CN112052584B - 一种游梁抽油机井油管电加热深度优化方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及油气田开发技术领域，特别涉及一种游梁抽油机井油管电加热深度的优化方法，包括被加热井原油物性化验，明确析蜡点温度、凝固点温度，绘制粘温曲线；建立电加热油管井筒温度场数学模型，明确电加热装置消耗功率、油管内温度、加热深度三者之间的关系；绘制自然井筒温度场曲线，确定原油析蜡点深度、凝固点深度；计算井筒不同位置原油粘滞力；依据粘滞力的分布，优化电加热深度至凝固点位置；计算满足井筒内液体温度要求的油管电加热消耗功率P。本发明提供的游梁抽油机井油管电加热深度的优化方法，采用将油管电加热深度从析蜡点优化到凝固点位置，缩短了油管加热长度，降低了电加热装置耗电，最大程度的实现节能环保目的。
Description
技术领域
本发明涉及本发明涉及油气田开发技术领域中的稠油或者高凝原油举升技术，特别涉及一种游梁抽油机井油管电加热深度的优化方法。
背景技术
稠油或者高凝原油的开采是扩大石油资源利用的重要途径，然而由于其性质的特殊性在生产过程中经常因油稠、结蜡发生抽油杆卡死、断脱等不能正常生产的现象，严重影响开采效果。
为了改善井筒内液体流动转状态，各油田采用油管电加热、抽油杆电加热，电缆加热油管或空心杆等电伴热技术确保稠油或者高凝原油井正常生产，其中油管电加热技术具有操作简单、加热效果好、故障率低等优点，应用范围比较广。
近年来，人们十分重视油井电伴热理论的研究，在加热深度优化方面，已有学者开展了研究。
文献[1](张锦晖；胡岩；《沈阳工业大学学报》，2005年第1期，《采油油管电加热技术在高凝油开采中的应用》)中介绍了油管电加热工艺的组成及电控系统，电能由三相配电变压器经AC-DC-AC-逆变电路输出传送到油管，经下部的油套管接触器连接到套管，与大地形成一个完整的回路。利用油管的阻抗将电能转化成热能，加热油管内被举生的液体，达到降粘的目的，保证油井正常生产。但油套管接触器的位置，即油管加热深度的优化并未提及。
文献[2](周洪亮；《大庆石油地质与开发》，2013年第2期，《油管电加热技术优化研究》)中应用传热学理论，将实例井的油管加热的深度确定在原油析蜡点位置，为避免原油中的石蜡析出，油管电加热深度890m，油管电加热装置消耗功率达到30kW，电加热设备耗电较高。
文献[3](黄欢；《东北石油大学硕士学位论文》，2015年1月，《电加热杆抽油井工艺在牛心坨油田应用研究》)中实例井根据原油粘温曲线，将电加热杆加热深度确定在原油拐点温度处，既析蜡点温度附近，电加热杆深度为1400m，加热功率达到86.4kW，虽然可以确保稠油井安全生产，但是电加热设备耗电特别高。
可以看出前人将加热深度确定在原油析蜡点位置，电伴热装置耗电特别高，针对这类问题需要分析原油在油管内的粘滞阻力分布，对加热深度进行进一步研究，在确保游梁抽油机正常运转的前提下，进一步降低电加热装置耗电。
发明内容
(一)要解决的技术问题
本发明提供了一种游梁抽油机井油管电加热深度的优化方法，以克服现有技术中的优化方法油管电加热装置耗电高的问题。
(二)技术方案
为解决上述问题，本发明提供游梁抽油机井油管电加热深度的优化方法，包括如下步骤:
步骤S1、被加热井原油物性化验，明确析蜡点温度T1、凝固点温度T2，绘制粘温曲线；
步骤S2、建立电加热油管井筒温度场数学模型，明确电加热装置消耗功率P、油管内温度T、加热深度L三者之间的关系；
步骤S3、绘制自然井筒温度场曲线，确定原油析蜡点深度l1、凝固点深度l2；
步骤S4、计算井筒不同位置原油粘滞力；
步骤S5、依据粘滞力的分布，优化电加热深度至凝固点位置；
步骤S6、计算满足井筒内液体温度要求的油管电加热消耗功率P。
优选地，步骤S1中，根据标准SY/T 0545-1995确定被加热井原油析蜡温度T1；根据标准SY/T 0541-2009确定被加热井原油凝固温度T2；根据标准SY/T 0520-2008绘制被加热井原油粘温曲线。
优选地，步骤S2中，油管电加热装置的消耗功率P是关于油管内液体温度T和加热深度L的函数：P＝f(T,L)
在给定油管加热深度及井筒内液体温度，由能量守恒定律，计算可得到该位置处的油管加热功率q，其方程如下式所示：
K(T-Te+ml)dl+(Go+Gw+Gg)gdl-qdl＝-{[Co+(Cw-Co)fw]Gf+GgCg}dT
给定边界条件为l＝0，T＝Te，上述微分方程的解为：
根据油管电加热深度L得到油管内液体温度升高所需的加热功率P1，其方程如下式所示：
其中，K为产液与地层间单位管长的传热系数；T为井筒中液体的温度；Te为原始地层温度；m为地温梯度；l为油管某一深度的垂直距离；Gf、Go、Gw、Gg分别为产出液、原油、水和伴生气通过油管的质量流量；Co、Cw、Cg分别为产出原油、水和伴生气的比热；g为重力加速度；fw为含水率；
在加热过程中油管向地层方向所损失的功率P2，其方程如下式所示：
其中，λe为地层导热系数；α为地层热扩散系数；t为生产时间；hc、hr为组成环空热阻的对流换热和辐射换热系数；λcem为水泥环的导热系数；r2、r3、r4、r5分别为油管外半径、套管内半径、套管外半径和水泥环外半径；
油管电加热装置消耗功率P计算，其特征在于，根据油管内液体温度升高计算所需的加热功率P1以及在该过程中向地层方向所损失的电功率P2之和，其方程如下式所示：
P＝P1+P2。
优选地，步骤S3中，将加热功率q取为0，确定自然井筒温度场曲线，根据步骤S1中确定的析蜡点温度T1、凝固点温度T2，在自然井筒温度场曲线上确定原油析蜡点深度l1、凝固点深度l2。
优选地，步骤S4中，根据步骤S1中确定的原油粘温曲线、步骤S3中确定的自然井筒温度场曲线，计算可得到不同位置处抽油杆受到的粘滞力Fr，其方程如下式所示：
其中，粘度μ(l)与深度有关；Lg为抽油杆扶正器长度；Lo为抽油杆扶正器间距；vr为抽油杆运动速度；Rt为油管内径；Rr为抽油杆外径。
优选地，步骤S5中，对比分析井口到凝固点位置l2抽油杆受到的粘滞力及凝固点位置l2到析蜡点位置l1抽油杆受到的粘滞力，优化油管电加热深度。
优选地，步骤S6中，油管内原油温度不低于凝固点温度T2即可，根据步骤S2的方法，即可求得油管电加热装置的消耗功率P。
(三)有益效果
本发明提供的游梁抽油机井油管电加热深度的优化方法，采用将油管电加热深度从析蜡点优化到凝固点位置，缩短了油管加热长度，降低了电加热装置耗电，最大程度的实现节能环保目的。
附图说明
图1为典型含蜡原油的粘温曲线；
图2为本发明实施例游梁抽油机井油管电加热深度的优化方法流程示意图；
图3为实例井原油粘温曲线；
图4为实例井井筒温度场分布曲线。
具体实施方式
下面结合附图及实施例对本发明进行详细说明如下。
如图2所示，本发明提供一种游梁抽油机井油管电加热深度的优化方法，具体包括如下步骤：
步骤S1、被加热井原油物性化验，明确析蜡点温度T1、凝固点温度T2，绘制粘温曲线；
步骤S2、建立电加热油管井筒温度场数学模型，明确电加热装置消耗功率P、油管内温度T、加热深度L三者之间的关系；
步骤S3、绘制自然井筒温度场曲线，确定原油析蜡点深度l1、凝固点深度l2；
步骤S4、计算井筒不同位置原油粘滞力；
步骤S5、依据粘滞力的分布，优化电加热深度至凝固点位置；
步骤S6、计算满足井筒内液体温度要求的油管电加热消耗功率P。
在步骤S1中，根据标准SY/T 0545-1995确定被加热井原油析蜡温度T1；根据标准SY/T 0541-2009确定被加热井原油凝固温度T2；根据标准SY/T 0520-2008绘制被加热井原油粘温曲线。该步骤中，具体查询具体相关标准即可获得各参数的数值。
在步骤S2中，油管电加热装置的消耗功率P是关于油管内液体温度T和加热深度L的函数，即：
P＝f(T,L)
在给定油管加热深度及井筒内液体温度，由能量守恒定律，计算可得到该位置处的油管加热功率q，其方程如下式所示：
K(T-Te+ml)dl+(Go+Gw+Gg)gdl-qdl＝-{[Co+(Cw-Co)fw]Gf+GgCg}dT
给定边界条件为l＝0，T＝Te，上述微分方程的解为：
根据油管电加热深度L得到油管内液体温度升高所需的加热功率P1，其方程如下式所示：
其中，K为产液与地层间单位管长的传热系数；T为井筒中液体的温度；Te为原始地层温度；m为地温梯度；l为油管某一深度的垂直距离；Gf、Go、Gw、Gg分别为产出液、原油、水和伴生气通过油管的质量流量；Co、Cw、Cg分别为产出原油、水和伴生气的比热；g为重力加速度；fw为含水率。
在加热过程中油管向地层方向所损失的功率P2，其方程如下式所示：
其中，λe为地层导热系数；α为地层热扩散系数；t为生产时间；hc、hr为组成环空热阻的对流换热和辐射换热系数；λcem为水泥环的导热系数；r2、r3、r4、r5分别为油管外半径、套管内半径、套管外半径和水泥环外半径。
油管电加热装置消耗功率P计算，其特征在于，根据油管内液体温度升高计算所需的加热功率P1以及在该过程中向地层方向所损失的电功率P2之和，其方程如下式所示：
P＝P1+P2
其中，在步骤S3中，将加热功率取为0，既q＝0(油管未通电)，即可确定自然井筒温度场曲线，根据步骤S1中确定的析蜡点温度T1、凝固点温度T2，在自然井筒温度场曲线上确定原油析蜡点深度l1、凝固点深度l2；
其中，在步骤S4中，根据步骤S1中确定的原油粘温曲线、步骤S3中确定的自然井筒温度场曲线，计算可得到不同位置处抽油杆受到的粘滞力Fr，其方程如下式所示：
其中，粘度μ(l)与深度有关；Lg为抽油杆扶正器长度；Lo为抽油杆扶正器间距；vr为抽油杆运动速度；Rt为油管内径；Rr为抽油杆外径。
在步骤S5中，对比分析井口到凝固点位置l2抽油杆受到的粘滞力及凝固点位置l2到析蜡点位置l1抽油杆受到的粘滞力，优化油管电加热深度。
大量实验数据表明，虽然不同油井的原油组成物性有差别，但它们的粘度随温度变化具有相似的规律，参考典型含蜡原油的粘温曲线，按照原油温度从高到低，可分为三个区域(见图1)：
在A区原油温度高于析蜡点温度，原油中的蜡晶几乎全部溶解，原油粘度随温度变化不明显。在B区原油温度低于析蜡点温度，原油中的蜡晶逐渐从原油中析出，呈分散状态，流动性强，基本认为是牛顿流体，原油粘度较低，蜡晶可随井筒液流被举升到高处。在C区原油温度低于凝固点，蜡晶迅速析出，蜡晶之间相互连接并沉积，井筒内液体呈现粘性特征，粘度随温度降低迅速升高，原油失去流动性，C区内的原油粘度是B区内原油粘度的百倍以上。
根据步骤S4中的公式可知，抽油杆受到的粘滞力Fr与该位置处的原油粘度正相关，因此井口到凝固点位置l2(C区)抽油杆受到的粘滞力是凝固点位置l2到析蜡点位置l1(B区)抽油杆受到的粘滞力的百倍以上，由于B区原油流动性较强，对该段油管进行电加热会造成能耗浪费，因此，将油管电加热深度优化至原油凝固点位置。
在步骤S6中为了确保游梁抽油机正常运转，不发生蜡卡事故，要求油管内原油温度不低于凝固点温度T2即可，根据步骤S2的方法，即可求得油管电加热装置的消耗功率P。
本发明的油管电加热井加热深度优化方法，根据传热学基本理论，建立油管电加热降粘工艺数学模型，能够绘制不同加热深度、加热功率下的井筒温度场，分析了不同井段原油的流动特性及粘滞力的分布情况，抽油机所受的粘滞阻力主要集中在原油凝固点位置以上，以此为依据，将油管电加热深度从析蜡点优化到凝固点位置，缩短了油管加热长度，降低了电加热装置的加热功率，实现了高耗电设备的节能运行。
本发明的油管电加热井加热深度优化方法，可大幅降低电加热装置耗电，还可推广到其它井筒电伴热深度优化上，例如、抽油杆电加热，电缆加热油管等。
本发明提供的游梁抽油机井油管电加热深度的优化方法，某油田对70口油管电加热井的加热深度进行优化，将油管电加热深度从析蜡点优化到凝固点位置，缩短了油管加热长度40％～44％，相应的加热功率降低40％～44％；同时将油管内原油加热温度由析蜡点温度降至凝固点温度，油管电加热装置耗电进一步降低。优化后70口井2年内未发生卡井事故。
表1某油田稠油井部分区块原油物性测定结果表
下面根据游梁抽油机井油管电加热深度的优化方法举例详细说明：
实例井为一口游梁抽油机井，日产液3.9m3/t，含水15％，原油密度859kg/m3，原油比热2.0kJ/(kg·℃)，水比热4.2kJ/(kg·℃)，含蜡量33.9％，泵深1600m，油管内径62mm，油管外径73mm，套管内径124mm，套管外径139.7mm，油套环控热对流辐射系数0.72W/(m·℃)，水泥环外径250mm，水泥环导热系数0.933W/(m·℃)，地层热扩散系数0.0037/(m2/h)，地层导热系数1.733W/(m·℃)。
实例井油管电加热深度优化方法的流程如图2所示，具体包括以下步骤：
步骤S1：根据标准SY/T 0545-1995确定实例井原油析蜡温度T1＝51.6℃，根据标准SY/T 0541-2009确定实例井原油凝固温度T2＝37.2℃，根据标准SY/T 0520-2008绘制实例井原油粘温曲线如图3所示。
步骤S2：根据公式：
将加热功率取为0，既q＝0，计算得井筒自然温度场如图4所示。
步骤S3：根据实例井原油析蜡温度T1、原油凝固温度T2，在图4中确定析蜡点深度l1＝800m、凝固点深度l2＝450m。
步骤S4：根据公式
结合实例井原油粘温曲线，能够计算出不同区间段抽油杆受到的粘滞力，结算结果见表2。
表2实例井粘滞阻力分布表
步骤S5：优化电加热深度：在井深l2～l1之间，原油中的蜡晶逐渐从原油中析出，呈分散状态，流动性强，基本认为是牛顿流体，蜡晶可随井筒液流被举升到高处，在此区间段，抽油杆累积受到的粘滞阻力为76N；在0～l2之间，井筒内液体温度低于凝固点，蜡晶迅速析出，蜡晶之间相互连接并沉积，井筒内液体呈现粘性特征，粘度随温度降低迅速升高，原油失去流动性，造成抽油机井悬点载荷增加，在此区间段抽油杆受到的粘滞阻力高达18429N，是l2～l1区间粘滞阻力的242倍。抽油机所受的粘力绝大部分都在原油凝固点以上，因此，本发明依据粘滞力的分布情况，优化电加热深度至凝固点位置。
步骤S6：本发明将实例井加热深度确定在凝固点深度l2＝450m，为了确保游梁抽油机正常运转，不发生蜡卡事故，要求井筒内原油温度不低于凝固温度T2＝37.2℃，根据公式
计算油管电加热消耗功率为13.5kW，日耗电324kW·h，绘制的井筒温度场如图4所示。
不同油管电加热深度耗电效果分析：
根据前人的方法，若将试验井加热深度确定在析蜡点深度l1＝800m，且井筒内原油温度高于析蜡温度T1＝51.6℃，根据公式
计算电加热功率为30kW，日耗电720kW·h，绘制的井筒温度场如图4所示。
分析一下现有技术中高耗电原因分析。一是在l2～l1井段原油流动性较强，抽油杆受到的粘滞力较小，对该段油管进行电加热会造成能耗浪费；二是油管内液体加热温度过高，将整个井筒液体加热至析蜡温度T1的确可以保障游梁抽油机井安全生产，但将整个井筒液体加热至凝固温度T2以上，也能够保障游梁抽油机正常运转，井筒内液体加热的温度越高，电加热装置耗电越高。
实例井将电加热深度优化至凝固点位置，减少油管加热长度43.8％，实例井正常生产，免修期超过1000天，本发明的油管电加热深度优化方法较前人的优化方法减少了油管加热长度，日节电55.0％。
以上实施方式仅用于说明本发明，而并非对本发明的限制，有关技术领域的普通技术人员，在不脱离本发明的精神和范围的情况下，还可以做出各种变化和变型，因此所有等同的技术方案也属于本发明的范畴，本发明的专利保护范围应由权利要求限定。
Claims (7)
1.一种游梁抽油机井油管电加热深度优化方法，其特征在于，包括如下步骤:
步骤S1、被加热井原油物性化验，明确析蜡点温度T1、凝固点温度T2，绘制粘温曲线；
步骤S2、建立电加热油管井筒温度场数学模型，明确电加热装置消耗功率P、油管内温度T、加热深度L三者之间的关系；
步骤S3、绘制自然井筒温度场曲线，确定原油析蜡点深度l1、凝固点深度l2；
步骤S4、计算井筒不同位置原油粘滞力；
步骤S5、依据粘滞力的分布，优化电加热深度至凝固点位置；
步骤S6、计算满足井筒内液体温度要求的油管电加热消耗功率P。
2.如权利要求1所述的游梁抽油机井油管电加热深度优化方法，其特征在于，步骤S1中，根据标准SY/T 0545-1995确定被加热井原油析蜡温度T1；根据标准SY/T 0541-2009确定被加热井原油凝固温度T2；根据标准SY/T 0520-2008绘制被加热井原油粘温曲线。
3.如权利要求1所述的游梁抽油机井油管电加热深度优化方法，其特征在于，步骤S2中，油管电加热装置的消耗功率P是关于油管内液体温度T和加热深度L的函数：P＝f(T,L)
在给定油管加热深度及井筒内液体温度，由能量守恒定律，计算可得到该位置处的油管加热功率q，其方程如下式所示：
K(T-Te+ml)dl+(Go+Gw+Gg)gdl-qdl＝-{[Co+(Cw-Co)fw]Gf+GgCg}dT
给定边界条件为l＝0，T＝Te，上述微分方程的解为：
根据油管电加热深度L得到油管内液体温度升高所需的加热功率P1，其方程如下式所示：
其中，K为产液与地层间单位管长的传热系数；T为井筒中液体的温度；Te为原始地层温度；m为地温梯度；l为油管某一深度的垂直距离；Gf、Go、Gw、Gg分别为产出液、原油、水和伴生气通过油管的质量流量；Co、Cw、Cg分别为产出原油、水和伴生气的比热；g为重力加速度；fw为含水率；
在加热过程中油管向地层方向所损失的功率P2，其方程如下式所示：
其中，λe为地层导热系数；α为地层热扩散系数；t为生产时间；hc、hr为组成环空热阻的对流换热和辐射换热系数；λcem为水泥环的导热系数；r2、r3、r4、r5分别为油管外半径、套管内半径、套管外半径和水泥环外半径；
油管电加热装置消耗功率P计算，其特征在于，根据油管内液体温度升高计算所需的加热功率P1以及在该过程中向地层方向所损失的电功率P2之和，其方程如下式所示：
P＝P1+P2。
4.如权利要求1所述的游梁抽油机井油管电加热深度优化方法，其特征在于，步骤S3中，将加热功率q取为0，确定自然井筒温度场曲线，根据步骤S1中确定的析蜡点温度T1、凝固点温度T2，在自然井筒温度场曲线上确定原油析蜡点深度l1、凝固点深度l2。
5.如权利要求1所述的游梁抽油机井油管电加热深度优化方法，其特征在于，步骤S4中，根据步骤S1中确定的原油粘温曲线、步骤S3中确定的自然井筒温度场曲线，计算可得到不同位置处抽油杆受到的粘滞力Fr，其方程如下式所示：
其中，粘度μ(l)与深度有关；Lg为抽油杆扶正器长度；Lo为抽油杆扶正器间距；vr为抽油杆运动速度；Rt为油管内径；Rr为抽油杆外径。
6.如权利要求1所述的游梁抽油机井油管电加热深度优化方法，其特征在于，在步骤S5中，对比分析井口到凝固点位置l2抽油杆受到的粘滞力及凝固点位置l2到析蜡点位置l1抽油杆受到的粘滞力，优化油管电加热深度至原油凝固点位置。
7.如权利要求1所述的游梁抽油机井油管电加热深度优化方法，其特征在于，在步骤S6中，油管内原油温度不低于凝固点温度T2即可，根据步骤S2的方法，求得油管电加热装置的消耗功率P。
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