高凝油井筒温度分布的影响因素

陈　曦，王常斌，郭道宏，蔡　亮，于　涛

（1．东北石油大学石油工程学院，黑龙江　大庆163318；2．中国计量学院　计量测试工程学院，杭州310018；3．辽河油田公司沈阳采油厂，辽宁　新民110316）①

高凝油井筒温度分布的影响因素

陈曦1，王常斌2，郭道宏3，蔡亮1，于涛1

（1．东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆163318；2．中国计量学院计量测试工程学院，杭州310018；3．辽河油田公司沈阳采油厂，辽宁新民110316）①

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。

高凝原油；隔热油管；温度分布；影响因素

高凝油流动性差，属黏塑性非牛顿流体，对温度有较强的敏感性［1］，如温度增加8～9℃，黏度可减少一半［2］。高凝油的这一特点使得稠油热采技术成为世界上提高稠油采收率实际应用规模最大且效果最好的开采技术［3］。沈阳油田是国内最大的高凝油生产基地，主要采用井筒拌热举升工艺开采，但该工艺能耗较高［4］。随着油井进入中、高含水期，油、水在井筒中处于分离状态；低能耗采油工艺的研究进入一个新的阶段，而冷采的技术关键是保证高凝油从井筒到地面的全过程温度高于凝固点［5］。

1　数学模型

1．1 井筒温度场控制方程

假定井筒内的传热方式为传导和对流换热，井筒内流体为连续介质；应用连续介质中的能量方程，可得生产油井井筒内的温度场在二维柱坐标系下的控制方程为［6］

式中：λ1为流体的导热系数，W／（m2·℃）；ρ1为流体密度，kg／m3；vz为流体沿井筒向上的运动速度，m／s；T为温度，℃；z为轴向坐标；r为径向坐标；t为时间，s；c1为流体热容量，J／（mol·℃）。

由于靠近井底的一层围岩对应的井筒内的流体没有流动，所以没有对流传热［7］，故将井筒内这一段温度场的传热看成只有导热过程的传热。这一段温度场的控制方程为

1.2 井轴温度场控制方程

由于井轴处的情况较为特殊，为绝热边界条件，

生产油井井筒内井轴处温度场的控制方程为

与底层围岩对应的井筒内井轴处温度场的控制方程为

稳态传热是指温度场不随时间变化的物体内部所进行的热传递过程，基本假设条件是：在任一时间内，通过每个热阻的热量都相等，总温降等于各个热阻温降之和［8］。地层流体在进入井筒以后，在垂直举升的过程中，注入流体、产出液和地层之间要不断进行热量交换，最终达到稳定状态，假设油井井筒中流体与流体及流体与地层之间的热传递过程为稳态传热过程，井筒单元径向热流量Qs与油管中产液温度To和套管外水泥环、地层交界面之间温度Th的差值（To－Th）成正比，也与该单元段长Δl形成的油管外表面积（2πDtoΔl）成正比，即：

式中：Qs为热流量，W；Dto为油管外径，m；Ut为油管中流体与水泥环上表面的总传热系数，W／（m2·℃）；To为油管中流体的温度，℃；Th为套管外水泥环、地层交界面之间温度，℃。

通过井筒管壁、套管壁及水泥环的热流是以热传递方式发生的［9］，根据多层圆筒壁传热原理可得相应的热流量方程。

通过油管壁的热流量：

式中：Dti为油管内径，m；Tt1为油管内壁温度，℃；Tto为油管外壁温度，℃；λtub为油管导热系数，W／（m·℃）。

通过套管壁的热流量：

式中：Dco为套管外径，m；Dci为套管内径，λcas为套管导热系数，W／（m·℃）。

通过水泥环的热流量：

式中：Dh为井径，m；λcem为水泥环导热系数，W／（m·℃）。

整个井筒传热系统的温度变化可表示为

由稳定传热假设［10］，式（6）～（8）中的Qs应相等，将方程式中的温度带入式（9）可得：

单位面积井筒总传热系数可表示为

式中：hf为油管中流体与油管壁间的传热系数，W／（m2·℃）；hr为环空流体辐射传热系数，W／（m2·℃）；hc为环空流体对流传热系数，W／（m2·℃）。

2　影响因素分析

2．1 产液量的影响规律

油井产量对井筒温度有很大的影响。产量高，流速就高，单位时间内补充的热流量就大，井筒温度就高。为研究流量对井筒温度分布的影响规律性，根据井筒传热模型，在其他条件相同的情况下，计算了5个产量值的井筒温度分布，产液量对于井筒温度分布的影响曲线如图1所示，其中1000m处的拐点为动液面处，下同。

图1　产量对井筒温度分布的影响

由图1可见，产液量对井温分布的影响很大，是影响井筒温度的重要因素。此外，在不同深度处产液量对井筒温度的影响是不同的，越是接近井口，产液量的影响越重要。因此，提高油井产量，井口温度大幅升高。

2．2 含水率的影响规律

含水率的影响表现在油水混合物的水当量上。在其他条件相同的情况下，对含水率不同的油井进行了计算，如图2所示。

计算结果表明，含水在86%～94%，含水率的增大使井筒温度有所上升，但变化幅度不大。这是因为随着含水率的增大，混合物的比热容和导热系数同时增大，使得其对于井筒温度的影响相互抵消。

2．3 动液面的影响规律

高凝油的举升工艺采用有杆泵采油。以动液面为界，在同等条件下，由于动液面上下的传热条件不同，必将影响井筒的温度分布；动液面位置对井筒温度分布的影响如图3所示。

图2含水率对井筒温度分布的影响

图3　动液面位置对井筒温度分布的影响

由图3可见，动液面位置不同，对井筒温度分布的影响很大；随着动液面深度的增加，井筒温度升高。这是由于动液面的存在，在油、套环形空间中存在一定高度的油水混合物，由于液体的导热系数远大于气体，使得在动液面以下管段比动液面以上管段的传热量大，因此，动液面高度越高，井筒温度越低。

2．4 隔热油管导热系数的影响规律

油田中油管的种类繁多，各油管的导热系数也不尽相同。在其他条件相同的情况下，本文采用5种导热系数的油管计算其下入时的井筒温度分布情况，计算结果如图4所示。

图4　保温管的导热系数对井筒温度分布的影响

由图4可见，隔热油管导热系数对于井筒温度分布的影响较大，随着保温油管导热系数的减小，井筒温度升高；这种影响在导热系数为0．05W／（m·℃）以下时更为明显，随着导热系数的减小，井筒温度变化趋势变大。

2．5 隔热油管下入深度的影响规律

隔热油管下入深度不同，井筒的温度分布就不同，井口的剩余温度也将有很大的差别。对不同保温管下入深度下的井筒温度进行分段计算，控制其他条件不变，井筒温度如图5所示。

由图5可见，隔热管的下入深度对井筒温度分布的影响非常大。随着隔热管下入深度的增加，井筒的温度明显上升，这也是高凝油实现常规冷采的重要因素。

图5　隔热管下入深度对井筒温度分布的影响

3　实例计算

为验证计算模型的准确性，对辽河油田沈阳采油厂的10口油井进行计算，其中D ti＝62mm，D to＝73mm，D ci＝127．3mm，D co＝139．7mm，λtub＝0．03W／（m·℃），λcem＝0．9W／（m·℃），其他参数根据各井实际情况选取，计算结果及现场实测温度值如表1所示。

由表1可知，选取的计算模型及各项参数符合辽河油田沈阳采油厂的实际情况，计算与实测的平均误差为4．3%。

表1　实验井井口实测温度与计算温度

4　结论

1） 产液量对产出液温度的影响较大。产液量越大，产出液温度越高。

2） 含水率对产出液温度的影响极小。但总体趋势是随着含水率的增大产液温度升高。

3） 动液面深度对产出液温度的影响较大。随着动液面深度的增加，产出液温度明显上升。

4） 隔热油管的导热系数是影响产出液温度的重要因素。保温管导热系数越小，产出液温度越高，沈阳采油厂选用的C级保温管保温效果较好。

5） 隔热油管的下入深度对于产出液温度的影响非常大，是实现常规冷采的重要因素。

6） 选取的计算模型及相关参数符合辽河油田的实际情况，为辽河油田沈阳采油厂高凝油常规冷采提供参考。

［1］ 夏洪权，李辉，刘翎，等．稠油拐点温度测算方法研究［J］．特种油气藏，2006（6）：49－51．

［2］ 谭克，王帅，曹放．稠油、超稠油热采技术研究进展［J］．当代化工，2014（1）：9799．

［3］ 庞永鑫．浅析现行主要稠油热采技术及发展趋势［J］．中国石油和化工标准与质量，2013（7）：159．

［4］ 王立军．沈阳油田采油工艺发展及工艺措施方向［J］．特种油气藏，2005，12（增刊）：6670．

［5］ 张琪．采油工程原理与设计［M］．东营：中国石油大学出版社，2003．

［6］ Kaviany M．Principles of heat transfer［M］．New York：John Wiley＆Sons，Inc．2002．

［7］ 任瑛，梁金国，杨双虎．稠油与高凝油热力开采问题的理论与实践［M］．北京：石油工业出版社，2001．

［8］ 唐晓东，陈广明，王治红，等．注空气开采海上稠油井筒传热模型研究［J］．特种油气藏，2009（1）：8791．

［9］ Jakob M．Heat transfer［M］．New York：John Wiley＆Sons，Inc．1949．

［10］Patankar S V．传热与流体流动的数值计算［M］．张政译．北京：科学出版社，1984．

①

Influence Factors of Wellboretemperature Distribution of High Pourpoint Oil

CHEN Xi1，WANG Changbin1，GUO Daohong2，CAI Liang1，YU Tao1
（1．College of Petroleum Engineering，Northeast Petroleum University，Daqing 163318，China；
2．College of Metrological and Measurement Engineering，China Jiliang University，Hangzhou 310018，China；3．Shenyang Oil Production Plant，Liaohe Oilfield Company，Xinmin 110316，China）

Wellboretemperature distribution is an important parameter in feasibility study of cold production of high pourpoint oil．The wellboretemperature distribution model in conventional cold production of high pourpoint oil was established by using the basic theory of heat transfer and twophase flow as well as the law of conservation of energy．On this basis，the liquid production，water cut，thermal conductivity of heatresistant tube，setting depth of heatresistant tube and working fluid level position in order to find the effects of them on wellboretemperature distribution were studied．The results show that liquid production，thermal conductivity of heatresistant tube，setting depth of heatresistant tube and working fluid level position have great influence on wellboretemperature distribution，while water cut makes no difference basically．The results above can be offered as a reference for conventional cold production process of high pourpoint oil．

high pourpoint oil；heatresistant tube；produced fluid temperature；influence factor

TE931．2

A

10．3969／j．issn．1001-3842．2015．09．004

1001－3482（2015）09－0014－05

①2015－03－24

陈 曦（1990－），黑龙江大庆人，硕士研究生，主要从事复杂流体流动的研究，E－mail：chenxi1202179＠126．com。

2015－05－18

黑龙江省高校科技成果产业化前期研发培育项目（1253CGZH24）

任福深（1976-），男，辽宁辽阳人，教授，博士生导师，主要从事石油机械设计理论与控制研究，E-mail：renfushen ＠126．com．