黄沙坨油田超导自循环热洗技术

浅谈油井超导热洗工艺技术改进及应用【摘要】本文对超导热洗技术工艺进行试验改进，为超导热洗技术改进在盘古梁油田的推广应用作了充分的技术准备。

【关键词】热洗；清蜡；工艺改进1 超导热洗工艺简介1.1 超导热洗装置原理概述超导热洗工艺技术主要是采用真空传热技术，用油井套管气、电、或柴油为热源，以油井产出原井液作为热洗循环介质，进行加温，利用抽油机运转动力抽出井液，经超导装置快速加热后，注回到油套环形空间，形成一个自我补偿的热循环系统；利用自身高温和极性相似相容原理，悬浮在油套环空内的高温汽液，使油管内的产出液温度升高，将油管内壁和抽油杆外壁的石蜡自上而下逐渐融化，同时清洗掉筛管和射孔段附近的可溶性堵塞物，随着产出液提升到地面，使油管内阻减小，抽油机负荷减小，以达到井筒清蜡、延长检泵周期、稳产、降耗、节约成本、不污染油层、保证油井正常生产的目的。

1.2 超导热洗工艺简介盘古梁作业区自成立以来一直坚持使用传统原油热洗，2011年开始引进了超导热洗工艺技术进行试验，相比传统热洗，占用人力物力资源较少，工作效率高，清蜡效果明显。

2012年超导热洗在作业区开始大规模推广应用，在热洗生产现场中，有两种流程连接方法——自洗流程和互洗流程。

1.2.1 自洗流程自洗流程是当油井自身采出液可以满足热洗需求时，经过超导热洗装置加温，循环至油井油套环形空间内热洗井筒。

1.2.2 互洗流程互洗流程是当油井自身液量无法满足热洗需求时，利用邻井采出液，经过超导热洗装置加温，循环至被洗油井的油套环形空间内。

1.3 超导热洗工艺优势特点1.3.1 热洗介质加温稳定快速超导启动温度低，只需35℃即可开始传温，通过3～5分钟就可以对锅炉盘管加温，它的传递速度是水浴的数倍以上，极大缩短了热洗介质加温时间，增加热洗有效时效，提升热洗效率。

1.3.2 操作简单节约资源成本超导热洗设备主要为车载撬装式移动热洗车一部，热洗介质为同井场油井产液，无需配属罐车转载净化油，仅需一名操作工和一名监护人员即可完成。

浅谈不间断热洗循环法在油田开发中的应用不间断热洗循环法（Continuous Heat Wash Circulation Method，CHWCM）是一种在油田开发中广泛应用的技术，通过热洗井筒和油层来提高油井的产能和生产效率。

下面我们将从工作原理、应用效果和发展趋势等方面来进行浅谈。

不间断热洗循环法的工作原理是利用高温热水来清洗井筒和油层，以去除井中的泥沙、盐垢、油垢等杂质，改善井底条件，提高油井的产能。

该方法一般分为两个步骤进行：首先是热洗井筒，使用高温热水对井筒进行清洗，清除沉积在井筒中的油垢和盐垢等杂质；其次是热洗油层，将高温热水注入到油井中，提高油层温度，使油垢溶解，从而改善油层渗透性和产能。

在油田开发中，不间断热洗循环法具有一系列的应用效果。

该方法能够清除井筒和油层的沉积物，解决油井泥沙、盐垢、油垢等问题，减少油井表面的阻塞和底泥的固结，保证原油通畅，从而提高油井的产能。

通过提高油层温度，该方法能够降低原油的粘度，改善油层的渗透性，增加油井的产能和采收率。

不间断热洗循环法还可以改善油井周围的地质环境，减少井筒周围的泥石流和悬浮物的影响，提高油井的稳定性和安全性。

不间断热洗循环法在油田开发中的应用也存在一些挑战和问题。

该方法需要消耗大量的能源和水资源，增加了油田开发的成本，对环境造成一定的负面影响。

在开展不间断热洗循环作业时，需要保证设备和管道的耐高温性能，降低操作风险和安全隐患。

该方法与常规的油田开发工艺相比，操作复杂度较高，需要专业的技术人员进行操作和维护，增加了管理成本和人力资源的压力。

随着油田开发技术的进步和应用的推广，不间断热洗循环法在油田开发中的应用有望得到进一步的发展。

随着新能源技术的发展，如太阳能、地热能等，可以利用新能源代替传统的能源供给，降低不间断热洗循环法的成本和对环境的影响。

随着油田开发工艺的改进，可以结合其他技术手段，如微生物改造、化学反应等，同步进行，提高治理效果和治理效率。

GKA超导自动热洗清蜡技术该设备由**油田2006年研制生产的，集绿色、环保、节能为一体的油井自动热洗清蜡项目。

我部于2008年引进，经过几年在油田各作业区不断使用，磨合，总结出一套完整的超导清蜡、解卡、解堵的技术和经验，取得了显著效果，并因此减少油井作业，提高产量；降低成本，提高效率，赢得客户的信赖和赞誉。

1，超导目的抽油井结蜡是影响油田开采的重要因素, 结蜡使油管内径逐渐变细，严重影响出油效率，增加抽油泵负荷，缩短油泵使用寿命等，同时易造成蜡卡，蜡堵，甚至折断抽油杆、卡泵等事故。

常规工艺是使用加药车、水罐车、锅炉车、水泥车等设备。

存在着清蜡费用高、容易污染油、水层、且含水恢复期长、效果不明显、使用周期短等缺点。

超导热洗清蜡技术有效地弥补和解决了其中的不足。

二、超导原理该设备采用了先进的真空超导传热技术,用油井套管气(天然气)或柴油为热源,将油井产出液(或补充水)作为热循环介质，利用抽油机动力抽出井液，经超导装置加热到一定的温度，注入到套管环型空间。

使油管内的产出液温度逐渐升高,管壁结蜡自上而下逐渐融化,随产出液排入输油管线(或油罐)，从而减小油管内阻力,以逐步达到稳定、降耗、节约成本、不污染油层的目的。

本装置可清洗日产液量0.5-120m3的抽油机井，一般井深1500M超导8 m3／4h 效果最佳﹙具体视井深﹚。

高产井(日产液9-120 m3)用油井产出液自洗,因真空超导是间接传热,用产出液自洗无结焦、不结垢,属保护性洗井。

低产井(日产液0.5-8 m3)根据井深等情况,用补充水方法洗井清蜡。

油井套压≥0.3Mpa,自产气够用时,可用油井自产气为热源,油井有天然气管网,可用天然气做热源,无天然气可用柴油为热源。

三、超导特点1、节能环保,不污染油层，在洗井过程中，根据油井产液量高低,分别采用油井产出液自循环热洗或补充水(蒸汽)热洗清蜡。

无论是自循环热洗还是补充水(蒸汽)热洗,均为低压力、低液量、慢升温的洗井工艺, 与地层的配伍性好，不改变地层的油、水、气流动规律,不污染油、水、气层。

黄沙坨油田中频电加热可行性研究【摘要】为了解决黄沙坨油田开发后期，由于地层压力下降、油层脱气等原因导致油井结蜡程度加重，影响油井正常生产的问题。

研究了电热杆井筒加热清蜡技术原理、终端器的下入深度、杆柱组合的选择以及运行制度的确定等，并通过在黄沙坨火山岩油田的应用，取得了井筒提温快，清蜡效果好，不污染油层等良好效果。

【关键词】电加热清防蜡黄沙坨油田可行性电加热采油技术是90年代初发展起来的稠油常规开采配套技术，可以分为整体电缆加热和分体电缆加热两种方式，电加热工艺中主要采用整体电加热形式。

通过几年来的应用，整体电加热技术保证了不出砂的部分稠油井的正常生产，电加热井的原油粘度从2000mpa.s-20000 mpa.s，加热深度从800-1400米，产液量从几方到50多方，加热后井口出液温度达到了50-60℃，取得较好的应用效果。

1 黄沙坨油田概况黄沙坨油田是2000年投入开发的火山岩裂缝性油田。

由于油质含蜡量较高，油井经常发生蜡卡及倒井现象，造成生产时率低，油井结蜡已成为制约生产的一大难题。

通过大量的现象分析和实践摸索，研究结蜡规律，采取相应的清防蜡工艺，解决了这一难题，本文就此进行了一些探讨。

2 方案设计原则2.1 加热深度的确定要保证油井的清防蜡效果，就要确保井内液体在井筒流至井口的过程中没有蜡的晶体析出，使井液温度一直保持在析蜡温度以上，因此，电加热装置要下至原油的析蜡点以下。

据计算分析，目前黄沙坨油井的析蜡温度为40℃，此时结蜡点约为1034米，考虑到今后由于地层压力的下降，气油比上升，析蜡温度也会升高，结蜡点下移。

当结晶温度达到45℃时，结蜡点将达到1200米。

因此，在该部分油井的电加热深度确定为1200米。

2.2 产液量的确定根据黄沙坨油田生产日报统计：共有油井68口，开井50口，平均日产液23吨，含水43%。

正常生产井日产液大于40方的6口，日产液30-40方之间井4口，日产液20-30方的油井9口中，日产液10-20方的油井11口，还有20口井产液量在10方以下，也就是说，黄沙坨油田80%油井日产液在30方以下。

黄沙坨油田超导自循环热洗技术研究与应用马强1( 中油辽河金马油田开发公司, 辽宁盘锦124010)摘要: 黄沙坨油田勘探开发至今, 水洗一直是油井清防蜡的主要措施之一, 虽然水洗清蜡有适用范围广、热洗效果可靠等优点, 但它有管理难度大、污染地层、增加油井排液期影响井口产量等缺点, 油井超导自身热洗正解决了这些难题。

关键词: 超导自循环热洗周期清防蜡黄沙坨油田1 油田地质概况黄沙坨油田位于辽河断陷盆地中央凸起南部倾没带, 探明含油面积8.15 km2, 石油地质储量1910×104t, 动用含油面积2.8km2, 动用地质储量1043×104t,主要含油层系是下第三系沙三段粗面岩, 油藏类型属于火山岩裂缝边底水块状油气藏, 油藏平均中深3120m, 平均厚度59m, 油水界面3320m。

该油田为稀油, 属于中孔～中低渗储层物性, 平均孔隙度8.8%, 渗透率0.8×10-3um2, 碳酸盐含量1.16%, 原始地层压力31.35Mpa, 饱和压力20.6Mpa, 气油比173m3/t, 油藏温度103.3℃, 地面脱气原作者简介: 马强( 1980—) , 男, 工程师, 毕业于大庆石油学院石油工程系, 现在辽河金马油田开发公司从事油气田生产管理与研究工作。

电话: ; E-mail: 。

油粘度6.23mpa.s, 原油凝固点27℃, 含蜡量9.06%, 生产中结蜡现象严重。

表1 黄沙坨油田原油物性表天然气性质为溶解气, 属于湿气, 平均甲烷含量77.5%, 相对密度0.82; 地层水矿化度2283mg/L, 重根1027mg/L, 水型为NaHCO3。

随着开发时间的延长, 产量下降, 油气比上升。

地层压力下降, 综合含水上升。

地层温度下降, 含蜡量上升。

由于黄沙坨油田含蜡量高而且随着油田开发时间的延长, 结蜡越来越严重, 因此一直以来, 油井的清防蜡工作始终是油田开发和生产管理的重中之重。

油井超导热洗技术及对产量影响陈建宏杨伟娟杨继锋王明王健长庆油田分公司第三采油厂吴起作业区，陕西延安 717600摘要：采用常规热力清蜡方法易导致油层堵塞和卡井躺井事故，为弥补常规方法的不足，研究出一种低压力小排量的热力清蜡技术。

该技术的原理是利用热洗车加热热载体（油或水)，通过油套环空缓慢注入井筒，其热能以热传递方式向油管内传递，提高油管内壁的温度,蜡受热熔化而被液流带出地面。

关键词：低压；小排量；热力清蜡；现场应用中图分类号：TE358.2 文献标识码：A 文章编号：1671-5799(2015)17-0044-021 目前存在井筒问题油井结蜡现象一直制约着油井的正常生产，尽管人们采用多种方法综合清蜡，但仍未从根本上解决油井的结蜡问题。

下强磁防蜡器不适应深抽井和间歇性出油井，且磁场范围有限，磁体易破碎卡杆卡井；化学药剂含有机氯根；电热带和热化学清蜡成本高，效率低，推广应用受限制；抽油杆自动清蜡装置因强度有限易破碎卡井；大排量热洗井清蜡技术在使用范围上有较大的局限性，经改进后的热油清蜡车在洗井液出口温度和输液泵的泵压上和以往的旧型车相比有大幅度提高[1]，这种常规热洗井方式具有排量大、压力高和升温快的特点，对地层能量高、供液充足的油井是适应的。

2 超导热洗清蜡的基本原理超导热力清蜡是利用热能提高液流和沉积表面的温度，从而熔化沉积于井筒中的蜡。

抽油井超导热力清蜡技术是热力清蜡类型中的一种新方法，其原理是利用热洗车加热热载体（油或水)，通过油套环空缓慢注入井筒，热载体在油套环空流动时，其热能以热传递方式向油管内传递，提高油管内壁的温度。

一方面，由油套环空流下的热载体，主要以吸附方式顺套管内壁或油管外壁下流（类似自由落体)，由于热载体温度高于井筒内物质的温度，不同物体间产生热交换，即温度高的热载体的热能传导至温度低的管材及油管内物质，蜡受热熔化而被液流带出地面。

另一方面，热载体受重力作用向下流至泵抽管柱进油口（筛管或十字叉)，增加泵抽生产管柱的供液量，油井泵效提高，油管内液流流速增大，加大了油流向上携带蜡的能力。

浅谈不间断热洗循环法在油田开发中的应用不间断热洗循环法是一种新兴的水力压裂技术，它的主要原理是通过将高温、高压的水在油井中循环冲刷，以达到对油层的压裂和破碎的效果。

它的应用已经成为了油田开发中不可或缺的重要手段之一，可以提高采油率，增加油气产量，降低采油成本，推动油气产业的发展。

在使用不间断热洗循环法时，主要是通过对注入井中的加热水进行循环压裂作业，以促进油藏裂缝增加，提高采集效率。

在这个过程中，加热水的温度和压力是关键。

首先，温度要高，可以使岩石热膨胀而断裂，破碎更加容易；其次，要保证加热水的高压稳定性，以促进作业高效进行。

不间断热洗循环法在油田开发中的应用是非常广泛的。

它不仅可以用于提高常规油田采油率，同时也可以用于开发非常规油气资源，比如页岩气、致密油等。

在常规油田的开发中，不间断热洗循环法主要是针对那些储量渗透性低的油井进行的，它可以通过对低产油等破碎油层的进行压裂，提高产量并且延长井寿。

在非常规油气资源的开发中，不间断热洗循环法则可以帮助压裂页岩等油层，促使替代能源的开发利用，减少对传统石油资源的依赖，提高国家能源安全。

当然，在使用不间断热洗循环法的时候也需要注意一些问题。

比如，在注入高温高压水的过程中，需要考虑水的温度和压力是否过高，以免影响井筒或油藏的安全。

同时还需要在压裂过程中，保持良好的污水回收和处理方式，以避免对环境造成不良影响。

总的来说，不间断热洗循环法已经成为了油田开发中的一种优秀的技术应用方式，在提高采油率和降低成本方面产生了重要的效果。

未来的油气开发中，不间断热洗循环法还有较广泛的应用前景。

油井超导循环热洗的效果分析作者：齐勇龚光明邹富建董金华侯冬冬来源：《中国科技博览》2015年第26期[摘要]针对采油五厂抽油机井含蜡高的井数量较多，热洗工作量大的实际情况，在优化成本投入方面积极探索热洗方式，在确保热洗效果前提下以降低投入为出发点，充分利用超导热洗车对全厂全区油井进行热洗，目前的使用情况来看，具有不污染地层，基本无排水期，费用低廉等优势。

热洗措施是目前清蜡的主要手段。

[关键词]超导热洗；费用；排水期中图分类号：TD669 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）26-0024-01一、蜡的概念蜡分为石蜡和地蜡。

凝固点在40℃以上的原油，多半含地蜡，而凝固点在40℃以下的，则很少含地蜡，多半含石蜡，我区油井原油凝固点在27-36℃，所含蜡为石蜡。

石蜡的密度0.907-0.915，熔点37-76℃。

随着温度的不同，石蜡具有气体、液体、固体三种状态。

油井结的蜡含有石蜡和少部分的胶质、沥青及泥砂等杂质构成的混合物，多呈黑褐色或深褐色。

二、油井结蜡的机理及影响因素1、结蜡机理在油层高温、高压条件下，蜡溶解在原油中，原油流入井筒后，在从井底上升到井口的流动过程，其压力和温度逐渐下降。

当温度和压力降到蜡析出点时，蜡就从原油中析出。

蜡刚从原油中析出的温度称为初始结晶温度或析出点，它与原油性质有关。

蜡析出粘附在管壁上，使油井井筒结蜡。

2、危害油井结蜡后缩小了油管孔径增加了油流阻力，使油井减产，负荷增加，井下工具及地面设备受损，严重时会把油井堵死。

3、油井结蜡的影响因素（1）含蜡：含蜡量高的原油容易结蜡。

（2）温度：温度高蜡就溶融；温度低蜡就从原油中析出。

温度下降越快，结蜡越严重。

（3）压力和溶解气：溶解气的含量决定于压力的高低。

当压力低于饱和压力时，气体析出，体积膨胀，吸收热量，原油温度下降，蜡就容易结晶。

因此，压力越低，结蜡就越严重。

（4）产量：产量高低与井温有密切关系，产量高流速大，温度就下降慢。