隔熱保溫防磨油管在高含蠟油井的應用

付亞榮 李仰民 楊中峰 王秀彥 翟中楊 和改英 徐文寧 趙曉龍 唐敬 郝立敏

（中國石油華北油田公司）

1 國內(nèi)外研究現(xiàn)狀

開采石蠟基、中間基原油油井結(jié)蠟是影響油井檢泵周期的重要因素之一[1]。井筒舉升原油沿程熱量損失，原油溫度低于蠟的初始結(jié)晶溫度，蠟晶微粒將在油流和桿管表面析出、沉積。陳德春等[2]利用Fick擴散定律和剪切擴散理論，建立了蠟晶的擴散沉積、剪切沉積和沉積厚度模型；楊萬有等[3]設計出了模擬大斜度油井正常工況井筒內(nèi)壁動態(tài)結(jié)蠟規(guī)律的試驗裝置。油田廣泛應用的化學或生物清防蠟、磁防蠟、聲波防蠟等清防蠟措施和熱洗、空心抽油桿、雙空心抽油桿、電熱抽油桿、工頻集膚電熱、機械等清蠟措施，取得了較大的進步和發(fā)展；智能點滴加藥[4]和物聯(lián)網(wǎng)智能油井清蠟系統(tǒng)[5]已在長慶、華北等油田應用，實現(xiàn)油井結(jié)蠟判斷、清蠟方案決策、清蠟效果分析的智能管理，油井清蠟遠程監(jiān)控、無人值守；國內(nèi)外諸多學者開始嘗試將納米機器人、石墨烯和/或黑磷烯、納米仿生采油、量子糾纏和/或量子模擬等前沿技術應用于油井清防蠟。含蠟原油需要依靠三管拌熱、雙管摻水、環(huán)狀摻水等流程經(jīng)計量站將其輸送至聯(lián)合站進行加熱沉降脫水處理，消耗大量熱能。1984年王秉淵等[6]人對以“761”隔熱涂層的保溫油管是否達到防蠟、防凝效果進行了探討性的分析；1989年麥瑞天[7]將注入蒸汽的保溫油管用于海洋高凝點原油探井測試中；管虹翔等人提出了將隔熱油管應用于海上稠油常規(guī)生產(chǎn)井實現(xiàn)保溫降粘開采的觀點；郭道宏選擇了隔熱保溫涂料、真空薄壁絕熱發(fā)泡涂料、纖維玻璃棉板、納米保溫板等4種保溫材料加工形成的保溫油管進行保溫必能試驗，為高凝油伴熱生產(chǎn)井轉(zhuǎn)為冷采生產(chǎn)提供了試驗數(shù)據(jù)和理論依據(jù)；宋洵成等人提出了海洋采油井生產(chǎn)管柱上部采用真空隔熱保溫油管井筒溫度壓力計算耦合模型；白健華等[8]人以以井口產(chǎn)液溫度不低于析蠟點溫度為目標優(yōu)化了海上高含蠟油田隔熱油管的下入深度。雖然，保溫油管解決子部分高凝原油、高含蠟原油井筒舉升和結(jié)蠟問題，但未考慮井筒桿管防腐蝕、防偏磨的問題，且保溫油管成本偏高。近年來，曹俊杰、劉興仁等[9]設計了隔熱保溫、防腐、防磨油管應用于高含蠟油井井筒清蠟，付亞榮等人發(fā)明了保溫隔熱油管井筒的溫度分布的方法[10]、保溫油管下入深度的確定方法[11]，現(xiàn)場應用由普通油管、35CrMo內(nèi)管、隔熱層、35CrMo密封套、四氟膠套、真空密封套、油管接箍等組成的隔熱保溫防磨油管后，油井井口溫度提高至42～45℃，且防止了油井桿偏磨和腐蝕結(jié)垢。既滿足了高含蠟油井井筒清蠟的需要，又滿足了油井集輸?shù)膯栴}，實現(xiàn)了清蠟和節(jié)能的雙贏。

2 保溫及防磨機理

2.1 隔熱保溫防磨油管的結(jié)構(gòu)

隔熱保溫防磨油管由普通油管、35CrMo內(nèi)管、隔熱層、35CrMo密封套、四氟膠套、真空密封套、油管接箍等組成，如圖1。

2.2 隔熱保溫防磨油管的物理特性

隔熱保溫防磨油管是在φ89 mm、φ73 mm油管內(nèi)加裝隔熱保溫層和防腐面耐磨材料，耐溫為-40～210 ℃，導熱系數(shù)為0.018～0.021 W/(m·k)，阿克隆摩磨耗為0.085 m3/1.61 km，其他參數(shù)見表1。

表1 隔熱保溫防磨油管物理特性

2.3 隔熱保溫防磨油管的保溫及防磨防腐機理

普通油管與35CrMo內(nèi)管之間設置211反射隔熱保溫材料和中空航空顆粒保溫材料，經(jīng)恒溫、恒壓加工而成，隔熱層厚度2～3 mm，阻滯原油攜帶的地層熱能在舉升過程中的散失，保證舉升沿程和井口溫度大于原油析蠟點溫度，起清蠟作用；內(nèi)管采用35CrMo合金經(jīng)冷軋加工和中頻調(diào)質(zhì)處理，具有防磨防腐的功能。

2.4 隔熱保溫防磨油管井筒的溫度分布

依據(jù)油井井筒內(nèi)溫度場的控制方程、油井井筒的溫度分布模型以及油井井筒的內(nèi)半徑與套管的外半徑之間的綜合傳熱系數(shù)，確定原油舉升過程中隔熱保溫防磨油管井筒的溫度分布情況。

2.5 隔熱保溫防磨油管下入深度

根據(jù)地質(zhì)方案，錄取油井基礎數(shù)據(jù)，確定油井井筒溫度場控制方程和井筒傳熱方程，迭代法計算保溫隔熱油管下入深度。

3 選井條件及設計依據(jù)

3.1 選井條件

油藏油溫度大于80℃；油井產(chǎn)液量5～40 m3/d，井口出液溫度小于25℃，沉沒度大于150 m；最大井斜小于50°，全角變化率小于15%；原油含蠟量大于10%，凝固點小于45℃，50℃地面原油黏度小于1 000 mPa·s；油井化學清防蠟加藥周期小于15天，熱洗清蠟周期小于150天。

3.2 設計依據(jù)

依據(jù)能量、動量和質(zhì)量守恒建立井筒內(nèi)溫度場的控制方程、油井井筒的溫度分布模型，計算井筒傳熱系數(shù)。

根據(jù)油藏深度、原始地層壓力、原始地層溫度、泡點壓力、地層溶解氣油比、50℃地面原油黏度、原油體積因數(shù)、含蠟量、凝固點、地溫梯度、井斜角、方位角、下泵深度和產(chǎn)液量等資料，建立油井的井筒溫度場控制方程、井筒傳熱方程采用迭代法求解得到隔熱保溫防磨油管的下入深度。

4 現(xiàn)場應用

隔熱保溫防磨油管現(xiàn)場施工工序與普通油管相同。在16口油井應用后，井口溫度平均提高21.37℃，單井平均日耗電降低23.58 kWh，抽油機最大懸點載荷平均降低10.27 kN，免去了油井化學清防蠟和熱洗清蠟措施，井口原油單管集輸至計量站或聯(lián)合站。

典型井例：XXX-129井。油層中深2 820.10 m，原始地層壓力系數(shù)1.01，目前地層壓力系數(shù)0.78，油層壓力22.5 MPa，油層溫度84℃，原油含蠟量22.7%，凝固點39℃，50℃地面原油黏度小于288.4 mPas；原泵徑×泵深：38×2 000 m，工作制度：沖程×沖速為5×4，日產(chǎn)液19.48 m3，日產(chǎn)油6.8 m3，動液面1 255 m，日常清防蠟維護措施15天加化學清防蠟劑150 kg，120天熱洗清蠟一次，三管拌熱集油進站。

圖1 油井用隔熱保溫防磨油管結(jié)構(gòu)

因泵漏失檢泵作業(yè)，地質(zhì)要求日產(chǎn)液20 m3，動液面1 500 m；采油工程依據(jù)地質(zhì)方案采用隔熱保溫防磨油管替換普通油管，泵徑×泵深：38×2 000 m，工作制度：沖程×沖速為5×4，采用油管外徑D89 mm、內(nèi)管外徑D68 mm的隔熱保溫防磨油管下入深度2 000 m。施工后，油井日產(chǎn)液21.6 m3，日產(chǎn)油7.2 m3，動液面1 315 m，井口溫度由30℃升高到46℃，單管集油進站，日耗電降低26.9 kWh，抽油機最大懸點載荷下降10.5 kN。

5 結(jié)論

1）高含蠟油井應用隔熱保溫防磨油管，可以大幅度提高井口原油溫度，降低了抽油機懸點載荷，免去了油井熱洗、化防措施，油井桿管偏磨得到緩解。

2）簡化了地面集油工藝流程，實現(xiàn)了單井集油由三管拌熱向單管集油模式的轉(zhuǎn)變，減少了能耗。

3）建議選擇整體油藏區(qū)塊應用隔熱保溫防磨油管，可減少大量三管伴熱（雙管摻水）及熱水加熱爐的使用，達到了節(jié)能減排的目的。

4）建議在自噴井應用隔熱保溫防磨油管，避免刮蠟片清蠟施工工具落井的風險，減輕工人勞動強度。