真空隔熱油管保溫冷采試驗(yàn)研究

武俊憲 馬強(qiáng)（遼河油田公司質(zhì)量節(jié)能管理部）

真空隔熱油管保溫冷采試驗(yàn)研究

武俊憲 馬強(qiáng)（遼河油田公司質(zhì)量節(jié)能管理部）

沈陽油田油品特點(diǎn)是高含蠟、高凝固點(diǎn)，開采過程需要伴熱，生產(chǎn)能耗較高。隨著油田進(jìn)入中高含水開發(fā)階段，油井含水上升、液面降低，具備冷采條件的油井也越來越多。通過室內(nèi)和現(xiàn)場試驗(yàn)，分析了真空隔熱油管的保溫性能，證實(shí)了應(yīng)用真空隔熱油管實(shí)現(xiàn)高凝油冷采的可能性，對(duì)指導(dǎo)高凝油油田實(shí)現(xiàn)冷采提供了理論依據(jù)。

高凝油 冷采 油管保溫 真空隔熱 試驗(yàn)研究

沈陽油田油品特點(diǎn)是高含蠟、高凝固點(diǎn)，開采過程需要伴熱，生產(chǎn)能耗較高。但隨著主力高凝油區(qū)塊陸續(xù)進(jìn)入中高含水開發(fā)階段，高凝油冷采成為可能。在 727口高凝油生產(chǎn)井中， 有 624口抽油機(jī)井，已有 211 口油井實(shí)現(xiàn)冷采，其中常規(guī)冷采 171口，加藥冷采 40口；而采用空心桿熱線與油管電力加熱伴熱的油井仍有 413口，其中抽油機(jī)空心桿熱線井 330口，油管電加熱井 83口，電加熱井日耗電 28.2×104kWh。

沈陽油田高凝油冷采試驗(yàn)開始于 1994 年，隨著沈陽油田進(jìn)入中高含水開發(fā)階段，油井含水上升、液面降低，具備冷采條件的油井也越來越多，油田也逐步把高凝油冷采技術(shù)發(fā)展成常規(guī)冷采、加藥冷采、電加熱井低于凝固點(diǎn)降溫開采等系列技術(shù)，使 34%的高凝油實(shí)現(xiàn)了冷采。但剩下的410 余口電伴熱高凝油油井還沒有有效的手段來實(shí)現(xiàn)冷采，是沈陽油田進(jìn)一步降低用電能耗的主要目標(biāo)。

1 研究目的

根據(jù)對(duì)沈陽油田主力高凝油區(qū)塊原油物性和流變性特點(diǎn)及不同油井產(chǎn)液溫度變化情況研究分析，認(rèn)為部分電加熱油井通過真空隔熱管保溫作用，可使井口出液溫度保持在37℃以上，可以實(shí)現(xiàn)常規(guī)冷采，進(jìn)而達(dá)到降低能耗，節(jié)約成本的目的。

通過本次試驗(yàn)研究，了解掌握真空隔熱油管的保溫性能，計(jì)算其導(dǎo)熱系數(shù)，分析評(píng)價(jià)保溫效果，為高凝油保溫冷采提供技術(shù)支持和參考依據(jù)。

2 試驗(yàn)準(zhǔn)備

修復(fù)后的真空隔熱管 100根，可用于進(jìn)行隔熱管保溫冷采試驗(yàn)。還需要準(zhǔn)備：封堵油管兩端用的絲堵（一端絲堵留有注水孔）、注水用漏斗、測量記錄管內(nèi)溫度用的溫度測量記錄儀、外部測溫用的測溫儀、連接電源的電線、70m3左右 70 ℃以上的熱 水 ， 還 有相應(yīng)的 工 具 和 材 料等[1]。

3 地面測試

任選修復(fù)后的真空隔熱油管 2根，于 2011年 5月 16 日—18 日在準(zhǔn)備大隊(duì)進(jìn)行了連續(xù) 72h模擬測試，測試介質(zhì)為水，水的初始溫度為70℃左右，溫度變化采用溫度記錄儀器連續(xù)監(jiān)測記錄。測試結(jié)果整理后的數(shù)據(jù)見表1。

根據(jù)溫降測試數(shù)據(jù)做出溫降測試曲線，見圖1。

3.1測試結(jié)果分析

從溫降記錄數(shù)據(jù)表中可以看出：

1#真空隔熱油管：環(huán)境溫度 20～27 ℃，初始記錄 溫 度 65.42 ℃ ， 終 止 記錄 溫 度 26.04 ℃ ， 連 續(xù) 記錄時(shí)間為 15h，整個(gè)溫降 39.38 ℃。

2#真空隔熱油管：環(huán)境溫度 20～27 ℃，初始記錄 溫 度 66.22 ℃ ， 終 止記錄 溫 度 37.42 ℃，連 續(xù) 記錄時(shí)間為 15h，整個(gè)溫降 28.8 ℃。

根據(jù)試驗(yàn)數(shù)據(jù)，利用圓筒壁導(dǎo)熱公式：

式中：

Q——圓筒壁的導(dǎo)熱量，W；

λ——圓筒壁的熱導(dǎo)率，W/（m·K）；

l——圓管長度，m；

t1——初始記錄溫度，℃；

t2——終止記錄溫度，℃；

r1——圓管內(nèi)徑，m；

r2——圓管外徑，m。

表1 真空隔熱油管地面試驗(yàn)溫降測試數(shù)據(jù)

圖1 溫降測試曲線

計(jì)算導(dǎo) 熱 系 數(shù) ， 1#真 空 隔 熱 油 管 為 ： 0.048W/（m·K）；2#真空隔熱油管為：0.032W/（m·K）。

對(duì)比上述兩根油管溫降測試情況，數(shù)據(jù)有一定差異，后期分析時(shí)采用兩組測試數(shù)據(jù)的平均值：0.04W/（m·K）。

3.2井口出液溫度計(jì)算

假設(shè)：井下溫度變化情況與地面相似，抽油泵入口處溫度 59 ℃，油井日產(chǎn)液 13t，泵掛深度 1600m，產(chǎn)出液從泵口運(yùn)移到地面所需時(shí)間：

對(duì)比測試情況：溫度由初期的 58.76 ℃，降到8h 后的 37.42 ℃，溫降 21.34 ℃。

說明當(dāng)油井日產(chǎn)液量超過 13t時(shí)，井口出液溫度可保持在 37 ℃左右；當(dāng)油井日產(chǎn)液量在 20t左右時(shí) ， 產(chǎn)出液從 泵 運(yùn) 移到地 面 所 需時(shí)間 5.25h， 此時(shí)，井口出液溫度保持在45℃左右。

4 現(xiàn)場試驗(yàn)

4.1目標(biāo)井生產(chǎn)狀況

所選目標(biāo)井為靜 67-563 井，該井生產(chǎn)方式：φ44長泵×1701m，空心桿熱線電伴熱生產(chǎn)，送電制度： 每周送電 2d，正常時(shí)日 產(chǎn)液 28.2t，日產(chǎn)油 2.3t，含水 92%。

4.2目標(biāo)井生產(chǎn)管柱

靜 67-563 井于 6 月 29日因泵漏檢泵作業(yè)。作業(yè)復(fù)產(chǎn)后生產(chǎn)管柱 （圖2）：φ44長泵×1696m，空心桿完井，未下熱線，真空隔熱油管：130 根× 1185m，其中，修復(fù)真空隔熱油管100根×911m，舊真空隔熱油管 30 根×273m。7 月 5 日作業(yè)完復(fù)產(chǎn) 。 復(fù) 產(chǎn) 初 期 日 產(chǎn) 液 42.3t， 日 產(chǎn) 油 2.3t， 含 水94%；目前，日產(chǎn)液 34.3t，日產(chǎn)油 4.lt，含水 88%。

圖2 靜 67-563井生產(chǎn)管柱

產(chǎn)液、產(chǎn)油變化較大的原因是本次作業(yè)過程中進(jìn)行了沖砂，下筆尖至 1733.65m 阻，暫堵沖砂進(jìn)尺 150.83m 至 1884.48m ， 發(fā) 現(xiàn) 丟 手 位 置 下 移 至1884.48m，相當(dāng)于撈出丟手合采，所以導(dǎo)致產(chǎn)液量上升。

5 效果跟蹤

靜 67-563 井復(fù)產(chǎn)后日產(chǎn)液初期為 42t，l個(gè)月后逐 漸降到 36t。從 2011 年 7 月 11 日 復(fù)產(chǎn) 到 2012年 l月 19 日泵漏作業(yè)，共測井口溫度 19 次，9 月 20日之前均在 45～47℃之間，之后日產(chǎn)液逐漸降到15.9t，井 口出 液溫度始終 保持 在 40 ℃以 上。 本次試驗(yàn)，該井正常生產(chǎn) 194d，未下熱線， 一直采取冷抽方式生產(chǎn)。

通過措施前后載荷對(duì)比，采用真空隔熱油管冷抽后，最大載荷 82kN，基本未變，最小載荷減小12kN。由于措施后未下熱線，前后載荷對(duì)比：措施后最大載荷相對(duì)增加 6kN，最小載荷相對(duì)減少6kN；前后電流：措施前抽油機(jī)電流在 68～72A 之間，措施后電流在68～74A之間，變化不大。

井口出液溫度測試情況見表2。

表2 靜 67-563井井口出液溫度測試記錄

前期，我們對(duì)高凝油井井口出液溫度情況進(jìn)行了系統(tǒng)測試，并借助溫場計(jì)算軟件進(jìn)行了計(jì)算、分析和對(duì)比，最終得出如下結(jié)論:

沈84-安12塊油井井口出液溫度實(shí)測比理論計(jì)算高 2～5 ℃。特別是靜 67-563 井于 2009 年 9 月份進(jìn)行了井口溫度測試，該井當(dāng)時(shí)冷抽生產(chǎn)，日產(chǎn)液20.5t，日產(chǎn)油 1.8t，含水 91%。測試井口出液溫度25 ℃，而理論計(jì)算溫度 20.5 ℃，兩者相差 4.5 ℃。

靜 67-563 井采用真空隔熱油管冷抽復(fù)產(chǎn)后，實(shí)測井口出液溫度45～47 ℃，而計(jì)算井口出液溫度為 42.4 ℃ ， 實(shí) 測 與 計(jì) 算 值 相 差 2.6～4.6 ℃ 。 若 采 用普通油管生產(chǎn)，其計(jì)算井口出液溫度為 28.7 ℃。

從以上數(shù)據(jù)可以得出，實(shí)測的井口出液溫度總是比計(jì)算值高 2～5 ℃，因此可以采用真空隔熱油管生產(chǎn)的溫度與普通油管生產(chǎn)的溫度差值作為參考，日產(chǎn)液 15～45t，采用 1200m 真空隔熱油管生產(chǎn)與普通油管生產(chǎn)的井口出液溫度計(jì)算情況見表3。

表3 采用 1200m真空隔熱油管與普通油管的井口出液溫度對(duì)比

6 結(jié)論

1）考慮到計(jì)算與實(shí)際的誤差，保守的結(jié)論是：采用 1200m 真空隔熱油管保溫生產(chǎn)，對(duì)于日產(chǎn) 液 18t左 右 的 油 井 ， 可 以 提 升 井 口 溫 度 10～13 ℃，使井口出液溫度達(dá)到 37 ℃左右，能夠?qū)崿F(xiàn)冷采目的；采用 1600m 真空隔熱油管保溫生產(chǎn)，對(duì)于日產(chǎn)液超過 16t左右的油井，可以提升井口溫度 12～15 ℃，使井口出液溫度達(dá)到 37 ℃左右，能夠?qū)崿F(xiàn)冷采目的。

2）真空隔熱油管的極限下入深度為 1600m，對(duì)于泵掛深可能超過 1600m 的油井不能全井采取該保溫管柱，保溫效果、適應(yīng)產(chǎn)液量的范圍將受到限制。

[1]萬仁溥.采油工程手冊(cè)（精要本)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2003:52-67.

10.3969/j.issn.2095-1493.2013.005.001

2012-11-19）

武俊憲，高級(jí)工程師，1989年畢業(yè)于東北石油大學(xué)（采油工程專業(yè)），從事質(zhì)量、節(jié)能、計(jì)量及標(biāo)準(zhǔn)化管理工作，E-mail：starmq@163.com， 地址 ： 遼 寧省 盤 錦 市 興隆 臺(tái) 區(qū) 遼河 油 田質(zhì)量節(jié)能管理部，124010。