稠油的特性導(dǎo)致其開采難度較大，但也不能因此而放棄它。數(shù)據(jù)顯示，在世界剩余石油資源中，約有70%都是稠油。我國渤海稠油資源十分豐富，截至2021年底，渤海共發(fā)現(xiàn)49個(gè)稠油油田，稠油探明地質(zhì)儲(chǔ)量占渤海海域總探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量的一半以上。

　　中國海洋石油集團(tuán)有限公司(以下簡稱中國海油)近日發(fā)布消息稱，由中國海油研發(fā)的、具有我國自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)的稠油熱采電潛泵注采一體化技術(shù)在渤海油田現(xiàn)場試驗(yàn)成功。該技術(shù)將大大降低稠油熱采開發(fā)的經(jīng)濟(jì)門檻，解決當(dāng)前我國海上稠油開發(fā)所面臨的“經(jīng)濟(jì)、高效”挑戰(zhàn)，標(biāo)志著我國海上稠油進(jìn)入了規(guī)模化開發(fā)新時(shí)代。

　　什么是稠油?海上稠油開發(fā)難在哪里?稠油熱采電潛泵注采一體化技術(shù)又將如何改變稠油開發(fā)現(xiàn)狀?帶著這些問題，科技日?qǐng)?bào)記者采訪了中海油研究總院相關(guān)專家。

　　世界剩余石油約70%是稠油

　　“‘稠油開發(fā)，難于上青天’，這是石油人的共識(shí)。”中海油研究總院采油設(shè)計(jì)室主任于繼飛說。

　　稠油，顧名思義，是一種比較黏稠的石油。中海油研究總院副總經(jīng)理兼總工程師(鉆完井)李中解釋道，因其黏度高、密度大，國外一般都稱之為重油，國內(nèi)則習(xí)慣稱之為稠油。

　　如果把稠油和稀油對(duì)比來看，可以直觀地看到稀油像水一樣流動(dòng)，而稠油卻很難流動(dòng)，這是稠油黏度高的特性造成的。

　　稠油的特性導(dǎo)致其開采難度較大，但也不能因此而放棄它。數(shù)據(jù)顯示，在世界剩余石油資源中，約有70%都是稠油。我國渤海稠油資源十分豐富，截至2021年底，渤海共發(fā)現(xiàn)49個(gè)稠油油田，稠油探明地質(zhì)儲(chǔ)量占渤海海域總探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量的一半以上。

　　根據(jù)現(xiàn)有行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，按照流體性質(zhì)和地質(zhì)油藏條件對(duì)稠油油藏進(jìn)行分類，可以分為普通稠油、特稠油和超稠油。

　　“目前稠油開發(fā)主要采用蒸汽吞吐的方式對(duì)稠油油藏進(jìn)行開采，通過向稠油油藏中注入高溫蒸汽，再關(guān)井進(jìn)行燜井作業(yè)，利用高溫蒸汽使近井地帶的原油充分降黏、擴(kuò)散。”李中介紹道。

　　簡單來說，稠油很稠，所以需要給它“蒸桑拿”，讓它流動(dòng)起來，方便采出。

　　需要注意的是，稠油在“蒸桑拿”時(shí)，井內(nèi)溫度較高，為避免海上油藏常用開采設(shè)備——電潛泵系統(tǒng)，及部分關(guān)鍵井下工具在高溫環(huán)境中失效，須待油藏充分冷卻后，將注熱管柱更換為裝配有電潛泵系統(tǒng)及關(guān)鍵井下工具的采出管柱，再進(jìn)行油氣資源的采出作業(yè)。

　　海上稠油開采難度大

　　目前，陸上稠油開采技術(shù)已相對(duì)成熟，但海上稠油開發(fā)依然困難重重。

　　為何換了個(gè)地方，稠油開采就變得更難了?于繼飛解釋道，首先，埋深超過900米的稠油儲(chǔ)量占渤海稠油總儲(chǔ)量的93%，這些稠油所在位置具有較高的地層壓力，導(dǎo)致注入壓力較高，初期需要采用吞吐降壓開發(fā)。其次，海上稠油開發(fā)所采用的是水平井開發(fā)，斜深超過2000米，沿程熱損失大，而如果采用陸地常規(guī)設(shè)備，蒸汽注入井底干度幾乎為零，即不含有水分，便不能有效發(fā)揮蒸汽的熱效應(yīng)。

　　此外，由于稠油黏度范圍跨度大、開發(fā)方式多樣等原因，目前常用的大井距水平井均衡驅(qū)替、高溫監(jiān)測、注采調(diào)控等關(guān)鍵技術(shù)仍存在諸多瓶頸與挑戰(zhàn)。同時(shí)，海上平臺(tái)空間小，承重和吊裝能力均受限，導(dǎo)致注汽設(shè)備體積受限，擺放難度大。

　　“以上的種種因素，再結(jié)合海洋環(huán)境的影響，使得陸上油田已有的成熟熱采技術(shù)在海上油田存在較大的應(yīng)用局限性。”于繼飛說。

　　“海上稠油儲(chǔ)量雖然豐富，但開采難度較大。目前動(dòng)用程度非常有限，亟須加快推進(jìn)對(duì)海上特色稠油開發(fā)模式的探索，形成稠油規(guī)模化熱采對(duì)實(shí)現(xiàn)渤海油田未來的產(chǎn)量接替意義重大。”李中說。

　　近年來，中國海油先后在南堡35-2油田、旅大21-1油田、旅大27-2油田等先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)實(shí)施試驗(yàn)性熱采作業(yè)。試驗(yàn)表明采用電潛泵開采渤海稠油是可行的，但常規(guī)工藝上利用的是注采兩趟管柱，即一趟管柱注熱，待冷卻后，再將注熱管柱更換為裝配電潛泵及關(guān)鍵井下工具的采油管柱。管柱一節(jié)一節(jié)下井，再一節(jié)一節(jié)提起，來回一趟需要耗費(fèi)不少時(shí)間，不但成本較高，效率還低。如果能把“注”和“采”功能合二為一，豈不是省時(shí)省力?

　　解“稠”還需“內(nèi)外兼修”

　　注采“二合一”的想法很美好，但問題也接踵而至。

　　作為采油核心設(shè)備的電潛泵及關(guān)鍵井下工具，耐高溫能力差，在高溫注熱條件下極易“中暑”失效，這成為了注采管柱一體化工藝最大的“攔路虎”。

　　工欲善其事必先利其器。中國海油自主研發(fā)的海上稠油熱采電潛泵注采一體化技術(shù)主要解決的就是井下設(shè)備的“防暑降溫”問題。

　　“稠油熱采電潛泵注采一體化技術(shù)的核心在于如何保證井下設(shè)備高溫不失效和注熱時(shí)不損壞電泵系統(tǒng)的電氣部件。”李中說。

　　為此，于繼飛帶領(lǐng)團(tuán)隊(duì)深入現(xiàn)場調(diào)研實(shí)際情況，精準(zhǔn)分析問題關(guān)鍵點(diǎn)，從整體工藝方案入手，率先蹚出一條“新路”。科研團(tuán)隊(duì)在“十三五”末開展新工藝探索，不到3年時(shí)間，成功研發(fā)出以國產(chǎn)耐250℃高溫電泵為核心的新型注采一體化設(shè)備及工具，攻克了安全控制系統(tǒng)、監(jiān)測系統(tǒng)、高溫井口穿越與密封系統(tǒng)、耐350℃高溫電纜等多項(xiàng)裝備的耐高溫技術(shù)難題，提高了設(shè)備耐高溫能力，從根本上解決了設(shè)備高溫失效問題。

　　此外，科研團(tuán)隊(duì)還設(shè)計(jì)研發(fā)了小直徑隔熱油管、泵前單流閥等，有效阻止環(huán)境熱量進(jìn)入，給熱采核心設(shè)備——電潛泵建立了單獨(dú)的適宜環(huán)境，再結(jié)合環(huán)空注氮措施，進(jìn)行強(qiáng)制對(duì)流換熱，相當(dāng)于在工作室中安裝了“空調(diào)”。

　　“以上措施有效降低了稠油熱采注采一體化核心設(shè)備電潛泵的工作溫度，確保其在注采過程中安全、穩(wěn)定運(yùn)行。同時(shí)形成基于該技術(shù)的高溫高壓方案設(shè)計(jì)能力、非標(biāo)零部件加工制造能力和平臺(tái)作業(yè)實(shí)施能力。”于繼飛表示。該技術(shù)滿足了350℃高溫蒸汽注熱工況，實(shí)現(xiàn)了一個(gè)注采周期內(nèi)注采兩次作業(yè)到一次作業(yè)的重大跨越，兩個(gè)吞吐輪次內(nèi)可節(jié)省井下作業(yè)成本約70%。

　　日前，中國海油在旅大21-2油田開展礦場試驗(yàn)，完成了下生產(chǎn)管柱、安全閥試壓、封隔器驗(yàn)封、注熱、燜井、放噴、電泵運(yùn)行等10余項(xiàng)測試作業(yè)，全面驗(yàn)證了電潛泵注采一體化技術(shù)的適用性、安全性和功能可靠性。這項(xiàng)技術(shù)可在渤海、南海東部、南海西部等海域稠油油田推廣應(yīng)用，推動(dòng)海上稠油油田的規(guī)模化經(jīng)濟(jì)開發(fā)。

　　“未來，我國能源安全供給將面臨更大挑戰(zhàn)。”李中說，海上稠油的高效開發(fā)是保障渤海油田穩(wěn)產(chǎn)3000萬噸、上產(chǎn)4000萬噸的重要途徑，中海油研究總院將繼續(xù)發(fā)揮科研人員的創(chuàng)新性和擔(dān)當(dāng)性，堅(jiān)持以實(shí)際需求為目標(biāo)，持續(xù)提升攻關(guān)能力，為助力中國油氣產(chǎn)量再創(chuàng)歷史新高打造嶄新的樣本。

 來源：科技日?qǐng)?bào) 通訊員 李孟龍 楊 陽 本報(bào)記者 操秀英