塔河稠油机采井泵下尾管长度计算与敏感性分析

丁雯*，彭振华，张园

（中石化西北油田分公司是石油工程技术研究院，新疆乌鲁木齐，830011）

塔河稠油机采井泵下尾管长度计算与敏感性分析

丁雯*，彭振华，张园

（中石化西北油田分公司是石油工程技术研究院，新疆乌鲁木齐，830011）

本文通过对塔河油田稠油机采井建立环空掺稀井井筒流动模型，模拟计算掺稀后井筒压力场、温度场、粘度场等参数，并对影响尾管深度的产液量、掺稀比、气液比、掺稀深度等相关参数进行了敏感性分析，最终找到影响井筒掺稀效果的主要影响因素，优化了泵下尾管的最佳长度，改善了掺稀后井筒的流动状态，提高了掺稀效果，达到了提高稠油动用与有效节约稀油的目的。

稠油；机采井；掺稀降粘；泵下尾管；塔河油田

引言

塔河油田主要以缝洞型碳酸盐岩油藏为主，油层深度在6500 m以下，地层压力在63 MPa，地层温度120℃，流体性质复杂，主要包括中质油、稠油、超稠油，粘度变化较大。开采模式为初期自喷、后期转人工举升，现有人工举升工艺主要为有杆泵、潜油电泵，其中稠油机采井现有558口，占总机采井数的41.8%，稠油机采井年贡献产量290.1万吨，占分公司稠油产量82.9%，随着稠油区块能量逐步递减，稠油机采井必将成为塔河稠油动用最主要的生产方式。

塔河油田稠油井生产主要采用环空掺稀降粘工艺（图1），为了加深掺稀点深度，一般采取泵下加长尾管工艺，提高掺稀混配效果。因此，优化泵下尾管长度及相关生产参数，对提高稠油井储量动用与降低掺稀比，具有十分重要的意义。

图1 环空掺稀降粘工艺示意图Fig.1 Schematic diagram of annular blending dilute viscosity reduction process

1 环空掺稀井井筒计算模型的建立

通过调研与分析目前生产现状，稀稠油在混配段的流动规律较为复杂，为了更好地模拟井下流动状态，特做如下假设：

1）将整个井筒的流体假设为分散介质的多相流，每个微分井段内的气体以大小相等的气泡均匀分布，并且为刚性流体；

2）掺稀后混合液的分布是均匀的且为稳态相；

3）环空掺入的流体在掺入段上部均匀分布，井底产出流体在与掺稀液混合前同样均匀分布；

4）为了较好的进行敏感性分析，对影响因素分析时主要考虑压力、温度、粘度等，其他次要影响因素进行忽略，从而简化计算模型。

本文以电泵井为例进行尾管悬挂的优化和计算，将整个井筒划分为如图2所示的各段。

图2 电泵井压力场与温度场模拟Fig.2 Simulation of pressure field and temperature field in electric pump well

对井筒按照各个节点进行分析（如图2），分为井口-泵-电机-尾管，然后对井筒温度、压力、粘度进行迭代计算，分别如下：

1）井筒压力场模拟计算

多相管流的压力梯度包括：因举高液体而克服重力所需的压力势能、流体因加速而增加的动能和流体沿管路的摩阻损失，其数学表达式如下：

2）井筒温度场模拟计算

根据电潜泵油井井身结构情况，将电潜泵油井井筒简化分为：井底至尾管底部、电机段、电机顶部至泵吸入口、潜油电泵、泵出口至井口五段。假设电潜泵油井井筒中的传热是稳态传热且只沿井筒径向向地层传热，忽略井深方向的传热；忽略井筒中流体比热容的变化，不考虑油套管、水泥及环空流体的热容量；电机、潜油电泵为点热源；电机、电缆、潜油电泵的发热及耗损全部用于流体的增温；电缆是均匀的；油井产量恒定；泵吸入口至动液面段为纯油柱。

3）井筒粘度场模拟计算

井筒流体的粘度沿井筒不断变化，其变化规律与流体的性质、掺入稀油量、稀稠比、井身结构、储层性质、油管柱结构、各种管材性质等众多因素相关。研究结果表明，大部分原油的粘温关系服从指数规律，可用式2表示：

2 泵下尾管长度的敏感性分析计算

优化与计算的主要技术思路：掺稀井筒模型的基础上，通过对井筒压力场、温度场、粘度场进行模拟分析，并对不同产液量、不同掺稀比、不同气液比、不同掺稀深度进行敏感性分析，从而最终找到影响井筒掺稀效果的主要影响因素，最终确定泵下尾管的最佳深度。

1）井筒内流体流态模拟

由图3可以看出，通过模拟不同气液比下的井筒流态，井筒中主要呈泡流、泡流-段塞流的过渡流与段塞流。

图3 掺稀后的井筒流态分布图Fig.3 flow pattern of wellbore after dilution

2）井筒内压力场模拟分析

假设掺稀油管脚深度为5000m（掺稀油密度ρ=0.90g/cm3），生产层段深度为6000m（掺稀油密度ρ=1.0g/cm3），则按照均匀流态考虑，100m的深度生产压差相差0.1MPa，因此得出以下结论：

（1）当井口套压为0时，根据塔河油田实际，默认为动液面在井口，按照 6000m井深，此时粗略计算井底压力为52.9Mpa（ρ=0.90g/cm3），掺稀混合段虽然呈现段塞流，但是压力分布较为均匀，掺稀比、气液比、产液量对井底压力影响不大；

（2）当井口套压不为0时，井底的压力主要取决井口套压的大小，按照井口套压2Mpa为例，粗略计算井底压力为54.9Mpa（ρ=0.90g/cm3），同样受掺稀比、气液比、产液量对井底压力影响不大。

3）井筒温度场模拟计算

选取塔河稠油井基础数据进行模拟计算结果如下：

表1 掺稀后的井筒温度场计算数据表Table 1 calculation data of wellbore temperature field after dilution

图4 单井掺稀后的井筒温度分布曲线Fig.4 wellbore temperature distribution curve after dilution of single well

4）不同掺稀比及温度下的粘度敏感性分析

通过现场数据对不同掺稀比的混合油样进行粘温拟合，关系如表2所示：

图5 不同掺稀比下的井筒粘度分布曲线Fig.5 wellbore viscosity distribution curve under different dilution ratio

表2 混合油粘度随温度及注采比变化数据表Table 2 data of viscosity of mixed oil versus temperature and injection production ratio

由表2与图5可以看出，通过模拟不同掺稀比与井筒温度下的井筒温度与粘度曲线，井筒混合液的粘度主要受井筒温度影响较大，即掺稀比一定的情况下，温度越高，粘度越小；温度一定的情况下，掺稀比越高，粘度越小。因此，通过井筒温度敏感性分析与计算即可得到泵下尾管的最佳深度。

5）尾管长度的计算与优化

假定泵挂深度为3000m，通过模拟不同产液量、不同气液比与、不同掺入温度、不同井身结构、不同掺入深度下的井筒温度与粘度可以得出如下结论表格（敏感性分析部分详见表3-表8）：

表3 95/8＂套管、掺稀温度60℃尾管下深优化表Table 3 9"5/8" casing and dilution temperature 60 hour tail pipe depth optimization table

表4 95/8＂套管、掺稀温度70℃尾管下深优化表Table 4 9"5/8" casing and dilution temperature 70 hour tail pipe depth optimization table

表5 95/8＂套管、掺稀温度80℃尾管下深优化表Table 5 9"5/8" casing and dilution temperature 80 hour tail pipe depth optimization table

表6 7＂套管、掺稀温度60℃尾管下深优化表Table 6 7"casing" and "dilution temperature 60" tail pipe depth optimization table

表7 7＂套管、掺稀温度70℃尾管下深优化表Table 7 7"casing" and "dilution temperature 70" tail pipe depth optimization table

表8 7＂套管、掺稀温度80℃尾管下深优化表Table 8 7"casing" and "dilution temperature 80" tail pipe depth optimization table

4 结论与建议

通过分析与模拟计算可以看出

（1）地层产液量越大，掺稀比越高，泵吸入口的温度越高；

（2）同样产液与掺稀比情况下，气液比越大，泵入口处的温度越低。

（3）井口掺稀油温度越高，泵入口处的掺稀温度越高；

（4）对比7″回接至井口与9-5/8″未回接的油井可以看出，同样条件下7″回接的油井泵入口温度较9-5/8″未回接的油井温度低。

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Calculation and Sensitivity Analysis of Tail Pipe Length of Pump for Heavy Oil Production Well in Tahe

DING Wen*，PENG Zhenhua，ZHANG Yuan
(Sinopec Northwest Oilfield Company is Petroleum Engineering Technology Research Institute,Xinjiang Urumqi,830011,China)

Based on the Tahe oilfield pumping annulus established diluting wellbore flow model,numerical simulation of wellbore pressure field,temperature field and viscosity field parameters of doped thin,and the depth of the tail tube affect the liquid producing capacity,blending ratio,gas-liquid ratio,mixing depth and related parameters for sensitivity analysis finally,find the main factors affecting wellbore diluting effect,optimize the pump optimal length of the tube under the tail,improve the flow state after diluting the wellbore,improve the mixing effect,to improve the use of heavy oil and light oil to effectively save.

Heavy oil; machine production well; dilution and viscosity reduction; pump tail pipe; Tahe Oilfield

TQ113.26

A

1672-9129(2017)04-0205-04

丁雯,彭振华,张园.塔河稠油机采井泵下尾管长度计算与敏感性分析[J].数码设计,2017,6(4):205-208.

Cite：DING Wen,PENG Zhenhua,ZHANG Yuan.Calculation and Sensitivity Analysis of Tail Pipe Length of Pump for Heavy Oil Production Well in Tahe[J].Peak Data Science,2017,6(4):205-208.

10.19551/j.cnki.issn1672-9129.2017.04.052