井筒隔热油管技术在渤海高含蜡B油田的应用

柴世超，王 迪，王欣然

中海石油（中国）有限公司天津分公司 天津 300459

0 引 言

对于含蜡原油的流变性，国内外专家学者已通过研究取得了共识［1-4］。在温度降低到一定程度时，蜡逐渐结晶析出，并以固体颗粒形式悬浮于液态原油中，此时原油表现出假塑性、触变性等非牛顿流体性质；若温度进一步下降，则蜡晶进一步增多并相互联结，形成三维网络结构，原油的液态组分包含于其中，原油整体失去流动性。基于含蜡原油的上述特性，其在井底流到井口的过程中随着压力及温度的逐渐降低，井筒结蜡越来越严重，会给油井正常生产管理带来巨大困难。为了解决这一问题，有的油田尝试了很多清蜡方法［5］，如电加热清蜡、机械清蜡、常规热洗清蜡、智能热洗清蜡、化学清蜡等；有的油田还尝试了微生物采油技术［6］；还有一些专家学者做了热力采油研究［7-8］。渤海B油田根据自身特点及海上油田的特殊性，尝试利用隔热油管保温技术进行防蜡，取得了很好的效果。

1 油田概况

渤海B油田位于渤海辽东湾海域，油田范围内水深18.5～20 m，环境温度为-25～28 ℃。储层为东二下段Ⅰ上、Ⅰ下、Ⅱ及Ⅲ油组，储层埋深为2 102 m。油田储层为三角洲前缘沉积的粉砂岩、细砂岩和中-细砂岩。单砂层厚度较薄，多数不足10 m。储集空间以粒间孔为主，物性中等，孔隙度主要为23%～33%，渗透率主要分布在10～300 mD 之间。地面原油具有密度小（0.807～0.836 g/cm3）、黏度低（1.67～3.31 mPa·s）、凝固点（14～23 ℃）和含蜡量高（9.22%～12.23%）等特点。该油田利用天然能量开发，单井产油能力为30～100 m3/d。

2 存在问题

在开发方案设计阶段未认识到高含蜡对油井生产的影响，没有采取相应的防蜡措施。在生产初期虽然也采取了钢丝清蜡、加热车清洗等措施，但效果并不理想，致使该油田在投产后由于井筒结蜡严重基本没有正常生产，仅在夏天间歇生产，如图1 所示。该油田利用天然能量开发，油井没有自喷能力，采用电潜泵举升方式生产，如图2 所示，A7 井在投产初期日产油在70 m3/d左右，电泵吸入口压力基本稳定在11.5 MPa左右，生产90 d以后，泵吸入口压力和日产油都开始出现剧烈波动，140 d以后，泵吸入口压力快速上升，产油量迅速下降，不到一周时间，该井不能正常生产。

图1 渤海B油田日产油曲线Fig.1 Daily oil curve of Bohai oilfield B

图2 A7 井生产曲线Fig.2 Prodution curve of Well A7

3 原因分析

渤海B油田原油含蜡量为12.2%，属于高含蜡原油，通过旋转黏度计法，测定原油析蜡点为35 ℃。根据该油田井筒温度测试结果，下入隔热油管前在垂深680 m左右井筒温度就从油层中部温度的73 ℃降至35 ℃，井筒温度降到原油析蜡点，蜡开始析出并附着在油管内壁。随着析出的蜡越来越多，油管内径越来越小，直至堵塞，致使油井不能正常生产。这一点可以从A7 井不能正常生产后通过钢丝取样看到，如图3、4 所示，此时油管已经被析出的蜡充满，导致电泵吸入口压力上升、产量下降，直至最终不能生产。

图3 A7 井井筒温度曲线Fig.3 Wellbore temperature curve of well A7

图4 A7 井井筒取样照片Fig.4 Photo of A7 wellbore sampling

4 隔热油管保温原理

隔热油管由内、外管和隔热材料组成，如图5 所示，在内管外壁和外管内壁之间形成了一道隔热夹层，通过对隔热夹层综合采用抽真空、热反射、热对流阻断三大隔热技术，确保了隔热油管的保温性能［9-10］。稠油热采就是利用隔热油管的保温性能，减少注蒸汽热损失，提高蒸汽的利用率［11-12］；高凝油开采利用隔热油管减少原油举升过程中的热损失，避免在油管内出现结蜡现象［13］，保证油井正常生产。

图5 隔热油管结构示意图Fig.5 Schematic diagram of insulated tubing structure

5 隔热油管下入深度设计

5.1 设计原则

前文已经提到渤海B 油田原油析蜡点温度为32 ℃，因此，隔热油管下入深度的原则是保证井筒温度必须高于原油析蜡点32 ℃。

5.2 设计下入深度与井筒温度关系

如图6 所示，在该油田A7 井中下入隔热油管后，计算得到的井口温度大大增加，井口温度在未下入时为20.3 ℃、下入深度为550 m时，井口温度增加到32.7 ℃；当下入1 000 m时，井口温度达到了40.2 ℃。由此可见，隔热油管的使用对保证井口温度有着良好的作用，并且下入深度越深，井口温度也越高，保温效果越好，但考虑到隔热油管自身较重和价格昂贵，所以需要对隔热油管下入深度进行优化，既要保证保温效果，又要考虑经济性。

图6 A7 井隔热油管下入深度与温度关系曲线Fig.6 Relationship between depth and temperature of insulated tubing in Well A7

5.3 隔热油管下入深度优化

当隔热油管下入深度为550 m时，油井井口温度超过原油吸蜡点温度。理论上，下入550 m隔热油管即可达到要求，但在现场实施中隔热油管下入深度设计还需要考虑以下三方面因素。

①原油析蜡规律：含蜡原油在井底流到井口的过程中，随着压力及温度的逐渐降低，析蜡点逐渐升高，井筒结蜡越来越严重。也就是说，原油在井筒举升过程中，蜡是逐步析出的。这个规律从图7 也可以看到，虽然旋转黏度计法测定在温度为32 ℃时的剪切应力开始明显增大，但并不是说从这个温度蜡才开始析出，而是在此之前蜡就已经析出，只不过有一个从量变到质变的过程。对渤海B油田来说，温度为32 ℃时是这个变化过程的拐点。

图7 A7 井原油剪切应力与温度的关系Fig.7 Relationship between shear stress and temperature of Well A7 crude oil

②生产管柱接头处存在散热缺陷，如双公短节、安全阀、座落接头、隔热油管接箍等处存在散热缺陷。

③要考虑环境温度的变化。渤海B油田位于渤海辽东湾海域，一年四季环境温度变化较大（-25～28 ℃），在下隔热油管前，只有在环境温度较高的季节油井才能正常生产，其余季节由于环境温度低导致井筒结蜡而不能正常生产。

在考虑以上3 个因素的影响下，设计井口最低温度要高于采用旋转黏度计法测定的析蜡温度8～10 ℃，据此计算隔热油管下入深度为1 100 m，设计井口温度为40～42 ℃。

6 实施效果

渤海B油田下入隔热油管后，井口温度满足了设计要求，解决了井筒结蜡问题，保证了油井全年正常生产。从单井上看，以A7 井为例，下入隔热油管后井口温度由20.3 ℃上升到43 ℃，高于析蜡点，该井生产状况得到了明显改善，泵吸入口压力由剧烈波动变为平缓，由短暂生产变为可以连续生产，且日产油较之前也有大幅增加。从整个油田看，1 500 d 以后其余井也陆续更换为隔热油管，当年累计产油22.09×104m3，是前4 年累计产油量的1.51 倍。

7 结论与建议

①通过隔热油管下入深度设计优化研究，结合原油析蜡规律、生产管柱散热缺陷和环境温度等因素分析，确定了油井下入隔热油管深度。实施后，井筒温度达到了设计要求，解决了渤海B油田油井由于井筒析蜡造成的不能正常生产的问题。

②对于高含蜡油田，建议在油田建设阶段充分研究分析蜡对生产的影响，并优化设计防蜡措施，以减少对生产的影响。■