1、.123-第11期电加热管柱技术在渤海油田高含蜡油井中的应用郑晨阳韩超周祥（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司天津3 0 0 2 8 0）摘要】储层含蜡是渤海某油田的一个显著特点，由于含蜡量较高，导致部分油井投产后因结蜡导致产能明显下降且稳产周期较短，给油井生产及油田效益带来了诸多不利影响，必须及时解决。对此，通过借鉴陆上某稠油油田通过井下加热开采稠油的相关作业经验，认为将电加热管柱下入渤海某油田储层是一种解决油井结蜡的有效手段，通过电加热管柱可以有效增强储层内流体流动，防止有机质等重质析出堵塞近井地带，从而避免出现结蜡而导致油井产能下降。油井实际应用表明，电加热管柱完全满足储层含蜡海上
2、油田的开发需要，具有极佳的推广价值。【关键词】渤海油田；含蜡油井；电加热管柱；防蜡含蜡量高是渤海某油田的一个显著特点，根据采油生产过程等日常作业发现该油田油井生产过程中均不同程度出现泵出口压力持续升高、井口温度递减等结蜡现象，在投产的13 口生产井中，其中8 口井投产后均存在不长时间的稳产周期，部分低产井进行酸化解堵作业，酸化后无明显效果，且产量递减趋势明显，井底流压持续缓慢减小，同时通过更换油管或井筒热洗发现油管内存在严重的结蜡现象，这表明结蜡已经成为影响该油田油井长周期稳产的一个突出问题，必须及早解决!。然而由于油井结蜡问题复杂加之海上油田特殊的地质、地理环境，必须优选合适的防蜡技术。1电
3、加热管柱技术优势结合油样化验DSC析蜡点分析总结发现因该油田含油储层流体具有储层含蜡量较高、胶质沥青含量中等等特性且析蜡点温度较高（图1），因此油井生产过程中均不同程度出现泵出口压力持续升高、井口温度递减等结蜡现象，进而导致井筒堵塞，流体流通不畅；流体流通不畅进而导致地层周围出现有机质沉积，同时有机质沉积又进一步导致流体流通不畅相互间形成连锁反应。6050201002021/7/232021/9/112021/10/312021/12/202022/2/82022/3/302022/5/19取样日期图1部分含蜡低产井DSC析蜡点分析曲线图借鉴我们陆上某稠油油田井下加热开采作业经验，通过对井下及
4、井口温度模拟论证认为 2 ,下入电加热管柱防蜡降粘是一种实现海上高含蜡量油井产能长周期稳产的良好方式。这是因为在油井进行电加热管柱下入作业之前，可以提前通过软件模拟建立油井井筒电加热温度场，并能优化下入深度，从而为防蜡降粘提供精准模拟计算数据，避免了下入后出现作业偏差等问题。作者简介：郑晨阳（19 9 1-），男，汉族，山西晋城人，本科学历，工程师，主要从事海上油气田钻完井相关方面的工作。124-2023年第2 6 卷维修改造石油和化工设备2电加热管柱技术实现过程2.1电加热管柱技术原理含蜡油井完井作业期间，下入隔热油管生产管柱，通过向隔热油管内下入空心抽油杆，并将铠装发热电缆下入到空心抽油管
5、内部，铠装发热电缆自成电回路，利用变频电源供电，实现趋肤效应加热，从而使油管内原油温度升高，粘稠度降低，可以进一步改善储层内流体流动性3。2.2电加热管柱技术过程电加热管柱关键技术实现过程主要包括三部分，分别是模拟软件评价、井下工具下入及地面设备设计。2.2.1模拟软件评价通过油井井筒电加热温度场模拟软件（图2），可以实现油井产出液温度与环境温度的精准计算，并确保误差在土3 以内，并根据油藏配产需要和油井完井作业特点，优化电加热管柱下入深度，为实施防蜡降粘作业提供精准模拟计算数据。吧海上油井电潜泵冷采井筒温度场计算Z1、数据准备2、结果查看井深产液温M度井简温度分布温度（C)0.00028.5
6、4-25.00-20-10010203040506005.00028.69-25.0020010.00028.84-25.0015.00028.99-25.0040020.00029.14-25.0060025.00029.29-25.0080030.00029.44-25.001,00035.00029.6420.241,20040.00029.84-15.48(u)#1,40045.00030.02-10.731,60050.00030.18-5.971,80055.00030.32-1.212,00060.00030.453.5565.00030.553.722,20070.00030.
7、643.902.40075.00030.734.072,.60080.00030.834.252.80085.00030.924.423,00090.00031.014.60产液温度一环境温度打印结果保存结果打印图像保存图像图2 油井井筒电加热温度场模拟软件示意图2.2.2井下工具下入下入的井下工具包括改造双公、深井安全阀、抽油杆悬挂器、空心抽油杆、加热电缆、杆缆连接头等 4 ，其中的井口密封阻断装置及穿越装置、铠装连续管缆最关键。（1）井口密封阻断装置主要是在下入和起出连续管缆时进行临时悬挂，方便起下连续管缆。穿越装置主要作用悬挂连续管缆，把连续管缆穿越到地面并进行有效密封。（2）铠装连续管
8、缆是按照需加热的管线长度在工厂预制好的总成部件，由发热芯线、绝缘层、护套层、钢铠层组成，是发热部件（图3）。6543211.发热芯线2.绝缘层3.绝缘层二4.绝缘层三（高温矿物）5.护套层6.钢铠层图3铠装连续电缆示意图-125-郑晨阳等电加热管柱技术在渤海油田高含蜡油井中的应用第11期2.2.3地面设备设计地面控制系统主要由控制柜、变压器、接线盒等组成 5,主要作用是调节控制加热，短路、断相、过压、过流、超温等保护作用。(1)管柱设计电加热管柱由电泵机组、单流阀、油管、深井安全阀、隔热油管、过电缆封隔器、配套双公短节、油管挂、空心抽油杆及铠装发热电缆等组成（图4）。可根据需要，通过软件模拟确
9、定隔热油管下入深度及空心抽油管下入深度，进而准确提高井筒温度，而又不造成工具资源浪费 6 。油管挂及双公短节控制柜铠装发热+过电缆封隔器电缆隔热油管深井安全阀中频电油管源单流阀电泵机组变扣及扶正器380V交顶部封隔器流电源隔离封隔器人工井底图4电加热管柱示意图(2）工艺设计以某井为例，该井根据生产数据测算该井产液6 0 m/d，泵吸入口处流温6 3；地温梯度4.5/10 0 m；原油凝固点：2 8；析蜡点：51。在该生产状态下，井口温度大约在4 1左右，无法满足正常生产。根据模拟数据（图5），在7 0 0 m位置，流体温度为56.2 9（高于析蜡温度5）。为了减少原油结蜡风险，同时降低原油粘度
10、，增加流动性，结合加热电缆工艺投放深度，设计直热电加热下深7 0 0 m。当加热功率6 0 KW时，井口温度约为49.87。此后，分别对下入热电加热下深7 0 0 m位置不变情况下下入50 0 m隔热油管，加热功率在40KW、50 K W、8 0 K W、10 0 K W情况下进行模拟油井井筒电加热效果理论计算输入输出加热深度（m）700加热后井召温霞加热功率（kW）6048.64C初始温度（）56.29产液里(t/ADay)60计算原油比热（J/KgC)2000散热梯度（C/100m）1.4重置热效率（%）95油管容积（t)）3.15退出图5加热功率6 0 KW软件模拟结果计算，根据模拟情况
11、，下入7 0 0 m直热式加热电缆，加热功率10 0 KW是满足油井的正常生产要求如果在生产管柱最上部增加50 0 m隔热油管，在加热功率50 KW就能满足正常生产，那么每年节约用电量为：（10 0-50）*2 4*3 6 5=4 3 8 0 0 0（k Wh），如果按照1元/kWh的费用计算，预计可以节约电费4 3.8 万元。因此建议：下入50 0 m隔热油管。3电加热管柱现场应用及效果渤海某油田X井一开16 井眼钻进至4 0 2.0 0 m，下13-3/8 套管（N80，6 1p p f，BHC）至4 0 0.12 m，二开12-1/4 井眼钻进至17 8 9.0 0 m，下9-5/8 套
12、管（L8 0，4 0 p p f，BT C）至17 8 1.12 m；根据实钻取得的油藏资料，计算泵挂深度推荐下深114 0 m（斜深），地温梯度4.5/10 0 m；析蜡点参考邻井为45。以产液量3 0 m3/d进行软件模拟，得出隔热油管下深10 7 0 m，8 0 0 m 处加热，加热功率4 0 KW，井口温度4 7.6 4，误差在土3 以内，满足生产要求。3.1下入外层生产管柱泵工况+电机+保护器+分离器+电泵+泵头+3-1/2 EUE油管及短节+2.8 1 深井安全阀（3-1/2 E U B*P，16 0 0 m）+3-1/2 E U E 油管及短节+变扣（4-1/2 BTCB*3-1
13、/2EUP）+4-1/2 BT C隔热油管（150 0 m）+变扣（3-1/2 EUB*4-1/2BTCP）+9-5/8 过电缆封隔器(3-1/2EUB*P）+变-126-2023年第2 6 卷维修改造石油和化工设备扣（4-1/2 BTCB*3-1/2EUP）+4-1/2 BT C 隔热油管50 0 m+变扣（3-1/2 EUB*4-1/2BTCP）+悬挂器工作筒（3-1/2 EUP*P）+油管挂。连接油管挂后放至离钻台1米处，座卡瓦，下入内层空心抽油杆管柱 8 3.2下入空心抽油杆（1）1-9/16 杆缆转换接头+1-9/16 抽油杆（9 0 0 m）+抽油杆悬挂器。（2）连接抽油杆悬挂器提
14、升短节，将抽油杆管柱缓慢下放，坐落在悬挂器工作筒内。（3）并在井口悬挂器顶端将抽油杆盲堵上紧，防治抽油杆内进入液体。3.3下入加热电缆（1）坐油管挂，拆立管、安装采油树后，对采油树进行试压，合格后试启泵 9 。（2）热电缆工具串组合：电缆铜头+15mm热电缆（9 0 0 m）+中频柜+变压器+电源（3）测试热电缆与杆缆接头连接成功后，做电缆与采油树的密封，并接地,连好地面设备，试通电运行。（4）低频开井（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。3.4应用效果X井投入正常生产后，生产前期返出为完井液，井口温度3 2，返出见油后，井口温度为34，产液量
15、2 5m/d；电缆开始加热，加热功率30KW，加热后井口温度逐步提高，后续某日井口温度为6 5，加热后产液2 7 m/d左右，加热清蜡效果良好，满足预期要求。且经过近一年后X井目前产液量仍达2 2 m3/d，与其它不下隔热油管相比，超配产日期超过50%，长周期稳产效果优势明显。4结论通过电加热管柱技术在渤海油田的应用，得出相关结论如下：（1）电加热管柱技术适应性强，不仅在陆上油田稠油开发中发挥作用，而且在海上油田特别是高含蜡量的油井中发挥独特作用。（2）电加热管柱技术通过软件模拟实现了清蜡作业方案提前评估，进一步降低了海上油井清蜡作业风险，且作业期间安全可靠，具有足够优越性及合理性。（3）相较
16、常规生产管柱油井，通过在实际油井中应用电加热管柱技术不仅清蜡效果明显，而且明显实现油井长周期超配产，具有极佳的推广价值。参考文献1张朋举.空心抽油杆电加热采油技术在三塘湖油田的应用.钻采工艺.2 0 2 0（4 3）:114-116.2王立影，李启堂，林建平，等.电加热空心抽油杆温度分析与应用.石油勘探与开发.2 0 0 8，3 5(3)：3 6 2-3 6 5.3 关齐油井井筒结蜡规律与防蜡技术 J.化学工程与装备.2 0 2 0，14（6）：6 7-6 8.4朱昊晨基于集肤效应电伴热系统的输油管道温度控制研究 D.哈尔滨：哈尔滨工业大学，2 0 18.5朱广海，刘章聪，熊旭东，等电加热稠油热采井筒温度场数值计算方法 .石油钻探技术，2 0 19，4 7(5):110-1156焦金刚，吴怡.深水钻井中送入管柱校核方法 .石油和化工设备.2 0 2 1,2 4(0 6):5-8.7周海军.空心杆电加热技术在海上J油田的应用天津科技.2019,46(12):54-56.8邵振山.国产化防泥岩塌工具在渤海油田水平裸眼井中的应用 .中国化工贸易.2 0 2 1(7):10 5-10 6.9刘丹.集肤效应电加热技术在枝状集油管网中的应用 .化学工程与装备.2 0 2 0(0 3)：13 5-13 7.收稿日期：2 0 2 3-0 5-2 0 修回日期：2 0 2 3-10-10
