利用WellFlo軟件預測海上多元熱流體熱采井筒參數

張衛行　孫永濤　孫玉豹　梅偉　林珊珊（中海油田服務股份有限公司）

利用WellFlo軟件預測海上多元熱流體熱采井筒參數

張衛行孫永濤孫玉豹梅偉林珊珊（中海油田服務股份有限公司）

摘要：井筒參數計算對于海上多元熱流體熱采效果至關重要。利用WellFlo軟件，建立了稠油油田單井的實際井筒參數計算模型，分析了不同多元熱流體組分、外部傳熱環境、管流方式對井筒參數的影響，對比了計算值與實測值的差別。結果表明：多元熱流體中氣體組分增加，特別是N2組分，使井底壓力明顯降低，井底溫度則變化較小；外部傳熱環境隨季節變化明顯，影響井底溫度約0.5～5℃，對井底壓力影響甚微；管柱傳熱性能、管流方式對井筒參數影響較大，隔熱油管導熱系數最低，井底溫度高，生產套管比油管內徑大，井底壓力高。WellFlo軟件壓力預測誤差為0.83%，溫度預測誤差為3.09%，預測精度較高，說明該軟件適用于海上多元熱流體熱采井筒參數計算，能夠為注熱方案設計提供理論支持。

關鍵詞：井筒參數；WellFlo軟件；多元熱流體；熱采

引言

多元熱流體是一種含有水（蒸氣）、N2、CO2及化學添加劑多種組分，用于稠油油田提高采收率的高溫流體。近年來，多元熱流體熱采技術在海上中深層稠油油藏上逐步推廣應用[1]。對于這類油藏，由于埋藏太深，油藏壓力高，蒸汽比容更小，蒸汽腔擴展困難，并不適合采用常規注蒸汽開采。采用多元熱流體熱采開發能取得較好效果，這是由于多元熱流體中N2、CO2等非凝析氣具有更好的流動性以及較低的密度，主要分布在蒸汽腔外圍和頂部，由于非凝析氣在油層頂部的富集與隔熱，減少了蒸汽向油層頂部的熱損失；同時，非凝析氣攜帶熱量進入油層范圍大，降黏范圍也更大。

井筒參數計算對于多元熱流體熱采效果至關重要[2]。注入過程中的能量損失，特別是井筒中的能量損失，直接影響著熱采效果。李兆敏等[3]人考慮了多種介質、多種相態物性變化，建立了多元流體在井筒中的流動與傳熱的溫度、壓力模型。楊海林等[4]人編制了井筒參數計算程序，并計算了實際多元熱流體注入期間不同時間點的井筒沿程溫度、壓力。結合多元熱流體組分及海上平臺特點，嘗試利用WellFlo軟件建立渤海某稠油油田多元熱流體熱采井筒參數計算模型，分析不同多元熱流體組分、不同外部傳熱環境（空氣段、海水段、地層段）、不同管流方式（普通油管、油套環空、組合管流）對井筒參數的影響，并與實測數據進行對比，以分析Wellflo軟件在海上多元熱流體熱采井筒參數計算中的適用性。

1　WellFlo軟件功能特點

WellFlo軟件是一款成熟的生產井/注入井水動力模擬軟件，能夠準確計算多相流穩態傳熱過程中井筒參數變化。該軟件可以針對不同井型的生產井、注入井或循環井進行建模，流體類型涵蓋詳細組分模型、黑油模型、蒸汽模型等，提供了多種氣液兩相管流相關參數的計算公式，并且考慮了傳熱系數等因素進行更詳細的流體溫度、壓力計算。通過輸入目標井的測斜數據、井下管柱參數、地層及管柱的傳熱系數，選擇相應的PVT模型及井筒管流模型，給定井口或井底的溫度、壓力、排量等數據，就可以計算整個井筒流體的溫度壓力。該軟件還可以通過設置一個或多個參數變化，分析不同條件下溫度、壓力變化情況。

2　井筒參數計算模型建立

2.1單井概況

2014年底，渤海某稠油油田A-23井實施了低溫多元熱流體熱采作業。該井是1口非熱采方式完井的稠油低產井，舉升方式為非Y管柱電潛螺桿泵，基本參數見表1。

2.2施工參數

該井采取原生產管柱進行注熱，注熱期間通過井下泵工況實時錄取了井底（“井底”指泵工況位置）溫度、井底壓力參數，注入平穩期井口注入參數及井下泵工況監測數據如表2所示。

2.3模型建立

根據A-23井基本參數及實際測斜數據，充分考慮注入流體組成、外部傳熱環境導熱系數、注入方式等參數設置，建立了井筒參數計算模型，如圖1所示。由于該井舉升方式為電潛螺桿泵，多元熱流體不能通過螺桿泵注入，作業前提前將滑套打開，多元熱流體從油管經滑套進入油套環空，最終到達目的油層。

表1　A-23井基本參數

表2　井口注入參數及井下泵工況監測數據

圖1　A-23井井筒參數計算模型

3　井筒參數影響因素分析

為了分析Wellflo軟件在海上多元熱流體熱采井筒參數計算中的適用性，根據建立的井筒參數計算模型，首先深入探討了多元熱流體組分、外部傳熱環境、管流方式等敏感性因素對井筒參數的影響。

3.1多元熱流體組分

多元熱流體主要包括水（蒸氣）、N2、CO2等組分。對比分析了相同井口注入參數條件下，多元熱流體組分及混合氣體比例對井筒參數的影響，結果見表3。

從表3可以看出，多元熱流體組分對井底壓力影響較大。保持注入組分中混合氣體總排量不變，隨著N2組分增加，井底壓力明顯降低，最大差值6.98 MPa，井底溫度變化幅度較小。這是因為N2、CO2等氣體組分的熱容小，對井筒熱損失影響不大；但是氣體密度相對較低，尤其是N2密度，造成多元熱流體密度也隨之減小，井筒中液柱壓力減小，從而造成井底壓力降低。當注入組分全部為水時，井底壓力最高。

表3　多元熱流體組分對井筒參數的影響

3.2外部傳熱環境

海上熱采井外部傳熱環境包括空氣段、海水段、地層段，雖然空氣段、海水段所占井筒沿程比例較小，但是溫度隨季節變化較大，且不同傳熱介質傳熱性能差異較大。參考該油田氣象水文及油藏溫度，對比分析了相同井口注入參數、多元熱流體組分條件下不同傳熱環境對井筒參數的影響。

從表4可知，外部傳熱環境對井底溫度影響較大。該油田所處海域冬夏季氣溫差別較大，為52℃，海水溫度差別相對較小，由于井筒內外溫差直接影響井筒熱量損失，從表4可以得出，外部傳熱環境變化影響井底溫度約0.5～5℃，對井底壓力影響甚微。

3.3管流方式

不同注熱管柱的隔熱性能、尺寸差異較大，造成流體熱損失、流速等參數不同。對比分析了相同井口注入參數、多元熱流體組分條件下，隔熱油管注、普通油管注、普通油管滑套注入以及生產套管注入4種管流方式對井筒參數的影響。

表4　外部傳熱環境對井筒參數的影響

由表5可以看出，管流方式對井筒溫度、壓力影響較大。隔熱油管導熱系數最低，能夠大幅降低井筒熱損失，井底溫度（108℃）明顯高于其它3種注入方式；由于生產套管尺寸較油管內徑明顯偏大，導致流體流速降低，持液率和流體密度增大，從而使管流摩擦壓降減小，重力壓降增大，重力壓降占主導，造成井底壓力上升明顯，此時井筒可能存在積液現象。

雖然采用高真空隔熱油管能夠大幅降低井筒熱損失，但是該井井口注入溫度較低，井筒內外溫差相對較小，為了降低熱采作業成本，采取不動管柱（原生產管柱）注熱。

表5　管流方式對井筒參數的影響

4　實例計算

根據A-23井井筒參數計算模型，利用WellFlo軟件計算了注入平穩期的井底溫度、井底壓力，計算結果及注入平穩期井下泵工況實測數據，見表6。通過計算結果與實測數據對比可以看出，軟件計算誤差較小，溫度誤差為3.09%，壓力誤差為0.83%，從而驗證了Wellflo軟件在海上多元熱流體熱采井筒參數計算中的適用性；溫度誤差相對于壓力誤差偏大，分析認為，該軟件僅適用于多相流穩態傳熱參數計算，由于A-23井實際注熱時間相對較短（8 d），熱損失隨時間變化將逐步降低，溫度誤差可進一步縮小。

表6　計算結果與實測數據對比

5　結論

1）利用WellFlo軟件建立了渤海某稠油油田A-23井的井筒參數計算模型，模型充分考慮了井身結構變化、注入流體組成、外部傳熱環境導熱、注入方式等參數設置。

2）著重探討了多元熱流體組分、外部傳熱環境、管流方式對井筒參數的影響。研究結果表明，多元熱流體中混合氣體組分增加及氣體密度降低，使井底壓力明顯降低，井底溫度則變化較小。外部傳熱環境隨季節變化明顯，影響井底溫度約0.5～ 5℃，對井底壓力影響甚微。管流方式對井筒參數影響較大，隔熱油管導熱系數最低，井底溫度高，生產套管比油管內徑大，井底壓力高。

3）現場實測結果表明，采用WellFlo軟件預測井筒壓力的誤差為0.83%，井筒溫度的誤差為3.09%，說明該軟件預測結果具有較高準確性，能夠為海上熱采方案設計提供理論支持。

參考文獻：

[1]唐曉旭，馬躍，孫永濤.海上稠油多元熱流體吞吐工藝研究及現場試驗[J].中國海上油氣，2011，23（3）：185-188.

[2]劉文章.稠油注蒸汽熱采工程[M].北京：石油工業出版社，1997：135-137.

[3]李兆敏，張丁涌，衣懷峰，等.多元熱流體在井筒中的流動與傳熱規律[J].中國石油大學學報（自然科學版），2012，36 （6）：79-83.

[4]楊海林，孫玉豹，孫永濤，等.海上油田多元熱流體熱采井筒參數模擬計算研究及應用[J].科學技術與工程，2013，13 （14）：4010-4013.

（編輯鞏亞清）

DOI:10.3969/j.issn.2095-1493.2016.01.007

第一作者簡介：張衛行，工程師，2011年畢業于中國石油大學（華東）（油氣井工程專業），從事海上油田稠油開采技術方面的研究，E-mail: zhangwh25@cosl.com.cn，地址：天津塘沽區營口道938號2號樓113室，300450。

收稿日期2015-10-08