渤海稠油油田井筒電加熱技術(shù)可行性分析

李偉超，劉平，于繼飛，閆濤

（1.中海油研究總院，北京 100027；2.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；3.中海油田服務(wù)股份有限公司油田技術(shù)事業(yè)部，天津 300457）

渤海稠油油田井筒電加熱技術(shù)可行性分析

李偉超1，劉平2，于繼飛1，閆濤3

（1.中海油研究總院，北京 100027；2.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；3.中海油田服務(wù)股份有限公司油田技術(shù)事業(yè)部，天津 300457）

文中分析了原油黏度的主要影響因素，統(tǒng)計了渤海海域主要稠油油田的流體性質(zhì)、黏溫試驗數(shù)據(jù)、油藏壓力、溫度及生產(chǎn)數(shù)據(jù)。經(jīng)過深入分析，總結(jié)出了渤海海域稠油油田的原油黏溫特性及拐點溫度、含水分布等規(guī)律。隨后，按照這一分布規(guī)律，同時考慮井筒電加熱技術(shù)的特性，選取S油田某稠油生產(chǎn)井，模擬了井筒電加熱的效果，并對相應(yīng)的能耗及電潛泵系統(tǒng)的運行參數(shù)進行了分析。結(jié)果發(fā)現(xiàn)，采用電加熱技術(shù)有利于電潛泵機組的運行，電潛泵的排量和效率隨著加熱溫度的升高相應(yīng)提高，而功率則隨之減小，可以有效地降低平臺的用電負荷。在此基礎(chǔ)上，對渤海海域6個主要稠油油田進行了井筒電加熱模擬，并根據(jù)模擬結(jié)果深入分析了井筒電加熱技術(shù)在這些油田的適用性。

海上稠油油田；井筒電加熱；能耗；拐點溫度；乳化轉(zhuǎn)相點

井筒電加熱降黏技術(shù)在國內(nèi)外陸上油田應(yīng)用非常廣泛［1-6］，但對于海上油田，由于受到原油物性、井身結(jié)構(gòu)及平臺設(shè)施等多方面條件的制約［7-12］，這項技術(shù)仍處于起步階段。

目前，井筒電加熱技術(shù)在渤海埕北油田某稠油生產(chǎn)井得到了實際應(yīng)用。從現(xiàn)場效果看，該井采用這項措施后，產(chǎn)油量有所上升，電潛泵機組耗電量下降，檢泵周期明顯延長［13］；但電加熱也增加了平臺的用電負荷。渤海海域絕大部分油田均已進入高含水期，平臺用電負荷較為緊張［14-15］，因此，能耗問題是井筒電加熱降黏技術(shù)能否在該海域稠油油田推廣應(yīng)用的主要因素之一。本文從影響原油黏度的因素入手，對井筒電加熱降黏技術(shù)在渤海海域稠油油田應(yīng)用的可行性進行分析。

1 影響原油黏度的因素

1.1 溫度

原油黏度與溫度之間存在著規(guī)律性關(guān)系［16］。根據(jù)大量實驗分析，黏度與溫度之間存在近似的指數(shù)關(guān)系，隨著溫度的增加，原油黏度會降低。

1.2 含水率

由于原油與水在一定條件下會發(fā)生乳化，使得原油黏度與含水率之間的關(guān)系變得十分復雜［17］。根據(jù)渤海海域稠油乳化實驗結(jié)果，在乳化轉(zhuǎn)相點之前，原油黏度隨含水率的增加而快速增大；在乳化轉(zhuǎn)相點之后，原油黏度隨含水率的增加卻大幅下降。

1.3 壓力

當壓力小于飽和壓力時，隨壓力的增加原油黏度會降低，這主要因為溶解氣的增多會降低原油黏度；當壓力大于飽和壓力時，隨壓力的增加原油黏度會增大。

2 渤海海域稠油黏溫特性

2.1 拐點溫度的確定

稠油屬黏塑性非牛頓流體，對溫度敏感性較強。只要把溫度提高到一定值，就可以實現(xiàn)稠油由黏塑性流體向擬塑性流體的轉(zhuǎn)變，這個溫度值就是拐點溫度［18-20］。原油溫度低于拐點溫度時，原油黏度隨著溫度的升高遞減很快，原油溫度高于拐點溫度后，原油黏度隨著溫度的升高遞減較為緩慢，所以加熱稠油到拐點溫度有很好的降黏作用。

通過大量實驗，可以得出渤海海域各稠油油田的黏溫特性關(guān)系。圖1是渤海6個典型稠油油田的半對數(shù)黏溫曲線，可以看出：不同稠油的拐點溫度基本在一條直線上，且渤海海域稠油的拐點溫度集中在50～55℃。

圖1 稠油半對數(shù)黏溫曲線

根據(jù)分析，可以得出渤海海域稠油油田原油拐點溫度與地面脫氣原油黏度的關(guān)系（見圖2），擬合得到的關(guān)系式為

式中：T為拐點溫度，℃；μ為地面脫氣原油50℃時的黏度，mPa·s。

圖2 拐點溫度與地面脫氣原油黏度關(guān)系

2.2 拐點溫度與油藏、井口溫度的對比

渤海海域主要稠油油田近年來的平均地層溫度和平均井口溫度分布情況如圖3所示。從圖中可以看出：渤海主要稠油油田的平均地層溫度都高于拐點溫度，平均井口溫度與拐點溫度接近，因此，僅從溫度對比來看，大部分稠油油井若采用井筒電加熱降黏，效果將不會太明顯。

圖3 主要稠油油田拐點溫度與地層、井口溫度對比

3 渤海海域稠油井含水率分布

S油田的原油乳化轉(zhuǎn)相點為含水率30%。含水率為20%～40%，原油黏度值相對很高；而含水率在其他范圍的原油黏度則相對較低（見圖4）。與S油田類似，渤海海域其他稠油油田的原油黏度與含水率之間也存在這種關(guān)系。

圖4 S油田原油黏度與含水率關(guān)系曲線

對渤海海域4個主要稠油油田的原油乳化轉(zhuǎn)相點進行了統(tǒng)計，結(jié)果發(fā)現(xiàn)，L油田與S油田一樣，原油乳化轉(zhuǎn)相點都是30%，而N油田和Q油田的原油乳化轉(zhuǎn)相點同為35%。分析這4個油田油井含水率分布情況，結(jié)果見表1。

表1 主要油田油井含水率分布

根據(jù)以上實驗及統(tǒng)計數(shù)據(jù)，通過分析可以得出以下認識：

1）渤海海域稠油油田約60%以上的油井含水率超過了其乳化轉(zhuǎn)相點，黏度相對較低，可以不采用電加熱降黏措施。

2）約20%的油井含水率低于乳化轉(zhuǎn)相點10百分點左右，這部分油井可以考慮采用電加熱降黏。

3）約20%的油井含水率處于乳化轉(zhuǎn)相點附近，原油黏度相對較高，若對這部分油井進行井筒電加熱，將會取得較好的降黏效果。

4 井筒電加熱分析

4.1 井筒電加熱模擬

以S油田M井為例，對該井進行了電加熱模擬。M井地面原油黏度3 230 mPa·s，電潛泵額定排量100 m3/d，產(chǎn)液量50 m3/d，含水率5%，動液面399 m，沉沒度1 000 m。地層供液充足，生產(chǎn)穩(wěn)定，但電潛泵舉升效率較低。計算了采取電加熱措施后原油黏度沿井筒分布（見圖5）及電潛泵機組運行參數(shù)變化情況（見圖6）。

圖5 M井電加熱前后原油黏度與井深關(guān)系

圖6 M井電泵實際參數(shù)與加熱升溫關(guān)系

從圖5可以看出，采取電加熱措施后，泵入口處（井深1 476 m）的原油黏度變化最大。加熱20℃時，泵入口處的黏度從280 mPa·s降到了75 mPa·s，曲線表明該處亦為黏度值隨溫度變化的拐點。圖6給出了不同加熱溫度下的電潛泵實際運行參數(shù)，可以看出，加熱后的原油更有利于電潛泵機組的運行，電潛泵的排量和效率隨著加熱溫度的升高相應(yīng)提高，而功率則隨之減小，可以有效地降低平臺的用電負荷。

4.2 電加熱功率的確定

根據(jù)能量守恒原理，電加熱所需功率P應(yīng)等于油流在加熱點增溫所耗電功率P1與在該過程中向地層方向散熱所損失的功率P2之和［21-22］：

其中

取dl長度加熱流體，由電熱平衡原理得知：

式中：Q為產(chǎn)液量，m3/s；ΔT為液體升高的溫度，℃；Cm為液體的比熱容，kJ/（kg·℃）；ρm為液體的密度，kg/m3；ΔT′為油管中流體溫度與相同深度處地層溫度的溫度差，℃；d為井眼直徑，m；U為油管內(nèi)壁至地層的總傳熱系數(shù)，W/（m·℃）。

以S油田M井為例，對該井電加熱功率與產(chǎn)液量之間的關(guān)系進行了模擬（見圖7）。從模擬結(jié)果可以看出：加熱到相同溫度，產(chǎn)液量越大，耗電量越大；產(chǎn)液量相同時，加熱溫度越高，耗電量越大。因此，加熱溫度并非越高越好，要兼顧平臺用電負荷，對電加熱進行合理設(shè)計。

圖7 M井電加熱功率與產(chǎn)液量關(guān)系

對渤海海域6個稠油油田典型油井進行了電加熱耗電量及增液量的模擬，結(jié)果見表2。

表2 渤海海域稠油油田電加熱模擬結(jié)果

由表2模擬結(jié)果分析可知：1）S油田原油黏度較高，含水率相對較低，可以選擇性地采用電加熱技術(shù)；2）N油田屬于超稠油油田，電加熱效果不明顯，可以考慮地層加熱降黏；3）C油田含水率大都在80%左右，已經(jīng)遠超乳化轉(zhuǎn)相點，并且井口溫度高于拐點溫度，電加熱效果不明顯；4）L油田和J油田的原油物性較好，油井處于中高含水期，地層供液充足，不需要電加熱降黏。

5 結(jié)論

1）渤海海域稠油油田原油黏度較高、含水率較低的油井宜采用井筒電加熱降黏技術(shù)。

2）電加熱降黏可以提高電潛泵的泵效，降低電潛泵機組的能耗，但是能耗降低幅度很小，約在5%以內(nèi)，但另一方面，使用井筒電加熱技術(shù)會增加平臺的用電負荷。

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（編輯 李宗華）

Feasibility analysis on electric heating of wellbore in heavy oilfield of Bohai

Li Weichao1,Liu Ping2,Yu Jifei1,Yan Tao3
(1.CNOOC Research Institute,Beijing 100027,China;2.Research Institute of Petroleum Exploration and Production,SINOPEC, Beijing 100083,China;3.Department of Oilfield Technology,Oilfield Services Company Limited,CNOOC,Tianjin 300457,China)

This paper firstly analyzes the influential factors of crude oil viscosity and counts the fluid property,viscosity-temperature test data,reservoir pressure and temperature,production data in main heavy oilfields of Bohai waters.The regular pattern of viscosity-temperature characteristics,flex point temperature and water cut distribution are summarized through deep analysis.Then, according to the regular pattern and the consideration of the features of electric heating of wellbore,the effect of electric heating of wellbore is simulated,taking one production well of heavy oil in S Oilfield as an example.And the paper analyzes the operation parameters of relevant energy consumption and electric submersible pump system.It is found that the application of electric heating is beneficial to the operation of electric submersible pump unit,that the discharge rate and efficiency are increased with the rising of heating temperature,while the power is deceased,which can reduce the electricity load of platform effectively.Further,the electric heating simulation of wellbore is carried out for six heavy oilfields in Bohai waters.According to the simulation result,the feasibility of electric heating technology is also analyzed in these oilfields.

offshore heavy oilfield;electric heating of wellbore;energy consumption;flex point temperature;emulsification turning point

“十二五”國家科技重大專項“海上稠油熱采技術(shù)”（2011ZX05024-005）

TE357.44

A

10.6056/dkyqt201204026

2012-03-02；改回日期：2012-05-15。

李偉超，男，1980年生，2009年博士畢業(yè)于中國石油大學（北京）油氣田開發(fā)工程專業(yè)，主要從事油氣田開發(fā)及采油工程方面的生產(chǎn)與科研工作。電話：（010）84526470，E-mail：liwch2@ cnooc.com.cn。

李偉超，劉平，于繼飛，等.渤海稠油油田井筒電加熱技術(shù)可行性分析［J］.斷塊油氣田，2012，19（4）：513-516.

Li Weichao，Liu Ping，Yu Jifei，et al.Feasibility analysis on electric heating of wellbore in heavy oilfield of Bohai［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2012，19（4）：513-516.