去伴熱保溫油管的設(shè)計與應(yīng)用研究

畢文軍，王立鵬，唐黎明，王新楠，紀(jì) 平，王 楠

(沈陽化工大學(xué) 機械與動力工程學(xué)院， 遼寧 沈陽 110142)

我國油田相繼進入二采、三采階段，稠油井增多，井下高凝油的采出問題已經(jīng)成為石油開采領(lǐng)域的研究熱點[1-4].高凝油的凝點一般在40 ℃左右，在油管舉升至地面過程中，隨著油面上升油溫下降[5]，當(dāng)油溫低至40 ℃時便導(dǎo)致高凝油凝固掛壁沉積，引起油管堵塞，流量下降，造成油井產(chǎn)量下降，油井產(chǎn)出受到嚴(yán)重影響.

傳統(tǒng)的油管保溫方式主要為熱流伴熱與電伴熱[6-8].熱流伴熱的熱容通常較低，處理裝置結(jié)構(gòu)復(fù)雜，且流體價格昂貴，油田開采成本較高；電伴熱流體加熱時間較長，電伴熱系統(tǒng)耗費的電力成本很高[9-10].上述傳統(tǒng)的伴熱方式不利于油田的節(jié)能降耗.雙金屬隔熱管[11-14]是效果較好的保溫方式，但該種方法需要在油管外焊接金屬隔熱層，增加了油管的體積與自重，對于較深的油井(大于2000 m)容易在開采過程中引起油管墜井，從而影響油田正常生產(chǎn).

該文研究開發(fā)了一種新型高凝油開采技術(shù)，對油管進行保溫設(shè)計，以達到去伴熱的目的.去伴熱是使用保溫技術(shù)，充分利用地層熱量，使得開采出來的高凝油溫度高于高凝油凝固點，達到高凝油開采條件，從而取消高凝油開采時的傳統(tǒng)伴熱方式.該技術(shù)取代傳統(tǒng)伴熱開采技術(shù)，不僅可以大幅度降低高凝油的開采成本，而且還可以節(jié)約能源.該文的研究成果對于提高稠油井采出效率、實現(xiàn)油氣井的連續(xù)生產(chǎn)具有重要實際意義，在高凝油油井開采過程中具有廣泛的應(yīng)用前景.

1 去伴熱保溫油管的設(shè)計

該研究設(shè)計的保溫油管采用四層復(fù)合結(jié)構(gòu)體系，其結(jié)構(gòu)如圖1所示.里層為內(nèi)防腐涂層，油管管體為金屬基，中間層為保溫層，外層為保護層.

圖1 保溫油管結(jié)構(gòu)示意圖Fig.1 Structure diagram of insulated oil pipe structure

1.1 保溫層設(shè)計

SiO2氣凝膠具有密度小、熱導(dǎo)率低、比表面積大等優(yōu)異特性[15-19]，保溫隔熱效果顯著[20-21]，且技術(shù)成熟，將SiO2氣凝膠用于采油管保溫設(shè)計鮮有報道.本文選用SiO2氣凝膠氈作為采油管的保溫材料,將SiO2氣凝膠氈沿采油管縱向包覆于管柱外表面，氣凝膠氈包覆采油管的有效長度為8 m，采用鋼帶每隔一定距離對采油管氣凝膠氈進行捆扎固定.

1.2 密封工藝

由于SiO2氣凝膠疏水親油，油液的侵入將大幅降低氣凝膠氈保溫效果.為保證后期涂敷的保護層完全將氣凝膠氈包覆住，避免采油管使用期間保護層內(nèi)部氣凝膠氈接觸到外界的采出液，需要進行氣凝膠氈采油管的端頭密封.密封膠采用通用橡膠中耐油性很好的丁腈橡膠，對未經(jīng)氣凝膠氈包覆的采油管兩端端頭進行涂膠，沿管柱縱向向外各涂敷20 mm密封膠.

1.3 保護層設(shè)計

保護層是采油管的重要組成部分，對油管氣凝膠保溫層以及管體起到防止外物碰撞、酸堿鹽等化學(xué)腐蝕的作用.保護層的結(jié)構(gòu)與材料通常根據(jù)具體設(shè)計而定.該研究選用具有良好耐寒和耐熱性能、化學(xué)穩(wěn)定性好且力學(xué)性能優(yōu)異的高密度聚乙烯為保護層材料,運用熱熔擠出機將高密度聚乙烯縱向包覆于采油管氣凝膠氈外表面，保護層兩端切頭時，需要預(yù)留采油管現(xiàn)場作業(yè)時卡鉗作業(yè)的位置.

2 去伴熱保溫油管保溫性能的數(shù)值模擬

依據(jù)保溫材料的特性以及高凝油采油的實際工況及環(huán)境進行仿真分析.應(yīng)用有限元分析軟件ANSYS進行實體建模，通過建立模型、設(shè)置與實際情況相同的邊界條件、劃分網(wǎng)絡(luò)，模擬計算使用保溫層前后的溫度場情況.以2000 m油井為研究對象，根據(jù)相似性準(zhǔn)則，進行模型的相應(yīng)簡化，建立的ANSYS模型如圖2所示.

圖2 油井有限元模型

ANSYS 數(shù)值模擬的方案設(shè)計如下：

(1) 條件設(shè)置

設(shè)原油初始溫度為70 ℃，向地下方向環(huán)境溫升為0.03 ℃/m，保溫層導(dǎo)熱系數(shù)λ=0.016 W/(m·K)，空氣層導(dǎo)熱系數(shù)λ=0.38 W/(m·K)，鋼管導(dǎo)熱系數(shù)λ=40 W/(m·K).局部幾何模型及邊界條件設(shè)置如圖3所示.

圖3 局部幾何模型及邊界條件設(shè)置Fig.3 Local geometric model and boundary condition setting

(2) 求解域傳熱方程

熱分析遵循熱力學(xué)第一定律，即能量守恒定律.對于一個封閉的系統(tǒng)(沒有質(zhì)量的流入或流出)有

Q-W=ΔU+ΔKE+ΔPE.

式中：Q—熱量；W—做功；ΔU—系統(tǒng)內(nèi)能；ΔKE—系統(tǒng)動能；ΔPE—系統(tǒng)勢能.

對于大多數(shù)工程傳熱問題有：ΔKE=ΔPE=0.通常認(rèn)為沒有做功，即W=0，則Q=ΔU.對于穩(wěn)態(tài)熱分析，熱量流動不隨時間發(fā)生變化，即系統(tǒng)流入的熱量等于流出的熱量.

(3) 數(shù)值模擬

添加保溫層與未含保溫層油管的溫度經(jīng)過數(shù)值模擬后其分布如圖4所示.由圖4可以看出：兩種油管沿oy(井底至井口)方向的溫度分布云圖差異明顯，與未加保溫層油管相比，添加保溫層油管的溫降速度較緩；同一地層深度處，添加保溫層油管的溫度明顯高于未添加保溫層油管的溫度，且相對高溫的分布區(qū)域較多.未加保溫層時油管出口平均溫度為31.8 ℃，低于高凝油凝點8.2 ℃；添加保溫層油管出口溫度為42.9 ℃，高于高凝油凝點2.9 ℃，使用保溫層前后油管溫度相差11.1 ℃.由以上分析可見，添加保溫層油管的出油溫度能夠滿足高凝油開采的工藝要求.

圖4 油管溫度分布Fig.4 Distribution of temperature of oil pipe

3 去伴熱保溫油管保溫性能現(xiàn)場中試

利用現(xiàn)場中試考察去伴熱油管應(yīng)用于生產(chǎn)實踐的可行性，地點選擇在遼河油田高升采油廠.高升采油廠為全國第一個正規(guī)開發(fā)的深井稠油開采基地，其采出高凝油的中試試驗數(shù)據(jù)可以為同類型油田提供重要參考.

選取39站坨g1和34站坨35～30兩口在役稠油井進行保溫采油管的中試試驗.油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)采集周期為7 d，采集的參數(shù)內(nèi)容包括油溫、電流等.中試采集所得數(shù)據(jù)見表1和表2.

(1) 出油溫度的變化

未使用保溫的油管，39站(坨g1)的出油平均溫度為31.2 ℃，使用保溫油管后，39站(坨g1)的出油平均溫度為42.34 ℃，出油平均溫度提高了36%；未使用保溫油管，34站(坨35～30)的出油平均溫度為33.69 ℃，使用保溫油管后，34站(坨35～30)的出油平均溫度為44.41 ℃，出油平均溫度提高了32%.通過兩座油井的中試研究可見：新型保溫油管的使用，較好保護了油管中地層的熱量；在去掉其他傳統(tǒng)伴熱方法條件下，減慢了油管中溫度下降的速度，顯著提高了油管出油溫度；使用保溫油管后出油溫度能夠滿足高凝油開采溫度，實現(xiàn)了高凝油井的去伴熱開采.

(2) 工作電流的變化

未使用保溫油管，39站上行時所需電流平均為74.9 A，下行時所需電流平均為72.5 A；使用保溫油管后，上行與下行所需電流平均為69.1 A與66.5 A，上下行平均電流分別下降了7.7%與8.3%.測得34站上行平均電流由75.2 A下降至70.1 A，上行平均電流下降了6.8%，而下行平均電流由67.9 A下降至63.1 A，下行平均電流下降了7.1%.分析認(rèn)為：出現(xiàn)平均電流減小的現(xiàn)象，說明提升所需的功率變小，節(jié)約了電能，減少了采油成本.SiO2氣凝膠氈保溫層的使用，有效利用與保持了油管中地層的熱量，防止因油管中溫度下降過快導(dǎo)致高凝油黏度升高引起的油品掛壁問題，從而降低了提升功率，提高了采出率，達到了去伴熱保溫油管節(jié)能降耗的目的.

表1 39站不同油管油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)Table 1 Production data of oil well with different oil pipe of 39 station

表2 34站不同油管油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)Table 2 Production data of oil well with different oil pipe of 34 station

4 結(jié) 論

(1) 模擬與中試研究的結(jié)果表明，去伴熱保溫油管的設(shè)計方案合理，SiO2氣凝膠材料能夠應(yīng)用于新型采油管的開發(fā)設(shè)計，其取代了傳統(tǒng)熱流體循環(huán)加熱降黏技術(shù).

(2) 中試研究表明，油井的出油溫度提高了36%與32%，說明這種高凝油開采新技術(shù)可以利用地層中的熱量提高油井的出油溫度，滿足高凝油的開采條件，達到去伴熱的目的.

(3) 應(yīng)用去伴熱保溫油管，中試油井的運行電流下降明顯，油井的提升功率降低，使用新型保溫油管可以節(jié)約開采成本，節(jié)能降耗.