我國首座熱采平臺建立或?qū)㈤_啟稠油開發(fā)的春天

• 2018年10月29日 YaoEnHua來源：國際石油網(wǎng) 1328 87
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  市場快速增長，碳酸鈉行業(yè)發(fā)展機遇大，如何驅(qū)動行業(yè)內(nèi)在發(fā)展動力？

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近日，稠油熱采平臺旅大21-2WHPB的基本設(shè)計項目順利通過有限公司投資決策委員會的審查，項目正式進入實施階段。渤海油田稠油開發(fā)將再次迎來具有里程碑意義的時刻。

近日，稠油熱采平臺旅大21-2WHPB的基本設(shè)計項目順利通過有限公司投資決策委員會的審查，項目正式進入實施階段。渤海油田稠油開發(fā)將再次迎來具有里程碑意義的時刻。

2008年，位于渤海的南堡35-2油田和旅大27-2油田分別開展多元熱流體和蒸汽吞吐先導試驗，拉開了中國海油試驗性開發(fā)稠油的序幕。10年后，中海油研究總院有限責任公司(下稱研究總院)完成了稠油熱采平臺旅大21-2WHPB的基本設(shè)計工作。

與10年前的幾口試驗井不同，旅大21-2WHPB是一座專門用于開采稠油的規(guī)?；療岵杉裳b置，凝聚了科研、生產(chǎn)和試驗人員十年來積累的技術(shù)、經(jīng)驗和關(guān)鍵數(shù)據(jù)。

作為我國最大的海上油氣生產(chǎn)基地，渤海油田必須讓稠油得到經(jīng)濟有效開采，攻克諸多難關(guān)，實現(xiàn)油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)。與此同時，我國石油對外依存度在2017年創(chuàng)下歷史新高。

挑戰(zhàn)、壓力、使命，首座海上稠油熱采平臺的研發(fā)應(yīng)用已經(jīng)迫在眉睫。

難能可貴的獨特性

“如何把十年來零零散散取得的試驗數(shù)據(jù)和經(jīng)驗應(yīng)用在旅大21-2WHPB平臺上，是研究總院設(shè)計團隊承載的使命;如何把陸地稠油開發(fā)的成熟方法搬到海上，則是對我們技術(shù)能力的一次檢驗。”研究總院海洋工程首席專家周曉紅說。

南堡35-2油田和旅大27-2油田雖然已走過十年熱采路，但仍不可歸類為稠油熱采平臺。

這兩座平臺只有部分井開展熱采試驗，注熱設(shè)施也處在間歇性工作狀態(tài)，而旅大21-2WHPB平臺配置的10口井全部可進行熱采，配套工程設(shè)施全部可連續(xù)開展熱采生產(chǎn)，是國內(nèi)第一個專門用于蒸汽吞吐熱采生產(chǎn)的海上平臺，對搜集海上稠油規(guī)?；_發(fā)各項數(shù)據(jù)與生產(chǎn)指標而言意義深遠。

與陸地的稠油開發(fā)方法一樣，海上也采用常見的蒸汽吞吐法，即油層吞入高溫高壓蒸汽，在蒸汽熱能向油層擴散后，開井進行回采。國內(nèi)的遼河油田和克拉瑪依油田已經(jīng)將這一方法應(yīng)用得十分成熟。但海陸有別，雖然同是采用蒸汽吞吐法，具體的技術(shù)方案仍需要量身打造。

從使用空間看，由于海上平臺的面積狹小，熱采用的注熱采油樹比常規(guī)冷采采油樹體積大出一倍，為適應(yīng)熱采工藝特點，解決高溫熱膨脹問題，設(shè)計采用的管線多、彎頭多、保溫層厚，熱采的井口區(qū)域十分擁擠。為此，研究總院創(chuàng)新使用三維設(shè)計技術(shù)，將熱采采油樹分為兩層布置，在有限的投影面積內(nèi)既解決了采油樹布置空間問題，又保證了鉆井平臺對所有井槽的全覆蓋，可節(jié)省工程投資近億元。

熱采過程的全流程監(jiān)控也是一大挑戰(zhàn)。從熱采過程看，稠油熱采大致可分為注熱、燜井、放噴、生產(chǎn)四步。注熱期間，平臺注熱管線易伸長，須進行應(yīng)力補償。更具挑戰(zhàn)的是，井口采油樹也會出現(xiàn)抬升，抬升必須限定在一定范圍內(nèi)，否則會出現(xiàn)安全隱患。經(jīng)過反復比選，綜合考慮測量精度、測量范圍、防爆、簡便易行等標準，設(shè)計人員在諸多方案中選擇了磁致伸縮法儀表來監(jiān)測抬升位移。

“得益于旅大21-2WHPB平臺的設(shè)計，我們在規(guī)?；療岵杉裳b備系統(tǒng)、熱采長效防砂工藝技術(shù)、均勻注汽工藝技術(shù)和注采一體化工藝技術(shù)等方面取得了長足進步?！甭么?1-2/16-3油田區(qū)域開發(fā)項目經(jīng)理范模說。

一切為了提升項目經(jīng)濟性

“海上稠油開發(fā)，愁的不是方法，而是經(jīng)濟效益，能不能通過技術(shù)創(chuàng)新降低工程投資和操作成本將直接決定項目的成敗?！狈赌Ｒ徽Z點出制約海上稠油開發(fā)的癥結(jié)。

這也正是旅大21-2WHPB平臺使用方最希望解決的問題。使用方測算的結(jié)果是，與當前相比，旅大21-2WHPB平臺可助力單井單周期熱采操作費降低60%。

60%是有根據(jù)的。一方面，旅大21-2WHPB平臺充分依托常規(guī)開發(fā)工程設(shè)施，共享資源配置，降低稠油油田開發(fā)投資;另一方面，通過創(chuàng)新生產(chǎn)管理模式，由租賃熱采設(shè)備及人員轉(zhuǎn)變?yōu)樽越ㄗ怨埽瑢嵤┮?guī)?；療岵?，降低單井熱采操作費。

也是有難度的，需要翻過產(chǎn)能低、壽命短、修井費高這“三座大山”。以旅大21-2/16-3油田區(qū)域開發(fā)項目為例，熱采井設(shè)計產(chǎn)能為常規(guī)冷采井的72%，蒸汽吞吐的熱采井壽命僅為冷采井的60%，而每年的熱采井修井費卻是冷采井的4倍多。如何有效降低操作成本，旅大21-2WHPB平臺將在投產(chǎn)后給出有實戰(zhàn)參考價值的綜合數(shù)據(jù)，為渤海油田今后經(jīng)濟有效規(guī)模開發(fā)稠油提供支撐。

旅大21-2WHPB平臺承擔著諸多試驗任務(wù)，但即便是在做試驗，成本和效益也被納入考量。在形成10口熱采井的共識前，1口、2口、4口、15口的方案都被討論過，但專家們最終認為10口井的設(shè)計最具經(jīng)濟性。此外，渤海油田已將旅大21-2WHPB試驗平臺產(chǎn)量納入年產(chǎn)量計劃中，試驗平臺一開始就擔起了上產(chǎn)的使命。

此外，關(guān)于提高項目經(jīng)濟性，范模也給出了他的思考和建議：提升設(shè)備設(shè)施的國產(chǎn)化、標準化水平，降低工程設(shè)施的購置費用和后期維護費用;加快對新型井下微波加熱、吞吐后火燒油層和井下蒸汽發(fā)生等技術(shù)的攻關(guān);從整個項目的投資構(gòu)成來看，鉆完井投資占比最大，需有效降低鉆完井費用。

穩(wěn)產(chǎn)、增產(chǎn)、熱采平臺還可以做得更多

多年摸索下，針對“低、邊、稠”(低滲、邊際、稠油)等經(jīng)濟性不高的油田，海上多采用以“肥”帶“瘦”、以大帶小、以經(jīng)濟性好帶經(jīng)濟性差等做法，想方設(shè)法動用地下儲量，提升經(jīng)濟性。旅大21-2/16-3油田區(qū)域開發(fā)項目共設(shè)計了69口井，其中10口為熱采井，從整個項目投資看，稠油開發(fā)投資占項目總投資約為16%，“雖然拖了后腿，但還能拖得起?！狈赌Ｕf。

旅大21-2WHPB平臺的10口熱采井是幸運的，有其他59口井“手拉手”助力，而在渤海，有相當一部分儲量為純粹的稠油油田，沒有經(jīng)濟性好的油田拉一把，這一部分油田的出路仍待摸索。

稠油開發(fā)成本高，但有多高、高在哪兒，過去的試驗僅僅得出某一口井、單一環(huán)節(jié)的數(shù)據(jù)，而這一次將得出有實戰(zhàn)參考價值的綜合數(shù)據(jù)?！氨热?，過去常規(guī)開采油田應(yīng)用的都是冷采公式(a+b+c)·d，如今，科研和生產(chǎn)人員都知道在開發(fā)稠油時，‘d’這個系數(shù)不準確，稠油熱采平臺的任務(wù)就是找‘d’。”范模說。

“d”意義深遠。一旦被找到，沉睡的渤海油田數(shù)億噸稠油便有了出路。成熟的稠油熱采集成裝置就可以助力錦州油田、墾利油田等稠油油田開發(fā)。同時，設(shè)計人員在旅大21-2WHPB預留了接口和電量，為今后開發(fā)位于平臺西側(cè)的稠油儲量做準備。

國家能源局在不久前印發(fā)的《2018年能源工作指導意見》中指出，提高油氣供給保障能力，堅持“盤活保有儲量和加快新儲量發(fā)現(xiàn)動用”兩手抓，加強常規(guī)油氣資源勘探開發(fā)，保證石油產(chǎn)量基本穩(wěn)定。

今年春節(jié)假期后不久，“渤海油田3000萬噸持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)”重大科技專項啟動會召開，為渤海油田未來十年發(fā)展規(guī)劃了目標，但橫亙在每年3000萬噸面前的是稠油儲量難以得到有效動用?！皩涌煨聝α堪l(fā)現(xiàn)動用而言，旅大21-2WHPB稠油熱采平臺正如一個支點，朝著撬動渤海油田巨大稠油儲量的目標邁進?！毖芯靠傇汉Ｑ蠊こ炭値熇钪緞傂判臐M滿。

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