隔热保温防磨油管下入深度确定方法

隔热保温防磨油管广泛应用于高凝原油开采,但其价格昂贵,准确计算其在油井的下入深度既可以实现保温效果的最大化,又能够有效控制材料成本,提高高凝、高含蜡油井开采效益。为此,以某隔热保温防磨油管为例,依据质量守恒定律、动量守恒定律和能量守恒定律,将油井产液看作气液两相流,建立了油井井筒温度场控制模型和井筒传热模型,开展了隔热保温防磨油管下入深度研究。通过对比多种计算方法,得到计算结果与现场实际很接近的迭代求解数值方法,保证了模型的收敛和稳定。B-2D井的应用结果表明:模型计算结果与生产现场测试结果相对误差为2. 12%; 30余口油井应用后平均节约225 m保温隔热防偏磨油管,平均井口温度提高18. 3℃,油井井口回压平均降低0. 42 MPa。建立的油井井筒温度场控制模型和井筒传热模型不仅可用于自喷井保温油管的下入深度计算,也可以为水合物形成、注氮气或注蒸汽工艺参数设计提供依据。     

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。     

保温隔热油管在地面常温集油工艺中的研究与应用

为了有效利用油田的地热资源,实现油田地面常温集输,进行了保温隔热油管技术研究。该技术是在普通油管外壁包裹一层保温材料及保护层,充分利用地层热能,减少原油在举升过程中的热能损失,提高井口出油温度。在井口温度提高的同时,结合地面工艺简化优化,按照对井组远端井升温串接低温井的原则,筛选单井进行分析计算并应用,历经了理论研究、先导试验、示范区建设等阶段,该技术现已成熟应用12口井,井口温度平均提高14.9℃,对应的地面井组实现了常温集输进站,取消了原先的三管伴热工艺流程,年节约燃料油800 t。保温隔热油管的成功应用,实现了油井不洗井、不使用化学药剂清防蜡的日常维护方式,地面常温输送进站的工艺变革,对油田全生命周期低成本高效环保开采具有重要意义。     

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。      

留北油田地面常温集输工艺优化设计

为了有效利用油田的地热资源,实现油田地面常温集输,研究应用了复合隔热内衬油管技术,该技术是在D89 mm油管内衬一层隔热材料和防偏磨材料,达到降低井筒举升过程中的热能损失,提高井口温度的目的。在留北油田设计应用了17口井,井口温度平均提高12.8℃,对应的地面井组实现了常温集输进站,取消了原三管伴热工艺流程,年节约燃料油1672.31 t,降低了加热炉的燃料油消耗和污染排放。     

红河油田注CO_2井筒及油层温度场分布研究

在注CO_2提高原油采收率的过程中,注气井井筒及油层温度场分布是影响注CO_2效果的主要因素之一。结合注CO_2井筒及油层温度场分布模型对红河油田注CO_2井筒及油层温度分布进行了研究,对影响井筒及油层温度场分布的因素进行了分析。结果表明:注CO_2过程中,井口注入温度和注入压力对井底温度和油层温度场分布几乎没有影响;井口日注入量越大,注入时间越长,井筒温度和油层温度越低,CO_2波及到的油层范围越大。为保证红河油田注CO_2的效果,现场试验中总注入量应该有一个合适范围,井口日注入量应控制在30 t以内,采用3Cr防腐蚀油管可有效防止注CO_2对管材腐蚀。     

Huate Mer A海上稠油油田电缆加热降黏技术研究

稠油黏度大,流动性差,对温度敏感性强,给石油开采带来了一定的难度。中海油在刚果(布)的海上稠油油田Huate Mer A水深1 050m,该油田在海底泥线处的海水平均温度为6℃,根据试验测定的黏温曲线得知,该处稠油黏度达到了16 650mPa·s,流动性很差。根据该油田探井完井试油的要求,建立了从储层到水面的井筒温度分布模型;分析了油井产量、保温油管型号、电加热功率以及保温油管和电加热复合使用时对稠油温度的影响,并确定了最佳加热深度。结果表明:不同的油井产量对稠油沿井筒温度的分布几乎没有影响,单一的使用保温油管或者电加热对稠油的升温降黏作用有限,采用保温油管-电缆加热的复合降黏技术对稠油的升温降黏有着显著的作用。本油田是我国首次开发的国外深水稠油油田,为深水稠油油田的降黏工艺的设计提供了参考。     

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。     

古城油田泌浅10区注热水热损失计算研究

为了开展古城油田泌浅10区注蒸汽开采后转热水驱试验,了解注热水沿程热损失的分布情况,开展了地面、井筒沿程各节点热损失研究,主要分析了地面管线保温层厚度、材料、不同季节、不同热水流量以及井筒隔热、注热水时间等对沿程温度的影响,提出了最佳的地面管线保温和井筒隔热参数,优选确定了四个注热水井组各节点的温度值,为下步工程方案设计提供了理论依据。     

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。     

高凝油井筒温度分布的影响因素

井筒温度分布是高凝油冷采工艺可行性研究的一个重要参数。运用传热学和两相流的基础理论,根据能量守恒定律建立了高凝油常规冷采时的井筒温度分布模型,研究了产液量、含水率、隔热油管导热系数、隔热油管下深以及动液面位置对井筒温度分布的影响。结果表明,产液量、隔热油管导热系数、隔热油管下深以及动液面位置对井筒温度分布的影响较大,而原油的含水率对井筒的温度分布基本无影响。     

降低稠油空心杆电加热能耗

通过对稠油电加热油井能耗节点分析,找出能耗影响因素,建立了井口温度与能耗模型。对王庄油田A区块油井的地面效率统计分析表明,其正常生产抽油机井的地面效率平均值为49.3%。综合考虑抽油机最大悬点载荷及总功率,认为85℃左右为该井在模拟生产条件下最节能的井口温度。由于井筒内流体流态较为复杂,受温度、压力、含水、溶解二氧化碳等多种因素影响,建议下一步开展井筒内多因素复合作用下流体物性研究,增强能耗模型的可靠性。     

海上热采井完井管柱设计技术特点分析

稠油热采对完井设计提出了特殊的要求。结合渤海某稠油油田的实践经验,指出了稠油热采完井设计的技术热点,建立了热采井井筒温度剖面分析模型和生产管柱热载荷伸长量的计算方法。分析了不同注热温度和油管保温措施对注热效果的影响,对注热造成的油管、筛管伸长进行了评估,为完井管柱设计采取相关的技术措施提供定量参考。通过算例表明采用保温措施能大大改善注热效果,尤其是在注热温度较高的情况下,保温措施能显著降低沿程热量损失;采用具有低传热保温效果的管柱,可以缓解伸长量增加对井口预留空间的需求。     

基于R-K-S方程的同心双管注多元热流体传热特征研究

为了解同心双管注多元热流体的传热特征,获得最优的井底蒸汽参数,基于实际气体R-K-S状态方程和质量、能量与动量守恒方程,结合经典地层内瞬态传热模型,建立了同心双管注多元热流体井筒传热数学模型。在验证模型的基础上,分析了井筒内混合汽/气典型传热特征,近井口处无接箍油管和内油管环空之间的温差较小,会导致流体热物性参数剧烈变化,但温度梯度快速趋于一致。应用该模型对非凝结气含量和注汽温度进行了优化计算,结果表明,非凝结气含量增大,井底过热度减小;随着无接箍油管注汽温度升高,井底过热度增加。研究结果表明,注汽参数对井筒内热参数分布有明显影响,现场作业时要根据井眼实际情况优选注汽参数。      

同心双管分注CO2井筒流动模型及影响因素

针对CO₂ 笼统注入过程中效率低、效果差等问题,提出了同心双管分注CO₂技术。根据热量传递原理和流体流动理论,建立了考虑CO₂相态变化的同心双管井筒流动与传热的数学模型,利用该模型研究了CO₂沿内外管环空和内油管的温度和压力分布规律,分析了井口注入量、注入温度、注入压力、内外管组合、注入层间距对CO₂在内外管环空和内油管中的流动压力和温度的影响。结果表明,在内外管井口注入参数相同的条件下,外管直径越大,内外管环空温度越高;当外油管直径不变时,内油管直径减小,内外管环空压力增加,内油管直径大小对内外管环空温度影响小;当内外管直径一定时,井口注入量、注入温度、注入层间距对内外管环空和内油管的温度、压力分布影响较大,而井口注入压力影响幅度较小。     

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。      

渤海稠油热采隔热管优选和注氮工艺优化

渤海油田热采井已进行多轮次蒸汽吞吐,优化井筒隔热技术已成为热采井注汽中关键的技术之一。目前渤海油田L油田A23井已进行了三轮次的蒸汽吞吐现场作业,其中第三轮次注汽管柱在第二轮次注汽基础上进行了优化改进,采用了4-1/2″气凝胶隔热油管注汽工艺,较A23井二轮次使用的高真空隔热油管,有效降低隔热油管每千米的热损失由14.24%降为10.21%;同时采用了环空井筒间歇注氮工艺,降低井筒环空热损,较上一轮次有效地降低了11.86%的总注氮量。通过使用气凝胶隔热油管及环空间歇注氮工艺,降低了注汽井筒热损失,有效地节约了海上热采井注汽成本。     

油田站外单管集油辅助工艺对比

为了解决部分油井无法单管输送的问题,采用PIPESIM模拟软件对不同含水率、不同集输半径和不同产液量油井的集输管线进行计算分析,同时结合各油田单管集输设计经验,得出中质原油站外系统单管集油工艺改造的技术界限,而对于达不到技术界限的油井,可以通过辅助措施实现单管集油,通过对比电磁加热器、空气源热泵、管道内置电伴热、井口气电加热器、油井保温隔热油管、地热、太阳能光热技术及井口加药等单管辅助措施的原理及工艺特点,最终确定在不同工况条件下的辅助单管集输措施,为油田站外单管集输工艺选择和优化提供了理论依据。     

半潜式平台稠油油藏测试关键技术

南海海域稠油油藏测试井普遍非自喷,常规DST测试管柱无法在半潜式平台上实现测试作业.对测试管柱、射孔工艺、工作制度及地面稠油计量处理等关键技术进行优化,研发出一套适用于半潜式平台稠油测试的螺杆泵电加热、隔热油管保温、高效轻型井口补偿系统,应用于南海X井浅层疏松稠油井测试实践中,有效提升地面井口温度至53℃,实现了油井自...     

深层稠油超临界压力注汽管柱设计

深层稠油油藏埋藏深、注汽压力高、注汽井筒热损失大，同时由于直井中隔热油管的最大下深只有1400m，目前常用的注汽管柱对于埋深超过2000m的深层稠油油藏不能实现全井筒隔热注汽，这会使注汽井筒热损失更大。为了提高深层稠油注汽井井筒隔热效果，在分析了超临界压力奈件下深层稠油注汽井的井筒热损失的基础上，研究设计了分段组合式注汽管柱，实现了深层稠油全井筒隔热注汽，井筒热损失小于8％，达到了目前1000m井深油井的井筒隔热水平；设计的注汽配套工具保证了注汽工艺管柱的安全可靠。现场试验表明，深层稠油超临界压力注汽管柱隔热效果好，安全可靠，可以保证深层稠油的注汽质量，满足深层稠油的热采要求。