原油黏度，增加原油的流動性，但該技術對蒸汽的品質要求十分苛刻。

海上平台淡水水源難求，只能選擇海水或地層水。二者各有優劣：海水淡化能提供的水量更大，但處理流程較長且較複雜；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，無法生產出合格的水。

如何在降本增效的前提下規避風險？研究人員反覆論證，研發出首套海上雙水源鍋爐水處理系統。該系統使用地層水作為水源，在生產過程中，一旦監測到地層水中含油不再適合作為供水水源，可通過簡單的設備更換和管線連接切換為海水水源，投資較傳統海水淡化系統降低約30%。

優化工藝，去除原油中的砂粒和水分

超稠油開採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，採用向原油中摻入熱水的方式，大大降低了超稠油的黏度，使原油中摻混的細砂顆粒更容易被“沖洗”到水中，再結合海上油田常規的水處理旋流除砂技術，實現了原油脱砂的需求。

經摻熱水洗砂後的油水混合物需要進行油水分離，進一步淨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“難捨難分”，而且海上平台造價高昂，無法借鑑陸地油田的“大罐靜態沉降破乳脱水”的工藝流程。為了解決海上平台熱採稠油脱水這一世界性難題，研究總院項目組 “十年磨一劍”，自主研發原油靜電聚結脱水技術，採用絕緣複合電極技術專利和分離器結構創新設計，使其能適應含水率超過90%以上的超稠油脱水，脱水效率較常規技術提高30%以上，大幅降低了稠油脱水設備尺寸和藥劑用量，實現稠油高效、緊湊、低能耗處理，使超稠油海上處理從不可能變為可行。

提高經濟性，把超稠油從地下舉升到地上

超稠油如何從地下經濟有效地舉升到地面上來，是超稠油開採的又一攔路虎。常規方案是注蒸汽時下一趟注熱管柱，開採時需提出注熱管柱再下入一趟生產管柱，這種方法會消耗大量時間和作業成本。項目組經多方案比選論證，創新採用射流泵注採一體管柱技術，代替傳統兩趟管柱，單井每輪次可減少一次起下管柱作業費用。據測算，26口井8個輪次累計可節約操作費超過2億元，大幅提高超稠油熱採規模開發的經濟性。

由於注熱前後高低温交變會導致套管損壞、環空竄流、井口升高等問題，嚴重威脅油氣井、平台和海上作業人員安全，項目組創新研發並應用了基於應力應變的熱採套管柱設計方法和預應力固井工藝，可有效緩解熱採井套損和井口抬升問題，從而保障熱採井井筒長效安全，延長井筒壽命以降低全週期成本。

“我們創新的目標是優化工藝、優化流程，提升項目經濟性，在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採開發方案設計以及後續的實施，踐行了從源頭降本、用創新增效的理念。”研究總院項目組鑽完井基本設計經理謝仁軍説道。