边零丛式高凝、高黏、高蜡油井节能运行模式的建立*

付亚荣　马献斌　王　志　杨旭辉　程秉义　王淑珍

（1.中国石油华北油田分公司第五采油厂；2.中国石油华北油田分公司第一采油厂；3.渤海石油职业学院；4.河北科技大学工程教育实验班化工1201班）



边零丛式高凝、高黏、高蜡油井节能运行模式的建立*

付亚荣1马献斌2王志3杨旭辉4程秉义1王淑珍1

（1.中国石油华北油田分公司第五采油厂；2.中国石油华北油田分公司第一采油厂；3.渤海石油职业学院；4.河北科技大学工程教育实验班化工1201班）

为解决边零丛式高凝、高黏、高蜡油井降凝降黏问题，经研究试验研制出了双空心杆地面加热装置。应用1个加热系统，实现油井单独间隔运行或3口油井同时运行的工作模式，满足丛式高凝、高黏、高蜡油井的正常生产。应用后，由3口油井组成的丛式井组日节电1440 kWh，节能效果显著，具有在同类油井上推广应用价值。

丛式油井高凝高黏高蜡

高凝、高黏、高蜡原油即“三高”原油，采用化学降凝降黏是保障油井正常生产的措施，但往往因化学降凝降黏不能很好地改变蜡晶的状态和形成良好的乳状液，致使油田应用效果不理想［1-2］。高凝、高黏原油是一种非牛顿流体，物质结构复杂，其本构方程中包含多个随流体状态的变化而变化的物质参数，并根据幂律流体流动规律分别建立了有杆抽油井上冲程和下冲程过程中井筒和杆管环形管道内流体流动的速度场模型和相对应的流体黏度计算模型［3］；根据传热学基本原理建立了高凝原油井筒温度场数学模型，产液量、体积含水率、油管导热系数和电热杆加热功率对井筒温度影响较大，体积含水率（乳化水）的增加对井筒结蜡具有恶化作用［4］。对于距离站场远、村落近的边零丛式的高凝、高黏、高蜡油井，根据其受环境、设备、电力负荷等因素的影响，研制出双空心杆地面加热装置，解决丛式井1口或多口油井连续或间隔清蜡降黏问题，现场在多个丛式井组应用后，每个井组日节电近1000 kWh。

1　技术方案

位于冀中南部的边零丛式油井多为探井，且油井无伴生天然气，无法利用常规伴生气加热解决油田生产问题；日常清蜡、降凝、降黏等措施因远离油田生产系统，费时费力；同时，油井热洗后的返排水需要汽车拉运至几十千米以外的联合站处理。

面对边零丛式井“三高”问题需要使用一套地面加热设备，这就需要增加加热系统的功率，不仅需要增加投资，而且浪费能源。对由3口井组成的丛式井组经研究试验研制出了双空心杆地面加热装置见图1，组成地面加热系统，该系统不增加加热功率。

图1　双空心杆地面加热装置示意图

储水罐的水经电磁加热器加热后，经循环泵通过管线可以由球阀和针型阀控制，从油井双空心杆三通进口进入，经过井下同轴双空心杆循环，由双空心杆三通出口返出，然后经过管线返回储水罐，实现1口油井单独间隔或3口油井同时连续清蜡降黏。

2　现场应用

当需要单独对1#油井进行清蜡降黏时，打开运行1#油井的球阀；关闭其它球阀，打开针型阀即可，单独对2#或3#油井进行清蜡降黏时，操作方法相同，当需要对1#、2#、3#油井进行清蜡降黏时，运行所有的阀门装置即可。

自2013年6月开始，在18口油井上（6组）应用，制定了油井单独间隔运行、3口油井同时运行的工作模式，满足了油井正常生产需要。

在同类单个油井上应用同轴式双空心抽油杆，单井每天耗电840 kWh，采用丛式井组用双空心杆地面加热系统，3口油井每天耗电1080 kWh；因此，在边零丛式高凝、高黏、高蜡油井节能运行模式下，每组丛式井日节电1440 kWh。

3　结论

1）丛式井用双空心杆地面加热装置应用1个加热系统，实现油井单独间隔运行或3口油井同时运行的工作制度，满足丛式高凝、高黏、高蜡油井的正常生产。

2）丛式井用双空心杆地面加热装置应用后，由3口油井组成的丛式井组日节电1440 kWh，节能效果显著，具有在同类油井上推广应用价值。

［1］李详同.化学防蜡、降凝、降黏复合工艺在胜利高凝高黏油田的应用［J］.石油天然气学报，2007，29（3）：146-148.

［2］谭礼荣.原油的化学降凝与防蜡（译文集）［M］.北京：石油工业部科学技术情报研究所，1998：88-92.

［3］沈国华.高凝高黏原油井筒黏度计算模型［J］.石油钻探技术，2008，36（4）：67-70.

［4］姚传进，雷光伦，吴川，等.高凝原油井筒温度场影响因素研究［J］.石油钻探技术，2011，39（5）：74-78.

10.3969/j.issn.2095-1493.2015.11.005

2015-03-30）

付亚荣，高级工程师，1987年毕业于重庆石油学校（油田应用化学专业），从事油气田开发技术研究与应用工作，E-mail：cy5_fyr@petrochina.com.cn，地址：河北省辛集市华北油田第五采油厂，052360。

中国石油华北油田科技重大专项“华北油田采油采气工艺技术研究”，项目编号：2013-HB-Z0807。