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摘 要：基于井眼轨迹分析和海上平台安装三抽设备尺寸分析，对海上稠油蒸汽吞吐开发工艺采用三抽设备的适用性进行了研究。结果表明，蒸汽吞吐―三抽举升工艺应用于海上稠油的开采，可解决海上稠油使用潜油电泵举升热采效果差，效率低的问题。
关键词：稠油开发 蒸汽吞吐 配套工艺设备①
0 引言
随着开发的不断深入，机械人工举升采油已经逐渐成为主要的采油方式。受海上平台尺寸和排采工艺设计的限制，目前海上机械采油多采用潜油电泵作为主要的举升设备。但对于渤海海域稠油油田的开发，由于潜油电泵机组、电缆耐温较低的限制和结构因素，使得蒸汽吞吐热采工艺受到了限制。若在吞吐前将潜油电泵下入井下，将影响蒸汽的注入温度和干度，影響吞吐效果。若先吞吐自喷，再下入潜油电泵排采，则从自喷到人工举升转换时需要进行压井修井作业，这不仅造成产层损伤，引起出砂，而且降低了热采的效果，增加作业费用，缩短了吞吐的有效期。此外对于海上长期服役井，其产液量已下降到潜油电泵的合理运行区间以下，用潜油电泵进行生产的效率将大幅度下降，增加运行成本，缩短其无故障运行时间，影响了这些井继续开发的效益和剩余价值的再利用。由于海上稠油的开发时间较短，动用区块的稠油粘度较低，目前海上稠油开发上没有形成相对完善的技术和对应工艺设备。因此，亟需研究满足海上稠油热采、低产油井高效开发的工艺设备。
本文对稠油常见开发方式进行了分析，借鉴陆上稠油蒸汽吞吐理论，研究了海上稠油蒸汽吞吐开发方式配套工艺设备。
1 稠油常见开发方式分析
1.1 陆上稠油开发方式
稠油开采的核心是有效降低原油的粘度，使地层中的原油，流入井筒，进而从井筒举升到地面。因此，如何提高驱替或者吞吐的控油面积，提升地层、井筒中原油的流动性成为关键问题。目前，陆上稠油开采方式主要有稠油冷采技术、稠油热采技术和复合开采技术。
（1）稠油冷采技术，主要包括稠油化学降粘开采技术、开采技术、微生物开采技术、磁降粘开采稠油技术等，该技术主要用于粘度较低的稠油开发，主要目的是降低地层中原油的粘度，提高其流动性。
（2）稠油热采技术，主要是运用一些工艺措施使油层温度升高，降低稠油粘度，改变其在地层的流动性，从而将稠油采出的技术方法，是开采稠油，尤其是特、超稠油，最为有效且技术成熟的方法。主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油、火烧油层、热水驱等。其中：蒸气吞吐是应用最多、最为成功的热采方式。
为了进一步提高蒸汽吞吐效果，近年来，人们采取了两种改进的蒸汽吞吐方式：多井整体蒸汽吞吐和蒸汽+助剂吞吐。多井整体吞吐能有效抑制汽窜，减少汽窜造成的热损失，扩大蒸汽波及范围，同时，注入热量相对集中，升温幅度大，因而，整体吞吐的效果明显好于单井蒸汽吞吐的效果。蒸汽+助剂吞吐中使用的助剂主要有：非凝析气（天然气、氮气以及烟道气）、溶剂（轻质油）及高温泡沫剂（表面活性剂）等等，该方法能够发挥多种驱油机理，综合提高釆收率。
目前井筒原油的降黏开发常采用掺浠技术、化学降黏技术和井筒加热技术等，前两种技术需要不断的补充采出液，降低了效率，增加了产出液处理的工艺，一般优先使用井筒加热降黏技术。目前该技术主要有空心抽油杆电加热技术和空心抽油杆蒸汽加热技术。
综上，经过陆上油田近30年的稠油开发实践，针对不同的稠油区块，已经形成了相对成熟的降黏工艺与配套设备，其中蒸汽吞吐-三抽举升是目前应用最多的工艺方案。
1.2 海上稠油的开发方式
目前，海上稠油开发模式主要有以下几种：
（3）适度出砂冷采 该技术主要用机械方法人为的在井筒附近制造原油的快速通道，在主井筒周围建立若干由未完井的分支井组成的高渗透通道，再利用稠油较强的携砂能力，使部分细、粉砂随稠油排除地层，从而在这些高渗透通道附近形成蚯蚓孔网。但是与陆上相比，海上油田处理采出砂存在更多困难，也不能有很大的砂处理设备，该技术的推广受到限制。
（4）聚合物驱 聚合物驱作为高含水油田提高采收率的一项重要技术，在我国陆地油田取得了较好的降水增油效果，提高采收率幅度达10%以上。2003年，中国海洋石油总公司首次在渤海油田开展了聚合物驱单井注入实验，取得一定的效果，但该技术使用受到油藏条件的限制较多，难以大面积推广。
1.3 海上举升工艺分析
目前海上开发主要采用潜油电泵举升技术，其普遍采用的工艺是：使用油管注汽-闷井-注汽管柱自喷生产-压井-起出注汽管柱-下入潜油电泵进行人工举升生产-完成一个生产周期。上述工艺措施表明：在自喷向人工举升转换的过程中，需要增加一次压井和作业过程，这增加了作业费用，降低了吞吐效果，缩短了吞吐的有效期，使得吞吐效果下降。
可见，采用蒸汽吞吐开发时，使用潜油电泵进行人工举升，受到设备耐温的限制，影响了吞吐的效果。目前，中海油所属渤海油田有60%以上为稠油区块采用蒸汽吞吐技术进行开发，如旅大6-2、旅大5-2、秦皇岛3-3-1等，故研究适应蒸汽吞吐需要的排采方式，推动海上稠油的开发十分重要。
2 海上稠油蒸汽吞吐―三抽举升的工艺方式研究
热采注入参数主要考虑注入温度、注入速度、周期注入量这三个主要影响因素。注入温度是影响吞吐开发效果的最重要参数，较高的注入温度和较短的诸如时间，对加大受热半径，缩短因注入而停产的时间，有利于增加油井的产能。按照目前油藏分析的结果，注入温度选择320℃～350℃或更高为宜。这就需要研究配套的海上举升设备。
2.1 三抽举升的工艺分析
陆上稠油油田主要集中在辽河油区、 胜利油区、 克拉玛依油区及河南油区。我国多数陆上油田的稠油油藏主要采取蒸汽吞吐方式开采，以有杆泵举升工艺为主。有杆泵是稠油开采中最常用的机械采油方式，当油层粘度较低时可直接采用常规杆式泵开采；对于油层粘度较高的稠油油藏，可采用辅助工艺和抽稠泵开采。为了注汽锅炉和管网建设的需要，陆上稠油开发，也多采用平台开发模式。 使用三抽举升方式，可以较好的解决稠油开发举升设备耐温的要求，延长举升时间，提升举升效益。其管柱结构如图1所示，可以实现注汽-自喷-人工举升一体化不动管柱完成设计，这样即提高了注汽效率，又降低了作业费用。
陆上稠油采用蒸汽吞吐+三抽举升开发已经成为一种相对成熟的技术，若将该技术用于海上稠油的开采需要解决如下问题：①海上油田的井眼轨迹，是否满足三抽设备的需要；②海上平台的安装空间和承载能力是否满足三抽设备举升的要求；③安全与其他相关问题的设计等。
2.2 海上、陆上三抽井眼轨迹分析
在陆上油田稠油开发中，为了节约耕地和便于注气设备的安装和管理，也普遍采用丛式井开发技术，通常在一个平台上钻井10～20口，尽管地面的空间较平台空间要大，但相比数千米的钻井深度和数千米的平台油田控制面积，陆上平台面积的增加对井眼轨迹的影响并不大。图2、图3分别给出了华北某油田典型的平台井的轨迹和和海上某平台井眼轨迹，经大量的对比分析可知：海上油田的轨迹与陆上油田相当，85～95%以上的油井可满足三抽举升对井眼轨迹的要求。如中海油某分公司某区块海上平台20口油井轨迹（连续井号），在该区块20口油井中有18口油井井眼轨迹较好，可采用三抽方式举升，可使用三抽举升方式合适井达到90%。
经详细分析井眼轨迹的数据发现，由于海上油田的井下压力一般较高，钻井质量较好，其局部狗腿度一般较陆上油田小，大多安装泵位置以上要求的狗腿度数据，海上油田较陆上油田要好。
2.3 海上平台对抽油机安装尺寸的要求分析
此外，海上稠油蒸汽吞吐―三抽举升的工艺方式用于海上平台还需进一步对平台承载能力以及安全等其他相关问题的进行具体研究。
3结论
（1）陆上稠油开采已经形成了相对成熟的降黏工艺与配套设备，其中蒸汽吞吐-三抽举升是目前广泛应用的工艺方案。
（2）基于井眼轨迹和海上平台安装尺寸分析，蒸汽吞吐-三抽举升工艺技术可应用于海上稠油的开采，提高采收率。
（3）海上稠油蒸汽吞吐+三抽举升工艺方技术为海上稠油的高效开采奠定了基础，为解决海上稠油蒸汽吞吐开发方式配套工艺设备提供了依据。
参考文献
[1] 李鹏华. 稠油开采技术现状及展望[J].油气田地面工程，2009（28）2：9-10
[2] 向刚.稠油井杆中管掺热流体闭式循环举升工艺设计[D].中国石油大学（华东），2011
[3] 王旭.辽河油区稠油开采技术及下步技术攻关方向探讨[J].石油勘探与开发，2006（33）4：484-490
[4] 李永康.深井稠油井筒举升优化设计[D].长江大学，2012
[5] 崇毅.蒸汽吞吐法开采稠油及其影響因素的数值模拟[D].南京大学，2013
[6] 纵封臣，齐桃，李伟超等.海上稠油井筒降黏及配套举升工艺[J].石油钻采工艺，2011 （33） 47-50
[7] 周守为.海上稠油高效开发新模式研究及应用[J].西南石油大学学报，2007， 5 （29）：1-4
[8] 顾启林，孙永涛，郭娟丽等.多元热流体吞吐技术在海上稠油油藏开发中的应用[J].石油化工应用，2012（31）9：8-10
[9] 佘梅卿，祝道钧，罗洪友等.稠油斜直井有杆泵抽油技术[J].石油钻采工艺，1997（19）5：92-97
[10] 郭永华，周心怀，李建平.渤海海域新近系稠油油藏原油特征及形成机制[J].石油与天然气地质，2012（31）3：375-380+385
关键词：稠油开发 蒸汽吞吐 配套工艺设备①
0 引言
随着开发的不断深入，机械人工举升采油已经逐渐成为主要的采油方式。受海上平台尺寸和排采工艺设计的限制，目前海上机械采油多采用潜油电泵作为主要的举升设备。但对于渤海海域稠油油田的开发，由于潜油电泵机组、电缆耐温较低的限制和结构因素，使得蒸汽吞吐热采工艺受到了限制。若在吞吐前将潜油电泵下入井下，将影响蒸汽的注入温度和干度，影響吞吐效果。若先吞吐自喷，再下入潜油电泵排采，则从自喷到人工举升转换时需要进行压井修井作业，这不仅造成产层损伤，引起出砂，而且降低了热采的效果，增加作业费用，缩短了吞吐的有效期。此外对于海上长期服役井，其产液量已下降到潜油电泵的合理运行区间以下，用潜油电泵进行生产的效率将大幅度下降，增加运行成本，缩短其无故障运行时间，影响了这些井继续开发的效益和剩余价值的再利用。由于海上稠油的开发时间较短，动用区块的稠油粘度较低，目前海上稠油开发上没有形成相对完善的技术和对应工艺设备。因此，亟需研究满足海上稠油热采、低产油井高效开发的工艺设备。
本文对稠油常见开发方式进行了分析，借鉴陆上稠油蒸汽吞吐理论，研究了海上稠油蒸汽吞吐开发方式配套工艺设备。
1 稠油常见开发方式分析
1.1 陆上稠油开发方式
稠油开采的核心是有效降低原油的粘度，使地层中的原油，流入井筒，进而从井筒举升到地面。因此，如何提高驱替或者吞吐的控油面积，提升地层、井筒中原油的流动性成为关键问题。目前，陆上稠油开采方式主要有稠油冷采技术、稠油热采技术和复合开采技术。
（1）稠油冷采技术，主要包括稠油化学降粘开采技术、开采技术、微生物开采技术、磁降粘开采稠油技术等，该技术主要用于粘度较低的稠油开发，主要目的是降低地层中原油的粘度，提高其流动性。
（2）稠油热采技术，主要是运用一些工艺措施使油层温度升高，降低稠油粘度，改变其在地层的流动性，从而将稠油采出的技术方法，是开采稠油，尤其是特、超稠油，最为有效且技术成熟的方法。主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油、火烧油层、热水驱等。其中：蒸气吞吐是应用最多、最为成功的热采方式。
为了进一步提高蒸汽吞吐效果，近年来，人们采取了两种改进的蒸汽吞吐方式：多井整体蒸汽吞吐和蒸汽+助剂吞吐。多井整体吞吐能有效抑制汽窜，减少汽窜造成的热损失，扩大蒸汽波及范围，同时，注入热量相对集中，升温幅度大，因而，整体吞吐的效果明显好于单井蒸汽吞吐的效果。蒸汽+助剂吞吐中使用的助剂主要有：非凝析气（天然气、氮气以及烟道气）、溶剂（轻质油）及高温泡沫剂（表面活性剂）等等，该方法能够发挥多种驱油机理，综合提高釆收率。
目前井筒原油的降黏开发常采用掺浠技术、化学降黏技术和井筒加热技术等，前两种技术需要不断的补充采出液，降低了效率，增加了产出液处理的工艺，一般优先使用井筒加热降黏技术。目前该技术主要有空心抽油杆电加热技术和空心抽油杆蒸汽加热技术。
综上，经过陆上油田近30年的稠油开发实践，针对不同的稠油区块，已经形成了相对成熟的降黏工艺与配套设备，其中蒸汽吞吐-三抽举升是目前应用最多的工艺方案。
1.2 海上稠油的开发方式
目前，海上稠油开发模式主要有以下几种：
（3）适度出砂冷采 该技术主要用机械方法人为的在井筒附近制造原油的快速通道，在主井筒周围建立若干由未完井的分支井组成的高渗透通道，再利用稠油较强的携砂能力，使部分细、粉砂随稠油排除地层，从而在这些高渗透通道附近形成蚯蚓孔网。但是与陆上相比，海上油田处理采出砂存在更多困难，也不能有很大的砂处理设备，该技术的推广受到限制。
（4）聚合物驱 聚合物驱作为高含水油田提高采收率的一项重要技术，在我国陆地油田取得了较好的降水增油效果，提高采收率幅度达10%以上。2003年，中国海洋石油总公司首次在渤海油田开展了聚合物驱单井注入实验，取得一定的效果，但该技术使用受到油藏条件的限制较多，难以大面积推广。
1.3 海上举升工艺分析
目前海上开发主要采用潜油电泵举升技术，其普遍采用的工艺是：使用油管注汽-闷井-注汽管柱自喷生产-压井-起出注汽管柱-下入潜油电泵进行人工举升生产-完成一个生产周期。上述工艺措施表明：在自喷向人工举升转换的过程中，需要增加一次压井和作业过程，这增加了作业费用，降低了吞吐效果，缩短了吞吐的有效期，使得吞吐效果下降。
可见，采用蒸汽吞吐开发时，使用潜油电泵进行人工举升，受到设备耐温的限制，影响了吞吐的效果。目前，中海油所属渤海油田有60%以上为稠油区块采用蒸汽吞吐技术进行开发，如旅大6-2、旅大5-2、秦皇岛3-3-1等，故研究适应蒸汽吞吐需要的排采方式，推动海上稠油的开发十分重要。
2 海上稠油蒸汽吞吐―三抽举升的工艺方式研究
热采注入参数主要考虑注入温度、注入速度、周期注入量这三个主要影响因素。注入温度是影响吞吐开发效果的最重要参数，较高的注入温度和较短的诸如时间，对加大受热半径，缩短因注入而停产的时间，有利于增加油井的产能。按照目前油藏分析的结果，注入温度选择320℃～350℃或更高为宜。这就需要研究配套的海上举升设备。
2.1 三抽举升的工艺分析
陆上稠油油田主要集中在辽河油区、 胜利油区、 克拉玛依油区及河南油区。我国多数陆上油田的稠油油藏主要采取蒸汽吞吐方式开采，以有杆泵举升工艺为主。有杆泵是稠油开采中最常用的机械采油方式，当油层粘度较低时可直接采用常规杆式泵开采；对于油层粘度较高的稠油油藏，可采用辅助工艺和抽稠泵开采。为了注汽锅炉和管网建设的需要，陆上稠油开发，也多采用平台开发模式。 使用三抽举升方式，可以较好的解决稠油开发举升设备耐温的要求，延长举升时间，提升举升效益。其管柱结构如图1所示，可以实现注汽-自喷-人工举升一体化不动管柱完成设计，这样即提高了注汽效率，又降低了作业费用。
陆上稠油采用蒸汽吞吐+三抽举升开发已经成为一种相对成熟的技术，若将该技术用于海上稠油的开采需要解决如下问题：①海上油田的井眼轨迹，是否满足三抽设备的需要；②海上平台的安装空间和承载能力是否满足三抽设备举升的要求；③安全与其他相关问题的设计等。
2.2 海上、陆上三抽井眼轨迹分析
在陆上油田稠油开发中，为了节约耕地和便于注气设备的安装和管理，也普遍采用丛式井开发技术，通常在一个平台上钻井10～20口，尽管地面的空间较平台空间要大，但相比数千米的钻井深度和数千米的平台油田控制面积，陆上平台面积的增加对井眼轨迹的影响并不大。图2、图3分别给出了华北某油田典型的平台井的轨迹和和海上某平台井眼轨迹，经大量的对比分析可知：海上油田的轨迹与陆上油田相当，85～95%以上的油井可满足三抽举升对井眼轨迹的要求。如中海油某分公司某区块海上平台20口油井轨迹（连续井号），在该区块20口油井中有18口油井井眼轨迹较好，可采用三抽方式举升，可使用三抽举升方式合适井达到90%。
经详细分析井眼轨迹的数据发现，由于海上油田的井下压力一般较高，钻井质量较好，其局部狗腿度一般较陆上油田小，大多安装泵位置以上要求的狗腿度数据，海上油田较陆上油田要好。
2.3 海上平台对抽油机安装尺寸的要求分析
此外，海上稠油蒸汽吞吐―三抽举升的工艺方式用于海上平台还需进一步对平台承载能力以及安全等其他相关问题的进行具体研究。
3结论
（1）陆上稠油开采已经形成了相对成熟的降黏工艺与配套设备，其中蒸汽吞吐-三抽举升是目前广泛应用的工艺方案。
（2）基于井眼轨迹和海上平台安装尺寸分析，蒸汽吞吐-三抽举升工艺技术可应用于海上稠油的开采，提高采收率。
（3）海上稠油蒸汽吞吐+三抽举升工艺方技术为海上稠油的高效开采奠定了基础，为解决海上稠油蒸汽吞吐开发方式配套工艺设备提供了依据。
参考文献
[1] 李鹏华. 稠油开采技术现状及展望[J].油气田地面工程，2009（28）2：9-10
[2] 向刚.稠油井杆中管掺热流体闭式循环举升工艺设计[D].中国石油大学（华东），2011
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[4] 李永康.深井稠油井筒举升优化设计[D].长江大学，2012
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[6] 纵封臣，齐桃，李伟超等.海上稠油井筒降黏及配套举升工艺[J].石油钻采工艺，2011 （33） 47-50
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[8] 顾启林，孙永涛，郭娟丽等.多元热流体吞吐技术在海上稠油油藏开发中的应用[J].石油化工应用，2012（31）9：8-10
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[10] 郭永华，周心怀，李建平.渤海海域新近系稠油油藏原油特征及形成机制[J].石油与天然气地质，2012（31）3：375-380+385