尚宝兵,李俊飞,吴华晓 马骏,方涛
(中海石油(中国)有限公司天津分公司,天津 300459)
目前,海上油田90%以上的油井均采用潜油电泵举升。生产过程中,潜油电泵的电机散热将会对井下流体的温度产生明显影响[1,2]。此外,油井产液从井底流到井口的过程中,要经历地层段、海水段和空气段[3~7],目前在计算过程中大多只考虑了地层段散热对井筒温度场的影响,导致预测误差较大。为此,笔者基于海上油田实际的油井井身结构,并考虑了电机散热对流体温度的影响,建立了适合海上油田的井筒温度场预测模型,并以实际井为例进行了分析。
图1 海上油井井筒热阻构成
井筒向周围环境传热时,由内向外需要依次克服油管壁、环空、套管壁和水泥环等介质产生的热阻。这些不同介质产生的导热热阻,形成了井筒的总导热系数[8~10]。针对常见的海上油井井身结构,其井筒热阻组成如图1所示。
单位管长的总导热系数即为各串联热阻总热阻的倒数:
(1)
式中:Rti、Rtube、Ran、Rcas、Rcem、R6分别为井筒内流体与油管的对流换热热阻、油管壁导热热阻、油套环空热阻、套管壁导热热阻、水泥环导热热阻、环境导热热阻,(m·℃)/W;KL为总导热系数,W/(m·℃)。
各热阻计算方法如下:
(2)
(3)
(4)
(5)
(6)
井筒外环境为地层时:
(7)
井筒外环境为空气或海水等流体:
(8)
f(τ)为与时间有关的函数,在Chiu等人的模型中,给出了f(τ)的经验表达式:
为了简化复杂的井下情况,井筒温度场计算时作了如下假设:①井底产液温度、流量保持不变;②从井筒到水泥环的热传递看作为一维稳定传热,水泥环外缘至地层看作为一维不稳定传热;③潜油电泵的电机看作为点热源,发热全部用于流体的增温;④井筒和地层中都只考虑径向传热,不考虑沿井深方向的传热;⑤原油在油管中流动摩擦而产生的热量忽略不计。
1.2.1井底至电机底部温度场分布
流体靠自身能量从井底向上流至电机底部的过程中,其向周围地层散热,井筒内温度逐渐降低。根据能量守恒定律[10~12],得到产液温度分布的数学模型为:
KL(te-t)dl-(Go+Gw)gdl=Wdt
W=GoCo+GwCw
该项目施行先打钢护筒,后回填棱体旋挖钻孔的方法,即加快了施工进度,又获得了良好的经济效益和社会效益,希望能够对类似项目的施工有所帮助。
(9)
式中:t、te分别为井筒中产液的温度、地层温度,℃;l为井底至井中某一深度的垂直距离,m;Go、Gw分别为产出原油和水通过油管的质量流量,kg/s;W为水当量,W/℃;Co、Cw分别为产出原油和水的比热容,J/(kg·℃);g为重力加速度,m/s2;
1.2.2潜油电机段增温计算
潜油电机发热使其周围流体升温Δt。根据能量守恒定律:
(10)
式中:Δt为电机发热使流体产生的温升,℃;Nm为电机输入功率,kW;η为电机效率,1;C为流体比热,kJ/(kg·℃);Q为产液的质量流量,kg/s。
则经过电机加热后,流入泵入口的流体温度为:
ti=tb+Δt
(11)
式中:ti、tb分别为电机加热后的流体温度、电机加热前的流体温度,℃。
1.2.3泵至井口的温度场分布
在泵至井口段的温度场分布计算中,忽略电缆散热等因素的影响下,其数学模型与式(9)相同。
在计算井筒温度场分布时,需要进行多次的迭代计算,其具体的步骤如图2所示。
以海上油田某井为例进行了计算分析。该井井深2070m,原始地层温度78℃,地温梯度0.36℃/m。有关的热力学参数取值为:油套管导热系数45W/(m·℃),空气导热系数0.03W/(m·℃),海水导热系数0.66W/(m·℃),地层导热系数1.75W/(m·℃)。模型中空气温度取冬季最低温度-20℃,海水温度-2℃,泥线温度4℃。隔水导管下至泥面以下50m,表层套管下至泥面以下300m,生产套管下至井底。油田海水深度约20m,空气段高度约25m。油井目前日产液量140m3,含水率52%,生产气油比16m3/m3,潜油电泵下深1500m。
利用建立的井筒温度场数学模型,计算得到了沿井深的温度场分布,结果见图3。可以看到,当油井产液流经潜油电机时,由于电机的加热作用使井筒中的流体温度升高约3℃,井口产液温度略有升高。由于空气段和海水段的井筒总导热系数更大,使得油井产液流经井口时的温降速率更快。通过所建立的模型,预测的井口产液温度结果与实测结果误差为6.3%,比不考虑电机加热影响时的预测精度更高。
图2 井筒温度场计算流程 图3 井筒温度场计算结果
利用建立的井筒温度场计算模型,进行了温度场影响因素的敏感性分析,结果见图4。从计算结果可知,产液量对井筒温度场分布影响明显。当产液量增大时,一方面由于电泵加热效应引起的增温幅度减小;但此时另一方面井筒中的产液流速增快,其从井底流到井口所需时间大大减少,使得最终的井口温度明显升高(图4(a))。当油井含水率升高后,由于水的比热容更大,即在释放相同热量时水降低的温度较小,导致产液温度升高(图4(b))。通过计算分析采用普通油管、C级(导热系数0.02~0.04W/(m·℃))、D级(导热系数0.006~0.02W/(m·℃))和E级(导热系数0.002~0.006W/(m·℃))隔热油管后的井筒温度场分布(图4(c)),可以看到采用较低导热系数的隔热油管有利于增大导热热阻,减少井筒向周围环境的热交换,提高产液温度,这也是目前部分高凝原油油井采用隔热油管保温生产的基本原理。
图4 井筒温度场影响因素敏感性分析
1)基于海上油井实际的井身结构建立了井筒温度场数学模型,模型中考虑了空气段、海水段对井筒总导热系数的影响,以及电机加热造成的产液温升,计算得到的井口产液温度与实际监测温度较为接近,提高了井筒温度场预测精度。
2)通过敏感性分析可知,产液量、含水率和油管导热系数是影响井筒温度剖面的几个重要因素。产液量升高,流体温降减缓,产液温度升高;含水率升高,井口温度趋于升高;油管导热系数对产液温度影响明显,采用隔热油管可有效减少井筒热损失,大大提高产液温度。