据了解，热采热采中国海上稠油集中分布在渤海地区，油田地层原油黏度大于350毫帕秒的新投稠油约占15%，将稠油从地层提升到地面再完成输送，调整对钻完井技术、井顺采油技术、利投流程处理、产中采油采调海管外输等都提出极高要求，国海个热常规冷采工艺存在自然递减大、田新投热投产有效期短、中国整井投资效益差等缺点。海上2008年以来，首个上首顺利中国海油探索试验“稠油热采”开发模式，将南堡35-2油田作为海洋石油高效开发国家重点试验区，率先拉开了海上稠油热采大幕。
面对传统的蒸汽吞吐注采两趟管柱工艺存在的费用高、作业时效低、影响注热效果等问题，技术人员打破常规高温电泵注采一体化思路，创新研发了投捞电泵一体化井口装置、管内生产封隔器等关键工具/设备，形成正置式投捞电泵注采一体化工艺，利用连续管缆起下电泵，采用耐温180℃电潜泵即可实现蒸汽吞吐注采一体化，一趟管柱快速完成注采转换，为海上稠油低成本、高效率开发开辟了新路径。
通过开展一系列先导试验，不断加强原创性、引领性科技攻关，南堡35-2油田有效解决了高温注采一体化、井下高温安全控制等世界级难题，并探索形成了包含井口抬升控制、井下耐高温工具、一体化注采管柱、注汽工艺在内的具有中国海油特色经济高效开发的稠油蒸汽吞吐热采技术体系，部分技术已达到世界先进水平，实现从昔日单井试验到如今规模化开发的跨越。
中国海油秦皇岛32-6作业公司主任工程师山金城告诉记者：“从首个热采油田、首个过热蒸汽驱试验井组，到现如今的首次投捞电泵注采一体化管柱工艺应用，南堡35-2油田展开的一系列先导试验，为中国实现稠油的自主开采和规模化生产奠定了坚实基础，有力推动今后渤海湾盆地上亿吨稠油资源的有效动用。”(完)
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