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    全球首個超稠油熱采油田--旅大5-2北油田一期順利投產

    放大字體  縮小字體 發布日期:2022-05-03  瀏覽次數:14
    核心提示:全球首個超稠油熱采油田--旅大5-2北油田一期順利投產
     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技術的重要突破。
      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、海管外輸等都提出極高要求,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避風險?研究人員反復論證,研發出首套海上雙水源鍋爐水處理系統。該系統以使用地層水為水源作為設計基礎,在生產過程中,一旦監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,投資較傳統海水淡化系統降低約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的水處理旋流除砂技術,通過“曲線救國”的方式實現了原油脫砂的需求。
      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。
      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成本。項目組經多方案比選論證,創新采用射流泵注采一體管柱技術,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,大幅提高超稠油熱采規模開發的經濟性。
      由于注熱前后高低溫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、平臺和海上作業人員安全,項目組創新研發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。
      “創新的目標是優化工藝、優化流程,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方案設計以及后續的實施,踐行了從源頭降本、用創新增效的理念。”研究總院項目組鉆完井基本設計經理謝仁軍說道。(科技日報)
     
     
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