井筒双空心抽油杆闭式循环加热装置

1、胜利油田智成石油技术开发有限公司shengli oilfield zhicheng oil technique development co., ltd结蜡、高凝油、稠油热采井节能技术井筒双空心抽油杆闭式循环加热装置胜利油田智成石油技术开发有限公司http: e-mail:dyslzc tel、项目来源目前高凝油、稠油开采中，常用的油井井筒降粘工艺是空心杆掺水升温、化学降粘、空心杆电加热等，但在现场应用中都存在一定的缺陷。采用空心抽油杆掺水的热载体循环采油工艺在稠油开采中虽然获得了成功应用。但所掺热水要与原油混合，需不断补充热水，综合热效率较低。另外，一个区块多井使

2、用时，往往需要建管网，运行管理费用高。此外还增加了后期脱水处理的难度和费用，并存在井口计量问题。空心杆电加热工艺是将电缆导线安装在空心抽油杆内，末端与空心抽油杆杆壁相连，而将空心抽油杆本身作为回路，利用空心抽油杆金属的集肤效应发热。因施工作业简单、管理相对方便，在稠油、高凝油井应用较多。但能耗过大，运行费用过高，而且，就能量有效利用而言，电加热不是一种经济的加热方式，与目前国家和油田节能减排的政策相悖。化学降粘前期研究投入大，人工成本高，降粘举升效果也不理想。为有效解决上述开发生产现实问题，实现稠油热采井的经济有效开采，我公司成功研制了井筒双空心抽油杆闭式循环加热装置，节能生产效果显著。该技术

3、的主要特点是：1、热载体形成独立的闭路循环系统。热载体在外空心通道返回首端再经过四通接头返回地面，进入热交换器加热后形成一个闭路循环系统。2、循环加热系统是密闭的，热载体不与原油和空气接触，杜绝了热载体的消耗和泄漏问题，消除了环境污染。3、热载体不进入原油中，对原油的计量，输送和后处理都不会造成影响。4、能耗小，运行费用低。二、技术成果及技术关键井筒双空心抽油杆闭式循环加热节能技术通过在油井井筒内下入空心抽油杆，再在空心杆内下入连续高分子/不锈钢高温隔热管，利用地面加热和加压流程，实现热载体在双空心杆内闭式循环，从而达到加热油管与外空心杆环空产出液的目的。具体方式是：外径25/22/16mm的

4、连续高分子/不锈钢高温隔热管做内管，外径42/36mm的空心杆做外管，将内管下入外管后建立一个内外相互密封的独立循环通道，利用地面燃气或燃煤热交换器把热载体（软化水）加热，再经循环泵加压后（2mpa左右），经过缓冲罐缓冲和分离气体后，通过特制四通接头，注入双空心杆的内空心通道。热载体在循环泵的高压驱动下，克服管壁摩阻，高速（为了减少摩阻，雷诺值选2500以下约1.5m/s）流至内空心通道的尾端，然后通过内外管环空返至地面加热炉内循环加热。2007年11月开始在稠油热采井研究试验、推广井筒双空心杆闭式循环加热节能技术。到目前，已形成三项技术成果及配套工艺。（一）井筒双空心抽油杆闭式循环加热技术井

5、下管柱及加热流程1、井下管柱所谓的闭式循环加热技术，就是热载体与从油层产出液不相掺混，通过地面流程加温加压，循环加热。因此，双空心杆既要有着特殊的双向密封特性，又承受很大的拉力和长时间的动能、势能的转换。为了防止疲劳和断脱，承力的外管选用优质的合金结构钢35crmo，经冷轧加工和中频调质后加工而成，杆体外径42/36mm（见表2-1）。因内管受空间的限制，又要高度保温，选用253.5/223/162.2的高分子连续内管（见表2-1）。表2-1 双空心杆结构及技术指标参数强度等级抗拉强度屈服强度伸长率空心杆外径d793-965mpa620mpa10%42/36mm内管耐温内管外径内管孔径密封强度

6、千米容积9525/22/16mm18/16/11.6mm2.7mpa568/357l2、加热流程作为热载体的净化软化水首先经过地面燃气或煤热热交换器（一般在80以上），再经循环泵加压后（2mpa左右），经过缓冲罐（标准容积5升）、储液罐（标准容积150升）后，热载体得到有效的缓冲和气体分离，通过特制四通接头，注入双空心抽油杆的内空心通道。热载体在循环泵的高压驱动下，克服管壁摩阻，高速流至双空心杆的加热尾端，在尾端通过一个特制终端，再经过一个长度3m的沉降室，与外空心通道沟通。然后热载体通过环空返至地面加热炉内循环加热。图2-2 井筒双空心抽油杆闭式循环加热节能技术地面流程示意图（二）井筒双空心

7、抽油杆闭式循环加热技术井筒温场模型研究通过研究，初步建立了双空心抽油杆闭式循环加热技术的井筒温场模型。热载体在双空心抽油杆闭式循环中，热载体所携带的热量通过空心抽油杆外杆传给外杆与油管环空中的油水混合物，使之升温达到降粘举升的目的。采用的热载体是净化软化水。其井筒能量平衡方程组为:式中，w1 ，w2分别为净化水和产出液的水当量，w/；l为加热深度，m；kl1、kl2和kl3分别为进入与返出净化水间、返出净化水与产出液间和产出液与地层间单位长度的传热系数，w/m.；t1，t2，t3和te 分别为净化水进入温度、净化水返出温度、产出液温度和原始地层温度，。井筒能量平衡方程组的边界条件为:式中，lc

8、为循环深度，m；t1i为净化水入口温度，；t3c为产出液流至循环深度lc处的温度，。由于上述数学模型中的各个水当量和传热系数是沿井深而变化的，因此求解时需将井筒分为若干段，将数学模型离散化，形成一个七条带矩阵方程组，利用高斯消元法即可求出双空心抽油杆内进出净化水的温度分布和油管内产出液的温度分布。油井生产条件、井身结构和热载体类型确定后，影响产出液温度分布的因素主要有热载体入口温度和循环量等。图2-3为一假设条件下的典型井产出液井温分布曲线。基础数据是：稠油热采井，原油粘度10000mpa.s（50），加热深度980米，日产液量30t/d，含水10%，采用成果（一）中的井下管柱和加热流程；套管

9、型号为7tp110h，油管为3n80；循环量2000kg/h，热载体为净化软化水，入口温度150。图2-3 典型井产出液温度分布曲线由图可见，当入口温度为150，净化水出口温度达到134.3，产出液出口温度达到81。相比空心杆电加热，较小的加热负荷（净化水入口与出口温差小、循环量低）即可使产液保持在较高的温度水平上。说明该工艺的热损失小，热利用率高。但对于该典型井，产出液出口温度81，已经超过流变性转换温度（5561），而过高的产出液出口温度将造成不必要的能耗。（三）井筒双空心抽油杆闭式循环加热技术现场应用参数研究双空心抽油杆闭式循环加热技术现场应用参数主要包括流体、井筒和循环三类参数。流体参

10、数包括油井产量、含水、粘度；井筒参数包括套管、油管型号尺寸；循环参数包括热载体类型、循环量、加热深度和热载体进出口温度、产出液出口温度等。对于稠油热采井，当油井选定，影响循环加热效果的因素主要包括热载体入口温度和循环量。1、入口温度对井筒产出液温场影响提高热载体入口温度可提高井筒内的产出液温度水平，降低产出液的流动阻力，但往往要多消耗一部分燃料。因此，一般不强调采用过高的热载体入口温度。草4-10-x219井是乐安油田草4块一口稠油热采井。以该井主要参数研究热载体入口温度对井筒产出液温场的影响。基础数据是：稠油热采井，日产液量在15 m3/d22m3/d，含水45%。原油粘度40041mpa.

11、s（50）。采用成果（一）中的井下管柱和加热流程，加热深度952米；套管型号为7tp110h，油管为3n80；循环量1500kg/h，热载体为软化净化水。入口温度分别是70、80和90。结果见图2-4。图2-4 热载体入口温度对产出液温度分布的影响当入口温度为90时，产出液出口温度为65.2；当入口温度为80时，产出液出口温度为60.8；当入口温度为70时，产出液出口温度为54.7。研究得出，对于该井以软化净化水为热载体，当循环量为1500kg/h，入口温度在8090就能取得较好的降粘举升效果。2、循环量对井筒产出液温场影响当循环量增加时，沿井筒的平均温度升高，这将有效降低产出液在井筒流动过程

12、中的粘度，减少沿井筒的流动阻力，改善举升效果。因此，增加热载体的循环量对加热效果的影响是明显的。仍以草4-10-x219井为例研究循环量对井筒产出液温场的影响。基础数据中的流体及井身参数不变，热载体入口温度80。循环量分别为1500kg/h、2000kg/h。结果见图2-5。图2-5 热载体循环量对对产出液温度分布的影响如图所示，当循环量为1500kg/h时，产出液出口温度为60.8；当循环量为2000kg/h时，产出液出口温度为66.2。说明循环量越大，热载体所携带的热能可送到更深处，产出液的温度水平越高。但同时，燃气或燃煤的消耗也会增加。因此，在保证原油正常生产的前提下，水的循环量应尽可能

13、的少。三、技术推广情况从2007年11月至今，我公司在石油开发中心推广应用井筒双空心抽油杆闭式循环加热节能技术近100口井，节能效果明显。典型井节能应用实例：草4-10-x219井是乐安油田草4块一口稠油热采井，生产层位沙三段。因油稠，该井2005年7月采用空心杆电加热投产，先后应用过空心杆电加热、空心杆掺水工艺。2007年11月改为双空心抽油杆闭式循环加热举升工艺。该井泵深952米，日产液量在15 m3/d22m3/d，含水45%。原油粘度40041mpa.s（50）。热载体采用净化软化水。通过对入口温度、加热深度和循环量的优化研究，设计入口温度80，循环水量1500kg/h，利用燃气热水炉

14、加热热载体。开井后，日液15.5m3/d，日油8.6t，含水44.7%，热载体出口温度平均60。基本生产数据与空心杆电加热和空心杆掺水对比见表3-1：表3-1 草4-10-x219井三种举升方式基本生产情况采油方式泵径（mm）电压（v）电流（a）日产量含水（%）温度（）上下液量（t/d）油量（t/d）空心杆电加热7037231348.2空心杆掺水56369283114.7752.658.5双空心杆闭式循环56366303215.58.644.760.8截止到2008年11月底，草4-10-x219井累计生产303天，取得理想的能耗及基本运行费用指标，见表3-2：表3-2

15、 草4-10-x219井双空心抽油杆闭式循环能耗及基本运行费用类别能耗基本运行费用日耗电（kwh）年耗电（kwh）日耗燃气（m3）年耗燃气（m3）日费（元）年费（万元）抽油机1424302678.12.37循环加热装置45.613816.891.927845.71173.55合计187.656842.891.927845.7195.15.92注：电费0.55元/kwh，燃气价格1.0元/m3可以看出，该井一年耗电56842.8kwh，其中用于加热部分的年电耗仅为13816.8kwh。循环加热装置每天平均运行费用为117元，年运行费用为3.55万元。之前的空心杆电加热、空心杆掺水工艺在相同运行时

16、间条件下的能耗及基本运行费用分别见表3-3、表3-4：表3-3 草4-10-x219井空心杆电加热能耗及基本运行费用类别能耗基本运行费用日耗电（kwh）年耗电（kwh）日耗燃气（m3）年耗燃气（m3）日费（元）年费（万元）抽油机1374151175.42.28电加热装置970293910533.516.17合计1107335421608.918.45表3-4 草4-10-x219井空心杆掺水能耗及基本运行费用类别能耗基本运行费用日耗电（kwh）年耗电（kwh）日耗燃气（m3）年耗燃气（m3）日费（元）年费（万元）抽油机1785393497.92.97掺水运行系统200.46.07合计298.3

17、9.04将双空心抽油杆闭式循环加热工艺的基本运行费用及加热部分能耗与之前的空心杆电加热、空心杆掺水相比，结果见表3-5：表3-5 草4-10-x219井三种井筒加热方式能耗对比采油方式一次投入费用（万元）基本运行费用加热能耗日费（元）年费（万元）年耗电（kwh）年耗燃气（m3）空心杆电加热16.09608.918.45293910空心杆掺水10.2298.39.04双空心杆闭式循环19.3195.15.9213816.827845.7采用双空心抽油杆闭式循环加热工艺相比空心杆电加热工艺，年节约用电28104kwh，年运行费用节支12.5万元。节能生产效果显著。四、项目的经济效益和社会效益（一）

18、直接经济效益从2007年11月至今，石油开发中心共应用双空心抽油杆闭式循环加热技术近100口井，累计节支计算方法如下：累计节支=井数平均单井每天基本运行费用节支平均运行时间石油开发中心2008年16月份电加热井平均单井每天基本运行费用632元，100口双空心抽油杆闭式循环加热井平均每天基本运行费用燃气103.1元（78.1+25+92）/燃煤208.1元（78.1+25+105）/燃生物醇油或间歇气393.5元（78.1+25+290.4）。1.抽油机每天基本运行费用78.1元。2.高温循环泵基本运行费用25元。3.1.燃气热交换器充分利用套管天然气，还可实现自控，但只针对有气源井。3.2.燃

19、煤热交换器由于每天燃煤量为100kg，煤价按1050元/吨计，每天基本运行费仅105元，节省费用，但无法实现自动控制，增加了工人劳动强度，煤也容易被偷盗。3.3. 燃生物醇油或间歇气热交换器由于每天燃油量为120kg，油价按2420元/吨计，每天基本运行费用290.4元，可实现自动控制，降低无气源井工人的劳动强度，且安全可靠（不易燃易爆，只能使用燃烧器才能点火），生物醇油也不易被盗，偷盗者无法正常使用，如果有伴生气可实现与生物醇油的自动切换，大大降低燃料成本。因此，平均单井每天基本运行费用节支燃气528.9元（632-103.1）/燃煤423.9（632-208.1）元/燃生物醇油或间歇气341.6元（632-290.4）。按节支燃气528.9元/井/天*100井*300天=15867000元，即100口井每年节支约1587万元，平均单井每年节支约16万元。（二）间接经济效益1、节约用水量，提高了计量精度。双空心抽油杆千米容积0.57/0.36m3, 缓冲罐容积5升、储液罐容积150升，总需用水量0.7m3左右，因为系统是密闭的，热载体不与原油和空气接触，加热温度低于沸点100，热载体消耗和泄漏基本没有，与空心杆掺水升温降粘方式相比大大节约了掺水量，并对油井计量无任何影响。2、充分利用了套管气，节能