◎通讯员 李孟龙 杨 阳 《千里马免费计划官方网站》本报记者 操秀英
中国海洋石油集团有限公司(以下简称中国海油)近日发布消息称，由中国海油研发的、具有我国自主知识产权的稠油热采电潜泵注采一体化技术在渤海油田现场试验成功。该技术将大大降低稠油热采开发的经济门槛，解决当前我国海上稠油开发所面临的“经济、高效”挑战，标志着我国海上稠油进入了规模化开发新时代。
什么是稠油？海上稠油开发难在哪里？稠油热采电潜泵注采一体化技术又将如何改变稠油开发现状？带着这些问题，科技日报记者采访了中海油研究总院相关专家。
世界剩余石油约70%是稠油
“‘稠油开发，难于上青天’，这是石油人的共识。”中海油研究总院采油设计室主任于继飞说。
稠油，顾名思义，是一种比较黏稠的石油。中海油研究总院副总经理兼总工程师(钻完井)李中解释道，因其黏度高、密度大，国外一般都称之为重油，国内则习惯称之为稠油。
如果把稠油和稀油对比来看，可以直观地看到稀油像水一样流动，而稠油却很难流动，这是稠油黏度高的特性造成的。
稠油的特性导致其开采难度较大，但也不能因此而放弃它。数据显示，在世界剩余石油资源中，约有70%都是稠油。我国渤海稠油资源十分丰富，截至2021年底，渤海共发现49个稠油油田，稠油探明地质储量占渤海海域总探明石油地质储量的一半以上。
根据现有行业标准，按照流体性质和地质油藏条件对稠油油藏进行分类，可以分为普通稠油、特稠油和超稠油。
“目前稠油开发主要采用蒸汽吞吐的方式对稠油油藏进行开采，通过向稠油油藏中注入高温蒸汽，再关井进行焖井作业，利用高温蒸汽使近井地带的原油充分降黏、扩散。”李中介绍道。
简单来说，稠油很稠，所以需要给它“蒸桑拿”，让它流动起来，方便采出。
需要注意的是，稠油在“蒸桑拿”时，井内温度较高，为避免海上油藏常用开采设备——电潜泵系统，及部分关键井下工具在高温环境中失效，须待油藏充分冷却后，将注热管柱更换为装配有电潜泵系统及关键井下工具的采出管柱，再进行油气资源的采出作业。
海上稠油开采难度大
目前，陆上稠油开采技术已相对成熟，但海上稠油开发依然困难重重。
为何换了个地方，稠油开采就变得更难了？于继飞解释道，首先，埋深超过900米的稠油储量占渤海稠油总储量的93%，这些稠油所在位置具有较高的地层压力，导致注入压力较高，初期需要采用吞吐降压开发。其次，海上稠油开发所采用的是水平井开发，斜深超过2000米，沿程热损失大，而如果采用陆地常规设备，蒸汽注入井底干度几乎为零，即不含有水分，便不能有效发挥蒸汽的热效应。
此外，由于稠油黏度范围跨度大、开发方式多样等原因，目前常用的大井距水平井均衡驱替、高温监测、注采调控等关键技术仍存在诸多瓶颈与挑战。同时，海上平台空间小，承重和吊装能力均受限，导致注汽设备体积受限，摆放难度大。
“以上的种种因素，再结合海洋环境的影响，使得陆上油田已有的成熟热采技术在海上油田存在较大的应用局限性。”于继飞说。
“海上稠油储量虽然丰富，但开采难度较大。目前动用程度非常有限，亟须加快推进对海上特色稠油开发模式的探索，形成稠油规模化热采对实现渤海油田未来的产量接替意义重大。”李中说。
近年来，中国海油先后在南堡35-2油田、旅大21-1油田、旅大27-2油田等先导试验区实施试验性热采作业。试验表明采用电潜泵开采渤海稠油是可行的，但常规工艺上利用的是注采两趟管柱，即一趟管柱注热，待冷却后，再将注热管柱更换为装配电潜泵及关键井下工具的采油管柱。管柱一节一节下井，再一节一节提起，来回一趟需要耗费不少时间，不但成本较高，效率还低。如果能把“注”和“采”功能合二为一，岂不是省时省力？
解“稠”还需“内外兼修”
注采“二合一”的想法很美好，但问题也接踵而至。
作为采油核心设备的电潜泵及关键井下工具，耐高温能力差，在高温注热条件下极易“中暑”失效，这成为了注采管柱一体化工艺最大的“拦路虎”。
工欲善其事必先利其器。中国海油自主研发的海上稠油热采电潜泵注采一体化技术主要解决的就是井下设备的“防暑降温”问题。
“稠油热采电潜泵注采一体化技术的核心在于如何保证井下设备高温不失效和注热时不损坏电泵系统的电气部件。”李中说。
为此，于继飞带领团队深入现场调研实际情况，精准分析问题关键点，从整体工艺方案入手，率先蹚出一条“新路”。科研团队在“十三五”末开展新工艺探索，不到3年时间，成功研发出以国产耐250℃高温电泵为核心的新型注采一体化设备及工具，攻克了安全控制系统、监测系统、高温井口穿越与密封系统、耐350℃高温电缆等多项装备的耐高温技术难题，提高了设备耐高温能力，从根本上解决了设备高温失效问题。
此外，科研团队还设计研发了小直径隔热油管、泵前单流阀等，有效阻止环境热量进入，给热采核心设备——电潜泵建立了单独的适宜环境，再结合环空注氮措施，进行强制对流换热，相当于在工作室中安装了“空调”。
“以上措施有效降低了稠油热采注采一体化核心设备电潜泵的工作温度，确保其在注采过程中安全、稳定运行。同时形成基于该技术的高温高压方案设计能力、非标零部件加工制造能力和平台作业实施能力。”于继飞表示。该技术满足了350℃高温蒸汽注热工况，实现了一个注采周期内注采两次作业到一次作业的重大跨越，两个吞吐轮次内可节省井下作业成本约70%。
日前，中国海油在旅大21-2油田开展矿场试验，完成了下生产管柱、安全阀试压、封隔器验封、注热、焖井、放喷、电泵运行等10余项测试作业，全面验证了电潜泵注采一体化技术的适用性、安全性和功能可靠性。这项技术可在渤海、南海东部、南海西部等海域稠油油田推广应用，推动海上稠油油田的规模化经济开发。
