姬煜晨 于繼飛 杜孝友 楊 陽 隋先富

(中海油研究總院有限責(zé)任公司)

0 引 言

油氣藏中產(chǎn)出的流體沿井筒向上流動(dòng)的過程中，隨著溫度逐漸降低、原油含蠟組分的析出和黏度不斷增加[1]，進(jìn)而導(dǎo)致流動(dòng)阻力增大，產(chǎn)量降低，其中析蠟點(diǎn)溫度和含蠟量較高的油井還可能導(dǎo)致井筒堵塞和停產(chǎn)[2-4]。以渤海油田的高含蠟油井為例，目前常用的井筒防蠟工藝主要有隔熱油管、摻熱水、電加熱及注化學(xué)藥劑等[1，5]。隔熱油管防蠟具有操作簡(jiǎn)單和管理方便的特點(diǎn)，但初期投資高，且受產(chǎn)液量等因素影響較大；摻熱水防蠟的優(yōu)點(diǎn)是可根據(jù)實(shí)際生產(chǎn)情況調(diào)整摻水量，但需配備相應(yīng)地面設(shè)備以及合適的水源；注化學(xué)藥劑防蠟適應(yīng)范圍廣，可根據(jù)實(shí)際生產(chǎn)情況調(diào)整注入量，但需在平臺(tái)增加配注系統(tǒng)。與其他幾種防蠟方式相比，電加熱防蠟工藝具有施工方便、熱效率高以及可根據(jù)實(shí)際生產(chǎn)情況調(diào)整加熱功率的特點(diǎn)。目前主要有電熱桿加熱、電纜加熱和電熱油管加熱3種方式，其中電加熱桿工藝應(yīng)用較為廣泛[6-8]。

空心桿電加熱工藝?yán)眉w效應(yīng)原理，由空心桿與單芯電纜構(gòu)成電回路的加熱機(jī)構(gòu)[9]，利用變頻電源供電，實(shí)現(xiàn)集膚效應(yīng)加熱，充分將電能轉(zhuǎn)變?yōu)闊崮埽娎|與加熱桿內(nèi)壁形成閉合電路，外壁發(fā)熱使油管內(nèi)原油溫度升高，將流體溫度提升至析蠟點(diǎn)以上[10]。該工藝的關(guān)鍵是確定合理的加熱深度和加熱功率，故必須首先確定出井筒內(nèi)的流體溫度分布。目前常用的溫度分布計(jì)算方法是基于傳熱過程和兩相流動(dòng)模型的迭代方法，計(jì)算中有關(guān)井筒中油管、套管和隔水管等的導(dǎo)熱系數(shù)均采用材料的常用值，未考慮實(shí)際井筒結(jié)構(gòu)和生產(chǎn)工況對(duì)傳熱性質(zhì)的影響；計(jì)算過程中主要依據(jù)油水兩相流動(dòng)，未考慮氣相對(duì)井筒內(nèi)傳熱過程的影響[11-12]。為此，本文提出了基于實(shí)際工況的生產(chǎn)數(shù)據(jù)與OLGA多相流模型計(jì)算結(jié)果融合的仿真分析方法，該方法可用于確定井筒穩(wěn)態(tài)生產(chǎn)過程中電加熱工藝設(shè)計(jì)方案。

1 井筒內(nèi)溫度場(chǎng)理論分析計(jì)算模型

針對(duì)海上油田典型油井的井筒內(nèi)多相流動(dòng)和傳熱過程，將井筒和周圍環(huán)境分為空氣段(井口至海平面)、海水段(海平面至泥線)、地層段(泥線至井底)。根據(jù)井筒流動(dòng)安全保障需求，可采用電加熱桿對(duì)井筒內(nèi)流體進(jìn)行加熱，或選用隔熱油管作為保溫措施。電加熱桿井筒結(jié)構(gòu)如圖1所示。圖1中Ls表示電加熱段長(zhǎng)度。井筒中空氣段La、海水段Lw和地層段Lg的徑向組成和主要參數(shù)如圖2所示。

1—電加熱桿；2—隔水導(dǎo)管；3—套管2；4—封隔器；5—油管；6—套管1；7—電潛泵。

圖2 井筒各段的結(jié)構(gòu)組成

根據(jù)電熱能量的轉(zhuǎn)換原理，所需的電加熱功率Pt應(yīng)為：

Pt=P1+P2

(1)

其中：

P1=(Goco+Gwcw)(T2-T1)

(2)

式中：P1為流體從儲(chǔ)層流動(dòng)到井口升溫所消耗的功率，kW；P2為從儲(chǔ)層到井口流動(dòng)過程中流體向地層等周圍環(huán)境散熱所損失的功率，kW；Go、Gw分別為原油和水的質(zhì)量流量，kg/s；co、cw分別為原油和水的比熱容，J/(kg·℃)；T1、T2分別為井筒內(nèi)流體在井底位置和流出井口時(shí)的溫度，℃。

依據(jù)穩(wěn)態(tài)傳熱公式，沿井筒方向單位微元長(zhǎng)度dy的散熱損失功率dP2可表達(dá)為：

(3)

式中：K為井筒內(nèi)流體至各層外部環(huán)境間單位管長(zhǎng)的傳熱系數(shù)，W/(m·℃)；R為各局段的等效總熱阻，(m·℃)/W；Tf、Tm分別為油管內(nèi)流體的平均溫度和井筒外部環(huán)境溫度，℃。

根據(jù)實(shí)際的傳熱過程，可將井筒內(nèi)流體到水泥環(huán)外壁間假設(shè)為穩(wěn)態(tài)傳熱，同時(shí)將水泥環(huán)外壁與無限大的地層等外部環(huán)境間假設(shè)為穩(wěn)態(tài)傳熱。由此根據(jù)式(3)可得各段微單元的熱損失功率：

(4)

式中：α1為井筒內(nèi)流體的表面?zhèn)鳠嵯禂?shù)，W/(m2·℃)；λs、λw、λcem分別為鋼材、環(huán)空液和水泥環(huán)的熱導(dǎo)率，W/(m·℃)；D1～D6分別為各層段組成部分的直徑，m；Rn、Rm代表式(3)中未列出的各層單位管長(zhǎng)的熱阻，(m·℃)/W。

各層段組成材料的物性參數(shù)如表1所示。

表1 不同材料的物性參數(shù)

2 OLGA軟件模擬仿真

2.1 井筒內(nèi)多相流動(dòng)模型和傳熱過程

井筒內(nèi)主要為油-氣-水三相流動(dòng)，且為非穩(wěn)態(tài)流動(dòng)，當(dāng)含氣體積分?jǐn)?shù)較低時(shí)，可簡(jiǎn)化為油-水兩相流動(dòng)。OLGA軟件基于油-氣-水三相流動(dòng)的組分流體模型，在穩(wěn)態(tài)和瞬態(tài)的不同工況下，對(duì)井筒或管道內(nèi)的多相流動(dòng)進(jìn)行模擬仿真。本文針對(duì)海上油氣井的結(jié)構(gòu)特點(diǎn)和流體特性，在OLGA軟件中建立了考慮井筒結(jié)構(gòu)、流體組分及生產(chǎn)氣油比的多相流動(dòng)井筒模型。

井筒內(nèi)流體向地層、海水和空氣等周圍環(huán)境的傳熱可近似簡(jiǎn)化為穩(wěn)定傳熱，海水溫度和地層溫度隨深度按梯度分布變化計(jì)算[13-16]。在實(shí)際生產(chǎn)過程中，井筒內(nèi)位于地層、海水、空氣各層段徑向的油管和套管等材料表面會(huì)出現(xiàn)結(jié)垢、腐蝕和沖蝕現(xiàn)象，導(dǎo)致其徑向熱阻會(huì)隨時(shí)間不斷變化。近年來，基于機(jī)理模型與生產(chǎn)數(shù)據(jù)相融合的過程實(shí)時(shí)優(yōu)化控制方法在大型石油化工和冶金等過程工業(yè)得到了廣泛應(yīng)用，其特點(diǎn)是將理論分析建立的機(jī)理模型與實(shí)際過程中的監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)相融合，可以充分保證控制模型的可靠性和適應(yīng)范圍，從而實(shí)現(xiàn)過程工業(yè)的實(shí)時(shí)優(yōu)化和精確控制[17-18]。為此，在模擬井筒內(nèi)流體溫度分布的邊界條件時(shí)，本文提出了利用OLGA軟件中需要輸入的各層段熱阻系數(shù)，可根據(jù)所設(shè)定的井筒模型和導(dǎo)熱系數(shù)以及環(huán)境性質(zhì)確定初始值，再將已應(yīng)用電加熱工藝的油氣井井筒內(nèi)實(shí)際運(yùn)行溫度和加熱功率等數(shù)據(jù)作為仿真對(duì)象，進(jìn)而得到仿真熱阻值，以此模擬不同電加熱參數(shù)下的井筒流體溫度，從而確定電加熱桿所處位置深度和加熱功率參數(shù)。

2.2 實(shí)際生產(chǎn)井的模擬仿真

渤海油田很多油氣井都存在井筒結(jié)蠟導(dǎo)致井筒堵塞、油井產(chǎn)量降低甚至停產(chǎn)的問題，以XX-B油田為例，在20口生產(chǎn)井中，有6口蠟堵井，年關(guān)停時(shí)間超過100 d，影響產(chǎn)量3 000 m3左右，對(duì)油田的正常生產(chǎn)造成了很大影響[2]。2016—2017年，針對(duì)渤海J油田的油井因嚴(yán)重結(jié)蠟而導(dǎo)致產(chǎn)量降低以至于停產(chǎn)的問題，進(jìn)行了空心桿電加熱技術(shù)的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，并記錄了各井的實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)。本文選取其中較為典型的B01井作為仿真對(duì)象，該井為大位移井(最大井斜81.87°)，井筒管柱結(jié)構(gòu)參數(shù)為：電加熱空心桿深度He=800 m，隔熱油管段深度Hg=1 647 m，油管下深(電潛泵位置深度)2 446 m，井底深度(均為測(cè)深)3 592 m。該井的空氣、海水表面和海底平均溫度分別為9.5、13.1和12.0 ℃，空氣、海水和地層段長(zhǎng)度La、Lw、Lg分別為33.5、30.0和3 529.0 m。產(chǎn)出原油的凝固點(diǎn)為-15 ℃，瀝青質(zhì)和膠質(zhì)組分所占比例分別為4.39%和17.79%。原油中的含蠟質(zhì)量分?jǐn)?shù)為6.21%，析蠟點(diǎn)溫度為28 ℃，析蠟點(diǎn)至-20 ℃溫度范圍時(shí)的析蠟量為4.11%。

表2為B01井各生產(chǎn)時(shí)間段的實(shí)際計(jì)量數(shù)據(jù)，2016年10月20日的數(shù)據(jù)為換管柱前計(jì)量所得，2017年的4組數(shù)據(jù)為更換帶有電加熱空心桿管柱后的實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)。

表2 J油田 B01單井計(jì)量數(shù)據(jù)

根據(jù)B01井?dāng)?shù)據(jù)和井筒各層段的結(jié)構(gòu)尺寸，利用OLGA軟件建立井筒模型。首先將表1中的參數(shù)代入式(3)計(jì)算出各層段的傳熱系數(shù)，以此傳熱系數(shù)為初值，利用OLGA模擬計(jì)算。通過不斷改變各層段的傳熱系數(shù)，對(duì)比模擬和實(shí)際測(cè)試的泵入口溫度和井口溫度，并確定傳熱系數(shù)。電加熱前(2016年10月20日)和電加熱后(2017年4月23日)井筒各位置流體的溫度分布如圖3所示。

圖3 井筒內(nèi)各位置流體的溫度分布

圖3a表示未采用電加熱，產(chǎn)液量為52 m3/d、含水體積分?jǐn)?shù)為3.3 %和氣油比為30 m3/m3工況時(shí)的溫度分布。由圖3a和表2可知：流體在井底處的溫度為52 ℃，電潛泵(井深2 446 m)入口處實(shí)測(cè)流體溫度為47 ℃，由于液體流量小，電潛泵對(duì)油水混合液有明顯的加熱升溫作用，使泵出口處溫度升高至65 ℃；在電潛泵和隔熱油管之間有800 m的普通油管段，其間流體降溫較快；進(jìn)入隔熱油管段后，由于隔熱油管保溫效果良好，流體溫度降低緩慢，流至井口處的溫度為46.7 ℃。

由圖3b和表2可知：采用電加熱桿后，2017年4月23日，當(dāng)產(chǎn)液量為26.4 m3/d、含水體積分?jǐn)?shù)為2.4%、氣油比為43 m3/m3時(shí)，流體在井底處的溫度為52.0 ℃，到達(dá)電潛泵入口處的流體溫度為46.1 ℃，經(jīng)電潛泵加壓后升溫至 65.0 ℃；電潛泵與隔熱油管間有800 m的普通油管段，其間流體降溫較快，進(jìn)入隔熱油管段后，流體溫度降低較慢；流體在井深800 m處進(jìn)入空心桿電加熱段，電加熱功率為80 kW；由于隔熱油管的保溫作用，向周圍環(huán)境散熱量小，流體溫度持續(xù)上升至井口處的55.2 ℃。

模擬結(jié)果表明，將常規(guī)的傳熱過程計(jì)算模型與OLGA軟件模擬計(jì)算方法相結(jié)合，利用已有的油井實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，能得到井筒各層段的傳熱系數(shù)，從而可以對(duì)類似井筒結(jié)構(gòu)和周圍環(huán)境的油井井筒內(nèi)流體溫度分布進(jìn)行仿真計(jì)算，并以此為依據(jù)確定出相應(yīng)的電加熱工藝參數(shù)。

3 目標(biāo)油氣井的電加熱工藝參數(shù)模擬計(jì)算

3.1 目標(biāo)油氣井的主要生產(chǎn)參數(shù)

2022年計(jì)劃投產(chǎn)的海上W0油田油藏預(yù)測(cè)產(chǎn)液量較低，同時(shí)原油析蠟點(diǎn)高達(dá)50 ℃，因此大部分井需要采取防蠟措施才能保證正常生產(chǎn)。選擇預(yù)測(cè)產(chǎn)液量低至12.5 m3/d的A8H井為目標(biāo)井，進(jìn)行電加熱防蠟可行性分析和工藝參數(shù)設(shè)計(jì)。表3為該井在預(yù)投產(chǎn)初期(2022年)和預(yù)生產(chǎn)末年(2041年)兩種工況下的生產(chǎn)數(shù)據(jù)預(yù)測(cè)值。生產(chǎn)初年的產(chǎn)液量較低，井口溫度為20.3 ℃；生產(chǎn)末年的產(chǎn)液量有所增加，含水體積分?jǐn)?shù)達(dá)到85.8%，井口溫度為43.3 ℃，均低于50.0 ℃的析蠟點(diǎn)溫度。因此，A8H井在整個(gè)生產(chǎn)周期內(nèi)均需要采用電加熱工藝防止井筒結(jié)蠟。該井的空氣、海水表面和海底平均溫度分別為20.0、18.0 ℃和17.7 ℃，空氣、海水和地層各段長(zhǎng)度La、Lw、Lg分別為24.5、35.0和3 723.0 m。

表3 W0油田A8H井生產(chǎn)數(shù)據(jù)預(yù)測(cè)值

圖4為A8H井的井眼軌跡。當(dāng)未采取電加熱等流動(dòng)安全保障措施時(shí)，井筒深度為1 000 m處的流體溫度預(yù)測(cè)值高于析蠟點(diǎn)溫度50 ℃，故確定該井的電加熱桿深度為1 000 m。

圖4 A8H井的井眼軌跡

3.2 預(yù)投產(chǎn)初期(2022年)電加熱工藝參數(shù)計(jì)算

以A8H井的井筒結(jié)構(gòu)和周圍環(huán)境作為仿真計(jì)算對(duì)象，以探井實(shí)測(cè)的儲(chǔ)層溫度以及流體組分?jǐn)?shù)據(jù)為基礎(chǔ)，依據(jù)產(chǎn)出液含水體積分?jǐn)?shù)和氣油比確定井筒內(nèi)油、氣、水三相流動(dòng)和傳熱模型，利用OLGA軟件確定出各層段的傳熱系數(shù)等參數(shù)值。圖5為A8H井在預(yù)投產(chǎn)初期不采取防蠟措施時(shí)井筒內(nèi)流體的溫度分布，此時(shí)對(duì)應(yīng)的油藏溫度和井口溫度分別為107.2和21.3 ℃。

圖5 A8H井預(yù)投產(chǎn)初期流體的溫度分布(無措施)

當(dāng)電加熱總功率為240 kW且沿電加熱桿長(zhǎng)度均勻加熱時(shí)，井筒內(nèi)流體的溫度分布計(jì)算結(jié)果如圖6所示，油藏溫度仍為107.2 ℃。油藏儲(chǔ)層向上至電加熱桿下端位置，流體溫度逐漸降低至54.0 ℃。進(jìn)入電加熱段后，流體溫度快速升至115.0 ℃，接著呈緩慢降低趨勢(shì)。至井深59.5 m處進(jìn)入海水段，由于海水傳熱速率遠(yuǎn)高于地層，且流體與海水間溫差大，導(dǎo)致流體溫度快速降低。而在35 m深的空氣段，傳熱速率高于地層，散熱量也較大，使流體至井口溫度降低至57.0 ℃。

圖6 A8H井預(yù)投產(chǎn)初期流體的溫度分布(加熱功率240 kW)

針對(duì)上述有關(guān)海水段和空氣段的流體溫度分布和所需加熱功率計(jì)算結(jié)果，將井口至海底泥線位置約60 m長(zhǎng)度的常規(guī)油管更換為E級(jí)隔熱油管(導(dǎo)熱系數(shù)為0.002～0.006 W/(m·℃)，利用OLGA軟件模擬分析了不同加熱功率時(shí)的溫度分布。圖7表示當(dāng)電加熱功率為90 kW時(shí)井筒內(nèi)流體的溫度分布，對(duì)應(yīng)的井口溫度為58.7 ℃。此時(shí)可保證全井筒段流體溫度高于析蠟點(diǎn)溫度50.0 ℃，由此可確定預(yù)生產(chǎn)初年的電加熱工藝參數(shù)。

圖7 A8H井預(yù)投產(chǎn)初期井筒內(nèi)流體的溫度分布(隔熱油管60 m，加熱功率90 kW)

3.3 預(yù)生產(chǎn)末年(2041年)電加熱工藝參數(shù)計(jì)算

采用相同的模擬方法，計(jì)算了預(yù)生產(chǎn)末年工況且不采取電加熱措施時(shí)井筒內(nèi)流體的溫度分布，計(jì)算結(jié)果如圖8所示，此時(shí)對(duì)應(yīng)的井口溫度為42.3 ℃。

圖8 A8H井預(yù)生產(chǎn)末年井筒內(nèi)流體的溫度分布(無措施)

基于預(yù)投產(chǎn)初期工況的計(jì)算結(jié)果，對(duì)預(yù)生產(chǎn)末年工況下所需電加熱功率進(jìn)行計(jì)算。當(dāng)海水和空氣段采用E級(jí)隔熱油管60 m，電加熱桿安裝深度為1 000 m時(shí)，模擬了不同電加熱功率時(shí)的井筒溫度分布。圖9表示當(dāng)電加熱功率為20 kW時(shí)井筒內(nèi)流體的溫度分布計(jì)算結(jié)果，此時(shí)油藏溫度仍為107.2 ℃。與預(yù)生產(chǎn)初年相比，預(yù)生產(chǎn)末年的產(chǎn)液量增加到38.8 m3/d，其含水體積分?jǐn)?shù)達(dá)到85.8%，流體溫度降低較慢，至井深1 000 m處的溫度為76.0 ℃。進(jìn)入電加熱段后，雖然電加熱功率較低，但產(chǎn)液量高，溫度呈緩慢下降趨勢(shì)。由于在海水段和空氣段選用了隔熱油管，散熱損失少，流體在井口處的溫度為53.2 ℃，保證了全井段溫度高于析蠟點(diǎn)溫度，因此，在預(yù)生產(chǎn)末年，電加熱功率20 kW就可以滿足防蠟需求。

圖9 A8H井預(yù)生產(chǎn)末年井筒內(nèi)流體的溫度分布(隔熱油管60 m，電加熱功率20 kW)

4 結(jié) 論

(1)針對(duì)不同生產(chǎn)井的井筒結(jié)構(gòu)和配產(chǎn)要求, 利用OLGA模擬方法，分析了電加熱段長(zhǎng)度對(duì)井筒內(nèi)流體溫度分布特性的影響規(guī)律，建立了基于軟件模擬和理論計(jì)算相結(jié)合的井筒電加熱防蠟工藝設(shè)計(jì)方法。

(2)與常規(guī)的理論分析模型相比，本文所提出的電加熱工藝設(shè)計(jì)方法不僅考慮了井筒內(nèi)的氣體含量對(duì)流體流動(dòng)的影響，還考慮了井筒油管和套管表面會(huì)出現(xiàn)結(jié)垢、腐蝕和沖蝕等現(xiàn)象時(shí)對(duì)徑向傳熱特性的影響，使井筒內(nèi)流體的溫度分布計(jì)算結(jié)果更加符合實(shí)際運(yùn)行工況。

(3)由于井筒海水段和空氣段的傳熱速率遠(yuǎn)高于地層段，提出了將井口至海底泥線位置間的常規(guī)油管更換為E級(jí)隔熱油管的設(shè)計(jì)方案，對(duì)所選擇的海上W0油田的A8H井，預(yù)投產(chǎn)初期的電加熱功率可由240 kW降低至90 kW。

(4)本文提出的井筒電加熱防蠟工藝設(shè)計(jì)方法可廣泛應(yīng)用于結(jié)蠟風(fēng)險(xiǎn)較高的海上油田的前期設(shè)計(jì)階段，能較為準(zhǔn)確地預(yù)測(cè)不同工藝參數(shù)下的加熱效果，進(jìn)而得出經(jīng)濟(jì)合理的設(shè)計(jì)方案，可保障海上油田安全高效開發(fā)，具有良好的應(yīng)用前景。