稠油的特性導致其開采難度較大，但也不能因此而放棄它。數據顯示，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，渤海共發現49個稠油油田，稠油探明地質儲量占渤海海域總探明石油地質儲量的一半以上。

　　中國海洋石油集團有限公司(以下簡稱中國海油)近日發布消息稱，由中國海油研發的、具有我國自主知識產權的稠油熱采電潛泵注采一體化技術在渤海油田現場試驗成功。該技術將大大降低稠油熱采開發的經濟門檻，解決當前我國海上稠油開發所面臨的“經濟、高效”挑戰，標志著我國海上稠油進入了規模化開發新時代。

　　什么是稠油?海上稠油開發難在哪里?稠油熱采電潛泵注采一體化技術又將如何改變稠油開發現狀?帶著這些問題，科技日報記者采訪了中海油研究總院相關專家。

　　世界剩余石油約70%是稠油

　　“‘稠油開發，難于上青天’，這是石油人的共識。”中海油研究總院采油設計室主任于繼飛說。

　　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，國內則習慣稱之為稠油。

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

　　稠油的特性導致其開采難度較大，但也不能因此而放棄它。數據顯示，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，渤海共發現49個稠油油田，稠油探明地質儲量占渤海海域總探明石油地質儲量的一半以上。

　　根據現有行業標準，按照流體性質和地質油藏條件對稠油油藏進行分類，可以分為普通稠油、特稠油和超稠油。

　　“目前稠油開發主要采用蒸汽吞吐的方式對稠油油藏進行開采，通過向稠油油藏中注入高溫蒸汽，再關井進行燜井作業，利用高溫蒸汽使近井地帶的原油充分降黏、擴散。”李中介紹道。

　　簡單來說，稠油很稠，所以需要給它“蒸桑拿”，讓它流動起來，方便采出。

　　需要注意的是，稠油在“蒸桑拿”時，井內溫度較高，為避免海上油藏常用開采設備——電潛泵系統，及部分關鍵井下工具在高溫環境中失效，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及關鍵井下工具的采出管柱，再進行油氣資源的采出作業。

　　海上稠油開采難度大

　　目前，陸上稠油開采技術已相對成熟，但海上稠油開發依然困難重重。

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

　　此外，由于稠油黏度范圍跨度大、開發方式多樣等原因，目前常用的大井距水平井均衡驅替、高溫監測、注采調控等關鍵技術仍存在諸多瓶頸與挑戰。同時，海上平臺空間小，承重和吊裝能力均受限，導致注汽設備體積受限，擺放難度大。

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

　　“海上稠油儲量雖然豐富，但開采難度較大。目前動用程度非常有限，亟須加快推進對海上特色稠油開發模式的探索，形成稠油規模化熱采對實現渤海油田未來的產量接替意義重大。”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油田等先導試驗區實施試驗性熱采作業。試驗表明采用電潛泵開采渤海稠油是可行的，但常規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鍵井下工具的采油管柱。管柱一節一節下井，再一節一節提起，來回一趟需要耗費不少時間，不但成本較高，效率還低。如果能把“注”和“采”功能合二為一，豈不是省時省力?

　　解“稠”還需“內外兼修”

　　注采“二合一”的想法很美好，但問題也接踵而至。

　　作為采油核心設備的電潛泵及關鍵井下工具，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。中國海油自主研發的海上稠油熱采電潛泵注采一體化技術主要解決的就是井下設備的“防暑降溫”問題。

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

　　為此，于繼飛帶領團隊深入現場調研實際情況，精準分析問題關鍵點，從整體工藝方案入手，率先蹚出一條“新路”。科研團隊在“十三五”末開展新工藝探索，不到3年時間，成功研發出以國產耐250℃高溫電泵為核心的新型注采一體化設備及工具，攻克了安全控制系統、監測系統、高溫井口穿越與密封系統、耐350℃高溫電纜等多項裝備的耐高溫技術難題，提高了設備耐高溫能力，從根本上解決了設備高溫失效問題。

　　此外，科研團隊還設計研發了小直徑隔熱油管、泵前單流閥等，有效阻止環境熱量進入，給熱采核心設備——電潛泵建立了單獨的適宜環境，再結合環空注氮措施，進行強制對流換熱，相當于在工作室中安裝了“空調”。

　　“以上措施有效降低了稠油熱采注采一體化核心設備電潛泵的工作溫度，確保其在注采過程中安全、穩定運行。同時形成基于該技術的高溫高壓方案設計能力、非標零部件加工制造能力和平臺作業實施能力。”于繼飛表示。該技術滿足了350℃高溫蒸汽注熱工況，實現了一個注采周期內注采兩次作業到一次作業的重大跨越，兩個吞吐輪次內可節省井下作業成本約70%。

　　日前，中國海油在旅大21-2油田開展礦場試驗，完成了下生產管柱、安全閥試壓、封隔器驗封、注熱、燜井、放噴、電泵運行等10余項測試作業，全面驗證了電潛泵注采一體化技術的適用性、安全性和功能可靠性。這項技術可在渤海、南海東部、南海西部等海域稠油油田推廣應用，推動海上稠油油田的規模化經濟開發。

　　“未來，我國能源安全供給將面臨更大挑戰。”李中說，海上稠油的高效開發是保障渤海油田穩產3000萬噸、上產4000萬噸的重要途徑，中海油研究總院將繼續發揮科研人員的創新性和擔當性，堅持以實際需求為目標，持續提升攻關能力，為助力中國油氣產量再創歷史新高打造嶄新的樣本。

 來源：科技日報 通訊員 李孟龍 楊 陽 本報記者 操秀英