高凝固点油井电缆电加热制度优化

2020-11-22郑丹大庆石油管理局有限公司技术监督中心

石油石化节能 2020年11期

关键词：电加热抽油机间歇

郑丹（大庆石油管理局有限公司技术监督中心）

1 问题提出

大庆油田某区块高凝固点油井因高含蜡、高含胶、高凝固点，导致频繁卡泵，举升能耗高。

该区块属于高凝固点油井区块，其开采不同层位原油性质见表1。未解决上述生产难题并研究降低生产能耗的有效方法，经过对比，选取了2 口试验井，其平均热洗周期仅30 天，平均含水恢复期5 天。

这种经常性的作业已严重影响了该区块的原油正常生产，同时，区块开采成本过高，统计该区块的单井日耗电高达531.0 kWh。为此，在该区块2 口油稠井上开展电缆电加热技术试验[1-6]。

表1 不同层位原油性质对比

2 电加热参数设计

2.1 技术工艺原理

电加热技术原理是在井内生产油管外部绑定电缆，通过电缆芯线发出的热量，对油管内流体进行加热，达到降黏、消除井筒结蜡的目的，油管外电缆加热技术的基本构成见图1。

图1 油管外电缆加热技术的基本构成

2.2 电加热功率的确定

原油从井底流出井筒的过程，是井筒原油与地层之间不断热交换过程。根据理论分析，电加热功率满足生产的充分条件为加热后的井口产液温度高于析蜡温度，此时整个井筒均不会结蜡，而将井口温度加热到析蜡温度所需的热能换算后的功率，即为电缆电加热功率[7-10]，见式（1）。2 口试验井电加热功率测算结果，见表2。

能量守恒：

式中：Tm为井口产液温度，℃；Ta为析蜡温度，取39 ℃；C为产液比热容，取4.5 J/(kg·℃)；m为日产液，t/d；Pm为电加热功率，kW；t为时间，取3 600 s。

表2 电加热功率测算

2.3 电加热带下入深度确定

为达到理想清蜡效果，设计把电加热带下入到析蜡温度处，黑帝庙层析蜡温度45 ℃，由式（2）得出井温剖面，电缆下入深度为700 m。

式中：Tm为井口温度，取10 ℃；Ta为析蜡温度，取 45.0 ℃； ΔT为地温梯度，取4.9 ℃/100 m；H为电加热带下入深度，m。

3 现场应用

对试验的2 口井应用了电缆电加热，措施后抽油机电流和载荷明显下降，在无需热洗的前提下实现了连续生产。其中试验井A 由原来不能正常生产，在平均功率14.2 kW 下连续生产；试验井B 上电流由22 A 下降至15 A，抽油机上载荷由62 kN 下降至43 kN，电加热应用效果对比见表3。

通过应用电缆电加热解决了油井频繁卡泵的问题，初步实现了连续生产，但是单井综合能耗大幅升高。因此，还需在解决油井频繁卡泵保障连续生产的基础上，进一步实现节能生产。

为实现抽油机的举升能耗与电加热装置的总能耗下降，在保证油井不结蜡、连续生产的基础上，通过综合分析加热功率和加热时间对总能耗的影响，对电加热的功率和加热时间进行了优选优化。

一是优选连续电加热情况下的功率。通过逐渐降低加热功率，观测抽油机载荷变化，以抽油机和电加热两部分综合能耗最低为目标，寻找合理加热功率。试验井A 在功率11.5 kW 时，出现了载荷上升结蜡倾向，若长时间生产，结蜡加重，不能维持生产；在12.5 kW 时，载荷稳定，综合能耗较低，试验井A 不同加热方式综合能耗对比见表4。因此12.5 kW 为该井连续电加热时的最节能功率，对应日综合能耗361.8 kWh，较优化前降低169.6 kWh。同理，试验井B 采取同样方式，确定了该井连续电加热时的最节能功率为12.1 kW，日综合能耗355 kWh，优化后日节电140 kWh。

二是确实固定电加热功率下的最佳间歇电加热时间。考虑到电加热装置连续运转会降低设备运行寿命，同时增加发生故障的可能性，同时间歇加热会进一步降低生产总能耗，因此生产实际过程倾向于将加热方式从连续加热改为间歇加热。

为进一步降低综合能耗，将试验井A 从连续加热改为间歇加热，在选取间歇加热时的电加热功率时，综合考虑到电加热装置的热效率和稳定性因素，结合生产实际，将电加热功率设置为18 kW，对比此加热功率下不同的加热时间下电动机能耗变化，以油井不结蜡和总能耗低于连续生产时为基本条件，寻找更满足生产实际的总能耗最低点，即为合理间歇加热时间。

通过现场实践，观察电动机能耗（载荷）和电加热能耗的变化，得出在功率18 kW 时，采用开2 h关1 h 的间歇加热制度，能够满足生产，采油井不结蜡，且综合日耗电较连续加热时进一步降低了10.8 kWh，试验井A 不同加热方式综合能耗对比见表5。