合水油田井组油套管电热清蜡技术应用

荣光辉，欧阳诗昆，王晓飞，张 桓，刘东海，吕轩周，王 宇，张振海

1中国石油天然气股份公司长庆油田分公司第十二采油厂 2山东广聚德机电设备制造有限公司

0 引言

合水油田构造位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西缘，油藏渗透率仅为0.16 mD，油层埋深1 560～3 700 m之间。低渗透油田油井结蜡是油田开发过程中一种正常现象，蜡沉积在油管、抽油杆表面，随着时间的推移，油流通道逐渐减少，导致抽油杆上、下行运动时摩擦阻力增大、负荷增加，油井产液量降低，油井电耗增加[1-3]。合水油田长6层深层油井及套管环形空间结蜡严重，环形空间形成蜡环，液面无法测试，常规的热洗、投加清防蜡药剂工艺难以清除结蜡，影响油井的正常运行。

1 合水油田油井结蜡情况

合水油田长6层分为长6和长6深层，由于油藏埋深不同，原油物性也有差异，长6深层原油具有析蜡点高，结蜡深度深的特性。

1.1 油井中蜡的沉积速率模型

油井井筒内油流和油管壁之间存在温度梯度，因此，根据能量守恒定律，故管壁上蜡的扩散沉积速度[4]为：

(1)

抽油杆在油管内上下抽汲时，悬浮在油流中的蜡晶颗粒以一定的角速度进行旋转运动，显现局部平移，故蜡的剪切沉积速度：

(2)

由于温度梯度产生的扩散沉积速度和旋转平移运动产生的剪切沉积速度合成蜡的沉积速度：

(3)

由(3)计算得到的石蜡总沉积速度除以蜡在不流动层中的含量，即可得到不流动层的总沉积速度。石蜡沉积厚度的增长速度为:

(4)

1.2 蜡结晶的深度模型

油井蜡结晶点的深度是影响各种清蜡措施的主要因素之一，因此，根据油井生产时井筒温度分布数学模型[5]进行油井结蜡点的预测。

(5)

GC=G油C油+G水C水+G气C气

(6)

式中：T—井筒内任一点的液体温度，℃；T地—油层温度，℃；α—地温低度，℃/m；h—所求点距井底的高度，m；D—套管外径，m；G—液体质量流量，kg/s；C—液体比热，J/(kg·℃)；K—井筒流体的热传导系数，kJ/(kg·s·℃)；C油—原油的比热，J/(kg·℃)；G油—原油的质量流量，kg/s；C水—水的比热，J/(kg·℃)；G水—水的质量流量，kg/s；C气—气的比热，J/(kg·℃)；G气—气的质量流量，kg/s。

1.3 原油色谱分析

原油中固态物质主要是含碳原子数为16到64的烷烃，称为蜡晶。碳数低于16的组分为油质，碳数在16～30的组分为粗晶蜡，碳数在30～60的组分为微晶蜡[6-7]，其余为非晶蜡。以18-30井为例，含碳数超过C31的为72.8%，蜡的性质为微晶蜡，含碳数越高的液体，蜡结晶情况越严重，析蜡点温度越高[8]。

1.4 清蜡周期

取2口井数据，根据蜡沉积速率及蜡结晶深度模型得出蜡结晶的厚度及结晶点的深度位置，结果如表1所示。

由表1可知：17-30井在1 085 m处蜡开始结晶析出，8 d后蜡结晶的厚度为7.28 mm；18-30井由于析蜡点温度高，在1 346 m处蜡结晶析出，8 d后蜡结晶的厚度为7.04 mm。目前，清防蜡的措施采用的是热洗+投加清防蜡剂；Ø22 mm抽油杆接箍外径46 mm，油管内径62 mm，抽油杆与油管间距为8 mm，所以，优化热洗清蜡周期为7 d；现场采用60～70 ℃同区块污水洗井，清蜡效果较差(因为运输过程及注入时环空散热)，油套环形空间及油管内的蜡晶无法完全清除，影响油井的正常运行。

表1 油井结蜡厚度及深度

2 井组油套管电热清蜡技术

油套管电热清蜡技术是利用油井中的油管、套管做热源体加热油井内的液流，清除油井管壁及油套环形空间的蜡沉积[9-15]。

2.1 井组油套管电热清蜡技术简介

井组油套管加热装置由一套地面电源控制装置和多套井下绝缘隔离工具组成，如图1所示。

1.加热变压器；2.加热控制装置；3.地面电缆；4.光杆；5.井口连通器；6.井下电缆；7.绝缘抽油杆；8.绝缘油管；9.油管扶正器；10.油套连通器；11.抽油泵；12.尾管；13.油管；14.套管。

合水油田地处陕甘黄土高原，梁、峁、沟、壑相互交错，一个井场布置多口油井。井组油套管电热清蜡技术是针对此情况设计的，一套地面控制装置可以供给多口结蜡油井使用，按不同时段分别给每口油井加热清蜡，降低地面设备的一次性投资；油套管加热装置的主要参数见表2。

表2 井组油套管装置参数

井组油套管技术具有可加热油管内的流体、加热油套环形空间内的流体、加热深度不受限制、使用寿命长等特点，不足之处为油套环形空间不能有较高的动液面和高矿化度的水。

2.2 电热油套管装置清蜡参数优化

油套管装置运行的加热功率和加热时间是保障油井清蜡经济运行的两个主要参数。

2.2.1 加热功率

油套管电热技术是油管和套管流过电流时产生的热量，一部分热量被油管内的液流吸收，另一部分热量传递给套管外水泥环，故发热总功率为两部分之和：

P=P1+P2

(7)

dP1=(G油C油+G水C水)(T-Tr)dl

(8)

dP2=K(T-Th)dl

(9)

式中：P—加热装置输出的总功率，W；P1—油井内液流吸收的能量，W；P2—井筒径向热损失，W；dP1—单位时间内dl单位长度液流吸收的能量，W；dP2—单位时间内的热损失，W；dl—单位长度，m；T—液流的温度，℃；Tr—液流进入加热点的温度，℃；Th—水泥环外侧的温度，℃；K—井筒流体的热传导系数，kJ/(kg·s·℃)。

2.2.2 加热时间

油套管加热工艺的流程为液流在进入加热段至液流流出井口，整个时间段液流一直被加热，则受热时间见式(10)。

(10)

(11)

式中：t—液流在油管内被加热的时间，s；H—加热深度，m；v—油管内液流流动的速度，m/s；Q—油井的产液量，m3；S1—油管的截面积，m2；S2—抽油杆的截面积，m2。

以18-30井为例，预测析蜡点深度1 346 m，设计加热深度1 500 m，计算加热时长为8 h；按照不同的加热功率进行实验并记录井口出液温度，见表3。

表3 不同加热功率下井口监测温度

3 现场应用

3.1 应用效果

18-30井和17-30井同属于合水油田的一个井场，2口油井油套环形空间及油管内结蜡严重，其中，18-30井作业起出油管，发现油管内结蜡3～8 mm，泵上250 m油管外壁环空结蜡严重，因为蜡堵，10个月内开展了3次清蜡作业；17-30井结蜡同样严重。采用防蜡油管防蜡、投加清防蜡剂和热水洗井的清蜡方式，清蜡效果不理想。

考虑到油井油管内及环形空间的结蜡完全熔化，同时，井口液流的温度还可以熔化输油管线内的结蜡，确定18-30井油套管电热清蜡装置运行功率为45 kW，每次加热运行时间16 h，每7 d加热清蜡一次。17-30井设计加热深度1 200 m，加热功率为33 kW，加热运行时间20 h，每7 d加热清蜡一次。

实施油套管加热技术后，18-30井最大载荷由46.61 kN降低到43.43 kN，油井产液量由13.2 m3/d提高到14.85 m3/d，油井产油量由8.76 t/d提高到9.89 t/d，产油量提高了1.13 t。17-30井最大载荷由32.86 kN降低到30.15 kN，油井产液量由9.44 m3/d提高到10.56 m3/d，油井产油量由7.22 t/d提高到7.85 t/d，产油量提高了0.63 t/d。应用井组油套管加热技术后，油井没有再实施热洗、加药清蜡措施，全年没有作业；因油套环形空间的蜡环清除，油井动液面可正常测试。

3.2 效益分析

2口油井未实施油套管电热技术前，采用热洗、加药清蜡技术，热洗周期7 d，热洗费4 000元/次，年热洗费14.4万元。采用油套管加热技术后，清蜡周期为7 d，费用420元/次，年运行电费2.16万元，年节约作业费6万元，从作业费、热洗运行费、油套管装置投资费、运行费等综合对比，投入产出比为1∶5.5，效果良好。

4 结论与认识

(1)通过分析蜡的沉积速率、蜡结晶的深度及原油组分色谱实验得出，合水油田长6深层油井具有析蜡点高(超过40 ℃)、结晶点深(大于1 000 m)、含碳数高(C31超过50%)的特点，应用热洗、加清防蜡剂药的措施不能有效解决蜡堵塞油流通道带来问题。

(2)针对合水油田研究的井组油套管电热清蜡技术具有加热深度不受限制、使用寿命长、成本低等优点，解决了合水油田微晶蜡、深层油井的结蜡难题，形成了一套新的清蜡工艺技术。