真空隔熱油管無伴熱采油試驗研究

孫天嬌 楊洪梅 郭道宏

摘 要：高含蠟、高凝固點是沈陽油田油品特點，開采時需要伴熱，從而生產能耗較高。采用井筒保溫技術可使部分伴熱生產井轉為無伴熱生產，從而降低生產能耗。經試驗研究，對真空隔熱油管的保溫性能有一定的了解掌握，關于其對井筒的保溫效果進行分析評價，針對高凝油井筒保溫無伴熱采油，給予參考依據與技術支持。

關鍵詞：真空隔熱油管 無伴熱采油 試驗 高凝油

中圖分類號：TE349 文獻標識碼：A 文章編號：1674-098X（2015）05（b）-0084-02

高含蠟、高凝固點是沈陽油田油品特點，開采時需要伴熱，從而生產能耗較高。目前主要采用空心桿內熱線與油管電加熱技術進行電伴熱生產[1]。在727口高凝油生產井中，有413口采用的是電伴熱生產的油井，其中330口為抽油機空心桿熱線井，83口為油管電加熱井，而僅電伴熱日耗電為33.4×104 kW·h。

伴隨著沈陽油田主力高凝油區塊逐漸進入中高含水開發階段，油井含水上升、液面降低，沈陽油田也開始進行無伴熱采油研究試驗。經過近20年的研究探索，一步步地將高凝油無伴熱采油技術升級成電加熱井低于凝固點降溫開采、加藥無伴熱采油、常規無伴熱采油等系列技術[2]，無伴熱采油已有有34%的高凝油實現。還是有沒有有效的手段以實現無伴熱采油的油井，即413口電伴熱高凝油油井，這也是沈陽油田更好地降低生產能耗的主要目標。

1 研究目的

通過對沈陽油田不同油井產液的溫度變化情況和主力高凝油區塊原油物性以及流變性特點研究分析表明，通過真空隔熱油管保溫作用，可使部分電加熱油井的井口出液溫度始終處在37℃以上，從而實現常規無伴熱采油[3]。使降低能耗和節約成本的目標得以實現。

在該次試驗研究中，對真空隔熱油管的保溫性能有了了解和掌握，將其導熱系數計算出來，對保溫效果進行分析評價，針對高凝油無伴熱采油，為其提供了參考依據與技術支持。

2 試驗準備

測試真空隔熱油管導熱系數地面。需做如下準備：除了相應的材料與工具等，還有注水用漏斗、封堵油管兩端用的絲堵（其中一端絲堵留有注水孔）、外部測溫用的測溫儀、測量記錄管內溫度用的溫度測量記錄儀、70L左右70℃以上的熱水和220V電源。

3 地面測試

任意選取真空隔熱油管2根，施行模擬測試，以水為測試介質，水的初始溫度在70℃左右，管內水的溫度變化情況采用溫度記錄儀器連續監測記錄。

參照測試數據做溫降測試曲線（如圖1）。

3.1 測試結果分析

根據溫降測試數據：

1#真空隔熱油管：環境溫度為18～26℃，初始記錄溫度為67.7℃，終止記錄溫度為26.8℃，連續記錄時間15h，溫降：40.85℃。

2#真空隔熱油管：環境溫度為18～26℃，初始記錄溫度為66.8℃，終止記錄溫度為31℃，連續記錄時間20h，溫降：35.76℃。

依照試驗數據，結合圓筒壁導熱公式[4]：

（1）

對導熱系數進行計算，1#真空隔熱油管是：0.048 W/m.℃；2#真空隔熱油管是：0.032 W/m.℃。

對比上述兩根真空隔熱油管的計算參數，導熱系數有一定差異，后期分析時導熱系數采用兩根油管的平均值：0.04 W/m.℃。

3.2 試驗中發現的問題

由于接箍處未采取隔熱保溫措施，其散熱量要大大高于真空隔熱油管本體部分同等長度上的散熱量[5-6]。

4 現場試驗

現場試驗共進行了2井次，分別在靜67-563和靜69-165C井進行。

4.1 靜67-563井試驗情況

4.1.1 油井試驗前生產情況

該井采用空心桿內熱線電伴熱生產，伴熱送電2～3d/周，在平穩生產的情況下，日產液為28.2t/d，產油為2.3t/d，含水為92%。

4.1.2 試驗井生產管柱和復產后生產情況

該井于2012年6月底因泵漏進行檢泵作業，下空心抽油桿，未下熱線，真空隔熱油管下深1185m。

復產初期日產液42.3t/d，產油2.3t/d，含水94%。生產平穩后日產液34.3 t/d，日產油4.1t/d，含水88%。

4.1.3 效果跟蹤

復產后該井的日產液初期是42t，而1個月之后慢慢降到了36t。從復產到半年后因泵漏進行檢泵作業，測井口溫度次數為19次，9月20日之前為45～47℃。在此之后日產液慢慢降到了16t，而井口出液溫度一直處在40℃以上。在該次試驗中，該井沒有進行井筒伴熱，其正常生產194d，而且抽油機載荷和抽油機電流都沒有大的變化。這說明采用真空隔熱油管生產，能夠很好地維持井筒內的溫度，保證井筒內液體的流動性。

4.1.4 數據分析

前期，系統測試了高凝油井的井口出液溫度情況，同時采用井筒溫度場計算軟件進行計算、分析與對比，最后整理結論：沈84-安12塊油井的井口出液溫度實測值高出計算值2～5℃。尤其是在2009年9月份測試了靜67-563井的井口溫度。當時該井冷抽生產，其中日產液為20.5t，日產油為1.8 t，含水為91%。井口出液溫度的實測值為：25℃，理論計算值為：20.5℃，相差4.5℃。

采用真空隔熱油管將靜67-563井冷抽復產后，井口出液溫度的實測值為：45～47℃，理論計算值為42.4℃，兩者相差2.6～4.6℃。

根據以上數據可知，井口出液溫度的實測值一直高出計算值2～5℃，所以能以計算的采用真空隔熱油管生產比普通油管生產提高的溫度為參考，日產液為15～45t，對比采用1200m真空隔熱油管和普通油管生產的井口出液溫度計算情況，具體內容見表1。

4.2 靜69-165C井試驗情況

為了準確了解井下溫度分布情況和真空隔熱油管的保溫性能，2013年在靜69-165C井上做了進一步的試驗，試驗時在井下1244 m處下入了一個壓力溫度計，用來記錄溫度數據。

4.2.1 試驗井作業情況

2013年7月份，油管電加熱井靜69-165C因不出液作業。下真空隔熱油管1194米，下空心桿未下熱線。

4.2.2 復產后溫度測試情況

該井作業前正常生產時日產液20t，產油1.4t，含水93%，油管電加熱功率約為35kW，連續送電伴熱。

復產后初期日產液、含水情況與作業前正常生產時基本相同，生產50 d后日產液逐漸升到26t，含水上升到97%。從8月初復產到11月中旬再次作業共測井口溫度10次，10月份之前均在40～43℃之間。

根據日產液數據和測試數據，做靜69-165C井日產液與溫度測試曲線如圖2：

4.2.3數據分析

考慮到復產初期油井生產不穩定，10月中旬以后，井下1244 m處與井口溫度都開始有明顯降低，產液量也已經開始降低，只有9月初到10月上旬的生產數據和測溫數據都比較穩定，因此選取這一段時間的數據作為計算的依據。

選取比較接近平均值的一組數據日產液24 t，產油1.2t，含水95%，進行計算，反推出真空隔熱油管的導熱系數為0.035 W/m.℃。與地面測試得出的數據基本相符。前期地面測試得出的導熱系數為0.032～0.048 W/m.℃，計算采用的數據為0.04 W/m.℃。

考慮圖2中三條曲線的關聯，根據10月10日以后的數據變化趨勢，可以分析得出，油井日產液量在20t以下時，井口溫度隨產液量的變化比較明顯。

5 試驗結論

（1）對于沈陽油田主力高凝油區塊的油井，與采用普通油管生產相比，采用1200m真空隔熱油管保溫生產可以提高井口溫度12.5～15.5℃。

（2）試驗采用的真空隔熱油管在井下的視導熱系數可以達到0.035～0.04 W/m.℃。

（3）采用真空隔熱油管保溫，油井日產液量在20t以下時，井口溫度隨產液量的變化比較明顯。

參考文獻

[1] 焦雪峰，金維鴿.高凝油油藏開采技術現狀研究分析[J].內蒙古化工，2009（14）：110-111.

[2] 孟慶學，王玉臣.高凝油及其開采技術 [J].石油科技論壇，2006（5）：45-49.

[3] 鄧惠，楊勝來，康銘輝，等.高凝油常規冷采時井筒溫度分布分析[J].特種油氣藏，2008，15（5）：97-100.

[4] 楊世銘.傳熱學[M].北京：高等教育出版社，1994.

[5] 劉紅英，黃善波.隔熱油管接箍對井筒熱損失的影響與修正[J].特種油氣藏，2009，16（5）：97-100.

[6] 劉曉燕，趙海謙，王忠華.真空隔熱油管接箍傳熱實驗與模擬研究[J].工程熱物理學報，2009，30（11）：1895-1897.