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摘 要：高含蜡、高凝固点是沈阳油田油品特点，开采时需要伴热，从而生产能耗较高。采用井筒保温技术可使部分伴热生产井转为无伴热生产，从而降低生产能耗。经试验研究，对真空隔热油管的保温性能有一定的了解掌握，关于其对井筒的保温效果进行分析评价，针对高凝油井筒保温无伴热采油，给予参考依据与技术支持。
关键词：真空隔热油管 无伴热采油 试验 高凝油
中图分类号：TE349 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）05（b）-0084-02
高含蜡、高凝固点是沈阳油田油品特点，开采时需要伴热，从而生产能耗较高。目前主要采用空心杆内热线与油管电加热技术进行电伴热生产[1]。在727口高凝油生产井中，有413口采用的是电伴热生产的油井，其中330口为抽油机空心杆热线井，83口为油管电加热井，而仅电伴热日耗电为33.4×104 kW·h。
伴随着沈阳油田主力高凝油区块逐渐进入中高含水开发阶段，油井含水上升、液面降低，沈阳油田也开始进行无伴热采油研究试验。经过近20年的研究探索，一步步地将高凝油无伴热采油技术升级成电加热井低于凝固点降温开采、加药无伴热采油、常规无伴热采油等系列技术[2]，无伴热采油已有有34%的高凝油实现。还是有没有有效的手段以实现无伴热采油的油井，即413口电伴热高凝油油井，这也是沈阳油田更好地降低生产能耗的主要目标。
1 研究目的
通过对沈阳油田不同油井产液的温度变化情况和主力高凝油区块原油物性以及流变性特点研究分析表明，通过真空隔热油管保温作用，可使部分电加热油井的井口出液温度始终处在37℃以上，从而实现常规无伴热采油[3]。使降低能耗和节约成本的目标得以实现。
在该次试验研究中，对真空隔热油管的保温性能有了了解和掌握，将其导热系数计算出来，对保温效果进行分析评价，针对高凝油无伴热采油，为其提供了参考依据与技术支持。
2 试验准备
测试真空隔热油管导热系数地面。需做如下准备：除了相应的材料与工具等，还有注水用漏斗、封堵油管两端用的丝堵（其中一端丝堵留有注水孔）、外部测温用的测温仪、测量记录管内温度用的温度测量记录仪、70L左右70℃以上的热水和220V电源。
3 地面测试
任意选取真空隔热油管2根，施行模拟测试，以水为测试介质，水的初始温度在70℃左右，管内水的温度变化情况采用温度记录仪器连续监测记录。
参照测试数据做温降测试曲线（如图1）。
3.1 测试结果分析
根据温降测试数据：
1#真空隔热油管：环境温度为18～26℃，初始记录温度为67.7℃，终止记录温度为26.8℃，连续记录时间15h，温降：40.85℃。
2#真空隔热油管：环境温度为18～26℃，初始记录温度为66.8℃，终止记录温度为31℃，连续记录时间20h，温降：35.76℃。
依照试验数据，结合圆筒壁导热公式[4]：
（1）
对导热系数进行计算，1#真空隔热油管是：0.048 W/m.℃；2#真空隔热油管是：0.032 W/m.℃。
对比上述两根真空隔热油管的计算参数，导热系数有一定差异，后期分析时导热系数采用两根油管的平均值：0.04 W/m.℃。
3.2 试验中发现的问题
由于接箍处未采取隔热保温措施，其散热量要大大高于真空隔热油管本体部分同等长度上的散热量[5-6]。
4 现场试验
现场试验共进行了2井次，分别在静67-563和静69-165C井进行。
4.1 静67-563井试验情况
4.1.1 油井试验前生产情况
该井采用空心杆内热线电伴热生产，伴热送电2～3d/周，在平稳生产的情况下，日产液为28.2t/d，产油为2.3t/d，含水为92%。
4.1.2 试验井生产管柱和复产后生产情况
该井于2012年6月底因泵漏进行检泵作业，下空心抽油杆，未下热线，真空隔热油管下深1185m。
复产初期日产液42.3t/d，产油2.3t/d，含水94%。生产平稳后日产液34.3 t/d，日产油4.1t/d，含水88%。
4.1.3 效果跟踪
复产后该井的日产液初期是42t，而1个月之后慢慢降到了36t。从复产到半年后因泵漏进行检泵作业，测井口温度次数为19次，9月20日之前为45～47℃。在此之后日产液慢慢降到了16t，而井口出液温度一直处在40℃以上。在该次试验中，该井没有进行井筒伴热，其正常生产194d，而且抽油机载荷和抽油机电流都没有大的变化。这说明采用真空隔热油管生产，能够很好地维持井筒内的温度，保证井筒内液体的流动性。
4.1.4 数据分析
前期，系统测试了高凝油井的井口出液温度情况，同时采用井筒温度场计算软件进行计算、分析与对比，最后整理结论：沈84-安12块油井的井口出液温度实测值高出计算值2～5℃。尤其是在2009年9月份测试了静67-563井的井口温度。当时该井冷抽生产，其中日产液为20.5t，日产油为1.8 t，含水为91%。井口出液温度的实测值为：25℃，理论计算值为：20.5℃，相差4.5℃。
采用真空隔热油管将静67-563井冷抽复产后，井口出液温度的实测值为：45～47℃，理论计算值为42.4℃，两者相差2.6～4.6℃。
根据以上数据可知，井口出液温度的实测值一直高出计算值2～5℃，所以能以计算的采用真空隔热油管生产比普通油管生产提高的温度为参考，日产液为15～45t，对比采用1200m真空隔热油管和普通油管生产的井口出液温度计算情况，具体内容见表1。 4.2 静69-165C井试验情况
为了准确了解井下温度分布情况和真空隔热油管的保温性能，2013年在静69-165C井上做了进一步的试验，试验时在井下1244 m处下入了一个压力温度计，用来记录温度数据。
4.2.1 试验井作业情况
2013年7月份，油管电加热井静69-165C因不出液作业。下真空隔热油管1194米，下空心杆未下热线。
4.2.2 复产后温度测试情况
该井作业前正常生产时日产液20t，产油1.4t，含水93%，油管电加热功率约为35kW，连续送电伴热。
复产后初期日产液、含水情况与作业前正常生产时基本相同，生产50 d后日产液逐渐升到26t，含水上升到97%。从8月初复产到11月中旬再次作业共测井口温度10次，10月份之前均在40～43℃之间。
根据日产液数据和测试数据，做静69-165C井日产液与温度测试曲线如图2：
4.2.3数据分析
考虑到复产初期油井生产不稳定，10月中旬以后，井下1244 m处与井口温度都开始有明显降低，产液量也已经开始降低，只有9月初到10月上旬的生产数据和测温数据都比较稳定，因此选取这一段时间的数据作为计算的依据。
选取比较接近平均值的一组数据日产液24 t，产油1.2t，含水95%，进行计算，反推出真空隔热油管的导热系数为0.035 W/m.℃。与地面测试得出的数据基本相符。前期地面测试得出的导热系数为0.032～0.048 W/m.℃，计算采用的数据为0.04 W/m.℃。
考虑图2中三条曲线的关联，根据10月10日以后的数据变化趋势，可以分析得出，油井日产液量在20t以下时，井口温度随产液量的变化比较明显。
5 试验结论
（1）对于沈阳油田主力高凝油区块的油井，与采用普通油管生产相比，采用1200m真空隔热油管保温生产可以提高井口温度12.5～15.5℃。
（2）试验采用的真空隔热油管在井下的视导热系数可以达到0.035～0.04 W/m.℃。
（3）采用真空隔热油管保温，油井日产液量在20t以下时，井口温度随产液量的变化比较明显。
参考文献
[1] 焦雪峰，金维鸽.高凝油油藏开采技术现状研究分析[J].内蒙古化工，2009（14）：110-111.
[2] 孟庆学，王玉臣.高凝油及其开采技术 [J].石油科技论坛，2006（5）：45-49.
[3] 邓惠，杨胜来，康铭辉，等.高凝油常规冷采时井筒温度分布分析[J].特种油气藏，2008，15（5）：97-100.
[4] 杨世铭.传热学[M].北京：高等教育出版社，1994.
[5] 刘红英，黄善波.隔热油管接箍对井筒热损失的影响与修正[J].特种油气藏，2009，16（5）：97-100.
[6] 刘晓燕，赵海谦，王忠华.真空隔热油管接箍传热实验与模拟研究[J].工程热物理学报，2009，30（11）：1895-1897.
关键词：真空隔热油管 无伴热采油 试验 高凝油
中图分类号：TE349 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）05（b）-0084-02
高含蜡、高凝固点是沈阳油田油品特点，开采时需要伴热，从而生产能耗较高。目前主要采用空心杆内热线与油管电加热技术进行电伴热生产[1]。在727口高凝油生产井中，有413口采用的是电伴热生产的油井，其中330口为抽油机空心杆热线井，83口为油管电加热井，而仅电伴热日耗电为33.4×104 kW·h。
伴随着沈阳油田主力高凝油区块逐渐进入中高含水开发阶段，油井含水上升、液面降低，沈阳油田也开始进行无伴热采油研究试验。经过近20年的研究探索，一步步地将高凝油无伴热采油技术升级成电加热井低于凝固点降温开采、加药无伴热采油、常规无伴热采油等系列技术[2]，无伴热采油已有有34%的高凝油实现。还是有没有有效的手段以实现无伴热采油的油井，即413口电伴热高凝油油井，这也是沈阳油田更好地降低生产能耗的主要目标。
1 研究目的
通过对沈阳油田不同油井产液的温度变化情况和主力高凝油区块原油物性以及流变性特点研究分析表明，通过真空隔热油管保温作用，可使部分电加热油井的井口出液温度始终处在37℃以上，从而实现常规无伴热采油[3]。使降低能耗和节约成本的目标得以实现。
在该次试验研究中，对真空隔热油管的保温性能有了了解和掌握，将其导热系数计算出来，对保温效果进行分析评价，针对高凝油无伴热采油，为其提供了参考依据与技术支持。
2 试验准备
测试真空隔热油管导热系数地面。需做如下准备：除了相应的材料与工具等，还有注水用漏斗、封堵油管两端用的丝堵（其中一端丝堵留有注水孔）、外部测温用的测温仪、测量记录管内温度用的温度测量记录仪、70L左右70℃以上的热水和220V电源。
3 地面测试
任意选取真空隔热油管2根，施行模拟测试，以水为测试介质，水的初始温度在70℃左右，管内水的温度变化情况采用温度记录仪器连续监测记录。
参照测试数据做温降测试曲线（如图1）。
3.1 测试结果分析
根据温降测试数据：
1#真空隔热油管：环境温度为18～26℃，初始记录温度为67.7℃，终止记录温度为26.8℃，连续记录时间15h，温降：40.85℃。
2#真空隔热油管：环境温度为18～26℃，初始记录温度为66.8℃，终止记录温度为31℃，连续记录时间20h，温降：35.76℃。
依照试验数据，结合圆筒壁导热公式[4]：
（1）
对导热系数进行计算，1#真空隔热油管是：0.048 W/m.℃；2#真空隔热油管是：0.032 W/m.℃。
对比上述两根真空隔热油管的计算参数，导热系数有一定差异，后期分析时导热系数采用两根油管的平均值：0.04 W/m.℃。
3.2 试验中发现的问题
由于接箍处未采取隔热保温措施，其散热量要大大高于真空隔热油管本体部分同等长度上的散热量[5-6]。
4 现场试验
现场试验共进行了2井次，分别在静67-563和静69-165C井进行。
4.1 静67-563井试验情况
4.1.1 油井试验前生产情况
该井采用空心杆内热线电伴热生产，伴热送电2～3d/周，在平稳生产的情况下，日产液为28.2t/d，产油为2.3t/d，含水为92%。
4.1.2 试验井生产管柱和复产后生产情况
该井于2012年6月底因泵漏进行检泵作业，下空心抽油杆，未下热线，真空隔热油管下深1185m。
复产初期日产液42.3t/d，产油2.3t/d，含水94%。生产平稳后日产液34.3 t/d，日产油4.1t/d，含水88%。
4.1.3 效果跟踪
复产后该井的日产液初期是42t，而1个月之后慢慢降到了36t。从复产到半年后因泵漏进行检泵作业，测井口温度次数为19次，9月20日之前为45～47℃。在此之后日产液慢慢降到了16t，而井口出液温度一直处在40℃以上。在该次试验中，该井没有进行井筒伴热，其正常生产194d，而且抽油机载荷和抽油机电流都没有大的变化。这说明采用真空隔热油管生产，能够很好地维持井筒内的温度，保证井筒内液体的流动性。
4.1.4 数据分析
前期，系统测试了高凝油井的井口出液温度情况，同时采用井筒温度场计算软件进行计算、分析与对比，最后整理结论：沈84-安12块油井的井口出液温度实测值高出计算值2～5℃。尤其是在2009年9月份测试了静67-563井的井口温度。当时该井冷抽生产，其中日产液为20.5t，日产油为1.8 t，含水为91%。井口出液温度的实测值为：25℃，理论计算值为：20.5℃，相差4.5℃。
采用真空隔热油管将静67-563井冷抽复产后，井口出液温度的实测值为：45～47℃，理论计算值为42.4℃，两者相差2.6～4.6℃。
根据以上数据可知，井口出液温度的实测值一直高出计算值2～5℃，所以能以计算的采用真空隔热油管生产比普通油管生产提高的温度为参考，日产液为15～45t，对比采用1200m真空隔热油管和普通油管生产的井口出液温度计算情况，具体内容见表1。 4.2 静69-165C井试验情况
为了准确了解井下温度分布情况和真空隔热油管的保温性能，2013年在静69-165C井上做了进一步的试验，试验时在井下1244 m处下入了一个压力温度计，用来记录温度数据。
4.2.1 试验井作业情况
2013年7月份，油管电加热井静69-165C因不出液作业。下真空隔热油管1194米，下空心杆未下热线。
4.2.2 复产后温度测试情况
该井作业前正常生产时日产液20t，产油1.4t，含水93%，油管电加热功率约为35kW，连续送电伴热。
复产后初期日产液、含水情况与作业前正常生产时基本相同，生产50 d后日产液逐渐升到26t，含水上升到97%。从8月初复产到11月中旬再次作业共测井口温度10次，10月份之前均在40～43℃之间。
根据日产液数据和测试数据，做静69-165C井日产液与温度测试曲线如图2：
4.2.3数据分析
考虑到复产初期油井生产不稳定，10月中旬以后，井下1244 m处与井口温度都开始有明显降低，产液量也已经开始降低，只有9月初到10月上旬的生产数据和测温数据都比较稳定，因此选取这一段时间的数据作为计算的依据。
选取比较接近平均值的一组数据日产液24 t，产油1.2t，含水95%，进行计算，反推出真空隔热油管的导热系数为0.035 W/m.℃。与地面测试得出的数据基本相符。前期地面测试得出的导热系数为0.032～0.048 W/m.℃，计算采用的数据为0.04 W/m.℃。
考虑图2中三条曲线的关联，根据10月10日以后的数据变化趋势，可以分析得出，油井日产液量在20t以下时，井口温度随产液量的变化比较明显。
5 试验结论
（1）对于沈阳油田主力高凝油区块的油井，与采用普通油管生产相比，采用1200m真空隔热油管保温生产可以提高井口温度12.5～15.5℃。
（2）试验采用的真空隔热油管在井下的视导热系数可以达到0.035～0.04 W/m.℃。
（3）采用真空隔热油管保温，油井日产液量在20t以下时，井口温度随产液量的变化比较明显。
参考文献
[1] 焦雪峰，金维鸽.高凝油油藏开采技术现状研究分析[J].内蒙古化工，2009（14）：110-111.
[2] 孟庆学，王玉臣.高凝油及其开采技术 [J].石油科技论坛，2006（5）：45-49.
[3] 邓惠，杨胜来，康铭辉，等.高凝油常规冷采时井筒温度分布分析[J].特种油气藏，2008，15（5）：97-100.
[4] 杨世铭.传热学[M].北京：高等教育出版社，1994.
[5] 刘红英，黄善波.隔热油管接箍对井筒热损失的影响与修正[J].特种油气藏，2009，16（5）：97-100.
[6] 刘晓燕，赵海谦，王忠华.真空隔热油管接箍传热实验与模拟研究[J].工程热物理学报，2009，30（11）：1895-1897.