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 國內外研究現狀

開采石蠟基、中間基原油油井結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壁動態(tài)結蠟規(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)網智能油井清蠟系統(tǒng)[5]已在長慶、華北等油田應用，實現油井結蠟判斷、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)生產井實現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，為高凝油伴熱生產井轉為冷采生產提供了試驗數據和理論依據；宋洵成等人提出了海洋采油井生產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]，現場應用由普通油管、35CrMo內管、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，又滿足了油井集輸的問題，實現了清蠟和節(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構

隔熱保溫防磨油管由普通油管、35CrMo內管、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?89mm、?73mm油管內加裝隔熱保溫層和防腐面耐磨材料，耐溫為-40～210℃，導熱系數為0.018～0.021W/(m·k)，阿克隆摩磨耗為0.085m3/1.61km，其他參數見表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，經恒溫、恒壓加工而成，隔熱層厚度2～3mm，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；內管采用35CrMo合金經冷軋加工和中頻調質處理，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

依據油井井筒內溫度場的控制方程、油井井筒的溫度分布模型以及油井井筒的內半徑與套管的外半徑之間的綜合傳熱系數，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

根據地質方案，錄取油井基礎數據，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

3.1 選井條件

油藏油溫度大于80℃；油井產液量5～40m3/d，井口出液溫度小于25℃，沉沒度大于150m；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1000mPa·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

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

根據油藏深度、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、含蠟量、凝固點、地溫梯度、井斜角、方位角、下泵深度和產液量等資料，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 現場應用

圖1 油井用隔熱保溫防磨油管結構

隔熱保溫防磨油管現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23.58kWh，抽油機最大懸點載荷平均降低10.27kN，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2820.10m，原始地層壓力系數1.01，目前地層壓力系數0.78，油層壓力22.5MPa，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288.4mPas；原泵徑×泵深：38×2000m，工作制度：沖程×沖速為5×4，日產液19.48m3，日產油6.8m3，動液面1255m，日常清防蠟維護措施15天加化學清防蠟劑150kg，120天熱洗清蠟一次，三管拌熱集油進站。

因泵漏失檢泵作業(yè)，地質要求日產液20m3，動液面1500m；采油工程依據地質方案采用隔熱保溫防磨油管替換普通油管，泵徑×泵深：38×2000m，工作制度：沖程×沖速為5×4，采用油管外徑D89mm、內管外徑D68mm的隔熱保溫防磨油管下入深度2000m。施工后，油井日產液21.6m3，日產油7.2m3，動液面1315m，井口溫度由30℃升高到46℃，單管集油進站，日耗電降低26.9kWh，抽油機最大懸點載荷下降10.5kN。

5 結論

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，實現了單井集油由三管拌熱向單管集油模式的轉變，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。