空心杆电加热技术在海上J油田的应用

周海军，程少华，高永华，丁鹏飞，于洪旭，李孟超，康 鹏，冯明星，崔国亮

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 天津 300452；2.中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300459)

0 引 言

金县1-1海上油田原油粘度高的稠油井比较多，由于油井井口温度较低，而且地层原油黏度较高，胶质、沥青质堵塞导致产液量进一步下降，亟需有效的降粘工艺措施来提高单井产量。海上油田常用的降粘解堵工艺受海上平台油井生产管柱、作业成本、作业空间等多种因素的制约，主要有热洗、钢丝作业、连续油管降粘解堵、隔热油管降粘解堵及滴注降粘剂等工艺措施。钢丝降粘解堵受井斜影响降粘解堵不彻底，连续油管降粘解堵成本高还受制平台空间及吊车承载影响，隔热油管、长期滴注降粘剂成本高。为满足海上J油田低产低效井防蜡需要，解决此生产难题，有必要进行海上油井降粘解堵工艺技术的优化，设计一套适合海上J油田的电热杆高凝析层防蜡、稠油井增温降粘管柱工艺，完善高效加热降粘解堵技术体系，实现油井正常生产，提高油井产能[1-9]。

由于多数油田井口的温度低于析蜡点，很多技术人员都采用电加热方式对井筒进行加热，使电能转化为热能，来提高井筒流体的温度，增加井筒内原油的流动性。陈余万[10]通过试验研究了对油井井筒电加热工艺的清防蜡效果。李常友等[11]根据胜利油田结腊井开采过程中的情况，研发出泵下电加热工艺，该工艺也适用于海上油田潜油电泵生产管柱，利用筛管式井下电加热器来对潜油电泵以下的流体加热增温，并利用铠装的氧化镁无机绝缘电缆自身发热来对井筒进行辅助加热，能有效解决潜油泵结腊油井中液体难举升的难题。李伟超等[12]探讨了海上油田结腊井电加热工艺进行现场应用的可行性方案，研究了上油田结腊井的粘温特性曲线，并通过数值方法推算出了井筒电加热功率大小对原油产液量高低的影响。

随着海上 J油田的开发，含蜡原油产量不断上升，其影响可能越来越大。针对海上 J油田的井下生产情况，为了保障井筒能正常生产，认识其结蜡特点，制定合理的防蜡、除蜡方案并开展相关研究，解决海上J油田油井结蜡的问题，对保障油田的正常生产具有重要的理论意义和实用价值。

1 电加热工艺管柱设计

根据海上油田管柱特点，设计电加热工艺管柱，如图1所示。可以看出，电加热管柱主要由深井安全阀、加热电缆、空心抽油杆组成。

图1 海上油田电加热工艺管柱示意图Fig.1 Schematic diagram of electric heating process pipe string in offshore oilfield

按照实际应用工况，在海上J油田某井进行了现场应用，检验空心抽油杆电加热防蜡工艺技术的可行性；检验杆缆连接头、环空安全阀、免拆井口采油树、抽油杆悬挂器工作的可靠性；检验电缆投送的可行性及安全性。通过试验发现设计中需要完善的问题，为工具的优化提供参考。

该井投产初期生产比较正常，2012年2月13日计量数据显示，频率 30Hz，产液量 57m3/d，产油量56m3/d，含水2.0%。2016年11月16日计量数据显示，产液量 43.62m3/d，产油量 42.01m3/d，含水3.70%，产气量0.14×104m3/d。

该井井筒蜡堵需要定期清蜡，主要方式有钢丝清蜡、加热车清蜡、连续油管清蜡，清蜡作业影响油井产油，并对储层产生一定伤害，影响部分产能，所以必须采用合适的降粘技术防止油管结蜡，以保障该井正常生产。

2 温度场模拟

该井生产参数：斜深 3200m，垂深 2200m，泵挂深度 1800m，产液量 60m3/d。考虑到 800m左右对应井斜为 59°，满足抽油杆下放加热及加热电缆投放要求，故按照下入抽油杆深度 800m进行模拟计算。外部管柱组合为：EU油管隔热油管普通油管 945.3m，环境温度按照-20℃计。模拟效果如图2所示。

图2 产液量60m3/d下海上J油田B1井电加热模拟计算Fig.2 Simulation of electric heating of B1 well in 1-1 well in offshore J oilfield with a liquid production of 60m3/d

从图2中可以看出，本次使用中频柜功率为100～150kW，对应加热起始点温度为 43.03℃，井口温度为36.37～42.69℃。

3 工艺管柱施工设计

3.1 下入电泵生产管柱

管柱组合：压力计电缆+抽油杆 10根+变扣+扶正器+变扣+电机+保护器+分离器+电泵+泵头+单流阀油管及短节(945.3m)+液控滑套+油管及短节+变扣隔热油管及短节(700m)+变扣+深井安全阀+变扣油管及短节+过电缆封隔器油管及短节(800m)+改造双公短节+油管挂。其中双公短节采用工程技术提供的改造双公，将生产管柱固定在顶层甲板。

3.2 下空心抽油杆管柱

3.3 安装免拆井口采油树，试启泵生产

①拆掉防喷器及升高管，从升高管下面的变径法兰和油管四通间拆开；②组装采油树；③安装采油树之后，连接采油树电缆穿透器和地面接线盒。

3.4 停泵，下入加热电缆

3.4.1 热电缆工具串组合

电缆铜头+16mm热电缆+中频柜+变压器+电源。

3.4.2 测试热电缆与杆缆接头连接

连接成功后，做电缆与采油树的密封，并接地。连好地面设备(电缆铺设线路由平台负责)，试通电运行。

3.4.3 调整开井频率

开井低频(根据现场情况以 10～15Hz频率起泵)生产后，根据生产情况，逐步调整至正常生产水平。

3.5 地面电缆铺设和流程改造

开关间至油井加热中频柜：电缆经过电缆桥架到电加热中频控制柜下部，开孔穿出到电加热控制柜。

油井加热中频控制柜至井口油井加热防爆接线盒：电缆从油井加热控制柜下部穿线孔穿出，沿电缆桥架至井口防爆接线箱下部经穿线孔穿出，到油井加热防爆接线箱外余10m左右。

油井加热电缆，下到油井空心杆内 800m左右，从采油树电加热电缆穿线孔穿出，经过电潜泵电缆同一个穿线孔，穿到采油树下层甲板，经过下层甲板到油井加热防爆接线箱下部，经过穿线孔，穿到电加热防爆接线箱。

3.6 井口流程改造

由于新加采油树与原有尺寸不一致，采油树法兰孔面与翼阀法兰面有一定夹角，导致管线偏离，生产翼阀无法安装，需将管线进行改造，现场配管将法兰与采油树翼阀连接：

①将法兰盘连接好并将钢圈和配套螺栓紧固；②对管线按流程使用压力的 1.5倍进行水压试验，试压过程中逐步缓慢升压，稳压阶段仔细检查各法兰与焊道无渗漏为准，压力升到 25MPa时开始稳压，稳压 30min无渗漏为合格；③焊接管线法兰跨接线及支架，对焊接好的管线进行回装，恢复生产。

4 效果评价

海上J油田某井结束流程改造作业后，目前已经启泵进行生产。生产井施工前后测得的生产参数如表1所示。从表中可以看出，进行井筒温度场模拟，加热后井口实测温度为 51.5℃，理论模拟与实测数据基本一致。随着温度升高，产液量增加了 4.5m3/d，说明电加热工艺具有很好的清蜡效果。

表1 效果评价表Tab.1 Effect evaluation form

5 结 论

根据J油田的情况，设计的空心电加热清防蜡管柱工艺能够免拆井口进行捞电缆，增加施工作业效率，并且配有环空安全阀，保证施工安全。根据油井的生产和油藏参数，建立井筒的温度场模拟，能对实际增温效果进行有效预测。此工艺现场应用结果表明，对井筒结蜡的稠油井有很好的加热清防蜡效果。

结蜡可能是胶质、沥清质等堵塞物降低了井筒内原油的流动性，导致产液量下降。减少过流面积，导致产液里及堵塞物堵塞井筒。海上油田电热杆加热降粘工艺成功开发，为海上油田高含蜡稠油油藏的高效开发提供了一套新的工艺思路和方案，解决油田高含蜡稠油的生产难题。