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[摘 要]纯西新区流体由于具有高含蜡、高矿化度等特点，为正常生产造成诸多困难，成为影响油田开发的主要瓶颈。井筒密闭循环采油技术是通过空心杆内加入隔热管实现热水密闭循环，提高了热效率空心杆内加入隔热管实现热水密闭循环，提高了热效率，保持了井筒温度的相对恒定，满足了高含蜡井开采的要求，并具有良好的节能降耗效果，充分解决了高蜡井开采过程中的问题，具有良好的应用前景。
[关键词]纯西新区；高含蜡井；井筒密闭循环装置
中图分类号：TE355 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）09-0026-01
一、纯西新区地质概况
纯梁采油厂纯西新区位于纯梁披覆构造的西翼，主要开发沙河街组纯623、纯62、纯71、纯66等小断块。目前总井36口，开井28口，日液水平613t/d，日油水平221t/d，综合含水63.9%，平均泵径48.7mm，平均冲程3.6m，平均冲次4次/min，17口井地面掺水，平均日掺水量380m3/d。纯西新区原油粘度为20-3254mPa.s，凝固点平均高达27.2℃，含蜡量平均在14.3%-17.8%，地层水总矿化度较高在8192-18786mg/l，主要以NaHCO3、CaCl2、MgCl2型为主，水型变化大，综上可以看出，纯西新区流体的主要特点是：一是具有粘度低、地层水矿化度相对较高的特点；二是具有原油凝固点高、含蜡高的特点。
二、生产中存在的主要问题
由于纯西新区油井具有原油凝固点高、含蜡高的特点，在原油开采过程中，当井液温度和压力降低到一定界限时，蜡就会从原油中析出，在井下管柱上结晶，同时使井液粘度和凝固点升高，造成诸多开采困难。为了保证油井的正常生产，现场目前通过地面掺水、单井管线加热、套管加清防蜡剂、定时热洗、加装混输泵、井筒防蜡工艺等一系列清蜡防蜡措施来提高混输液温度，降低井口回压，保证油井的正常生产，但在井筒防蜡方面还存在薄弱环节。目前高含蜡井在生产过程中主要存在以下问题：
1、井筒偏磨严重
由于纯西新区的平均地层稳定为95℃，油藏中深平均为2273米，平均地梯温度为4.2℃/100米。由此可以看出，油在井筒中流动的过程中，在井筒中部井液温度就基本达到了原油凝固点，井筒内开始结蜡。由于蜡沉积在泵内就会造成泵漏，抽油杆结蜡会使杆、管变形造成部分井偏磨，负荷加重造成光杆缓下或者光杆下不去。在纯西新区部分井加装了井下防蜡装置进行防蜡，井筒现象有一定缓解，但是有效期较短。
2、泵效偏低
结蜡严重影响深井泵的正常工作，普遍存在漏失现象，纯西新区的平均泵效只有53.9%。
3、洗井頻繁
普通热洗夏季洗井周期一般为2-3个月，冬季则为1-2个月左右。如稍有不及时就会出现井筒、管线结蜡、蜡堵的现象。
4、日常管理难度加大
由于纯西新区凝固点高结蜡严重，因此在管理过程中必须加强职工的责任心，及时巡井，防止因停井造成结蜡，由于纯西新区井距较大，加大的巡防的难度，特别是冬季生产管理难度进一步加大。
三、井筒密闭循环装置的特点
1、技术特点
井筒密闭循环装置的技术优点主要体现在以下三个方面：
一是空心杆内加入隔热管实现热水密闭循环，提高了热效率；
二是保持了井筒温度的相对恒定，满足了高含蜡井开采的要求；
三是对原油的计量系统不产生任何影响，最终达到了节能降粘的目的。
2、工艺流程：结合纯西新区的实际井况，在专家的指导下，对工艺方案进行了反复论证，确定工艺流程如下：
换热介质罐煤、气两用高效加热器过滤器泵高温高压管线连接总成进水口杆、管循环连接总成出水口换热介质罐（密闭往复循环）。
3、关键技术
3.1耐高温隔热管的选择：
空心杆内使用的隔热管连续工作温度为：95℃；工作压力：1.5～2.5Mpa；管壁爆破强度5.5～8.0MPa。
3.2高效加热器的设计：
针对油田的井况，对高效加热器分组进行设计。
3.3泵的选择：
根据油田井况需要选用了扬程：2MPa，排量：2m3/h，电机：3KW的不锈钢多级离心泵，满足了高含蜡井井况的需求。
3.4 φ42空心杆和耐高温密封圈的选择：
我们选用了φ42空心杆进行工艺流程试验，取得了满意的效果。
另外，经过拉力试验和参数计算选用了耐高温密封圈：工作温度≥150℃。
四、现场应用效果分析
2009年我们摸排优选了地处偏远、井距距离长、管理难度大和易结蜡的5口井实施安装了井筒密闭循环装置，经过6个月的跟踪分析，其应用效果主要表现在：
1、井筒密闭循环装置提高了井筒温度，目前井筒平均温度达到70℃以上，井口温度达到50℃以上，保证了原油中的蜡质不能析出；
2、液量变化明显：从实施情况前后对比看，5口井合计日增液量41.7立方米；
3、节电效果显著：从前后测试的单井系统效率分析，由实施前的14.82%上升到实施后的28.68%，上升13.86%，日耗电也大幅下降，由实施前的平均单井日耗电172Kwh下降到实施后的134Kwh，平均单井日节电38Kwh；
4、电流负荷变化：该5口井实施前后电流负荷变化呈减少趋势，平均降低电流3.0安培，抽油机平衡率得到进一步改善；
5、单井地面掺水减少：该装置自带的加热装置可循环加热，提高了单井产出液温度，平均单井产出液温度在55-60度左右。由于进站原油温度提高，有利于原油进站，所以根据单井实际情况降低了单井掺液量，日减掺液量85立方米，部分井自从实施以来停止地面掺水。
五、结论
经矿场试验证明：井筒密闭循环采油技术，工艺流程合理，具有良好的节能降耗效果，能够解决高蜡井开采过程中的问题，具有良好的应用前景。
[关键词]纯西新区；高含蜡井；井筒密闭循环装置
中图分类号：TE355 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）09-0026-01
一、纯西新区地质概况
纯梁采油厂纯西新区位于纯梁披覆构造的西翼，主要开发沙河街组纯623、纯62、纯71、纯66等小断块。目前总井36口，开井28口，日液水平613t/d，日油水平221t/d，综合含水63.9%，平均泵径48.7mm，平均冲程3.6m，平均冲次4次/min，17口井地面掺水，平均日掺水量380m3/d。纯西新区原油粘度为20-3254mPa.s，凝固点平均高达27.2℃，含蜡量平均在14.3%-17.8%，地层水总矿化度较高在8192-18786mg/l，主要以NaHCO3、CaCl2、MgCl2型为主，水型变化大，综上可以看出，纯西新区流体的主要特点是：一是具有粘度低、地层水矿化度相对较高的特点；二是具有原油凝固点高、含蜡高的特点。
二、生产中存在的主要问题
由于纯西新区油井具有原油凝固点高、含蜡高的特点，在原油开采过程中，当井液温度和压力降低到一定界限时，蜡就会从原油中析出，在井下管柱上结晶，同时使井液粘度和凝固点升高，造成诸多开采困难。为了保证油井的正常生产，现场目前通过地面掺水、单井管线加热、套管加清防蜡剂、定时热洗、加装混输泵、井筒防蜡工艺等一系列清蜡防蜡措施来提高混输液温度，降低井口回压，保证油井的正常生产，但在井筒防蜡方面还存在薄弱环节。目前高含蜡井在生产过程中主要存在以下问题：
1、井筒偏磨严重
由于纯西新区的平均地层稳定为95℃，油藏中深平均为2273米，平均地梯温度为4.2℃/100米。由此可以看出，油在井筒中流动的过程中，在井筒中部井液温度就基本达到了原油凝固点，井筒内开始结蜡。由于蜡沉积在泵内就会造成泵漏，抽油杆结蜡会使杆、管变形造成部分井偏磨，负荷加重造成光杆缓下或者光杆下不去。在纯西新区部分井加装了井下防蜡装置进行防蜡，井筒现象有一定缓解，但是有效期较短。
2、泵效偏低
结蜡严重影响深井泵的正常工作，普遍存在漏失现象，纯西新区的平均泵效只有53.9%。
3、洗井頻繁
普通热洗夏季洗井周期一般为2-3个月，冬季则为1-2个月左右。如稍有不及时就会出现井筒、管线结蜡、蜡堵的现象。
4、日常管理难度加大
由于纯西新区凝固点高结蜡严重，因此在管理过程中必须加强职工的责任心，及时巡井，防止因停井造成结蜡，由于纯西新区井距较大，加大的巡防的难度，特别是冬季生产管理难度进一步加大。
三、井筒密闭循环装置的特点
1、技术特点
井筒密闭循环装置的技术优点主要体现在以下三个方面：
一是空心杆内加入隔热管实现热水密闭循环，提高了热效率；
二是保持了井筒温度的相对恒定，满足了高含蜡井开采的要求；
三是对原油的计量系统不产生任何影响，最终达到了节能降粘的目的。
2、工艺流程：结合纯西新区的实际井况，在专家的指导下，对工艺方案进行了反复论证，确定工艺流程如下：
换热介质罐煤、气两用高效加热器过滤器泵高温高压管线连接总成进水口杆、管循环连接总成出水口换热介质罐（密闭往复循环）。
3、关键技术
3.1耐高温隔热管的选择：
空心杆内使用的隔热管连续工作温度为：95℃；工作压力：1.5～2.5Mpa；管壁爆破强度5.5～8.0MPa。
3.2高效加热器的设计：
针对油田的井况，对高效加热器分组进行设计。
3.3泵的选择：
根据油田井况需要选用了扬程：2MPa，排量：2m3/h，电机：3KW的不锈钢多级离心泵，满足了高含蜡井井况的需求。
3.4 φ42空心杆和耐高温密封圈的选择：
我们选用了φ42空心杆进行工艺流程试验，取得了满意的效果。
另外，经过拉力试验和参数计算选用了耐高温密封圈：工作温度≥150℃。
四、现场应用效果分析
2009年我们摸排优选了地处偏远、井距距离长、管理难度大和易结蜡的5口井实施安装了井筒密闭循环装置，经过6个月的跟踪分析，其应用效果主要表现在：
1、井筒密闭循环装置提高了井筒温度，目前井筒平均温度达到70℃以上，井口温度达到50℃以上，保证了原油中的蜡质不能析出；
2、液量变化明显：从实施情况前后对比看，5口井合计日增液量41.7立方米；
3、节电效果显著：从前后测试的单井系统效率分析，由实施前的14.82%上升到实施后的28.68%，上升13.86%，日耗电也大幅下降，由实施前的平均单井日耗电172Kwh下降到实施后的134Kwh，平均单井日节电38Kwh；
4、电流负荷变化：该5口井实施前后电流负荷变化呈减少趋势，平均降低电流3.0安培，抽油机平衡率得到进一步改善；
5、单井地面掺水减少：该装置自带的加热装置可循环加热，提高了单井产出液温度，平均单井产出液温度在55-60度左右。由于进站原油温度提高，有利于原油进站，所以根据单井实际情况降低了单井掺液量，日减掺液量85立方米，部分井自从实施以来停止地面掺水。
五、结论
经矿场试验证明：井筒密闭循环采油技术，工艺流程合理，具有良好的节能降耗效果，能够解决高蜡井开采过程中的问题，具有良好的应用前景。