海上采油井筒温度计算及隔热管柱优化设计

基于海上水平井稠油开采物理模型,考虑空气、海水及地层温度场沿垂深方向线性变化,依据能量守恒定理和传热学原理建立了井筒温度计算数学模型,以井底油温作为方程初值条件,采用四阶龙格-库塔法进行数值求解,对某海上3口油井进行了计算,计算结果与实测数据非常接近,验证了模型和解法的准确性。分析了油井产量、含水体积分数、油管导热系数和下入深度等参数对井口油温的影响。以隔热油管下入深度最低为目标,以产液温度不低于防蜡温度为约束条件,建立了隔热管柱优化设计模型,并引入试射法对优化模型进行求解,结果表明模型预测精度较高。设计隔热油管下深能在用料最省的前提下提高油流温度,避免井筒结蜡,这对原油经济开采具有重要指导意义。     

井温计算及隔热油管下入深度的确定

本文根据文献[2]中提出的井温及井筒总传热系数计算方法,结合采油井下入隔热油管防蜡的情况,进一步介绍了不同井身结构下井温的计算公式及步骤,并研究了隔热油管下入深度对井温分布的影响规律,得出隔热油管下入深度与井口产液温度的回归方程式。此外,文章还给出了隔热油管用于防蜡时最佳下入深度的确定方法。     

同轴式双空心抽油杆下入深度设计方法

同轴式双空心抽油杆加热系统可有效解决高凝油井井筒易结蜡、稠油井产液黏度较高的问题,但考虑油井生产效率、开采成本及综合的经济效益,需要计算出最佳的抽油杆下入深度。以井口出油温度最优为目标,同轴式双空心抽油杆下入深度、循环水进口温度为约束条件,建立了井口出油温度C计算模型。利用该模型进行求解时,先用迭代法进行同轴式双空心抽油杆下入深度优化,然后在优化结果基础上进行抽油机载荷校核。建立的井口出油温度计算模型及同轴式双空心抽油杆下入深度确定方法,在现场13口油井进行了应用。结果表明,该方法避免了以前设计人员凭经验确定抽油杆下深的弊端,可靠性更高,且有效时率平均提高14.1百分点,既满足了生产需要又节省了油井开发成本。      

高凝原油井筒温度场影响因素研究

高凝原油由于含蜡量高、凝固点高,井筒结蜡严重,开采效果差。根据传热学基本原理,建立了高凝原油井筒温度场数学模型,并选取了潍北油田的4口生产井,对影响井筒温度场的因素进行了分析。结果表明,油井产液量、体积含水率、油管导热系数和电热杆加热功率对井筒温度影响较大,生产时间对井筒温度的影响较小;油井产液量、油管导热热阻和电热杆加热功率的增加对改善井筒结蜡状况有利,而体积含水率(乳化水)的增加对井筒结蜡具有恶化作用,井筒电热杆加热存在最优的加热参数;采取增产(如提液、压裂、注水等)、原油破乳、保温油管以及井筒电热杆加热等措施,可有效改善高凝原油的流动性,实现高凝原油的正常举升。      

东辛油田稠油举升井筒保温对策研究及现场试验

稠油在井筒举升过程中,由于热损失造成温度下降,致使其黏度迅速增大,举升负荷较大。因此,研究稠油举升中的井筒保温对策具有现实意义。基于传热学的基本原理,采用计算稠油井井筒温度场的Hansan模型,以东辛油田Y12X2X3井为例对井筒温度分布进行了计算分析,并对影响稠油井井筒温度的油管类型、油管长度和产液量等3项参数进行了优化,提出了采用长度1 000 m的D级隔热油管和普通油管组合、产液量由11 m3/d提高到20 m3/d的井筒保温措施。现场试验显示,井口温度由调整前的20.5℃升高至41.5℃,井深1 000 m以浅井段原油黏度大幅度降低,原油流动性增强,有杆泵充满程度增加,泵效提高了47%。研究结果表明,采用稠油井筒温度场计算模型能准确描述井筒温度的分布情况,并能有针对性地制订稠油井井筒保温措施。      

隔热套管下入深度对天然气水合物的抑制分析

针对井筒天然气水合物堵塞难题,采用隔热套管到深水气井中可减少海水以及地层与井筒的传热,也能实现井筒流体保温,降低天然气水合物生成风险。国内隔热油管一般适用于稠油热采中提升稠油温度,因隔热套管价格昂贵且过多层位隔热套管会引起强度不足,导致测试失败。因此精准确定隔热套管的下入深度可以极大地减少开采成本,最大化地实现井筒保温。在套管微元体迭代求解数值方法下,得到套管最佳下入深度的离散解,保证了最佳下入深度的收敛性。以我国南海Y气井建立的深水气井为研究对象,对天然气水合物的形成井段以及温压临界条件进行了模型预测,确定了在固定的井产量下隔热套管最佳的下入深度。研究结果表明:设计优选出的E级隔热套管外径127 mm,导热系数0.006 W/(m·℃),抗拉载荷615 k N;该隔热套管下入井筒1 500 m处,可提升井筒流体温度15℃,满足井筒多产量采气要求,可以有效抑制井筒生成天然气水合物。研究内容和所得结论对于深水气井抑制天然气水合物的形成以及有效地控制开采投资具有一定的参考作用。     

保温油管海洋采油井筒温度压力计算耦合模型

生产管柱上部采用真空隔热保温油管是海洋油井提高产液温度,防止油井结蜡的有效手段,科学设计保温油管的合理下深则需要准确预测海洋采油井筒温度剖面。将产液视作气液两相流,分别建立了质量守恒、动量守恒和能量守恒模型,模型中考虑了温度和压力对原油、天然气和地层水热物理性质的影响,井斜角对换热和压力降的影响,以及电潜泵机械能损失引起的热源。采用交错网格和全隐式有限体积法离散技术,建立了适合于海洋生产井筒温度场和压力场耦合求解的数值方法,保证了模型求解的稳定和收敛。利用所建立的模型对1口海洋油井进行了井筒温度分析和保温油管下深设计,结果表明,模型预测精度高（相对误差为0.46%）,设计保温油管下深能有效地提高油流温度,避免油井结蜡。     

稠油井内衬保温油管热损失分析及开采参数优化

针对塔河油田稠油开采过程中原油热量损失大、资源浪费的问题,开展内衬保温油管开采技术研究。基于井筒稳态热传递与地层非稳态热传递理论,建立了稠油井井筒热传递数学模型,评价了不同内衬材料油管的保温性能,揭示了含水率、日产液量及内衬保温油管下深对井筒温度的影响规律。研究表明：内衬聚酮防腐层与气凝胶保温层的保温油管保温性能最佳,日产液量和保温油管下深对井口温度影响较大,含水率对井口温度的影响较小;日产液量大于72 t/d且保温油管下深大于3 500 m时,可满足稠油开采的温度要求。该研究明确了内衬保温油管保温的可行性,可为油田保温油管内衬的选材、稠油开采工艺参数的制订提供技术依据。     

含蜡油井内部温度场的数值模拟分析

对于含蜡油井,控制油井出口温度是防止管壁结蜡,提高油井开采效率的有效措施之一.为了研究涂层在油井保温防蜡方面的作用,需要对井筒内部温度场进行模拟计算,以获得保温涂层所需的导热系数和涂覆厚度.基于油管材质、内外径、热膨胀系数、导热系数、原油流速和对流换热系数等,利用Landmark软件对油管内流动温度场进行计算,获得保温涂层的最佳涂覆位置.结合涂层保温效果模拟数据,优化保温涂层导热性能、厚度和最佳涂覆长度,最终实现油管出口温度大于结蜡凝固点温度,大大提高了原油的传输效率.     

井口油水混合物温度计算及影响因素

在考虑大地温度场沿深度方向线性变化的基础上,建立了采油井筒径向稳态传热、轴向非稳态传热的物理模型及数学模型,并进行了简化,给出油水混合物沿井筒轴向的温度变化规律。结合大庆油田,对不同参数下的井筒出口油水混合物温度进行了计算,分析了井深、油管尺寸及油井产液量对出口油水混合物温度的影响,并对油管是否旋转对计算结果的影响进行了对比分析。