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【摘 要】针对原油物性含蜡量高、凝固点高的高凝油油藏，为了改善原油在井筒中的流动性，分别采用了空心杆电加热和同轴内循环双空心杆加热两种方式，通过现场实施效果分析表明，采用同轴内循环双空心杆加热后，油气提升得到较大改善，生产效益也得到了较大幅度的提高。
【关键词】高凝油；双空心抽油杆循环加热；应用效果
泌362块位于毕店地区中部，含油面积1.09km2，油层厚度平均6.6m，地质储量51.18×104t。该区主要含油层孔隙度16-22%，渗透率0.075-0.315μm2。油藏埋深1023-1097m。泌362块含油层位单一，Ⅱ10小层地层油密度0.811-0.862g/cm3，原油粘度11.9-37.6mPa.s，饱和压力为2.05-3.15MPa。地层水属碳酸氢钠水型，总矿化度7568mg/l，氯离子含量1537mg/l。原始地层压力9.8-10.4MPa，地层温度56-59℃。
该区原油物性表现为含蜡高、凝固点高的特征，含蜡33.39%～40.24%，凝固点34～51℃，油井生产结蜡点在300m左右。为了改善原油在井筒中的流动性，油井生产分别采用了空心杆电加热和同轴内循环双空心杆加热两种方式进行井筒加热。
图1 同轴内循环双空心杆加热地面装置示意图
1.两种加热方式工作原理
1.1 空心杆电加热工艺
将加热电缆置于空心杆中，高压电源经变压器到控制柜，通过电缆将三相工频电流直接送入空心杆内电缆，使电缆～空心杆形成电流回路，利用集肤效应发热原理，对空心杆体表面加热，进而加热油井产出液。
1.2 同轴内循环双空心杆加热工艺
利用地面热交换器把热水加热，经循环泵加压后，注入双空心抽油杆的内管通道，热载体在循环泵的高压驱动下，克服管壁磨擦，高速流至双空心杆的加热尾端，然后通过抽油杆的内外管环空上返，热载体在上返过程中对油井产出液进行加温，热载体至地面后经热交换器加热后再次入井循环。
2.两种加热方式应用情况
使用空心杆电加热工艺的井5口，井号为：B362、B377、B381、B383、E古2。
使用同轴雙空心杆循环加热工艺的井2口，井号为：G101、G104。其中G104井加热使用套管气和集油器内伴生气，G101井加热使用原煤（套压较低）。
井下电加热的工作制度为24小时连续生产，通过优化电流由60A逐步降低到目前35～47A之间运行，井口出油温度控制在45～53℃，每20～25天，各井进行一次上调电流60A，提高温度进行清蜡。
双空心抽油杆循环加热采用24小时连续加热工作制度，井口出油温度控制在46～53℃，正常生产。
3.两种加热方式使用效果对比
因泌377井与古104井同层产状相似，将其出油温度进行对比，温度变化曲线如下图2。
因E古2井与古101井同层产状相似，将其出油温度进行对比，温度变化曲线如图3。
井下电加热工艺采用中频电加热，在优化井口温度，采用连续的热的情况下，统计2012年1～3月份电度表底数，计算5口井平均日耗电量817kwh，日耗电量成本为0.0658万元，月耗电量成本为1.975万元，年耗电量成本为23.70万元。
统计同轴双空心杆循环加热工艺能耗成本为：
图2 泌377、古104井井口温度变化曲线
图3 E古2井、古101井井口温度变化对比曲线
（1）2012年4月1日至4月20日进集油器生产，古101井伴生气、套管气量小压力低0.21MPa，仅供集油器收油使用，采用原煤加热，平均日耗煤0.192吨，加热循环泵电机额定功率3千瓦，实际功率2.8千瓦，
每天使用原煤费用=0.192吨×640元/吨=122.83元
每日循环泵电费=2.8千瓦/小时24小时×0.806元=54.16元
年运行费用=（122.83+54.16）×365=6.46×104元
（2）统计2012年4月1日至4月20日进集油器生产，古104井套管气相对较高0.3～0.45 MPa，集油器分离一定量伴生气，通过切换套管气和集油器伴生气，能够保证加热气源，考虑气源自给自足。
年运行费用=54.16×365=1.98×104元
使用同轴双空心杆循环原煤加热工艺的古101井比空心电加热杆井年节约运行费用17.24×104元，年运行费用下降72.7%。
使用同轴双空心杆循环自产天然气加热工艺的古104井比空心电加热杆井年节约运行费用21.72×104元，年运行费用下降91.45%。
（3）投入材料和运行费用比较
空心电加热杆井，井下杆柱及加热电缆和配套装置合计28×104元；年运行费用23.7×104元，合计年投入费用51.7×104元。
同轴双空心杆循环加热工艺，井下杆柱和配套装置合计35×104元；运行煤燃烧年运行费用6.46×104元，合计年投入费用41.46×104元。
全年节约费用：51.7×104元-41.46×104元=10.24×104元
运行天然气燃烧年运行费用1.98×104元，合计年投入费用36.98×104元。
使用同轴双空心杆循环加热工艺比空心电加热杆工艺年节约费用14.72×104元。
4.取得的认识
（1）同轴双空心杆循环加热工艺一次性投入材料成本高，但综合年运行成本较低；运行温度受井口气压波动影响，受燃煤添加的及时性影响；井口伴生气得到利用节能；烧煤时工作量较大；
（2）空心电加热杆工艺一次性投入材料成本低，但综合年运行成本较高；井口出油温度相对平稳；
（3）都能准确计量原油产量，都能通过调整出油温度进行清蜡操作，节约特车清蜡维护费用。
参考文献：
[1]凌建军等 实用稠油热采工程[M].北京：石油工业出版社，1998
[2] 张琪 采油工程原理与设计[M]. 东营：石油大学出版社，2002
【关键词】高凝油；双空心抽油杆循环加热；应用效果
泌362块位于毕店地区中部，含油面积1.09km2，油层厚度平均6.6m，地质储量51.18×104t。该区主要含油层孔隙度16-22%，渗透率0.075-0.315μm2。油藏埋深1023-1097m。泌362块含油层位单一，Ⅱ10小层地层油密度0.811-0.862g/cm3，原油粘度11.9-37.6mPa.s，饱和压力为2.05-3.15MPa。地层水属碳酸氢钠水型，总矿化度7568mg/l，氯离子含量1537mg/l。原始地层压力9.8-10.4MPa，地层温度56-59℃。
该区原油物性表现为含蜡高、凝固点高的特征，含蜡33.39%～40.24%，凝固点34～51℃，油井生产结蜡点在300m左右。为了改善原油在井筒中的流动性，油井生产分别采用了空心杆电加热和同轴内循环双空心杆加热两种方式进行井筒加热。
图1 同轴内循环双空心杆加热地面装置示意图
1.两种加热方式工作原理
1.1 空心杆电加热工艺
将加热电缆置于空心杆中，高压电源经变压器到控制柜，通过电缆将三相工频电流直接送入空心杆内电缆，使电缆～空心杆形成电流回路，利用集肤效应发热原理，对空心杆体表面加热，进而加热油井产出液。
1.2 同轴内循环双空心杆加热工艺
利用地面热交换器把热水加热，经循环泵加压后，注入双空心抽油杆的内管通道，热载体在循环泵的高压驱动下，克服管壁磨擦，高速流至双空心杆的加热尾端，然后通过抽油杆的内外管环空上返，热载体在上返过程中对油井产出液进行加温，热载体至地面后经热交换器加热后再次入井循环。
2.两种加热方式应用情况
使用空心杆电加热工艺的井5口，井号为：B362、B377、B381、B383、E古2。
使用同轴雙空心杆循环加热工艺的井2口，井号为：G101、G104。其中G104井加热使用套管气和集油器内伴生气，G101井加热使用原煤（套压较低）。
井下电加热的工作制度为24小时连续生产，通过优化电流由60A逐步降低到目前35～47A之间运行，井口出油温度控制在45～53℃，每20～25天，各井进行一次上调电流60A，提高温度进行清蜡。
双空心抽油杆循环加热采用24小时连续加热工作制度，井口出油温度控制在46～53℃，正常生产。
3.两种加热方式使用效果对比
因泌377井与古104井同层产状相似，将其出油温度进行对比，温度变化曲线如下图2。
因E古2井与古101井同层产状相似，将其出油温度进行对比，温度变化曲线如图3。
井下电加热工艺采用中频电加热，在优化井口温度，采用连续的热的情况下，统计2012年1～3月份电度表底数，计算5口井平均日耗电量817kwh，日耗电量成本为0.0658万元，月耗电量成本为1.975万元，年耗电量成本为23.70万元。
统计同轴双空心杆循环加热工艺能耗成本为：
图2 泌377、古104井井口温度变化曲线
图3 E古2井、古101井井口温度变化对比曲线
（1）2012年4月1日至4月20日进集油器生产，古101井伴生气、套管气量小压力低0.21MPa，仅供集油器收油使用，采用原煤加热，平均日耗煤0.192吨，加热循环泵电机额定功率3千瓦，实际功率2.8千瓦，
每天使用原煤费用=0.192吨×640元/吨=122.83元
每日循环泵电费=2.8千瓦/小时24小时×0.806元=54.16元
年运行费用=（122.83+54.16）×365=6.46×104元
（2）统计2012年4月1日至4月20日进集油器生产，古104井套管气相对较高0.3～0.45 MPa，集油器分离一定量伴生气，通过切换套管气和集油器伴生气，能够保证加热气源，考虑气源自给自足。
年运行费用=54.16×365=1.98×104元
使用同轴双空心杆循环原煤加热工艺的古101井比空心电加热杆井年节约运行费用17.24×104元，年运行费用下降72.7%。
使用同轴双空心杆循环自产天然气加热工艺的古104井比空心电加热杆井年节约运行费用21.72×104元，年运行费用下降91.45%。
（3）投入材料和运行费用比较
空心电加热杆井，井下杆柱及加热电缆和配套装置合计28×104元；年运行费用23.7×104元，合计年投入费用51.7×104元。
同轴双空心杆循环加热工艺，井下杆柱和配套装置合计35×104元；运行煤燃烧年运行费用6.46×104元，合计年投入费用41.46×104元。
全年节约费用：51.7×104元-41.46×104元=10.24×104元
运行天然气燃烧年运行费用1.98×104元，合计年投入费用36.98×104元。
使用同轴双空心杆循环加热工艺比空心电加热杆工艺年节约费用14.72×104元。
4.取得的认识
（1）同轴双空心杆循环加热工艺一次性投入材料成本高，但综合年运行成本较低；运行温度受井口气压波动影响，受燃煤添加的及时性影响；井口伴生气得到利用节能；烧煤时工作量较大；
（2）空心电加热杆工艺一次性投入材料成本低，但综合年运行成本较高；井口出油温度相对平稳；
（3）都能准确计量原油产量，都能通过调整出油温度进行清蜡操作，节约特车清蜡维护费用。
参考文献：
[1]凌建军等 实用稠油热采工程[M].北京：石油工业出版社，1998
[2] 张琪 采油工程原理与设计[M]. 东营：石油大学出版社，2002