空心抽油杆在采油工程中的应用获奖科研报告

空心抽油杆在采油工程中的应用获奖科研报告摘要：稠油开采实际开展的过程中，一直存在了一定的难题，针对此可以进行黏温特性的分析，并确定其流变性质，在此基础上可以进一步确保采油工程开展的有效性。

关键词：空心抽油杆;采油工程;数值模拟

1、前言

抽油机井实际应用的过程中，同轴双空心抽油杆有着良好的应用特性，可以有效的解决采油筒降粘举升问题，进而可以有着良好的应用效果，针对此文章分析了其具体应用。

2、影响稠油黏度的因素

学者研究普遍认为：存在于胶质沥青中的金属微量元素Ni、V是影响稠油黏度的关键因素，含水与黏度关联程度很大，除去或降低稠油中Ni和V的含量及其赖以存在的沥青质和胶质必将大大降低稠油黏度。在对泽70-9X1井应用SARA法研究表明：稠油中分散相由胶带中心（沥青质）和其表面或内部吸附的可溶物质构成，以超分子结构状态存在的沥青质从小到大包含许多相对分子质量数约为1000的结构单元薄片，并不存在截然变化的相界面，超分子结构并不是紧密堆积的，低层次的结构在某种分子间力作用下可以连接、聚集形成较高层次与分子芳香性及杂原子含量有关的超分子结构。集中在胶质、沥青质组分中的S、N、O等杂原子含量决定了分子极性和形成—OH和—NH键的能力，增大分散相的体积。沥青质胶粒具有较大的空间延展度，造成稠油的高黏性。

3、泽70-9X1井稠油的黏温特性及流变特性

3.1稠油的黏温特性

稠油微观结构的复杂性在宏观上表现为黏温特性及流变特性的复杂性，将泽70-9X1稠油加热至80℃恒温1h，连续以1.0℃/min的温度梯度降温，在剪切速率9s?1下，用德国哈克公司RS3000旋转黏度计测量在不同温度下的黏度值，当温度低于50℃时，随着温度的升高黏度呈剧烈降低趋势。其黏温回归关系较好地符合Arrhenius方程，这与文献的结论是一致的，即温度越低，稠油黏度对温度变化越敏感。这说明在泽70-9X1井稠油内部粒子间的作用力在温降过程中不仅仅是范德华力，而且稠油的内部微观结构也发生了变化，导致稠油黏度随温度降低而急剧升高。

3.2稠油的流变特性

泽70-9X1井稠油在80℃时黏度988.36mPa·s，但是表现为牛顿流体仍有宽的温区“窗口”，研究表明其反常点41℃，当温度高于41℃时表现为牛顿流体的分散胶体体系;低于41℃时表现为非牛顿流体，体系中超分子结构形成的胶体体系增强，蜡晶析出参与颗粒聚集体，具有剪切变稀的非牛顿特性。同时测得41℃、35℃、30℃、25℃的黏溫关系表明，其流变模型遵从宾汉姆流型模式。

4、泽70-9X1井同轴双空心杆循环热水模型

依据泽70-9X1井稠油的黏温、流变特性及周广厚螺杆泵开采重油理论，采用史维秀提出的降黏方法研究螺杆泵配套同轴双空心抽油杆工艺循环热水降黏，建立井筒举升换热模型，选取循环水入口温度85℃、80℃、75℃、70℃考察原油在举升过程中的温度分布及降黏效果。同轴双空心抽油杆下深1200m，内管（隔热管）外径25mm、内径17mm，外管内径42mm。循环水加热后由井口从热导率很小的内管进入输送至1200m处改变方向井口流动，热水向原油传热，温度大幅度下降，原油从泵出口往井口流动的过程中，最初温度迅速升高，达到峰值后降低。循环热水及原油举升过程中温度变化是热水、原油及大地温度耦合的结果。可知：循环热水入口温度为85℃、80℃、75℃时，随着循环热水入口温度的降低，原油温度峰值出现的位置远离泵出口，但原油需要举升更远换热才能达到峰值。原油往井口举升过程中黏度不断发生变化，但不能量化降黏效果。依据天津大学史维秀提出的目标函数对数据进行处理，得到不同循环热水入口温度时原油整个举升过程的降黏率，计算结果表明：循环热水入口温度为85℃、80℃、75℃、70℃时，原油整个举升过程降黏率分别为96.89%、96.53%、94.67%和94.18%。随着循环热水入口温度升高，原油降黏率增大，但降黏率增大幅度变小。在现场生产实践中将循环水进口温度控制在一定的范围，能达到既节能又能满足生产的要求。

5、空心抽油杆热洗技术配套及应用效果分析

5.1结构组成及热洗原理

主要由热洗阀、空心抽油杆、注入悬接器、配套件等组成。利用在井筒油管内形成的正循环系统，以连续或间断方式通过空心抽油杆内腔，向井内注入热水，通过掺水立管、软管、悬接器、空心光杆、空心抽油杆、热洗阀进入油管与空心抽油杆的环空中。将结蜡点以上杆柱更换为空心抽油杆，在结蜡点附近设置单流阀;热洗液从井口光杆三通进入，从结蜡点流出，经杆管环空返回地面流程。对该油田原油蜡组分进行分析，发现胶质+沥青质质量分数不到5%，原油中的胶质是一种天然的蜡晶改进剂，能够改变蜡晶的结构，阻止细小蜡晶形成结构致密的大蜡晶，对蜡晶有分散作用，可抑制蜡晶沉积。通过对现场蜡样饱和烷烃结果分析，油井蜡样主要以硬蜡为主，含量达到60%以上。温度与原油粘度变化曲线显示，原油析蜡点较高（29.6℃），井口及地面管线温度低于原油析蜡温度时大量的蜡在井筒及地面管线中析出，聚集形成结构致密的蜡团，沉积在油井管壁上。

5.2配套及应用效果

配套情况：应用5口，平均蜡卡周期为5～7天，井口1-13根油管结蜡厚度5mm，14-41根油管蜡堵实，42-52根油管结蜡5mm。根据结蜡情况确定加热深度400～450m，依据井况参数、加热深度及工作制度等，抽油杆全部采用H级.热洗效果：累计空心抽油杆热洗45井次，热洗前后平均单井最大载荷由39.26kN↓39.14kN，下降0.12kN，并对蜡卡井通过热洗作业解卡，累计热洗解卡4井次，通过5口空心抽油杆试验，对比热洗参数及热洗效果，较自能热洗周期延长12天左右。空心抽油杆热洗清蜡技术适合严重结蜡井应用。现场5口井试验表明，油井结蜡现象明显减缓，结蜡周期由以前的5～7天延长至目前的15天以上，延长2倍多;同时，严重结蜡井蜡卡频次降低，油井检泵周期延长。与常规热洗相比，空心杆热洗耗水量少，单井热洗一次只需用水10m3左右;热洗温度高，洗井时间短，每次只需要2小时可达到常规洗井8小时热洗效果;对地层无伤害