李 洪，陳 森，周 偉，黃 勇

（1.新疆油田公司工程技術(shù)研究院，新疆克拉瑪依 834000；2.新疆油田公司實(shí)驗(yàn)檢測研究院，新疆克拉瑪依 834000）

蒸汽吞吐和蒸汽輔助重力泄油（簡稱SAGD）是目前稠油熱采的主要技術(shù)手段[1]。這兩項(xiàng)技術(shù)均需要向井底注入大量高干度蒸汽，對油層進(jìn)行蒸汽加熱，蒸汽的熱利用率是決定開發(fā)效果的關(guān)鍵因素[2]。

在開采中淺層稠油油藏時(shí)，熱采效率矛盾不突出，但是隨著開采深度的加深，熱效率利用低的問題逐漸突出。蒸汽吞吐井在井筒深度超過一定限度后，蒸汽干度下降到油藏開發(fā)要求的極限干度以下，無法達(dá)到油藏開發(fā)的條件。對于采用普通光油管注汽的油井，熱損失將會(huì)很高，注入到油層的蒸汽熱燴、干度很低，蒸汽波及體積小，造成吞吐開發(fā)效果較差和SAGD 循環(huán)預(yù)熱不充分。且由于注汽熱損失大，油層套管損壞較嚴(yán)重，嚴(yán)重影響了蒸汽吞吐和SAGD 開發(fā)效果。因此，為了提高注蒸汽熱能利用率，降低開發(fā)成本，對井筒隔熱技術(shù)的研究和應(yīng)用勢在必行。

1 隔熱油管技術(shù)

針對普通油管熱損失嚴(yán)重、隔熱效果差的情況，使用隔熱油管代替普通油管進(jìn)行注汽作業(yè)，可以大幅度減少注蒸汽熱損失。隔熱油管采用預(yù)應(yīng)力真空隔熱雙層結(jié)構(gòu)，主要由內(nèi)管、外管、隔熱系統(tǒng)、接箍等組成[3]。隔熱油管的結(jié)構(gòu)示意圖（見圖1）。隔熱油管的內(nèi)管受到蒸汽熱量影響時(shí)，可釋放預(yù)施加的拉應(yīng)力，以補(bǔ)償內(nèi)外管溫差伸長，確保了隔熱油管在高溫下工作的可靠性。用隔熱油管注汽可以使注汽熱損失大幅度降低，大大提高了可注入深度和注入油層的蒸汽質(zhì)量。同時(shí)能夠降低套管和水泥環(huán)的熱應(yīng)力，防止套管高溫?fù)p壞[4-6]。用于采油時(shí)具有良好的保溫效果，可以大幅度降低熱能損耗。

圖1 隔熱油管結(jié)構(gòu)示意圖

2 隔熱油管技術(shù)適應(yīng)性分析

2.1 蒸汽吞吐

下面研究在不同管柱結(jié)構(gòu)條件下井筒深度與蒸汽干度的關(guān)系。計(jì)算參數(shù)：注蒸汽速度130 t/d，周期注汽量1 560 t，井口蒸汽干度80 %。不同井深下的干度分析曲線圖（見圖2）。

圖2 井筒深度與井底蒸汽干度的關(guān)系曲線圖

從圖2 可以看出，注汽壓力越高，井底干度越高，井筒熱損失越少。另外隨著井筒深度的增加，蒸汽的干度是呈下降趨勢，井筒熱損失增加，而且普通油管的降幅遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于隔熱油管，隔熱油管的蒸汽干度能夠保持在一個(gè)很高的程度，井筒熱損失較小。普通油管注汽井筒深度超過350 m 后，蒸汽干度下降到60 %以下；而隔熱油管注汽井筒深度超過350 m 后，蒸汽干度仍高達(dá)76 %，在井筒深度超過600 m 后，仍能達(dá)到70 %左右。從統(tǒng)計(jì)的干度損失情況來看，井筒深度350 m 處，下入隔熱油管與普通油管相比較，蒸汽干度損失減少15 %～20 %，由此得出利用隔熱油管稠油熱采的井筒深度以超過350 m 為宜的結(jié)論。

2.2 SAGD

SAGD 技術(shù)有三種布井方式：雙水平井、水平井直井組合方式、單井SAGD。本文重點(diǎn)討論應(yīng)用較廣的雙水平井布井方式，即上層為注汽水平井（I 井），下層為生產(chǎn)水平井（P 井）。下面分別研究淺井和深井在下入隔熱油管前后井底蒸汽干度的情況。通過計(jì)算軟件分別對普通油管及隔熱油管進(jìn)行注汽計(jì)算。淺井計(jì)算參數(shù)：垂深200 m，隔熱管長280 m，位于斜直井段。斜直井段下隔熱油管的流入蒸汽干度圖和普通油管流入蒸汽干度圖（見圖3，圖4）。

圖3 隔熱油管淺井的流入蒸汽干度圖

圖4 普通油管淺井的流入蒸汽干度圖

通過對比結(jié)果發(fā)現(xiàn)，隔熱油管比普通油管結(jié)構(gòu)井口返出干度高出6.5 %；普通油管水平井趾端干度82.9 %，高于SAGD 要求的井底最低干度（75 %），能夠滿足SAGD 開發(fā)要求，因此淺井實(shí)施隔熱油管技術(shù)意義不大。

深井計(jì)算參數(shù)：垂深500 m，隔熱管長570 m，位于斜直井段。斜直井段下隔熱油管的流入蒸汽干度圖和普通油管流入蒸汽干度圖（見圖5，圖6）。

圖5 隔熱油管深井的流入蒸汽干度圖

圖6 普通油管深井的流入蒸汽干度圖

通過對比結(jié)果發(fā)現(xiàn)，隔熱油管與普通油管結(jié)構(gòu)井口返出干度高出23%；普通油管水平井趾端干度75.5%，低于隔熱油管趾端點(diǎn)干度16.2 %（注汽量80 t/d）；當(dāng)注汽量降至60 t/d 時(shí)，普通油管水平井趾端干度下降到60 %，無法達(dá)到SAGD 開發(fā)要求，因此深井實(shí)施隔熱油管技術(shù)具有較高價(jià)值。

3 結(jié)論

（1）蒸汽吞吐井在井深超過350 m 時(shí)適宜通過采用油隔熱油管來降低井筒熱損失，保證注入到井底的蒸汽保持較高的干度，以達(dá)到油藏開發(fā)的要求。

（2）SAGD 開發(fā)過程中，淺井采用隔熱油管技術(shù)的意義不大，而深井采用隔熱油管技術(shù)可以大幅降低井筒熱損失，提供井底蒸汽干度，充分預(yù)熱油層，達(dá)到最佳的循環(huán)預(yù)熱效果，為后期轉(zhuǎn)SAGD 生產(chǎn)階段提供很好的保障。

［1］ 胡常忠.稠油開采技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1998.

［2］ 劉文章.稠油注蒸汽熱采工程［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1997：144-155.

［3］ 王理學(xué)，劉清良.高真空隔熱油管隔熱機(jī)理及隔熱結(jié)構(gòu)的研究［J］.山東理工大學(xué)報(bào)，2003，17（4）：93-96.

［4］ Chierici G L，Ciucci G M，Sclocchi G. Two-Phase Vertical Flow in Oil Wells Prediction of Pressure Drop［J］.JPT AUGUST，1974：927-937.

［5］ Gould T L. Vertical Two -Phase Steam -Water Flow in Geothermal Wells［J］.JPT，1974：833-844.

［6］ Aziz K，Govier G W，F(xiàn)ogarasi M. Pressure Drop in Wells Producing Oil and Gas［J］.JPT，1972：7-9.