一、高凝油油藏流体特性

高凝油油藏原油含蜡量一般为30％～45％，最高达57．0％，凝固点一般为40～50，最高达58，含硫量一般小于0．1％。地面原油相对密度为0．75～0．86，粘度（80）为8～454mPa·s；地下原油相对密度为0．775～0．800，粘度为2．2～7．9mPa·s，气油比为22～33m3／t，体积系数为1．102～1．16，压缩系数为（8．92～12．85）×10－4MPa－1，地饱压差大于10．0MPa，属低饱和油藏。高凝原油凝固点与含蜡量有密切关系，随着含错增加，原油凝固点上升，我国部分油藏含蜡量与凝固点关系曲线。辽河静安堡油田油井含蜡量f 与凝固点T 统计曲线，其相关式表达为：

T＝30．879＋0．508f

式中　T———凝固点，；　

f———含蜡量，％。

关系式的统计点数n＝43 个；相关系数r＝0．9512。

二、温度对流变特性的影响

高凝油油田由于其含蜡量高、凝固点高，温度对其流变特性的影响不同于一般稠油。稠油对温度较敏感，粘度关系在ASTM 坐标纸上呈直线变化，即随着温度的升高，粘度急剧下降，在相同温度变化区间内，粘度下降的幅度相同。高凝油对温度也极为敏感，其粘温关系在ASTM 坐标纸上呈三段折线式特征，这是高凝油一个独特的性质。大港枣园原油粘温曲线及测时值，河南魏岗油田原油粘温曲线。从图中可以看出，三段折线分别对应三个温度区域。两个折点分别对应于原油临界温度和析蜡温度。当原油温度高于析蜡温度、蜡全部溶解于原油中，原油是液态单相体系，其粘度随温度而变化，具有牛顿流体特性。随着温度降低，当原油温度处于析蜡温度与临界温度区间时、原油中的蜡晶依照相对分子质量的大小依次析出，蜡晶为分散相，液态烃为连续相．这时粘度仍是温度的函数，流体仍具有牛顿流体特性。这里应进一步指出的是，温度在临界温度和祈蜡温度之间与高于析蜡温度时，粘温曲线的斜率发生变化，表明了低于析蜡温度时，蜡的析出对原油粘度会产生显著影响。当原油温度在临界温度以下时，析出的蜡晶增多、增大，并互相聚集成海绵状凝胶体，原油粘度不再是温度的单一函数，而是温度和剪切速率两者的函数，此时，为非牛顿流体。当温度进一步降低，愈益增多和增大的蜡晶互相联络，形成空间网络结构，蜡晶成连续相，液态烃为非连续相，原油只有在外加剪切力足以克服其结构强度之后才能流动。枣1229 井原油析蜡和熔蜡温度实验数据。

此外，在不同温度下测试魏岗油田原油的流体特征，其结果表明，当测试温度高于析蜡温度（69）时，低剪切速率（低于0．79s－1）下，随剪切速率的增大，原油粘度下降，呈准塑性流体。在剪切速率足以破坏胶质沥青质网状骨架强度时属牛顿流体，原油粘度与剪切速率无关。当测试温度低于析蜡温度时，由于原油中蜡晶的析出，流体呈粘塑性，粘度将随剪切速率的增大而降低，为具有粘塑性的流体。原油开始流动具有启动压力梯度，当驱动压力梯度低于启动压力梯度时则原油难以开始流动。因此，从剪切速率的角度分析，高剪切速率有助于改变蜡分子的网状结构，使原油粘度降低而有利于提高开发效果，即采用高压力梯度、大压差开采则有利于改善这类油藏的开发效果。从枣园原油所测定的流变曲线可以看出，低于临界温度54以下时，原油呈现出非牛顿流体特性，具有剪切屈服值，“上、下”曲线不重合。在高于临界温度下，原油呈牛顿流体特征。由于高凝油在低于临界温度下，原油具大剪切屈服值，这说明要使高凝油由静止变为流动，须对其施加一个大于该剪切屈服值的应力，否则，即使施加了剪切应力，由于小于剪切屈服值，原油仍无法流动。　　　

三、温度对渗流特征的影响

用高温相对渗透率实验仪测定了大港枣园原油在降温和升温过程中渗透率的变化，不难看出，随温度下降，油相渗透率降低，降温后再升温，油相渗透率可以恢复，但具有不可逆特征（本次实验所用原油，引起渗透率突变的温度是54），表明了原油中蜡的析出会引起渗透率下降，造成地层的冷伤害。此外，还测定了油水相对渗透率曲线，结果表明，随温度升高，束缚水饱和度增加，残余油饱和度下降，油水相对渗透率曲线右移。高温下，岩石向亲水性方向转化。

在升温、降温过程中，所测油相渗透率变化的不可逆性，可由原油析蜡温度与熔蜡温度的不同来说明。一般在相同条件下熔蜡温度远高于析蜡温度。在降温测试过程中，当测试温度高于析蜡温度时，随测试温度的下降，油相渗透率变化不大；但当低于析蜡温度时，由于蜡的大量析出阻力增大，油相渗透率急速降低。在升温测试过程中，由于初测温度已低于析蜡温度，随温度升高蜡晶部分熔化，阻力减小，油相渗透率增大；高于析蜡温度，但低于熔蜡温度时。油相渗透率仍缓慢上升，没有出现急剧的变化。为了更加直观地表示高凝油在析始前后渗流特点以及析蜡对渗流阻力的影响，石油大学利用辽河静安堡油田沈95 块油层岩心和原油，进行单相渗流实验，测定了在同一块岩心中的流度一温度关系，以及在同一温度下的流度一注入量关系。实验测得的流度一温度曲线（每个温度点通过的油量为0．25 倍孔隙体积），从曲线可以看出，当温度低于析蜡温度时，流度大幅度减小。这更加直观地表明了，油层一旦低于析蜡温度，析出的蜡堵塞油层孔隙，其阻力大幅度增大，析蜡的影响是明显的。低于析蜡温度时，流度随注入量的加大而减小的关系，这表明了由于冷却作用的加强，导致因析蜡而引起孔隙堵塞的作用在加强。

四、注水温度对水驱油效率的影响

用枣南原油实验测定了不同温度水驱残余油饱和度的变化）。由实验结果不难看出，随温度升高水驱残余油饱和度显著下降，45水驱残余油饱和度高达47％；当注水温度提高到160时，水驱残余油饱和度大幅度下降到14％，由此得出不同温度水驱用效率的变化。显而易见。提高注水温度将大大提高水驱油效率，改善油田注水效果。温度对驱油效率的影响，由河南魏岗油田室内实验进一步证实。魏岗油田脱气油析蜡温度变化范围在59～62，由实验结果可见，当温度由50升高到60，驱油效率由35．4％提高到39．5％，温度升高10，驱油效率增加4．1％，当温度升高到65，驱油效率大幅度提高，增加的幅度为10．4％；无水期驱油效率随温度变化的趋势是相同的。因此可见，为了取得较好的水驱开发效果，易受冷伤害的高凝油油藏，应采取相应措施在保持油层温度条件下开发。下面列举几个注水对油层温度影响的工业性试验的实例。

（一）魏岗油田小井距试验

魏岗油田为断层较发育的断块油田，含油层位为下第三系核桃园组核二段、核三段，埋藏深度1586～2047m ，油层平均孔隙度24％，平均空气渗透率0．5μm2，原油含蜡量高（40％～50％）、凝固点高（46），析蜡温度为59～62，油层温度为69～76．7，油层温度与析蜡温度差值较小，一般10左右。原油相对密度为0．857，地面原油粘度（70）为10．5～12．9mPa·s，原始气油比10．4～32．0m3／t，地层原油粘度5．4～7．9mPa·s。针对魏岗油田原油含蜡高、凝固点高、油层温度与析蜡温度较小的特点，为了观测分析常温注水条件下，注水温度对开发效果的影响，于1979 年1 月开展了1041井组小井距注水试验。

井组中，一口井注水（1041）井、一口井采油 （104 井），井距56m （地下）。从试验开始到油井水淹历时107d，油井水淹时，注入孔隙体积倍数为1．774 倍，生产水油比49，累积水油比4．43。通过试验取得以下认识：

1．常温注水，油层温度下降明显

注入0．235 倍孔隙体积时，注水井温度下降16，已在析蜡温度以下；注入1．774 倍孔隙体积时，油井水淹，油井井底温度下降6；注入2．67 倍孔隙体积时，在56m 范围内，油层温度下降12，已接近析蜡温度。由以上可以看出，在低注入倍数下，在注水井近井地带，油层温度明显下降，在高注入倍数条件下，影响的范围将扩大到50m 以远。

2．常温注水，注水井吸水能力逐渐变差

注水井1041井转注后，吸水能力逐渐变差，注水17d，注入0．23 倍孔隙体积时，吸水指数由2．37m3／（d·MPa）下降为0．69m3／（d·MPa），递减了71％。停注关井34d，未采取任何措施，吸水指数又上升至1．78m3（d·MPa），此后，又连续注入12d，注入0．315 倍孔隙体积时，注水井不吸水。由此可见，常温注水，对注水井吸水能力的影响是严重的。

（二）静安堡油田生产资料分析

静安堡油田沈84 块的安12 块注水开发已达7 年之久，通过测井温剖面发现，注冷水对注水井附近油层已造成伤害。主要表现是注水井吸水能力变差，注水初期地层吸水能力较强，视吸水指数一直都在8～12m3／（d·MPa），吸水厚度达78．2％。到1994 年视吸水指数已经下降至2m3／（d·MPa）以下，有的井甚至正常注水压力（16～17MPa）条件下注不进水。不吸水厚度由注水初期的21．8％，增加至36％，较大地影响着断块水驱开采。

（三）前苏联乌津油田注冷水开发过程中对油层温度的监测

乌津油田是前苏联大油田之一。油层多，储集层性质变化大，非均质十分严重，原油含蜡量高，凝固点高。目前主要开发的为侏罗系～层，埋藏深度为1200 ～1500m，油层孔隙度为21％～24％，渗透率变化较大，从0．01μm2到1．2μm2，70％的储量集中在渗透率低于0．23μm2的油层中。原油相对密度为0．85，地下原油粘度为3．6～4．0mPa·s，原油中含蜡量最高可达到29％，油层原始温度为64，而析蜡温度高达62，凝固点为30。该油田于1967 年开始工业注水开发，1975 年产量最高达1620×104t，采油速度达1．6％。开发设计要求从油田投入开发即开始注热水，但多年注热水工作处于试验阶段。1978 年注热水量占油田总水量的28．4％，1979 年增加到31．0％。由于油田注冷水开发，油层温度下降了5～20，油井见水后含水上升速度快，1979 年采出程度为14．1％，综合含水已高达70％，开发效果较差。方案设计采收率为45％，根据油田动态预测，当油田含水95％时，最终采收率仅为26％～27％，远达不到设计要求。由油田生产动态不难看出，对于这种油层物性较差、凝固点较高的油田，注冷水开发将造成油层温度下降，影响油田开发效果。对此，乌津油田从1968 年开始进行了系统的温度观测，开辟了试验区，对生产井、注水井、停产井、观察井、控制并录取温度资料，系统分析研究开采层温度的变化。如在停产井中所录取的温度曲线上，可以确定出因注水而造成温度下降的工作层段。此外，1981 年初，通过对约600 口井的资料分析。查出有250 多个层段温度下降，绘制出了油层温度变化与附近注水井距离的关系曲线。由曲线可以看出，距注水井250m 的井，温度降低最多可达到12，而在油田许多地区，冷却前缘远离注水井排、深入生产井区达800～1000m 。由曲线也可以看出，冷却的不均匀特征是明显的。这是因为油层的非均质性以及一些观察井、其他层系的生产井不处于注水、采油的主流线上。在主流线上的生产井，存在一些厚度不大的液体高速渗流层带和岩石相应加速冷却的层带。这种层带通过哪些井，哪些井就迅速水淹，温度下降幅度也大。由以上乌津油田的温度观测资料不难看出，注冷水开发，造成油层温度下降是明显的。

高凝油渗流机理研究的几点结论：

（1）高凝油对温度极为敏感。当原油温度高于析蜡温度时，呈液态单相体系，粘度随温度变化具有牛顿流体性质。随温度降低，原油温度处于析蜡温度和临界温度区间时，仍具有牛顿流体特性，但斜率已变化。当原油温度在临界温度以下时，粘度成为温度和剪切速度二者的函数，这时原油呈非牛顿流体特性，最后只有在外加剪切力下才能流动。

（2）由于高凝油在不同温度条件下的渗流特征有显著的不同，其注水开发的效果也将随温度的不同而将有显著的差异。

（3）提高注水温度后，由于原油粘度的降低和相渗透率的变化，水驱油效率大幅度提高，可以极大地改善注水开发效果，提高水驱采收率。

（4）油层温度且下降，渗流特性显著变差。必然导致油井见水早，含水上升速度快，水驱油效率低，注水开发效果差。特别是油层温度与析蜡温度差值小的油田，当油层温度一旦低于析蜡温度，由于析蜡造成油层孔隙堵塞，流动阻力增大，将影响注水开发工作的正常开展，使油田生产陷于被动。

（5）现场试验证明对部分高凝油油藏注冷水会造成油藏温度明显下降，导致注水井吸水能力下降，降低注水开发效果。这类油藏可定义为易受伤害的高凝油油藏。

五、高凝油油藏开发方式优化设计

当高凝油油藏的油层温度与析蜡温度接近，两者相差小于20时，油藏注冷水开发，在较高的注入倍数条件下，注水井近井地带易形成一个温降区，蜡晶的析出，造成井底附近渗流阻力增大，影响开发效果，这类油藏为“易受冷伤害的高凝油油藏”：有些油藏油层温度与析蜡温度相差较大，当温差大于20时，由于近井地带的油层温度总是高于析蜡温度，因此地下的渗流状况相同于常规注水开发的油田，在开采过程中仅井筒温度场的变化影响油井的举升效果，油层近井地带不会由于注水而使油层产生冷伤害，对这类油藏，可称为“不易受冷伤害的高凝油油藏”。“不易受冷伤害的高凝油油藏”一般选用常规注水开发，其层系划分、开发系统部署等与稀油油藏相同；“易受冷伤害的高凝油油藏”，则在一定条件下选用注热段塞的开发方式。此处仅以辽河静安堡油田沈84 块为例，列出应用数值模拟方法，开展注热段塞与注冷水开发对比研究结果。

（一）注水温度对比研究

不同注水温度对开发效果影响的模拟研究表明，随注水温度升高，累积采油量增大。当注入水的井底温度由冷水逐步升高到200时，不同温度区间累积采油量增加的幅度不同，由冷水升高到80时，净产油量（累积采油量减注热水所烧掉的油量）最高；此后，随温度升高尽管累积采油量增加，由于烧掉的油量增加的幅度大，其净产油量下降。因此，对“易受冷伤害”的高凝油油藏，注入水井底温度应高于析蜡温度，对沈84 块而言，则推荐注入水井底温度应高于80。

（二）注热段塞大小对比研究

在确定了注入水井底温度基础上，对比研究了注热段塞尺寸大小对开发效果的影响。辽河静安堡油田沈84 块注水温度选用80热水，热段塞尺寸分别为0．05PV至0．50PV，注热水段塞之后接着注冷水，直至生产井综合含水达到95％时结束。上述研究结果表明，随着热水段塞尺寸的增大，净采油量增加，当注入的热水段塞由0．05PV 增大到0．10PV 时，注热水量增加1 倍，净采油量增加1．48×104t，增加的幅度为8．55％，从图中明显看出，注入0．01PV 热段塞综合开发效果好。此外，从注冷水温度场的变化可以看出，年时间高注入倍数下，油层温度下降的地带为注入井近井地带。

此外，注热水段塞不仅可控制注冷水致使油层温度下降的幅度，而且可降低剩余油饱和度，提高驱油效率。因此注热水段塞可以改变冷伤害所造成的不良后果，有利于提高采收率。对“易受冷伤害的高凝油油藏”注热水段塞是一种行之有效的开采方式。

（三）井筒热力学计算

沈84 块油层平均埋深1900m，注热水采用Φ177．8mm 。套管、井商总传热系数为6W／（m2·）（有隔热油管）或25W／（m2·）（无隔热油管等）。对比计算了有和无隔热油两种情况下的井筒热损大。注入速度取实际注水井日注入量的平均值120m3d。当井口注入温度大于150，即可达到井底温度高于80的要求，因而所推荐的方案技术上是可行的。

六、高凝油开采的人工举升工艺技术

人工举升和与之配套的井筒清防蜡、降凝、降粘技术，是高凝油开采工艺技术的一个重要组成部分。国内外实践表明高凝油油井人工举升技术的关键是工艺必须要适合高凝油的特点，为此而采用井筒保温措施和进行热量补偿或进行化学降凝降粘，使油井能够正常生产。我国高凝油油田在开采的实践中，根据油田的特点，采用了有杆泵掺热活性水及降凝剂，由环空泵入技术。此外，电潜泵、水力活塞泵、空心抽油杆热载体、电热杆和自控温伴热电缆采油工艺技术等举升方式。总结油田开采的实践，井筒防蜡有杆泵抽油技术主要适用于高凝油油田开采初期，单井由自喷转为机械采油，产液量不大，含水率不高的油井。其特点是一次投资量少，安装工作简便易行。对单井日产量较低的油田，可以长时期维持油田稳产。

（一）电潜泵采油

电潜泵组由下往上由潜油电机—电机保护器—油气分离器—离心泵等所组成。电机旋转驱动离心泵抽油。电机旋转做功时，本身升温而产生热量，当产出液经电机周围进入离心泵口时即被电机产生的热量加温而举升至地面，这样可以提高产出液的温度，有利于高凝油开采。

（二）水力活塞泵采油

水力活塞泵抽油是由地面泵将动力液增压从油管中泵入井下，驱动液马达作上下往复运动，从而带动井下柱塞泵作同样的上下往复运动，从而将产出液举升到地面。水力活塞泵的动力液，为低粘度原油或水基动力液，一般加温至80左右。热动力液从井口一直至井下泵沿程为产出液加热，从而提高井筒温度，使得产出液温度高于原油凝固点。若水力活塞泵采用开式流程，则动力液不仅给产出液加热，而且与产出液混合采出，起到为高凝油降凝的作用，因此水力活塞泵是开采高凝油的一种有效的方法。辽河沈阳油田高凝油采用了水力活塞泵开采，取得了明显的效果（电潜泵及水力活塞泵开采工艺技术，详见人工举升一章）。

（三）空心抽油杆加热采油

1．空心抽油杆热载体法

空心抽油杆热载体采油工艺是以正循环方式将热载体从空心抽油杆注入油管内，在适当深度和地层产出液混合返到地面，从而给井中流动液体加热，提高井筒温度，使之高于临界点温度，井筒内原油则完全处于牛顿流体的流动状态，有利于流体沿井筒的举升。

（1）工艺流程。

热载体从热水站由泵输到计量站，再由计量站总分配系统分配到各井，经掺水立管、胶管、悬接器进入空心抽油杆，在井下经掺水单流阀进入油管和空心杆环形空间与地层产出液混合返到井口，再经过地面输油管线返到计量站，进入集输大站。

（2）工艺配套工具。

空心抽油杆热载体采油工艺装置主要包括组焊四通、防喷盒、掺水立管、立柱、悬接器、实心和空心抽油杆、掺水接头等组成。

（3）热载体工艺参数。

一般情况下对热载体工艺参数提出如下要求：

掺水压力：3～4MPa；

掺水量：2～3m3／h；

掺水温度：80±5。

热载体参数的确定。

空心杆内摩阻理论计算：空心杆中的流动介质是水，其流动摩阻完全可按照水力学单相流体流动摩阻的计算方法进行计算。

空心杆与油管环形空间流体流动阻力计算：空心杆与油管环形空间通道中通过的流体是产出液气混合物和从空心杆下端掺入之热水，亦即是多相流。工程计算中应用最多的Orkiswski 相关式可用来计算空心杆与油管环形空间通道中的压降。

空心抽油杆尺寸的决定：

空心抽油杆尺寸对掺水压力和热效果均有影响，当采用细的空心杆时，传热系统有所减小，散热有所减小，在同样的掺水量下，热水携带的热量可以传递到更深处，同时还可以降低杆柱成本和减低抽油机负载。但是采用细的空心杆，在同样的掺水量下，将提高杆中水流速度，增加了压降，从而要求较高的掺水压力，下面给出两种尺寸的空心抽油杆。

2．电热空心抽油杆开采

其基本工作原理是遵循焦耳—楞次定理，高效地将电能转换为热能，提高井筒流体温度，以达到开采高凝油之目的。

（1）空心抽油杆三相电缆加热法：

结构和原理。在抽油机井中，将三相加热电缆芯线尾部联成Y 结法（配有电缆头、加重杆）下入充满散热液（变压器油）的空心抽油杆内；空心光杆顶部设有电缆悬挂器，散热液入口装置和电缆护罩装置；地面电缆、三相加热电缆、温度传感器、电控柜和380V 电源联成回路。

特点。空心抽油杆三相加热电缆使电网保持三相平衡；在同等功率下，单相工作电流比三相工作电流大1．732 倍，有利于延长设备使用寿命；加热电缆和空心抽油杆之间充满变压器油，既能有效地传导热量，而且改善了绝缘性能，以利延长电缆使用寿命。

三相加热电缆，其基本结构是三根芯线和三根玻璃丝填充绳，围绕中心钢丝绳拧成三心电缆芯线，外缠玻璃丝布护套，外部有两种形式，型为钢丝编织护置，型为钢丝左右旋铠装。通常三相加热电缆的外径控制在10～18mm 之间，型加热电缆最大下入深度不大常用加热电缆技术数据。

设计原则。首先按日产液量、实测井温梯度和凝固点确定需要提高的温度和加热的深度，然后按公式求出所需功率。

（2）工频集肤电热空心抽油杆加热法：

结构原理。利用从空心抽油杆中心穿过的电缆，在接通交流电源时，产生交变磁场，当导线与钢管内壁距离较小，在磁通作用及邻近效应的作用下，引起空心抽油杆断面上的电阻变化，产生内集肤效应，实践证明，流经空心抽油杆内表面的电流占总电流的99．995％，而外表面通过的电流仅占总电流的0．005％。因此，这种加热技术，是在需加热的井段内下入内装电缆的空心抽油杆，利用电缆与空心抽油杆形成回路。

特点。由于这种加热技术是将电缆发热量设计为总发热量的20％，而空心抽油杆发热约为80％，从而延长了系统的使用寿命，绝大部分的热量直接加热井液，热效率高。缺点是单相运行，影响电网平衡。

设计原则。与空心抽油杆三相加热电缆加热技术类似，首先按日产液量、实测井温梯度和凝固点确定需要提高的温度和加热的长度（电缆或空心抽油杆长度），然后按公式求出所需功率。再按公式计算所需电流。

（3）空心抽油杆过泵电热采油法：

这种工艺是将上述电热的供电电缆通过电路连接器与泵下加热器、空心泵、空心抽油杆构成电回路，实现电热转换，对井内流体进行加热。原理如前所述。其工艺特点是：

由于采用空心泵，可以提高泵内、泵下和井眼附近油层温度，减小流动阻力，增强供油能力，提高泵效。

由于空心抽油杆穿越深井泵，因而加热深度较深。

（四）自控温伴热电缆采油

自控温拌热电缆是一种能根据环境温度自动调整其发热功率，从而保证加热处的设计温度达到要求的一种新型电缆。在80 年代曾进口美国瑞侃（Raychem）公司的伴热电缆系统，其中用于井下油管自控伴热的为RETRO －TRACE 系列。我国胜利油田和芜湖科华研究所在90 年代合作研制了SW 型自控温油井伴热电缆，也取得油田应用的良好效果。从而为高凝油开采提供了一种新的举升配套工艺方法。下面对伴热电缆的结构、特性、工作原理和在油田的应用做简要介绍。

1．瑞侃公司PETRO－TRACE 系列的基本结构和特性

（1）用于井下作业油管伴热电缆PETRO －TRACE 系列产品结构。

两条12AWG 的平行导线中间所填充的发热物质为自控性的，发热物质导线间的距离是在工厂中预先确定的。发热物质用含氟聚合物和不锈钢箔片两层外套所包裹，可防止井内液体进入加热电缆。同时，在加热电缆外用钢丝铠装，以保护下井过程中不致于破损。或还可增加加热电缆的拉力。

（2）主要技术特性：

工作电压：480～600V，3 相，4 线；最大电缆长度：1100m ；液体温度保持范围：26．7～71；线路保护：过流保护和接地漏电保护系统。

（3）质量监测：

流体试验：50％盐水，50％原油；14MPa；90气体试验：20％H2S，10％CO2在甲烷中；14MPa；932．SW 自控温油井伴热电缆的主要结构和技术参数

（1）SW 自控温油井伴热电缆主要由1～6mm2导电母线和自控温伴热线等部件组成。

（2）其主要技术参数为：

伴热电缆长度：800～1000m ；工作电压：380V／600V；最高维持温度：70±5；承受温度：－45～90；公称功率：25～45W／m 。

3．自控温伴热井下加热电缆工作原理

PETRO－TRACE 和SW 自控温伴热电缆的工作原理基本一致。主要为两根相距约10mm 的平行导线，其间充填半导电的塑料层，其中黑点所示为塑料内的加热元件。电流由一根导线经塑料充填层流向另一根导线。当温度低时，塑料充填层的微分子收缩使导电线路接通，电流可以大量通过，从而使温度升高，而当温度逐渐升高时则塑料的微分子逐渐膨胀而将导电线路部分切断，从而使通过的电流减少，使温度有所降低。一旦温度超过设计最高温度，引起塑料微分子大量膨胀，几乎将所有导电线路全部切断时，电流大幅度减少使温度大大降低。这样由于自控温伴热电缆的加热是自控作用，可以始终保持井下设定流体温度。使油流温控制在所需温度，确保油流畅通。

4．自控温伴热电缆的现场应用

自控温伴热电缆，在自喷井或抽油井均可使用。用法是将此电缆捆绑在油管外面，与下电潜泵作业一样，下至设定的井深，井口装一专用带孔井口，可将电缆头引出与地面控制板联结通电即可。引进的和自制的自控温伴热电缆曾在大港、胜利、辽河、吐哈、江苏、青海等多个油田试验和应用，起到了保持设计井下流体温度、延长清蜡周期、增加原油产量的作用，使一批不能正常投产的高凝油油井投入正常生产。

（1）伴热电缆的选择和设计：根据所需加热油井的产量、井温和其他有关的资料和数据，以及按照原油性质，通过计算确定。

原油从井下流到井口热损失；

根据结蜡点的深度确定伴热电缆下入深度

；确定井筒井下和地面需保持的温度；

查找伴热电缆的特性曲线确定电缆型号。

（2）伴热电缆的应用效果：

按设计要求下入伴热电缆后，可以保持设计的井筒温度，确保高凝油在井筒内的流动温度高于析蜡温度。原油在井筒中的流动温度剖面。通过现场试验这种工艺具有明显效果。如大港小集等油田6 口井下瑞侃自控温伴热电缆后，井口出油温度上升15 ～22，抽油机负荷下降，日增产油1．0 ～14．3t／d，伴热电缆电流35～58A，工作电压310～350V，功率27～32kW ，日耗电600～800kW·h。SW 自控温伴热电缆在1993～1995 年共在胜利等油田下井23 口，累计增油1．8×10t，吐哈油田下井7 口，油井一直正常生产。均取得了明显的经济效益。在使用中，存在的主要问题是如何做好电缆的保护工作，特别是下电缆时与下油管速度的同步，以免将电缆拉坏。

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