井筒隔熱油管技術在渤海高含蠟B油田的應用

柴世超，王 迪，王欣然

中海石油（中國）有限公司天津分公司 天津 300459

0 引 言

對于含蠟原油的流變性，國內外專家學者已通過研究取得了共識［1-4］。在溫度降低到一定程度時，蠟逐漸結晶析出，并以固體顆粒形式懸浮于液態原油中，此時原油表現出假塑性、觸變性等非牛頓流體性質；若溫度進一步下降，則蠟晶進一步增多并相互聯結，形成三維網絡結構，原油的液態組分包含于其中，原油整體失去流動性。基于含蠟原油的上述特性，其在井底流到井口的過程中隨著壓力及溫度的逐漸降低，井筒結蠟越來越嚴重，會給油井正常生產管理帶來巨大困難。為了解決這一問題，有的油田嘗試了很多清蠟方法［5］，如電加熱清蠟、機械清蠟、常規熱洗清蠟、智能熱洗清蠟、化學清蠟等；有的油田還嘗試了微生物采油技術［6］；還有一些專家學者做了熱力采油研究［7-8］。渤海B油田根據自身特點及海上油田的特殊性，嘗試利用隔熱油管保溫技術進行防蠟，取得了很好的效果。

1 油田概況

渤海B油田位于渤海遼東灣海域，油田范圍內水深18.5～20 m，環境溫度為-25～28 ℃。儲層為東二下段Ⅰ上、Ⅰ下、Ⅱ及Ⅲ油組，儲層埋深為2 102 m。油田儲層為三角洲前緣沉積的粉砂巖、細砂巖和中-細砂巖。單砂層厚度較薄，多數不足10 m。儲集空間以粒間孔為主，物性中等，孔隙度主要為23%～33%，滲透率主要分布在10～300 mD 之間。地面原油具有密度小（0.807～0.836 g/cm3）、黏度低（1.67～3.31 mPa·s）、凝固點（14～23 ℃）和含蠟量高（9.22%～12.23%）等特點。該油田利用天然能量開發，單井產油能力為30～100 m3/d。

2 存在問題

在開發方案設計階段未認識到高含蠟對油井生產的影響，沒有采取相應的防蠟措施。在生產初期雖然也采取了鋼絲清蠟、加熱車清洗等措施，但效果并不理想，致使該油田在投產后由于井筒結蠟嚴重基本沒有正常生產，僅在夏天間歇生產，如圖1 所示。該油田利用天然能量開發，油井沒有自噴能力，采用電潛泵舉升方式生產，如圖2 所示，A7 井在投產初期日產油在70 m3/d左右，電泵吸入口壓力基本穩定在11.5 MPa左右，生產90 d以后，泵吸入口壓力和日產油都開始出現劇烈波動，140 d以后，泵吸入口壓力快速上升，產油量迅速下降，不到一周時間，該井不能正常生產。

圖1 渤海B油田日產油曲線Fig.1 Daily oil curve of Bohai oilfield B

圖2 A7 井生產曲線Fig.2 Prodution curve of Well A7

3 原因分析

渤海B油田原油含蠟量為12.2%，屬于高含蠟原油，通過旋轉黏度計法，測定原油析蠟點為35 ℃。根據該油田井筒溫度測試結果，下入隔熱油管前在垂深680 m左右井筒溫度就從油層中部溫度的73 ℃降至35 ℃，井筒溫度降到原油析蠟點，蠟開始析出并附著在油管內壁。隨著析出的蠟越來越多，油管內徑越來越小，直至堵塞，致使油井不能正常生產。這一點可以從A7 井不能正常生產后通過鋼絲取樣看到，如圖3、4 所示，此時油管已經被析出的蠟充滿，導致電泵吸入口壓力上升、產量下降，直至最終不能生產。

圖3 A7 井井筒溫度曲線Fig.3 Wellbore temperature curve of well A7

圖4 A7 井井筒取樣照片Fig.4 Photo of A7 wellbore sampling

4 隔熱油管保溫原理

隔熱油管由內、外管和隔熱材料組成，如圖5 所示，在內管外壁和外管內壁之間形成了一道隔熱夾層，通過對隔熱夾層綜合采用抽真空、熱反射、熱對流阻斷三大隔熱技術，確保了隔熱油管的保溫性能［9-10］。稠油熱采就是利用隔熱油管的保溫性能，減少注蒸汽熱損失，提高蒸汽的利用率［11-12］；高凝油開采利用隔熱油管減少原油舉升過程中的熱損失，避免在油管內出現結蠟現象［13］，保證油井正常生產。

圖5 隔熱油管結構示意圖Fig.5 Schematic diagram of insulated tubing structure

5 隔熱油管下入深度設計

5.1 設計原則

前文已經提到渤海B 油田原油析蠟點溫度為32 ℃，因此，隔熱油管下入深度的原則是保證井筒溫度必須高于原油析蠟點32 ℃。

5.2 設計下入深度與井筒溫度關系

如圖6 所示，在該油田A7 井中下入隔熱油管后，計算得到的井口溫度大大增加，井口溫度在未下入時為20.3 ℃、下入深度為550 m時，井口溫度增加到32.7 ℃；當下入1 000 m時，井口溫度達到了40.2 ℃。由此可見，隔熱油管的使用對保證井口溫度有著良好的作用，并且下入深度越深，井口溫度也越高，保溫效果越好，但考慮到隔熱油管自身較重和價格昂貴，所以需要對隔熱油管下入深度進行優化，既要保證保溫效果，又要考慮經濟性。

圖6 A7 井隔熱油管下入深度與溫度關系曲線Fig.6 Relationship between depth and temperature of insulated tubing in Well A7

5.3 隔熱油管下入深度優化

當隔熱油管下入深度為550 m時，油井井口溫度超過原油吸蠟點溫度。理論上，下入550 m隔熱油管即可達到要求，但在現場實施中隔熱油管下入深度設計還需要考慮以下三方面因素。

①原油析蠟規律：含蠟原油在井底流到井口的過程中，隨著壓力及溫度的逐漸降低，析蠟點逐漸升高，井筒結蠟越來越嚴重。也就是說，原油在井筒舉升過程中，蠟是逐步析出的。這個規律從圖7 也可以看到，雖然旋轉黏度計法測定在溫度為32 ℃時的剪切應力開始明顯增大，但并不是說從這個溫度蠟才開始析出，而是在此之前蠟就已經析出，只不過有一個從量變到質變的過程。對渤海B油田來說，溫度為32 ℃時是這個變化過程的拐點。

圖7 A7 井原油剪切應力與溫度的關系Fig.7 Relationship between shear stress and temperature of Well A7 crude oil

②生產管柱接頭處存在散熱缺陷，如雙公短節、安全閥、座落接頭、隔熱油管接箍等處存在散熱缺陷。

③要考慮環境溫度的變化。渤海B油田位于渤海遼東灣海域，一年四季環境溫度變化較大（-25～28 ℃），在下隔熱油管前，只有在環境溫度較高的季節油井才能正常生產，其余季節由于環境溫度低導致井筒結蠟而不能正常生產。

在考慮以上3 個因素的影響下，設計井口最低溫度要高于采用旋轉黏度計法測定的析蠟溫度8～10 ℃，據此計算隔熱油管下入深度為1 100 m，設計井口溫度為40～42 ℃。

6 實施效果

渤海B油田下入隔熱油管后，井口溫度滿足了設計要求，解決了井筒結蠟問題，保證了油井全年正常生產。從單井上看，以A7 井為例，下入隔熱油管后井口溫度由20.3 ℃上升到43 ℃，高于析蠟點，該井生產狀況得到了明顯改善，泵吸入口壓力由劇烈波動變為平緩，由短暫生產變為可以連續生產，且日產油較之前也有大幅增加。從整個油田看，1 500 d 以后其余井也陸續更換為隔熱油管，當年累計產油22.09×104m3，是前4 年累計產油量的1.51 倍。

7 結論與建議

①通過隔熱油管下入深度設計優化研究，結合原油析蠟規律、生產管柱散熱缺陷和環境溫度等因素分析，確定了油井下入隔熱油管深度。實施后，井筒溫度達到了設計要求，解決了渤海B油田油井由于井筒析蠟造成的不能正常生產的問題。

②對于高含蠟油田，建議在油田建設階段充分研究分析蠟對生產的影響，并優化設計防蠟措施，以減少對生產的影響。■