高凝油空心杆内连续管热水循环采油工艺研究

陈广志（中油辽河油田公司，辽宁 新民 110316）

沈阳采油厂原油油品具有含蜡量高、凝固点高、析蜡温度高和蜡熔点高等特点，含蜡量为30.3%-43.9%；凝固点为42-60℃，最高达67℃；析蜡温度为52-74℃；蜡熔点为56-80℃。高凝油随举升过程中其温度逐渐降低，流动性越来越差，因此开采过程需要伴热，目前主要采用空心杆热线与油管电加热2种方式进行伴热，平均单井日耗电达1000kW·h。为了降低高凝油伴热开采成本，提出改变生产方式，寻求电伴热采油替代技术的需求。

1 高凝油空心杆内连续管热水循环采油工艺原理

空心杆内连续管热水循环工艺是在Φ89油管内下入外径Φ42、内径Φ31mm的空心杆，在空心杆内下入内径Φ17mm，外径Φ24mm连续保温隔热管，二者形成密闭环形空间，热水在环形空间内正循环给产出液进行伴热的采油工艺,工艺原理如图1所示。

图1 空心杆内连续管热水循环工艺示意图

2 工艺参数确定

2.1 循环水流量

通过计算并结合现场实际循环压差数据可以看出随循环流量增大，循环压差快速升高。考虑离心泵的增压能力和计量站掺水供应量，将井下循环流量控制在0.8-1.2m3/h。

2.2 循环水温度

通过对目前试验井产液温度进行统计，认为产液温度随循环流量增大有缓慢上升的趋势。当流量为1.0m3/h时井下循环入口温度不低于70℃，井口产出液温度不低于45℃，可以满足高凝油井伴热需求，同时不增加循环掺水量。

2.3 抽油机负荷要求

在相同泵型及下深的条件下，Φ42mm空心杆及连续管在充满水的状态下浮重为4.8kg/m，Φ36mm空心杆连同热线浮重为3.8kg/m，Φ22mm实心抽油杆浮重为2.7kg/m，连续管下深按1100m计算，空心杆内连续管热水循环工艺负荷较空心杆热线电伴热工艺重1.3t，实际匹配抽油机时，保守取值按照1.5t计算，相同机型下极限下深减少350m左右。

2.4 循环水水质要求

该工艺循环空间较小，循环水采用的是高凝油地面伴热用污水，其中含油、机杂以及钙、镁离子等易形成污垢，会导致循环空间减小、循环压力升高，甚至无法循环等情况。

导致循环堵塞的成分以油泥为主，油泥中主要为原油和悬浮固体，且油泥沉积位置集中在连续隔热管与空心杆形成的环空中，分析是由于循环水在连续管底部出口换向进入环空时，流速突然下降，并且流向反转，其中不稳定悬浮的原油及杂质产生速度分异而沉积在环空中，从而堵塞循环。控制循环水中含油和机杂是保证循环的必要条件。

空心杆内连续管热水循环工艺适用条件为：循环水流量控制在0.8-1.2m3/h,循环水温度不低于70℃；原电加热工艺生产时，抽油机最大负荷需有15kN以上余量；实施井井口水质稳定并能够达到指定的水质要求。

3 现场实施情况

该技术推广应用于47口井，实现高凝油井伴热方式转变，实施井伴热效果好，满足高凝油井生产的要求，在满足适用条件的情况下，可以替代电加热工艺，47口井日节电共4.59 kW·h，经济效益明显，管理方便。

4 结语

4.1 为了进一步研究并评价伴热效果，下一步通过在井下安装存储式温度计的方式对井下温度进行监测，优化下入深度，减少投入。

4.2 高凝油电泵井部分采用热线进行伴热生产，为了降低伴热成本，下步工作研究将空心杆内连续管热水循环工艺应用于电泵井。

[1]王春鹏，等.辽河油区油田开发实践[M].北京:石油工业出版社，2002:109-150.