孫國成，錢振斌，繆遠晴

（中國石油集團工程設計有限責任公司新疆設計院，新疆克拉瑪依 834300）

0 引言

新疆油田自1984年進行稠油開發(fā)以來，陸續(xù)開發(fā)了九區(qū)、六區(qū)、紅淺區(qū)、四2區(qū)、克淺10井區(qū)、百重七井區(qū)、風城等稠油油田區(qū)塊，稠油年產(chǎn)量達到400萬t，約占新疆油田公司原油總產(chǎn)量的35%。隨著老區(qū)稠油產(chǎn)量的逐年遞減，風城油田已成為新疆油田公司未來稠油產(chǎn)能建設的主戰(zhàn)場。

按照新疆油田公司“十二五”規(guī)劃，2015年油氣當量要達到2 000萬t/a，原油產(chǎn)量要達到1 500萬t/a，風城油田稠油產(chǎn)量將達到400萬t/a，因此加快風城稠油高效開發(fā)是實現(xiàn)這一目標的重要途徑。新疆油田稠油開采過去主要以蒸汽吞吐技術為主，為了探索適合風城稠油油藏開發(fā)的技術，先后在新疆油田開展了稠油SAGD開發(fā)技術、火驅技術試驗，取得了較好的效果。特別是新疆油田紅淺1井區(qū)火驅先導試驗工程取得了階段性的成果，為風城稠油開發(fā)采用火驅技術奠定了基礎。

1 稠油開發(fā)技術

1.1 稠油分類

根據(jù)GB 50350-2005《油氣集輸設計規(guī)范》中的規(guī)定：稠油分為普通稠油、特稠油和超稠油，其分類標準及不同的生產(chǎn)方式見表1。

新疆油田九區(qū)、紅淺區(qū)、四二區(qū)、百重七、克淺油田等區(qū)塊原油黏度范圍在400～1萬mPa·s（50℃），為普通稠油，采用的是吞吐、汽驅采油技術，開發(fā)技術成熟。風城油田原油黏度范圍在1萬～115萬mPa·s （50℃），基本為特、超稠油，開發(fā)難度較大。

表1 稠油的分類標準及生產(chǎn)方式

1.2 國內、外稠油開發(fā)技術

國內外稠油油田開發(fā)目前常用三種采油技術：吞吐及汽驅采油技術、SAGD采油技術、火驅采油技術。

吞吐、汽驅采油技術是將干度75%濕蒸汽注入到地下油層內，稠油吸收熱量降黏后由抽油機將其采出，原油采收率可達25%～35%左右，吞吐、汽驅采油工藝適用于黏度范圍為400～1萬mPa·s（50℃）的稠油區(qū)塊。國內遼河油田、勝利油田、新疆油田的稠油開發(fā)基本采用該種方式，國外也普遍采用。

SAGD采油技術是將高干度 （過熱）蒸汽注入到地下油層，由上水平井注汽，下水平井采油，原油采收率可達50%左右，SAGD采油技術適應于黏度范圍較廣的區(qū)塊。國內新疆油田、遼河油田正在進行SAGD采油技術的試驗，加拿大等國已進入工業(yè)化應用階段。

火驅采油技術是通過注氣井底部點火裝置將地下油層的原油點燃，同時把空氣注入到油層內，經(jīng)過燃燒后，地下油層的稠油因吸收熱量和燃燒裂解，黏度將不斷降低，由抽油機將其采出，采收率可達50%～70%左右?；痱尣捎图夹g具有低能耗、低成本、低污染、采收率高等優(yōu)勢。火驅采油技術適應于稠油油田老區(qū)二次開發(fā)以及黏度范圍較廣的新建產(chǎn)能區(qū)塊開發(fā)。新疆油田、勝利油田、遼河油田都開展了火驅試驗項目，并取得了一定的成功。羅馬尼亞、加拿大、美國等已進入工業(yè)化應用階段。

2 火驅采油特點及國內外技術現(xiàn)狀

2.1 火驅采油特點

火驅采油是提高原油采收率的重要手段之一?；痱尣捎褪怯秒?、化學等方法將油層溫度升高達到原油燃點，并向油層注入阻燃劑使油層原油持續(xù)燃燒的采油方法。

火驅采油優(yōu)點：

（1）有效地提高原油采收率，采收率可達50%～70%。

（2）所需空氣資源豐富，成本低。

（3）火驅燃燒消耗量僅為原油中重質組分的10%～15%。

（4）火驅技術適宜的油藏條件較廣，稀油、普通稠油、特稠油和超稠油均可采用火驅技術，也可做為蒸汽吞吐采油后的接替技術。

（5）同等油藏條件下，火驅生產(chǎn)噸油成本為注蒸汽吞吐、汽驅的60%左右。

（6）地下高溫裂解可以在一定程度上實現(xiàn)原油改質。

火驅采油缺點：火驅采油實施過程中，點火較為困難；采出液溫度達到150～200℃左右，造成集輸及處理難度加大；由于火驅采油過程中采出氣的氣體組分不詳，造成火驅采出氣處理工藝的難度加大。

2.2 國內外火驅采油技術現(xiàn)狀

2.2.1 國外火驅采油技術發(fā)展現(xiàn)狀

美國、加拿大、委內瑞拉、羅馬尼亞等多個國家進行火驅采油技術的應用。其成功實例是羅馬尼亞Suplacu油田，是世界上規(guī)模最大的火驅項目。該油田發(fā)現(xiàn)于1958年，含油面積30 km2；地質儲量3 900萬t。目前該油田的產(chǎn)量為1 200 t/d，以目前的采油速度推測，該油田可以穩(wěn)產(chǎn)至2040年，最終采收率可以達到65%以上。

2.2.2 國內火驅采油技術發(fā)展現(xiàn)狀

近年國內遼河油田、勝利油田相繼開展了火驅采油試驗 （見表2），均取得一定的效果。勝利油田鄭408塊火驅先導試驗取得了較好效果，累積增產(chǎn)原油3萬t。

表2 國內正在開展的火驅試驗項目

2.3 火驅采油的關鍵技術

2.3.1 點火工藝技術

火驅采油的點火工藝技術是火驅采油工藝中的重要技術之一，是火驅試驗的必要條件?；痱尣捎忘c火有層內自燃點火和人工點火兩種。一般深層油層 （＞1 000 m）采用層內自燃點火，淺層油層 （≤1 000 m）采用層內人工點火。人工點火技術分為氣體燃料點火、液體燃料化學點火、電加熱點火等。

2.3.2 生產(chǎn)參數(shù)監(jiān)測與控制工藝技術

地下原油點燃后，應控制火驅采油的火線推進速度，監(jiān)測油層燃燒動態(tài)，監(jiān)測采出氣體的組份，控制燃燒動態(tài)參數(shù)變化與地面工藝等，同時應防止火竄、滅火、燃燒油層結焦，其生產(chǎn)參數(shù)監(jiān)測與控制工藝技術是保證火驅采油降低汽油比、提高燃燒體積波及系數(shù)、提高采收率的關鍵。

2.3.3 注氣設備

向火驅采油的油層注入連續(xù)不間斷的空氣，是保證油層穩(wěn)定燃燒的首要條件，因此空氣壓縮機是火驅生產(chǎn)中極為關鍵的設備。

3 新疆油田紅淺1井區(qū)火驅先導試驗地面工藝技術

3.1 紅淺1井區(qū)稠油開發(fā)概況

紅淺1井區(qū)八道灣組稠油油藏經(jīng)歷了早期井組試采、蒸汽吞吐規(guī)模開發(fā)、蒸汽驅試驗及轉驅開發(fā)、綜合挖潛及滾動擴邊開發(fā)等5個階段，稠油采收率達到33%。該區(qū)塊若繼續(xù)采用蒸汽吞吐、蒸汽驅技術開采已逐步失去開發(fā)價值，但是該區(qū)塊剩余原油飽和度仍較高，剩余地質儲量也較高，有一定的資源潛力。紅淺1井區(qū)火驅試驗區(qū)地質參數(shù)與其他油田對比見表3。

表3 紅淺1井區(qū)火驅試驗區(qū)和其他火驅油田地質參數(shù)

由表3看出，紅淺1井區(qū)八道灣組地層深度、油層厚度、油層物性及原油物性與國內外火驅油藏接近，均滿足直井火驅采油的開發(fā)條件。

3.2 開發(fā)部署及建設情況

紅淺1井區(qū)火驅先導試驗區(qū)分二期，共部署55口井。一期部署38口，其中5口觀察井，3口注氣井，單口注氣井注氣量為4萬m3/d，二期部署17口。同時一期生產(chǎn)井中的4口轉為注氣井，單井注氣量為2萬m3/d，注氣壓力10.0 MPa。紅淺1井區(qū)采用直井火驅采油的開發(fā)方式，就是將空氣由注氣直井注入到燃燒的油層，降黏后的原油由生產(chǎn)直井采出。

3.2.1 注空氣系統(tǒng)

為了便于紅淺1井區(qū)火驅先導試驗區(qū)的集中管理，在試驗區(qū)中部建設一座注空氣站，一期安裝6臺25 m3/min空氣壓縮機組，機組型式均為螺桿式壓縮機+活塞式壓縮機的組合機組，機組額定壓力15.0 MPa，注氣壓力10.0 MPa。注氣站由空氣壓縮機房、值班控制室、配電室、道路、圍墻等構成，注氣站平面布置見圖1，空氣壓縮機組流程見圖2。

圖1 注氣站平面布置

圖2 空氣壓縮機組流程

注空氣站將10.0 MPa空氣通過D 76 mm×7 mm管道將高壓空氣輸送至注氣井，單井注氣管道采用D 32 mm×5 mm管道。

3.2.2 原油集輸系統(tǒng)

原油集輸系統(tǒng)采用二級布站方式，流程為：井口氣液→12井式多通閥集油管匯點→計量接轉站→紅淺稠油處理站，集輸管道采用雙金屬管。計量接轉站工藝流程見圖3。

圖3 計量接轉站工藝流程

3.2.3 采出氣處理系統(tǒng)

火驅采出氣量為5萬～12萬m3/d，壓力0.2～0.3 MPa，硫化氫含量為923 mg/m3，合計4.615 kg/h，采出氣中以氮氣和二氧化碳為主。采出氣去3018脫硫裝置脫硫，采出氣脫除硫化氫后進入放散管進行排放。火驅采出氣脫硫工藝流程見圖4。

圖4 采出氣脫硫工藝流程

3.2.4 自動控制系統(tǒng)

火驅先導試驗區(qū)數(shù)據(jù)采集區(qū)域較為分散，過程控制系統(tǒng)采用小型分布式計算機數(shù)據(jù)采集及監(jiān)視系統(tǒng) （SCADA），實現(xiàn)井區(qū)、站場數(shù)據(jù)采集及遠程監(jiān)視，實現(xiàn)整個火驅試驗區(qū)注氣站、注氣井、計量接轉站、脫硫塔等工藝參數(shù)的數(shù)據(jù)處理、數(shù)據(jù)存儲、數(shù)據(jù)顯示、流程顯示、報表打印等功能。自動控制系統(tǒng)結構見圖5。

3.3 地面系統(tǒng)運行情況

3.3.1 火驅試驗區(qū)生產(chǎn)運行情況

圖5 自動控制系統(tǒng)結構

截止2011年5月30日，累計產(chǎn)液73 369 t，累計產(chǎn)油4 282 t，累計注氣4 510萬m3，累計產(chǎn)氣2 633萬m3，累計注采比1.71，累計氣油比10 532 m3/t。

2011年1至5月，階段累計產(chǎn)液12 424 t，階段累計產(chǎn)油1 645 t，階段累計注氣1 528萬m3，階段累計產(chǎn)氣667萬m3，階段累計注采比2.29，階段累計氣油比9 289 m3/t。

紅淺1井區(qū)是采用蒸汽吞吐、汽驅采油工藝開發(fā)后的老區(qū)塊，地層空間較大，火驅采油燃燒產(chǎn)生的廢氣可能存留在地下空間或氣串至其他地層，因此注氣量較大，油氣比偏高。

3.3.2 生產(chǎn)參數(shù)監(jiān)測與控制

火驅采油生產(chǎn)參數(shù)監(jiān)測與控制是保證火驅采油降低氣油比、提高燃燒體積波及系數(shù)、提高采收率的關鍵。紅淺1井區(qū)火驅先導試驗通過生產(chǎn)參數(shù)的監(jiān)測實現(xiàn)了以下控制：

（1）對生產(chǎn)井套管氣量進行實時監(jiān)測，當單井套管氣量＞7 000 m3/d時，為了避免火線前串及燃燒油層結焦，關閉生產(chǎn)井。

（2）對生產(chǎn)井油管液量進行實時監(jiān)測，當單井油管液量＞30 t/d時，為了避免火線前串及燃燒油層結焦，關閉生產(chǎn)井。

（3）對生產(chǎn)井周圍觀察井井底溫度進行實時監(jiān)測，據(jù)此對火燒原油的燃燒狀況進行分析，初步判斷火線前沿的分布結構，控制生產(chǎn)井的氣液產(chǎn)出量及注氣井的注入量。

（4）對注氣井流量、壓力進行實時監(jiān)測，調節(jié)空氣壓縮機組的運行參數(shù)，實現(xiàn)火驅試驗區(qū)注入空氣量的總體控制。

（5）對所有空氣壓縮機組運行參數(shù)進行實時監(jiān)測，總體控制空氣壓縮機組的正常運行。

（6）對生產(chǎn)井周圍H2S氣體濃度、放散管H2S氣體濃度進行實時監(jiān)測，實現(xiàn)油區(qū)的安全生產(chǎn)管理。

3.3.3 生產(chǎn)運行中存在的問題

（1）注空氣系統(tǒng)。注空氣管道按照10.0 MPa設計選取D 76 mm×7 mm無縫鋼管，實際運行中管道阻力損失達到3.0～4.0 MPa。造成阻力損失過大的原因有兩方面：一方面設計壓力為10.0 MPa，實際運行為7.0 MPa，流經(jīng)管道氣體體積增大造成阻力的增大；另一方面井口計量儀表孔徑較小，造成阻力損失達到1.5～2.0 MPa左右。

（2）地面集輸系統(tǒng)。地面集輸系統(tǒng)采用氣液混輸?shù)亩壊颊痉绞剑痱尣沙鲆簲y帶大量氣體，采出液進入稱重式計量器后產(chǎn)生泡沫液，泡沫液從稱重斗溢出時稱重斗不翻動，導致儀表顯示單井產(chǎn)液為不顯示，造成單井產(chǎn)液量的計量失真。

（3）采出氣系統(tǒng)。采出氣H2S質量濃度在2009年10月至2010年10月期間最高達到923mg/m3，脫硫設計是按照最高值923 mg/m3進行的干法脫硫塔設備選型。運行至2010年12月之后的冬季運行期間，采出氣H2S質量濃度急增到2 000～3 500 mg/m3，脫硫塔出現(xiàn)大量冷凝水及結凍現(xiàn)象。

4 幾點認識

4.1 注氣系統(tǒng)

（1）空氣壓縮機的規(guī)格、數(shù)量等應根據(jù)地質開發(fā)需求進行選型，同時兼顧火驅初期點火期間氣量僅為生產(chǎn)階段氣量的20%左右的特點，應考慮大、小機匹配。為保護常年運行的空氣壓縮機組，宜按照85%供氣量選擇機組臺數(shù)，且考慮備用。

（2）按照地質開發(fā)要求的最低注氣壓力選取注氣管道直徑，按照地質開發(fā)要求的最高注氣壓力選取管道壁厚，完善注空氣管道冬季運行的防凍措施。

4.2 油氣集輸系統(tǒng)

目前火驅開發(fā)處于試驗階段，開發(fā)規(guī)模小，井數(shù)較少，單井集輸采用油氣分輸工藝。由于集輸溫度的影響，套管廢氣中應含有部分水蒸氣，因此在氣體處理前也應考慮油氣分離。

隨著火驅方式大規(guī)模應用，集輸模式將考慮采用單井油氣混輸工藝，以達到節(jié)約投資的目的。

4.3 采出氣處理系統(tǒng)

火驅采出氣處理技術應根據(jù)氣量、H2S濃度、處理要求等，采用不同的處理方式，如：干法脫硫和濕式氧化法脫硫。

火驅采出氣處理技術按照含有H2S濃度劃分，當質量濃度aH2S＜1 500 mg/m3時，采出氣處理宜采用干法脫硫處理技術；1 500＜aH2S＜5 000 mg/m3時，采出氣處理宜采用濕法脫硫處理技術。

4.4 生產(chǎn)參數(shù)監(jiān)測與控制工藝技術

火驅采油需要將地質采油工程的火驅采油燃燒分析、地面工程的設備運行管理、采油工程的井下地下參數(shù)監(jiān)測等系統(tǒng)有機地結合在一起，通過相互配合協(xié)作才能將火驅采油生產(chǎn)參數(shù)的監(jiān)測與控制工作做好。

5 結束語

火驅采油技術與常規(guī)稠油采用的吞吐汽驅采油技術、SAGD采油技術相比，具有低能耗、低成本、低污染等優(yōu)勢。

采用火驅采油技術實現(xiàn)稠油低污染、低能耗、持續(xù)高效開采，也將是特、超稠油開發(fā)方式的一次技術創(chuàng)新，同時也為老區(qū)稠油二次開發(fā)提供技術支持。通過火驅采油技術研究及現(xiàn)場試驗，形成相關配套技術，可實現(xiàn)風城油田特超稠油低成本高效開采，以及實現(xiàn)降低污染和節(jié)能減排目標，對新疆油田持續(xù)發(fā)展具有十分重要的意義。

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