摘要： 榆树林油田尚9、树103及树127区块原油粘度相对较高，导致生产过程中极易卡泵，严重影响了机采井正常生产。本文分析了影响稠油井正常生产的主要因素，对应用的化学降粘、物理降粘及油管电加热降粘等方式进行了综合对比，指出油管电加热技术是解决稠油问题有效方法，并提出改进方向。
Abstract： The viscosity of crude is relatively high in Yushulin oilfield Shang 9， Shu 103 and Shu 127 blocks， resulting in stuck pump in the process of production， which seriously affects the normal production of machine production wells. This paper analyzed the main factors to affect the normal production of heavy oil wells and made the comprehensive comparison on ways of applied chemical viscosity reduction， physical viscosity reduction and tubing electric heating， pointed that tubing electric heating technology is an effective way to solve the heavy oil problem and proposed the direction of improvement.
关键词： 稠油；降粘；油管；电加热；井筒举升
Key words： heavy oil；viscosity reduction；tubing；electric heating；wellbore lifting
中图分类号：TE3文献标识码：A 文章编号：1006—4311（2012）27—0041—02
0 引言
稠油富含胶质和沥青质，粘度高，密度大，流动性差，给其开采和集输带来很大困难。因此需要不断发展新的稠油开采技术，大幅度提高稠油单井产量、降低开采成本和提高稠油油藏采收率。
榆树林油田目前抽油机井中稠油井共171口，占抽油机总数的12.9%。这类井由于油稠导致经常卡泵，平均单井每年检泵作业2—5次，检泵作业时起下管柱困难，已经影响了油田正常开发生产。本文通过分析稠油影响生产的主要因素，对比目前清防蜡措施的优缺点，逐步形成一套实用、有效的稠油开采技术。指出油管电加热技术是解决稠油问题有效方法，并提出改进方向。
1 稠油井原油物性及影响正常生产的主要因素
1.1 原油的物性 从表1中看出，这6口油井油样凝点较高，在35—43℃之间，粘度差异较大，在29.37—327.47mPa·s之间，平均含水较低，为6.3%。
1.2 稠油的成分 从表2中看出，6口井油样蜡含量较高，在20～38%之间，原油的胶质、沥青质含量比较高，导致原油粘度较大。
1.3 影响正常生产主要因素
①蜡含量高，析蜡温度较高。含蜡量越高，析蜡温度越高，导致开采过程中原油溶蜡能力降低，蜡晶体会逐渐析出并沉积在井壁周围和套管内壁，造成抽油机井悬点载荷增加，甚至卡泵。
②胶质、沥青质含量高。稠油的胶质、沥青质分子含有可形成氢键的羟基、氨基、羧基等，因此胶质分子之间、沥青质分子之间及二者相互之间有强烈的氢键作用。这样就造成了原油的高粘度。
③原油含水不稳定。与纯原油相比，W/O型乳状液的流变性发生了很大变化，主要表现为非牛顿流体性质增强，粘度升高，低温时的结构强度增大，乳状液体易附着在油管内壁和抽油杆外壁，不利于原油的开采和集输。
综上所述，影响稠油井正常生产的主要是原油的蜡含量高，导致凝点高、粘温性差，影响原油的流动性；胶质、沥青质含量高，使原油的粘度较大；原油含水也对原油的粘度有一定影响。采用针对性的技术降低井筒中原有粘度，是开采稠油的关键。
2 稠油井应用的清防蜡技术
2.1 化学清防蜡技术
①化学清防蜡降粘剂。截止10月末561口加药井共使用清防蜡剂478.09吨，占计划药剂总量的98.1%，与去年同期相比减少27.5吨。通过现场情况看，化学清防蜡剂不适用于稠油井，只适合于原油凝点比较低，≤35℃；粘度较低，50℃时运动粘度低于70mPa·s的油井；原油含水率对防蜡剂的应用效果也比较大，当含水率低于10%时，使用油溶性防蜡剂效果比较好；当含水率在10%～50%时，使用水溶性防蜡剂效果比较好。
②固体防蜡器。固体防蜡器利用高分子化学材料的缓释特点，连接在抽油杆上，随井底油流的冲刷缓慢溶解，抑制蜡分子的结晶，使石蜡颗粒保持微小分散状态。固体防蜡器对原油动力粘度小于60mPa·s、含蜡量低于25%的油井有效期为1年。对于原油动力粘度大于60mPa·s、含蜡量高于25%不适用，不适用稠油井。对于原油粘度在50℃时的运动粘度低于70mPa·s，且含水率低于10%的油井使用效果比较好。
2.2 电磁清防蜡技术 电磁防蜡器电源部分将交流电变换为可控的直流电，同时将经变换后的直流电供给电磁变换部分，电能变换成不断变化的磁场，磁场沿管壁方向作用于原油，由于电磁感应力的作用，使石蜡分子重新排列从而达到防蜡的目的。2007年底至2011年底安装电磁防蜡器279台。电磁防蜡器适用于油井内液体流速较高，原油含水率较低的油井，一般有效作用距离大概在300—1000m。电磁清防蜡技术只适用于常规的油井，并不适用于稠井。
2.3 井筒电加热技术清防蜡技术 通过电加热井筒中的抽油杆和油管，将热量有效地传递给井筒中的原油，使其温度保持在凝固点以上增加流动性，实现正常生产。
2.3.1 油管电加热装置结构 油管电加热装置由：地面电控系统、井下绝缘系统、电气回路系统、井口电缆密封系统、温场数模系统等五部分组成。
2.3.2 油管电加热技术原理 利用井下生产管柱的阻抗，交变电能从上向下传导过程中，进行电热转换，使整个生产管柱温度升高，形成热源，以加热油管内被举升的液体，达到降粘、消除井筒结蜡的目的。
2.3.3 油管电加热技术适用范围
①适用于中高稠油的开采（在40℃原油粘度小于7000mPa·s）；
②高含蜡（含蜡量>30%）油井的开采；
③不适合含水超过40%稠油井。
2.3.4 油管电加热工艺的优缺点
①实现原油入泵前的加热，不受井深限制，能使原油达到常规井的出油温度，解决油稠入泵难问题，使原油顺利举升到地面；
②不改变普通抽油机井原有的采油工艺，便于采油管理；
③单井耗电量较大，日耗电相当抽油机的3—4倍；维护性费用大，平均单井0.7万元；
④对油套环空中的动液面要求严格，如液面过高容易短路，导致卡泵。
2.3.5 现场使用情况及经济效益分析 现场应用情况：从2009年开始规模应用电加热管技术，针对含水超过30%井易短路的情况，2010年在电控柜上做了改进，使该技术适应性得到加强。目前共应用电加热管井75口，其中正常生产井61口，未正常生产14口井（高含水关井关井8口、卡泵待处理6口井）。此项技术解决了高凝固点、高含蜡低含水稠油井开采难的问题。
经济效益分析：在应用此项技术之前，平均每口井10—15天热洗一次，大量的洗井液进入地层，容易造成污染。单井每次热洗费用0.5万元，平均每周期每天少产油0.5吨，在洗井液中投加高效洗井液每次50公斤，以上费用和损失共计1014.8万元/年。
采用化学药剂降粘平均10—15天加药一次，每次200公斤，平均每月用药450公斤，按照药剂6500吨/元，32口井每年加药费用112.32万元。
油管电加热设备单井加热功率平均40千瓦，每天送电5—6小时，每度电0.7元，年耗电费用252万元。可以看出油管电加热技术比热洗节省费用762.8万元/年，比应用化学清防蜡技术多用139.7万元，但化学清防蜡对特稠的井不适用。
3 结论
① 对于凝点比较低，在35℃左右，粘度也不大，50℃时的运动粘度低于70mPa·s的油井，常规井筒加清防蜡剂清防蜡或固体清防蜡技术即可维持油井正常生产；当含水率低于10%时，使用油溶性防蜡剂效果比较好；当含水率在10%～50%时，使用水溶性防蜡剂效果比较好；超过50%后，可采用螺杆泵举升技术。
② 对于油样凝点较高，在40℃以上，粘度也比较大，50℃时的运动粘度约在200mPa·s以上油井，对此类粘度较大的油井，可采用电加热技术，并使井口温度维持在30℃以上。
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