0 引言

渤海JX油田原油含蜡量较高，油井在生产和作业过程中由于井筒温度降低容易发生周期性的结蜡堵塞，导致产能下降甚至停产。以渤海JX油田BX井为例，该井原油含蜡质量分数10.2%，胶质沥青质量分数18.2%，差示扫描量热仪析蜡点28.0 ℃，熔蜡点72.5 ℃；井口油压1.9 MPa，井口温度27.0 ℃，井底流温45.9 ℃。在深度为240~516 m井段存在周期性结蜡现象，清蜡周期180 d。

针对井筒周期性蜡堵，JX油田采取了化学清蜡和井筒热洗等措施。化学清蜡效果较好，但清蜡周期短，反复施工成本高。井筒热洗对缓解蜡堵有一定作用，但是热洗存在以下问题：①洗井需要暂停生产，影响生产时率；②洗井液污染地层，产能恢复期变长；③带压洗井容易损坏井下电缆。

目前，陆地油田普遍采用空心杆热洗工艺对结蜡油井进行开式正循环或闭式正循环洗井^[1-4]，在热洗管柱、结蜡模拟和热洗参数计算^[5-8]等方面进行了研究。现场应用结果表明，空心杆热洗洗井水量少、时间短、效率高^[9-12]，可以供海上高含蜡油田借鉴。与陆地油田不同，海上油田普遍采用整体式采油树(总阀、翼阀和清蜡阀集成为一体)，采用潜油电泵(无抽油杆)生产，在海上油田使用空心杆热洗工艺，首先需要解决空心杆的悬挂和定位问题，其次需要在整体采油树与生产管柱之间构建洗井通路。

1 技术分析 1.1 管柱设计

隔热空心杆热洗管柱由外管柱、内管柱和双通道采油树等组成，结构如图 1所示。外管柱由下至上由电泵机组+油管+深井安全阀+过电缆封隔器+定位油管挂组成；内管柱由下至上由自力单流阀+隔热空心杆+空心杆密封器组成。

1.2 工作原理

作业前，先下入外管柱，坐定位油管挂，坐封过电缆封隔器；再下入内管柱，空心杆密封器悬挂在定位油管挂上；最后坐双通道采油树，空心杆密封器与双通道采油树的内腔进行配合密封。图 2为隔热空心杆热洗管柱工作原理示意图。

正常生产时，自力单流阀关闭，地层产出液不能进入空心杆内腔，经空心杆与油管的环形空间，并经双通道采油树的产出液通道举升至地面。

洗井时，高温洗井液从双通道采油树的洗井液入口进入，流经空心杆内腔，打开自力单流阀后，进入油管内腔，与地层产出液混合后改变流动方向，经空心杆与油管的环形空间举升至地面。洗井结束时，自力单流阀关闭。

检泵作业时，拆卸双通道采油树，起出内管柱，然后按照普通检泵作业程序起出外管柱。

1.3 技术特点

(1) 双通道采油树自带采油树主阀，与管柱上携带的过电缆封隔器和井下安全阀一起，构成管柱的井控系统，满足海上油田安全生产要求。

(2) 隔热空心杆替代普通抽油杆，确保热能输送到设计深度。

(3) 空心杆定位器与定位油管挂、空心杆密封器与双通道采油树定位准确、连接简单。

(4) 在电泵正常生产时，可不停泵进行洗井。

2 关键工具

图 1所示隔热空心杆热洗管柱中，过电缆封隔器、深井安全阀为海上油田井控标配产品。双通道采油树、空心杆密封器、定位油管挂、自力单流阀等工具的结构形式对管柱的作业、检验方式以及使用性能起决定作用，有别于陆地油田与海上油田现有产品，需重新研制，其设计原则是：①保留海上油井主阀的井控功能；②保持翼阀的安装高度；③保持井口的空间尺寸不变；④空心杆与采油树能准确对接。

2.1 双通道采油树

常规海上采油树只提供生产通路、承担井控功能，双通道采油树除此之外，增设了洗井液通路，其采用整体锻件加工成一体，结构如图 3所示。

油管挂、空心杆和采油树安装完成后，由试压孔连接试压流程，检验空心杆与采油树的对接密封效果。试压完成后，试压孔安装盲堵。

正常生产时，洗井液入口处安装盲堵，产出液经杆管环空之后由产出液通道进入翼阀。洗井时，拆开盲堵，连接洗井流程，洗井液由洗井液入口进入隔热空心杆。

双通道采油树耐压等级21 MPa，产出液通道当量直径70 mm，空心杆对接密封孔直径50 mm，试压孔直径8 mm。

双通道采油树结构特点有：①产出液通道偏置，与空心杆对接密封孔同轴；②在油管挂对接密封孔的上部设置空心杆对接密封孔，2孔对中，便于作业时空心杆与井口对接；③可以通过试压孔试压，检测空心杆与采油树的对接密封状况；④地面洗井流程与采油树连接操作方便。

2.2 定位油管挂

常规海上油管挂的作用是悬挂生产管柱、与井口采油树的产出液通道对接，定位油管挂除此之外还需要悬挂空心杆，同时确保空心杆上端与井口采油树的洗井液通道对接。

与常规海上油管挂不同，定位油管挂内腔设置了定位颈，用于悬挂空心杆密封器。作业时，空心杆从定位颈中心的空心杆通道穿过、入井。生产时，产出液从定位颈的产出液通道流出。其结构如图 4所示。

定位油管挂耐压等级21 MPa，空心杆通道直径48 mm，产出液通道当量直径48.5 mm。

定位油管挂与双通道采油树安装到位后，其定位颈到双通道采油树下端面的距离决定了空心杆密封器的长度。

2.3 空心杆密封器

陆地油田采用有杆泵生产，空心杆露出盘根盒，洗井时，地面流程可以直接与空心杆连接。出于井控的需要，海上油田空心杆置于井口采油树之下，因此，设计了空心杆密封器，依靠其承担全部空心杆的重力，同时对接双通道采油树的洗井液通道。

空心杆密封器结构如图 5所示，包含对接密封、提升螺纹和定位台阶3部分。对接密封与双通道采油树的空心杆对接密封孔通过密封圈配合密封；提升螺纹用于投捞空心杆；定位台阶坐落于定位油管挂的定位颈，承载全部空心杆重力。空心杆与采油树之间无螺纹连接，简化了作业。

空心杆密封器耐压等级21 MPa，对接密封段外径50 mm，定位台阶外径60 mm，本体外径48 mm，本体内径28 mm。

2.4 自力单流阀

单流阀安装在空心杆底部，起隔离洗井液与产出液的作用，防止产出液进入空心杆内部。考虑到海上油田洗井水质较好，所选用的隔热空心杆内壁光滑干净，笔者设计了加工简单、结构紧凑的自力单流阀。

自力单流阀(见图 6a)由本体、阀球和阀座3部分组成，本体与阀座通过螺纹连接。洗井时，洗井液进入单流阀本体后，沿洗井液流向(见图 6b)依靠洗井液出口压力向上顶开阀球，进入杆管环空。洗井结束后，阀球依靠自身重力回落。

自力单流阀耐压等级21 MPa，耐温等级120 ℃，本体外径60 mm，液流通道当量直径≥19.3 mm。

3 井口混合液温度计算

管柱设计时，油井的采出液流率、比热容和温度取油井作业前1周平均值；洗井液的质量流率、比热容甚至温度由所选用的洗井设备和洗井液确定；总传热系数由选用的隔热空心杆性能参数确定；此时，要确保井口混合液温度高于析蜡点，隔热空心杆的下入深度是主要影响因素。

在洗井作业时，洗井液的质量流率需要根据油井的实时采出液流率和温度进行调整，才能保证井口混合液温度高于熔蜡点，保证洗井效果。

笔者综合考虑上述因素，提出了井口混合液温度的简化算法，以指导现场作业。

由于隔热空心杆绝热性能较好，假设洗井液在空心杆内温度保持不变。井筒内的传热在油管内洗井液、地层产出液、油套环空介质之间进行，满足如下能量守恒方程^[7-8]：

(1)

式中：m₁为洗井液的质量流率，kg/s；C₁为洗井液的比热容，J/(kg·℃)；t₁为洗井液的温度，℃；m₂为采出液的质量流率，kg/s；C₂为采出液的比热容，J/(kg·℃)；t₂为采出液的温度，℃；T为井口混合液温度，℃；Q为混合液经油套环空介质向地层传递的热量，W。

(2)

式中：H为单流阀深度，m；d₁为套管内径，m；d₂为油管外径，m；λ为油套环空介质总传热系数，W/(m·℃)；t_s为套管外壁平均温度，℃。

计算参数如表 1所示。将表中数据代入式(1)和式(2)可求得井口混合液温度为80.5 ℃。即当洗井液初始温度为90.0 ℃时，单流阀下深1 000 m，环空介质为天然气时，整个井筒内的温度都将高于熔蜡点，能够满足现场清蜡需求。

4 现场应用与结论

(1) 渤海JX油田BX井2017年6月下入导热系数为0.03 W/(m·℃)的隔热空心杆1 050 m，2018年2月，产出液质量流率下降至0.35 kg/s，采用平台生产污水过滤加热至90.0 ℃洗井，洗井液质量流率1.40 kg/s，洗井2 h，井口返出温度79.5 ℃，洗井后产出液质量流率恢复至0.48~0.52 kg/s。计算出口温度82.3 ℃，误差3.5%，计算结果可为管柱选型与设计提供参考。

(2) 现场应用结果表明，海上油田隔热空心杆热洗管柱基于海上油田以电潜泵生产为主的特点设计，可实现不停产洗井，洗井时洗井液在空心杆和油管内循环，不污染储层，能有效避免热洗作业对井下电缆的损害。