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七位数中奖号码查询结果:注蒸汽井井筒热损失模型

福彩号码查询 www.edasl.tw 题目:注蒸汽井井筒热损失模型
摘 要: 稠油热采技术早在 20 世纪初就开始了工业性试验,随后稠油热采技术得到了 很大的发展。稠油热采主要形式是蒸汽吞吐和蒸汽驱,但是蒸汽的注入使得套管产生热 应力,套管损坏非常严重,很大程度上制约着注蒸汽开采稠油技术。 本文应用热传递基本理论。通过井筒内能量守恒、动量守恒和质量守恒定理建立了 注蒸汽井注入阶段井筒一地层温度场模型,同时建立炯井阶段的套管温度变化模型。在 注入阶段井筒热传递的计算中,引入了时间步函数,使得结果更符合实际情况。 在得到井筒一地层温度场模型后,应用热应力基本理论建立了套管热应力计算模 型。同时编制了计算软件对现场注蒸汽的实际情况进行模拟,研究了套管温度和热应力 的分布规律,并且计算结果与现场实测值非常接近,这说明了本模型客观地反映了注蒸 汽的真实情况。本模型可用于现场注蒸汽井动态预测和模拟,以及对蒸汽注入参数进行 优选,同时可对套管热应力进行计算分析。 在文章的最后部分,建立了提拉过程中套管在井筒中受力平衡的关系式,推导出提 拉过程中提拉预应力的分布模型。 该模型在前人研究的基础上考虑了摩阻力对井口提拉 载荷的影响。并得出了采用提拉预应力固井方法后注蒸汽所产生的热应力分布规律。 关键词:井筒压力;传热系数;蒸汽干度;热损失

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Note gas wellbore heat loss model
Abstract:The industrial tests of the technique of exploiting heavy oil start at early the 20th century. After that the technique of exploiting heavy oil have rapid development. The exploit of heavy oil mainly through steam huff and puff and steam drive. But the casing will produce large heat stress for the injection of steam,and can make heavy casing failure. Therefore in large degree restrict the development of steam injection technique. Applying the basic theory of heat transfer. This paper have established the well bore and formation temperature field model of steam injection step,and have established the casing temperature change model of the steam soak step.In the calculation of well bore heat transfer of the steam injection step.this paper introduce the time step function and make the result accord with the fact much more. After getting well bore and formation temperature field model.this paper using the basic theory of heat stress establish the model of casing heat stess.At the same time the calculating software can simulate the fact of steam injection. And this paper have researched the rule of casing temperature and heat stress. The results of calculating are very close to the measured value. And this can prove that this model accord with the fact of steam injection. This model can use to predict anf simulate the steam injection.and prefer the steam inject parameter.furthermore this model can calculate and analysis the heat stress of casing. In the end of this paper. The relationship of casing under force balance in the process of drawing casing is established,and the prestressing force distribtue model is deducted.This model have considered the effect of fuction to well head drawing force. Especially curved portion must take fuction into account. And then this model can get the heat stress distribute rule induced by steam injection afer drawing casing. Key words:Wellbore pressure;Heat transfer coefficient;Dry steam;Heat loss.

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目录
摘 要:.................................................................................................................. I 前言........................................................................................................................ 1 1 课题的背景、目的和意义................................................................................ 1 1.1 国内稠油热采井下动态监测技术现状................................................. 1 1.1.1 温度、压力监测技术.................................................................. 1 1.1.2 吸汽剖面监测技术...................................................................... 1 1.2 TPS-9000 生产测试仪 ............................................................................ 2 1.2.1 基本组成及工作原理.................................................................. 2 1.2.2 技术指标...................................................................................... 2 1.2.3 高温高压四参数吸汽剖面测试仪.............................................. 2 1.2.4 工作原理...................................................................................... 2 1.2.5 技术指标:.................................................................................. 2 1.3 高温五参数吸汽剖面精细化测试仪..................................................... 2 1.3.1 工作原理...................................................................................... 2 1.3.2 技术指标...................................................................................... 3 1.4 产出剖面监测技术................................................................................. 3 1.4.1 基本结构及工作原理.................................................................. 3 1.4.2 技术指标...................................................................................... 3 1.4.3 应用效果分析.............................................................................. 4 1.5 稠油油藏的开采技术和方法................................................................. 4 1.5.1 稠油的定义和分类...................................................................... 4 1.5.2. 热力采油..................................................................................... 5 1.5.3 化学采油...................................................................................... 5 1.5.4 微生物技术.................................................................................. 6 1.5.5 稠油出砂冷采技术...................................................................... 6 1.5.6 水平压裂辅助蒸气驱技术.......................................................... 6 1.6 课题的现状与发展趋势;课题欲解决哪一方面的问题..................... 6 1.6.1 国内外现状................................................................................... 6 1.6.2 问题的提出................................................................................... 7 1.6.3 埕北 A31 井开发现状 ................................................................. 7 2. 数值模拟研究................................................................................................... 9 2.1 化学降凝(粘)技术机理 .......................................................................... 9 2.1.1 地质模型的建立.......................................................................... 9 2.1.2 单井历史拟合.............................................................................. 9 2.1.3 蒸汽吞吐开发效果预测.............................................................. 9 2.1.4 注蒸汽开发稠油油藏中的井筒热损失分析............................ 10 2.2 方法研究............................................................................................... 10
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2.3 总传热系数的计算............................................................................... 11 2.4 井底蒸汽参数的确定........................................................................... 12 2.4.1 井筒热损失速度........................................................................ 12 2.4.2 井筒热损失率............................................................................ 12 2.4.3 井底干度.................................................................................... 12 2.4.4 井底蒸汽温度............................................................................ 12 2.5 井筒热损失分析................................................................................... 12 2.5.1 总传热系数的影响.................................................................... 12 2.5.2 注汽速度的影响........................................................................ 13 2.6 注汽井筒压力变化的热损失计算....................................................... 13 2.6.1 假设条件.................................................................................... 13 2.6.2 井筒传热数学模型.................................................................... 14 2.7 井筒中压力的计算............................................................................... 15 2.7.1 套管内壁温度和水泥环外缘温度计算.................................... 15 2.7.2 井筒总传热系数计算................................................................ 15 2.7.3 井筒干度计算............................................................................ 16 2.7.4 井筒热损失百分数.................................................................... 16 2.7.5 计算所需基本参数值................................................................ 16 2.7.6 考虑注汽井筒压力变化的热损失计算的结论........................ 20 3 设计方案的确定.............................................................................................. 21 4 设计步骤及强化方案...................................................................................... 22 4.1 加强精细地质研究............................................................................... 22 4.2 突破油稠关........................................................................................... 22 4.3 成功应用防砂技术............................................................................... 22 4.4 深入研究油井见水规律....................................................................... 22 4.5 优选能量补充方式............................................................................... 23 5 多孔介质中的传热传质................................................................................... 24 5.1 传热的三种基本方式........................................................................... 24 5.1.1 热传导........................................................................................ 24 5.1.2 热对流........................................................................................ 24 5.1.3 热辐射........................................................................................ 25 5.2 连续介质传热....................................................................................... 25 5.2.1 质量守恒方程............................................................................ 25 5.2.2 动量守恒方程............................................................................ 26 5.2.3 能量守恒方程............................................................................ 26 5.3 多孔介质传热....................................................................................... 27 5.3.1 质量守恒方程............................................................................ 27 5.3.2 动力学方程................................................................................ 28
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5.3.3 能量守恒方程............................................................................ 28 6 井筒热损失计算方法及过程.......................................................................... 29 6.1 假设条件及计算思路........................................................................... 29 6.1.1 假设条件.................................................................................... 29 6.1.2 计算思路.................................................................................... 29 6.2 井筒中压力的计算............................................................................... 30 6.3 热损失的计算....................................................................................... 31 6.3.1 油管中心至水泥环外缘的传热................................................ 31 6.3.2 水泥环外边缘至地层的导热.................................................... 33 6.4 井筒蒸汽干度计算............................................................................... 36 6.5 井筒热损失百分数的计算................................................................... 38 6.6 计算程序流程图................................................................................... 38 7 计算编程.......................................................................................................... 40 8 结论.................................................................................................................. 41 参 考 文 献........................................................................................................ 42 致 谢.................................................................................................................... 44 附 录.................................................................................................................... 45

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常州大学本科生毕业设计(论文)

前言 1 课题的背景、目的和意义
1.1 国内稠油热采井下动态监测技术现状 稠油油藏通常采用热力开采,热采方式以热水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层等 为主,其中,蒸汽吞吐和蒸汽驱是最有效的开采技术,也是提高稠油油藏采收率的主要 方法。我国稠油资源分布很广,储量丰富,全国预计稠油资源量 300?108t,已探明的 稠油地质储量 15.3?108t,累计投入开发的地质储量 8.11?108t,已发现的稠油油田有 70 多个,形成了辽河、胜利、新疆、河南四个稠油生产基地。目前,我国稠油热采生产 井约有 1.6?104 口,稠油产量保持在 1100?104t 以上,稠油产量约占原油总产量的 9% 左右,成为我国原油生产的重要组成部分。 稠油热采井下动态监测技术能够提供热采过程中生产井的各种动态参数,定性、定 量地了解各油层的吸汽状况,监测注汽质量,判断注汽效果,为及时了解稠油。 油藏的开发动态、进行热采方案调整及改善注蒸汽开发效果提供科学依据。因此, 稠油热采井下动态监测技术在稠油注汽生产中发挥着至关重要的作用。 1.1.1 温度、压力监测技术 在稠油热采开发过程中,录取热采井的温度、压力资料已成为生产设计的一项必要 手段。稠油粘度高,存在一个敏感温度点,监测生产过程中油层温度、压力的变化,有 助于分析油层供液规律,优化设计举升参数,提高周期采油量。 美国的 RPG-3 型温度计与压力计已大量应用于稠油油田的温度、 压力测试, 新疆克 拉玛依油田年测试量在 1000 井次以上,针对辽河、胜利油田的深井,应用该温度计与 压力计也取得了较好的资料。 辽河油田研制的 L-GSY 高温电子双参数测试仪,一次下井可同时测量热采井井下 蒸汽的温度与压力变化相对应的两条曲线,它可替代引进的 RPG-3 型温度计与压力计, 并得到广泛应用。 高温长效电子压力计是辽河油田研制的,已获得国家专利。该仪器可以实现稠油、 超稠油井采油生产阶段全周期的监测,已连续工作 12 个月,累计完成 200 井次的现场 测试任务, 对油井动态资料录取、 油藏动态分析和指导现场施工都有一定的指导意义[2]。 1.1.2 吸汽剖面监测技术 吸汽剖面监测技术是通过测取不同时期油层吸汽状况,掌握吸汽剖面的变化规律, 正确地反映油层动态情况,判断注汽效果,为准确掌握油藏生产动态和提高注蒸汽开发 效果提供了重要依据。 辽河油田的吸汽剖面监测技术日趋成熟, 特别是高温五参数吸汽剖面精细化测试仪 的高温存储 GR 和高温存储 CCL 校深技术,解决了存储式高温测井仪器的精确定深问 题。通过现场测试表明,该技术可以达到电缆直读生产测井效果及同等的测量精度,满 足了吸汽剖面精细测试的要求,对于中后期开发阶段的稠油油藏细分研究具有重要意 义。

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常州大学本科生毕业设计(论文) 1.2 TPS-9000 生产测试仪 1.2.1 基本组成及工作原理 TPS-9000 生产测试仪是从美国引进的,专用于注汽井吸汽剖面的测试仪器。 该仪器由地面数据记录系统、电缆、井下仪器组成。电缆采用Φ 6.35mm 的耐高温 钢管代替常规钢丝铠装电缆,钢管内包裹着两根Φ 2.39mm 的毛细钢管。井下仪器由空 心加重、传压筒、涡轮流量计和扶正器组成??赏辈獾梦露?、压力、流量和测点深度 等参数。 温度测量的传感器是 K 型热电偶; 压力测量是通过仪器串的传压筒及毛细管应 力平衡原理,将井下压力传至地面压力传感器;吸汽剖面测量采用涡轮连续流量计,非 集流式;蒸汽干度是通过对井筒热损失的计算方法,将井口蒸汽干度递推至井下各点。 1.2.2 技术指标 仪器外径:Φ 68mm; 仪器长度:8m; 温度范围:0~372℃; 压力范围:0~42MPa; 辽河油田科技人员对该仪器的密封系统、流量计系统进行了改进,完成 300 井次测 试任务。 该仪器在克拉玛依油田取得了良好的应用效果, 已完成 665 井次的测试任务[3]。 1.2.3 高温高压四参数吸汽剖面测试仪 高温高压四参数吸汽剖面测试仪是辽河油田研制的吸汽剖面存储式测试仪器, 它是 当时国内外高温高压测试技术中唯一能同时实现四参数测量的仪器,并获得国家专利。 该仪器已测试 350 井次,均取得了成功的测试资料,为制定合理的注汽热采方案提供了 可靠依据。 1.2.4 工作原理 高温高压四参数吸汽剖面测试仪采用真空隔热、钢丝起下、井下单片微型计算机数 据采集存储、多参数综合处理等技术,同时测得注汽井的温度、压力、流量参数,并计 算出蒸汽干度、热损失及油层吸汽剖面。测试资料回放处理后,能够准确直观地显示各 个吸汽油层的温度、压力、干度和流量参数,可直接判断各个层位的吸汽效果。 1.2.5 技术指标: 仪器长度:1650mm,1920mm; 仪器外径:Φ 38mm; 温度范围:0~400℃,精度:±0.5℃; 压力范围:0~60MPa,精度:0.1%F.S; 流量测量精度:±3%; 1.3 高温五参数吸汽剖面精细化测试仪 高温五参数吸汽剖面精细化测试仪是在高温四参数仪器研究与应用的基础上, 研制 开发的用于注汽井注入参数及吸汽剖面测试的精细化测试仪。 1.3.1 工作原理 高温五参数吸汽剖面精细化测试仪采用了高温存储 CCL、自然伽马一体化测试、高 第 2 页 共 51 页

常州大学本科生毕业设计(论文) 温高精度扶正式流量测试、高温测井平台、等效电缆测井的高温大容量存储连续测量等 新技术。该仪器应用高温存储钢丝试井方式,测量注汽井的温度、压力、流量、磁定位、 自然伽马参数及油层吸汽剖面,已完成 8 井次的现场测试,实现了吸汽剖面的定量精细 测量。 1.3.2 技术指标 仪器长度:2300mm; 仪器外径:Φ 42mm; 温度范围:0~400℃,精度:±0.5℃; 压力范围:0~60MPa,精度:0.05% F ? S ; 流量测量精度:±3%; 深度校正误差:0.1m; 1.4 产出剖面监测技术 产出剖面监测技术是通过测试热采井不同时期的产出剖面, 分析注蒸汽开发油层的 动用状况,测井资料可以作为热采井采取分层注汽、调剖等措施的参考依据。但是,通 用过环空产出剖面测井仪的耐温指标较低,至今还没有耐温在 175℃以上的过环空测试 仪器,无法完成高温热采井过环空产出剖面的测试,影响了地质人员对热采效果和油层 动用程度的分析。 为此, 辽河油田的科研工作者研制出高温产液剖面测试仪应用于稠油热采井蒸汽吞 吐高温放喷阶段产出剖面测试的专用仪器,取得了良好的应用效果,该仪器已获得国家 专利。 1.4.1 基本结构及工作原理 高温产液剖面测试仪采用钢丝起下仪器, 产出剖面测试采用部分集流测中心流速和 高温采集、存储流量信号的先进技术,连续测量各油层的流速、温度、压力变化情况, 得到热采井产出剖面资料。高温涡轮流量计采用耐高温玛瑙宝石轴承,保证油井分层流 量测试的准确性;高温温度计采用铂电阻 Pt1000 测量温度剖面;高温压力计采用金属 薄膜压力变送器测量压力剖面;仪器的高温区和计算机采集、存储系统采取隔热?;?、 双向隔离密封技术,仪器结构如图 1.4.1 所示。

图 1.4.1 高温产液剖面测试仪结构示意图

1.4.2 技术指标 仪器外径:Φ 38mm; 温度范围:0~350℃,精度:±0.1℃; 第 3 页 共 51 页

常州大学本科生毕业设计(论文) 压力范围:0~40MPa,精度:0.1% F ? S ; 流量范围:5~100m3/d,精度:0.5r/s; 1.4.3 应用效果分析 高温产液剖面测试仪能够在热采井蒸汽吞吐高温放喷阶段进行产出剖面测试, 了解 各油层的产液量、温度和压力变化情况,是分析油层纵向动用程度的重要手段。该仪器 在辽河油田已测试 40 多井次,取得满意的测试资料,实现了稠油、超稠油蒸汽吞吐高 温环境下的产出剖面测试。 热采井经过多轮次蒸汽吞吐开采后,地层压力下降,自喷能力变差,蒸汽吞吐采油 阶段,高轮次生产井基本上不能自喷,通常直接下入抽油管柱,转抽生产。该仪器外径 Φ 38mm,测试通道受限,不能进行测试,无法满足稠油热采井产出剖面的测试需求。 另外, 大庆油田所使用的电导式相关流量测井仪采用一对电导传感器测量流量和含 水率,使得相关流量计成为无可动部件、无阻流元件的流量计,适用于稠油井的流量及 含水率的测量,外径Φ 28mm,耐温 125℃,耐温指标偏低。目前,采用电路厚膜化等 先进的电子技术,仪器电路部分的耐温指标能达到 200℃,但耐高温传感器还需要重新 选订,高温传感器的应用还不成熟,需要进一步研究。如果经济技术条件允许,可进行 热采井高温过环空产出剖面测试技术的研究。 1.5 稠油油藏的开采技术和方法 稠油是石油资源的重要组成部分,随着稠油开采技术的日臻成熟,稠油油藏的勘探 越来越受到重视。目前,稠油资源丰富的国家主要有美国、加拿大、委内瑞拉、中国等, 其重质油及沥青砂资源量约为(4000~6000)?108m3,稠油年产量高达 127?108t 以上。 在美国,稠油蒸汽驱热采技术属国际领先;在加拿大,稠油开发主要靠 SAGD(蒸汽辅 助下的重力泄油)技术;在委内瑞拉,稠油开发技术主要放在了改善蒸汽吞吐开采效果 上;而在我国,由于重油沥青资源分布广泛,已在 12 个盆地发现了 70 多个重质油田, 预计其资源量可达 300?108t 以上。因此,稠油的开采具有很大的潜力,但对于稠油油 藏的特点,常规的开采技术是很难采出的,因此要采取一些特殊的工艺措施,如:热力 采油、化学方法采油、生物采油以及其他一些有效方法等[5]。 1.5.1 稠油的定义和分类 1982 年 2 月, 第二届国际重质油及沥青砂学术会议在加拿大召开并讨论制定了重质 原油和沥青砂油的定义:重质原油是指在原始油藏温度下脱气油粘度由 100MPa?s 到 10000MPa?s,或者在 15.6℃及大气压下密度为 934~1000kg/m3(10oAPI)的原油;沥青 砂油是指在原始油藏温度下脱气油粘度超过 10000MPa?s,或者在 15.6℃及大气压下密 度大于 1000kg/m3(小于 10oAPI)的石油;此外,在该次会议上,法国石油公司及委内瑞 拉能源矿业部等对重质原油提出了不同的分类标准:前者按密度 0.935~0.965 g / cm3 、 0.966~0.993 g / cm3 、0.994~1.040 g / cm3 或粘度 100~1200MPa?s、800~1500MPa?s、 1300~15000MPa?s(37.8℃)将重质原油分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类;后者将密度为 0.934~ 1.000g/cm3、粘度小于 10000MPa?s 的原油定义为重质原油,密度大于 1.000 g / cm3 、 粘度小于 10000MPa?s 为特重原油,密度大于 1.000 g / cm3 、粘度大于 10000MPa?s 为 天然沥青[6]。 第 4 页 共 51 页

常州大学本科生毕业设计(论文) 1.5.2. 热力采油 热力采油主要是通过一些工艺措施使油层温度升高,降低稠油粘度,使稠油易于流 动,从而将稠油采出。其主要方法有蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层、热水驱等。 (1)蒸汽吞吐是一种相对简单和成熟的注蒸汽开采稠油的技术, 它的机理主要是加热 近井地带原油,使之粘度降低,当生产压力下降时,为地层束缚水和蒸汽的闪蒸提供气 体驱动力。近几年蒸汽吞吐技术的发展主要在于使用各种助剂改善吞吐效果。该技术是 20 世纪 80 年代在委内瑞拉发展起来的,注入的助剂主要有天然气、溶剂(轻质油)及高 温泡沫剂(表面活性剂)。蒸汽吞吐技术的应用使油井的动用程度提高,生产周期延长, 吞吐采收率由 15%提高到 20%以上,周期产量及油汽比可提高 15 倍以上,采出程度可 达 25%。 (2)蒸汽驱是目前大规模工业化应用的热采技术,它的机理主要是降低稠油粘度,提 高原油的流度。蒸汽相不仅由水蒸汽组成,同时也含烃蒸汽,烃汽与蒸汽一起凝结,驱 替并稀释前缘原油,从而留下较少的但较重的残余油。 (3)火烧油层是利用各种点火方式把注气井的油层点燃, 并继续向油层中注入氧化剂 (空气或氧气)助燃形成移动的燃烧前缘(又称燃烧带)。燃烧带前后的原油受热降粘、蒸 馏,蒸馏的轻质油、蒸汽和燃烧烟气驱向前方,未被蒸馏的重质碳氢化合物在高温下产 生裂解作用,最后留下裂解产物———焦炭作为维持油层燃烧的燃料,使油层燃烧不断 蔓延扩大。在高温下地层束缚水、注入水蒸发,裂解生成的氢气与注入的氧气合成水蒸 汽,携带大量的热量传递给前方的油层,把原油驱向生产井。 (4)由于蒸汽与地层油相密度差及流度比过大,易造成重力超负荷汽窜,体积波及系 数低,蒸汽的热效应得不到充分发挥,而用热水驱则可有效的减缓这些不利影响。热水 驱的作用机理主要是两方面:一是热水将能量传给地层油,使其温度生高,从而降低粘 度;二是可以补充地层能量,将原油驱替至井底。 几乎所有的热力采油工艺都是用降低原油粘度的方法来达到减小油藏流动阻力的 目的。 当今使用的热力采油工艺从加热方法来分可分为两类: 一类是把热流体注入油层, 另一类是热量在油层中产生。 同时也试验过将产生的热量和注入的热量联合在一起的工 艺。 1.5.3 化学采油 化学驱油是重要的提高原油采收率的方法, 其中表面活性剂驱油及微乳状液驱油又 是效率最高的两种化学驱油方法。前者是将较低浓度的表面活性剂胶团溶液注入油井; 后者则是用高浓度的表面活性剂, 并且这种注入的浆液是由三种或更多种组分构成的微 乳液。 (1)表面活性剂驱油是在注水驱的基础上发展起来的。注水驱替应用较早,通过向地 层注水把石油驱替至采油井。早期使用普通河水或海水,后来出现了注入表面活性剂的 活性水驱油,根据油藏不同的物理化学性质和地质条件,发展了相关的碱水驱、酸水驱 以及其他的化学驱油工艺。 (2)微乳液驱油:微乳液是由油、水、表面活性剂、助表面活性剂组成的各向同性的 第 5 页 共 51 页

常州大学本科生毕业设计(论文) 透明和热力稳定的分散体系,液滴被表面活性剂和助表面活性剂的混合膜所稳定。表面 活性剂一般用石油磺酸盐;助表面活性剂一般用 C3~C5 的醇;水相常是 NaCl 水溶液。 微乳液驱油的机理很复杂,如改变岩的润湿性,改变油水界面的粘度等,但能产生超低 的油—水驱替液界面张力是其中的主要原因之一[7]。 1.5.4 微生物技术 利用微生物技术采油主要是利用微生物的各种特性进行采油,主要有两种方法,一 种是生物表面活性剂技术,一种是微生物降解技术。 (1)生物表面活性剂是微生物在特定的条件下生长过程中分泌并排出体外的具有表 面活性的代谢产物。一方面具有化学表面活性剂的共性,另一方面又有稳定性好、抗盐 性较强、受温度影响小、能被生物降解、无毒、成本低的特点。生物表面活性剂已广泛 用于提高原油采收率, 即用生物表面活性剂注入地下或在岩石中就地培养微生物产生生 物表面活性剂用于强化采油。 (2)利用微生物降解技术对原油中的沥青质等重质组分进行降解,可以降低原油粘 度,提高原油采收率,该技术的理论依据是使用添加氮、磷盐、氨盐的充气水使地层微 生物活化。其机理包括:①就地生成 CO2 以增加压力来增强原油中的溶解能力;②生 成有机酸而改善原油的性质;③利用降解作用将大分子的烃类转化为低分子的烃;④产 生表面活性剂以改善原油的溶解能力;⑤产生生物聚合物将固结的原油分散成滴状;⑥ 对原油重质组分进行生化活性的酶改进;⑦改善原油粘度。 1.5.5 稠油出砂冷采技术 出砂冷采的技术关键是应用特殊的操作工艺和泵抽设备激励油层出砂, 它适用于埋 藏浅、物性好、胶结疏松的普通稠油或特稠油油藏(油层温度下脱气原油粘度 600~ 160000MPa?s)。出砂冷采的主要机理有 3 个方面:①大量出砂形成蚯蚓洞网络,使油 层孔渗大幅度提高,极大地改善了稠油的流动能力。②稠油埋藏浅、地层压力低、地饱 压差小,在原油向井筒流动的过程中,随压力降低油中溶解的天然气大量脱出,形成泡 沫流动且气泡不断发生膨胀,从而为稠油的流动提供了驱动能量使之大量产出。③因产 砂使上覆地层对油层产生压实作用,导致孔隙压力升高,驱动能量增加。 1.5.6 水平压裂辅助蒸气驱技术 采用高速注气的水平压裂辅助蒸气驱技术适用于开采浅薄层稠油,它的主要机理 是:通过在油层下部压开的水平裂缝,开辟一条高层流能力的热通道,沿热通道向前推 进的蒸气在重力差异作用下,蒸气逐步向上浮升并与原油发生强烈的传热传质作用,加 热后可流动的原油在重力作用下流到下部通道,被蒸气推着凝结的热水带到采油井,压 开的水平裂缝不仅扩大了扫油面积,而且沿缝浮升的蒸气又增加了波及体积,因而提高 了稠油采收率。 1.6 课题的现状与发展趋势;课题欲解决哪一方面的问题 1.6.1 国内外现状 稠油热采旱在 20 世纪初就开始了工业性试验。1931 年在美国得克萨斯伍德森附近 的威尔森、 斯旺两个油矿进行了蒸汽驱现场试验, 1934 年在前苏联进行了火烧油层试验, 1959 年在委内瑞拉由壳牌公司在明格兰德油田进行了蒸汽吞吐。60 年代之后,由于热 第 6 页 共 51 页

常州大学本科生毕业设计(论文) 力开采技术的发展,稠油资源比较丰富的美国、加拿大、委内瑞拉等国开始了工业化生 产。 当今世界稠油开采主要以蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层、热水驱等热力开采为主, 其产量约占总产量的 70%。在热力开采中,主要采用蒸汽吞吐和蒸汽驱。在注蒸汽开采 中,蒸汽驱产量占有一定的比例,几个大型蒸汽驱开发的油田有美国的 Kern River、 Belridge 油田,印度尼西亚的 Duri 油田,委内瑞拉的 Bare 油田,加拿大的 Cold Lake 油 田和 PeaeeRive:油田。蒸汽吞吐开采在委内瑞拉规模最大,其次是美国和哥伦比亚。 我国早在 60 年代初,就在克拉玛依油田开展了蒸汽吞吐和蒸汽驱试验,并先后在 新疆、胜利、 ,吉林开展了火烧油层试验。直至 80 年代初,相继在辽河高升和曙光油田、 新疆克拉玛依油田九区、胜利单家寺等大型稠油油田开展了稠油热采的工业性试验。在 引进国外注蒸汽开采的先进技术和装备的基础上,经消化吸收,逐步形成了适应我国稠 油油藏特点的注蒸汽开采技术,极大地促进了我国稠油大规模工业化开采,稠油产量高 速增长,1995 年全国稠油产量近 1300?104 吨,已成为世界主要稠油生产国之一。 我国当前稠油热采仍然以蒸汽吞吐为主,蒸汽驱先导试验始于 1987 年,至目前新 疆克拉玛依油田九区已开展大规模工业性试验,尽管试验效果不理想,油汽比低,但通 过注蒸汽试验积累了经验,经过综合调整、加强管理,可望开发效果得到改善。 1.6.2 问题的提出 尽管蒸汽吞吐和蒸汽驱工艺已被广泛用来开采稠油,但存在着许多有待解决的问 题, 其中注蒸汽井套管的损坏严重地制约着稠油开采的发展, 影响着稠油的生产与开发。 影响注蒸汽采油效益至关重要的因素是高温蒸汽在油井管柱内产生的热应力, 此应力可 能使套管产生屈服变形或断裂、注汽管柱发生屈曲。尤其是定向井和水平井,在套管内 有弯曲应力存在,套管破坏的可能性更大。 对于注蒸汽井中套管的严重损坏的问题,需要从本质上研究损坏机理,同时需要对 套管进行热应力分析,并采取一系列措施来减小套管中的热应力。这样就需要对注蒸汽 过程中的井筒一地层温度场进行详细分析, 只有知道由于注蒸汽而引起的套管温度变化 量,才能计算出所形成的热应力。 同时提拉预应力法作为防止套管损坏的几种方法,目前还有两种争论:一种认为有 效,一种认为无效。这就还需要进行详细的讨论来确认提拉法究竟是否有效,如果有效 又该提拉多少既能满足降低热应力的要求又不至于拉断套管。 从注蒸汽采油方面来说,主要知道进入油层时蒸汽的干度和温度究竟是多少,这就 需要对注蒸汽井井筒热损失进行计算,得出沿井筒的蒸汽干度和温度的分布。 1.6.3 埕北 A31 井开发现状 埕北 A31 井以天然能量生产投产以来, 生产效果较差, 中间经过冲砂、 解堵等作业, 基本没有效果。2005 年 1 月 18 日由于产液量过低而关井,目前该井关井待解堵作业。 与其邻近的多分支水平井 A29m 井的完井方式与 A31 井相同, 生产基本正常, 只是由于 底水的影响含水上升速度快,生产不到 3 年,生产含水率已达到 90%。 分析原因认为埕北 A31 井生产效果差是由于稠油油藏钻井完井过程中, 入井液与沥 青质结合堵塞油层,造成严重的油层伤害,这种伤害形成后,常规作业方法如酸化、热 第 7 页 共 51 页

常州大学本科生毕业设计(论文) 洗等都很难清除堵塞物。调研结果表明采用蒸汽吞吐后,可以清除这种堵塞,使油井产 量大幅度提高。如高升 1506 井及委内瑞拉 ORINICO 重油带 MFB-418 水平井,地下原 油粘度与埕北 A31 井相近,初期常规冷采生产效果差,蒸汽吞吐后,解除了堵塞,大幅 度提高了油井产量。 通过调研分析认为埕北 A31 井很可能是钻井完井过程中入井液与沥 青质结合堵塞油层,蒸汽吞吐后有可能恢复正常生产。 由于埕北 A31 井所处的油藏为底水稠油油藏,油层底水体积为油层的 40 倍。对胜 利单家寺底水稠油油藏蒸汽吞吐的调研结果表明,边底水对蒸汽吞吐开发效果影响较 大,生产含水上升速度快,边底水侵入严重,采出程度低,油藏很快大面积水淹,进一 步开发难度大。因此,底水稠油油藏蒸汽吞吐提高采油速度与控制底水锥进之间存在一 定的矛盾,对于埕北 A31 井这种强底水油藏蒸汽吞吐的同时,需要采取措施控水稳油, 以便进一步提高蒸汽吞吐的开发效果。

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2. 数值模拟研究
分析认为 A31 井目前生产效果差是由于钻井完井过程中入井液与沥青质结合造成 地层伤害,通过蒸汽吞吐可以解除这种堵塞,使油井恢复正常生产。采用数值模拟方法 在此基础上进行蒸汽吞吐开发效果预测。 2.1 化学降凝(粘)技术机理 (1)乳化润湿机理:在油层中加入一定量的 GNH 高凝稠油驱油剂溶液,可使堵塞地 层孔道的稠油重质成分分散,将原来油包水型的乳状液原油破乳,转换形成水包油乳状 液,具有降低油水界面张力和乳化分散原油的能力,改变稠油的流动性;同时可改变岩 石表面的润湿性为亲水性,降低岩石对原油的吸附性和运动阻力,减少油流喉道堵塞。 (2)降凝机理:加入适量的 GNH 驱油剂后,当油井出油温度降低到某值,蜡晶刚形 成时,该药剂起到成核剂的作用与蜡晶共同析出或吸附在蜡晶表面上,阻止蜡晶分子集 合体间相互粘接,防止生成连续的结晶网,降低高凝稠油的凝点,有利于油蜡水分子集 合体通过岩石孔隙[10]。 2.1.1 地质模型的建立 建立三维单井非均质地质模型,单井模型的面积为 600m?300m,采用直角坐标非 均匀网格,网格局部加密,平面网格数 30?21,纵向上分为 8 个层,每层厚度不等,最 下层为水层。采用加拿大 CMG 公司的热采模拟器 STARS 进行模拟。模型中的主要油 藏参数为:砂层厚度 31m;净总比 0.8;平均孔隙度 0.3;水平渗透率 2000?10-3μ m 2 ; 油藏条件下原油粘度 460mPa?s;垂直渗透率 1000?10-3μ m 2 ;含油饱和度 66%;孔 隙压缩系数 1.5?10-6kPa-1;底水体积 40 倍。相对渗透率端点值见表 2.1.1。
表 2.1.1 A31 井模型相对渗透率参数 Swr Kwo 0.35 0.1 Sow Kow 0.40 1.0

2.1.2 单井历史拟合 根据油藏模型对 A31 井进行累计产油量、累计产水量、日产油量、含水上升率等参 数的拟合,历史拟合的结果和实际结果比较吻合,误差在 5%内。 2.1.3 蒸汽吞吐开发效果预测 历史拟合完成以后,进行蒸汽吞吐生产预测。选取以下两种生产方式进行预测:蒸 汽吞吐 1 个周期,主要目的是进行解堵,以达到正常生产,以后常规生产,生产 3 年; 吞吐 3 个周期,每周期 1 年,以对比吞吐生产与常规生产的开发效果。 两种生产方式生产过程中排液量控制在 150t/d。以上两种情况生产效果对比见图 2.1.3。从图 2.1.3 可以看出,由于底水能量大,生产含水上升快,吞吐 3 次的生产效果 并不比吞吐 1 次的生产效果好。 因此建议 A31 井最好吞吐 1 周期, 达到生产解堵的目的 后常规生产。

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图 2.1.3 吞吐 1 周期与吞吐 3 周期生产效果对比

2.1.4 注蒸汽开发稠油油藏中的井筒热损失分析 稠油热采时,井筒热损失分析是一项很重要的内容。分析和预测蒸汽温度分布、干 度分布和蒸汽压力分布,都以此为基础。蒸汽注入阶段中,湿蒸汽沿井筒向下流动为气 液两相流,在建立注入过程中的温度分布模型中,有以下的基本假设条件:(1)湿蒸汽沿 油管向下稳定流动,不对外做功;(2)油管、隔热管和套管同心;(3)使用耐热封隔器, 蒸汽不窜入油套环空;(4)不考虑接箍、扶正器等的影响;(5)初始地层温度按地温梯度 分布;(6)井筒为一维径向稳定传热,地层为一维稳定传热[14]。 2.2 方法研究 井筒总传热系数 U to 的计算 在热流体注入过程中,井筒的径向热损失量,即由井筒径向流向井筒周围地层的热 流量。热损失计算方法是先确定具体井筒结构条件下的总传热系数 U to ,在计算环空液 体或气体的热对流、热传导以及辐射都存在的条件下的环空传热系数是很困难的,因为 它与油管外表面性质、液体的物理性质、油管外壁与套管内壁之间的温度和距离、套管 内壁表面性质等因素都有关系。根据传热学原理,结合具体注汽井身结构和注汽参数, 计算 U to 的详细步骤如下: (a)求 Ramey 时间函数 2 ?t i (2-1) f (t ) ? ln( ) ? 0.29 rn 研究证实,当 t i >11d 时 f(t)精度很高,当注汽仅一天时误差大约为 11%。 (b)水泥环外壁温度 第 10 页 共 51 页

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T? ? T ft ? 0.5 g f H Ts f (t ) ? Th ? f (t ) ?

??
rtoU to

T?

(2-2)

??

rtoU to

(c)套管温度 当忽略强迫对流热阻、油管及套管壁热阻时,套管温度计算公式为: r rtoU to In n rco Tci ? Th ?

?c?m

(2-3)

(d)辐射传热系数

hy ? ?Ftci Tto (k ) 2 ? Tci (k ) 2 ? ?Tto (k ) ? Tci (k )?

?

?

(2-4)

Ftci 是油管外壁表面向套管内壁表面辐射散热的有效系数,它代表了吸收辐射的能力, 对于井筒传热条件,其计算如下: 1 1 rto 1 ? ? ( ? 1) Ftci ? to rci ? ci (2-5)
(e)自然对流传热系数

hc ?

?hc
rto In rci rto
(2-6)

式中: hc —自然对流传热系数,W/( m ? k ); ? hc —环空液体的等效导热系数,即在环空平均温度和压力下,包括自然对流影 响的环空液体的综合导热系数,W/(m?K);在自然对流很小时, ?hc ? ?ha , ? ha 是环空 液体或气体的导热系数。 根据 Dropkin 等人试验数据处理,在井筒条件下有:
2

?hc ? 0.049(Gr Pr) 0.333 Pr0.074 ?h?
其中,格拉绍夫(Grashof)数 Gr 和普朗特(Prandtll)Pr 数分别为: 2 (r ? r ) 3 g??n ? (Tto ? Tci ) Gr ? ci to 2

(2-7)

??n

(2-8) (2-9)

Pr ?

M ?n ??n

?h?

对于环空中为常压空气时,Tan=( Ts + Tci /2;β =1/Tan(k)。 2.3 总传热系数的计算 (1)当井筒中仅有光油管,下端有封隔器,油套环空为液体或气体时,由于油管 内热水及蒸汽的强迫对流传热系数(也称水膜传热系数),高达 2791~11165W/( m 2 ? k ), 而钢材的导热系数高达 43~46.5W/(m?K),所以热阻可以忽略。此时总传热系数用式 第 11 页 共 51 页

常州大学本科生毕业设计(论文) (2-10)求解:
?1

r ? ? rto In n ? ? 1 rco ? (2-10) U to ? ? ? ?c?m ? ? hc ? hr ? ? ? ? 当井筒中油管柱是双层隔热管, 下端有封隔器, 环空是液体或气体时, 同样根据(2-1) 中的条件,总传热系数简化为用求解: ri r ? ? rto In n ? ? rto In r rto rco to ? (2-11) U to ? ? ? ? ri (hc ? hr ) ?c?m ? ? ?ins ? ? ? ? ' ' 式(2-11)右边第一项是隔热管的热阻,对总传热系数的影响最大, hc 和 hr 是有隔热管时 的系数。
2.4 井底蒸汽参数的确定 有了前面的计算结果后,利用能量守恒原理,就可以计算和预测井口至井底的热损 失、蒸汽温度和蒸汽干度等参数的分布。 2.4.1 井筒热损失速度
Qhl ? ? gf H2? 2?rtoU to ?? (Ts ? T ft ) H ? ? ??? ? rtoU to f (t )? ? 2 ? ? ? ?
?1

(2-12)

式中采用的近似计算方法,经笔者验证认为不可取仅可做很粗略的估计。 2.4.2 井筒热损失率

??
2.4.3 井底干度

M s X surf

?

100Qhl ? Lv ? (1 ? X surf ) H w

?

(2-13)

先求出井底蒸汽干度是否大于 0,其判别式为:

Qhl ? M s ? X surf ? Lv 如果式(2-14) 成立,则平均的井底蒸汽干度可以表示为: 100Q X b ? X surf ? M s Lv
2.4.4 井底蒸汽温度

(2-14) (2-15)

A?

M s C f ??? ? rtiU to f (t )? 2?rtiU to ??
(?H ) A

(2-16) (2-17)

T ( H , t ) ? g f H ? T fi ? g f A ? (Ts ? g f A ? T fi )e

2.5 井筒热损失分析 2.5.1 总传热系数的影响 基于数据,不同总传热系数下,井筒热损失和井底干度在不同井深条件下的变化情 况见表 2.5.1。不难看出,U to 值越高,井筒热损失越大,蒸汽干度越??;随着井深增加, 第 12 页 共 51 页

常州大学本科生毕业设计(论文) 井筒热损失也增加,井底蒸汽干度越小[15][16]。 2.5.2 注汽速度的影响 利用上面的数据,改变注汽速度,计算出不同井深条件下的井筒热损失与注汽速度 之间的关系如表 2.5.2 所示。
表 2.5.1 总传热系数 U to 对井筒热损失和井底干度的影响

U to
(W// m 2 ? K )
387m 3.868 5.836 7.386 9.386 11.386 13.386 8.04 11.84 15.12 17.97 20.48 22.70

井筒热损 失(%)
487m 9.99 14.71 18.77 22.31 25.42 28.17 587m 11.89 17.49 22.32 26.52 30.22 33.49 387m 72.83 69.44 66.51 63.93 61.73 59.75

井底蒸汽 干度(%)
487m 71.09 66.88 63.25 60.1 57.33 54.87 587m 69.4 64.4 60.09 56.34 53.05 50.13

表 2.5.2 注汽速度对井筒热损失和井底干度的影响

注汽速度 (t/h)
387m 1.1 2.2 3.2 4.2 5.2 6.2 27.723 15.121 10.396 7.92 6.397 5.365

井筒热损 失(%)
487m 34.418 18.733 12.906 9.833 7.942 6.661 587m 40.921 22.32 15.345 11.691 9.433 7.92 387m 55.27 66.51 70.73 72.94 74.29 75.21

井底蒸汽 干度(%)
487m 49.3 63.25 68.49 71.23 72.92 74.06 587m 43.5 60.09 66.31 69.57 71.58 72.94

表 2.5.2 可以得出,注汽速度较小时井筒热损失很大;随着注汽速度的增加,热损 失减小的趋势变缓,当注汽速度大于 4 t / h 后热损失趋于恒定。其它条件相同时,注汽 速度越高,蒸汽干度越大,当注汽速度大于 4 t / h 后井底干度对注汽速度的增加就不是 很敏感了;随着井深增加,同一注汽条件下井底蒸汽干度越小。 2.6 注汽井筒压力变化的热损失计算 数学模型的建立 2.6.1 假设条件 (1)井口注入蒸汽的速率、压力和干度保持不变。 (2)井内油管、隔热管、套管结构(如图 2.6.1 所示),油管与隔热管之间是绝热层。 (3)井底使用封隔器,油套管环形空间不会窜入蒸汽,并假设充以低压空气。 (4)从油井到水泥环外缘间的热量传递过程为一维稳态传热, 而水泥环外缘到地层间 的传热为一维非稳态传热,且不考虑沿井深方向的传热。 (5)忽略地层导热系数沿井深方向的变化,并认为是一常数。 第 13 页 共 51 页

常州大学本科生毕业设计(论文) (6)考虑井筒中的压力变化。由于压力变化,饱和蒸汽的温度( Ts ),焓 hs , hw ,汽化 潜热 Lv 均要发生变化。

图 2.6.1 井筒结构示意图

2.6.2 井筒传热数学模型 (1)油管中心至水泥环外缘的传热 从图 2.6.1 可以看出,若以油管外半径 r2 为基准,热阻 R 可写为: r r r ? r r r r r r2 r r 1 ? r2 R? ? 2 In 2 ? 2 In 3 ? 2 In 4 ? ? 2 In co ? 2 In h ? ? 2?r2 ? h1r1 ?tub r1 ?ins r4 ?tub r3 r4 (hc ? hr ) ?cas rci ?com rco ?

(2-18) 由于油管内液膜层和污垢层对流换热系数[2](也称水膜传热系数)h1 高达 10048~ 40193kcal/( h ? m 2 ?? C );钢材的导热系数 ?tub , ? cas 约为 155~167kcal/( h ? m 2 ?? C )。因此, 它们的热阻很小,可以忽略不计。
? r r r ? r2 r U 2 ? ? 2 In 3 ? ? 2 In h ? ? ?ins r2 r4 (hc ? h r ) ?c?m rco ?
?1

式中: U 2 —总传热系数,kcal/(h?m?℃)。于是: dQ ? 2?r2U 2 (Ts ? Th )dZ 第 14 页 共 51 页

(2-19)

常州大学本科生毕业设计(论文) (2)从水泥环外缘至地层的导热 由于是不稳定的热传导,故它随时间而变化。对地层的热损失开始大,但随着注汽 的进行,地层温度增加,传热动力温度差Δ T 将减小,导致热损失降低。用公式可表示 为: 2??(Th ? T? ) (2-20) dQ ? dZ f (t ) 式中:Te —初始地层温度,Te = Tm +aZ,℃;Tm —地表温度,℃;a—地温梯度,℃ /m;Z—井深,m; ?e —地层导热系数,kcal/(h?m?℃)(注:1cal=4.1868J);f(t)—无因 次地层导热时间函数。 在 K.chiu 等人的 WHAP 模型[3]中,给出了 f(t)的经验表达式: ? ?t ? f (t ) ? 0.982In?1 ? 1.81 (2-21) ? rh ? ? 式中: ? —热扩散系数, m 2 / h ;t—注汽时间,h。 由于 Th 未知,即:油管中心至水泥环外缘传递的热量=水泥环外缘至地层传递的热 量。由式(2-19)式(2-20)可得: ? T ? Ts r2U 2 f (t ) (2-22) Th ? ? r2U 2 f (t ) ? ?? 应该指出,式(2-20)只在 Th 为常数(不随时间变化)时才成立。因此,只有在井口条件 不剧烈变化(如定井口注入条件)时,才能使用式(2-22)计算 Th 值。 2.7 井筒中压力的计算 饱和蒸汽注入到井中成为水汽两相流动,因而可以采用井筒多相管流的 Beggs-Brill 计算方法来计算压力变化。 2.7.1 套管内壁温度和水泥环外缘温度计算 水泥环外缘温度可由式(2-22)求得: ? T ? Ts r2U 2 f (t ) Th ? ? r2U 2 f (t ) ? ?? 套管温度可由式(2-23)求得: (2-23)

r2U 2 In Tci ? Th ?

rh rco

?c?m

(Ts ? Th )

(2-24)

隔热管外壁温度可由式(2-24)求得: r U ?T ? T ? r Tti ? Ts ? 2 2 s h Ln 4 ?tr r2 式中: ?ti —隔热管外壁导热系数,kcal/(h?m?℃)。 2.7.2 井筒总传热系数计算

(2-25)

根据 G.Paul Willhite 的方法,可求得环空传热系数( hc + hr ),然后对 U 2 设初值,进 行迭代计算,可计算得到 U 2 的值。而饱和蒸汽的各项物性参数的计算可由经验公式 (2-23)求得。 第 15 页 共 51 页

常州大学本科生毕业设计(论文) 2.7.3 井筒干度计算

C1 ? is ? hs ? hw ? ?? dh dh ? dp ? C2 ? is ?? s ? w ? ? ?? dp dp ? dZ ?

dhw dp is 2 d ? 1 ? dQ C3 ? ? is ? ? ? ? is g dZ dp dZ A2 ? dZ ? ? ? C C ? 1Z ? C ? 2Z C ? C2 C 3 (2-26) 则:x ? e ? ? e 1 ? xw ? 3 ? C2 ? ? C2 ? ? 当求出压力降和热损失后,可由式(2-26)求得任意时刻 t,井筒深度为 Z 处的蒸汽干 度值 xw [18]。
2.7.4 井筒热损失百分数 根据定义,应先计算井筒热损失。需注意到由于井筒中蒸汽温度变化,汽化潜热和 焓值不为定值。井筒热损失=井口蒸汽携带能量-井内某点处的蒸汽能量 =is ? xwlvw ? ? hw ? Tm ? ? hw ? Tm ? ? is ? xZtlv ? ? hw ? T ? Zg ? ? ? ? ?

? is ? xwlvw ? ? hw ? Tm ? ? xZtlv ? ? hw ? T ? Zg ? ?
因此

y?

xwlvw ? ? hw ? Tm ? xZtlv ? ? hw ? T ? Zg xwlvw ? ? hw ? Tm ? ? hw ? Tm

(2-27)

式中:y—井筒热损失百分数,小数; Lv —井内某点蒸汽温度 T 下的汽化潜热, kcal/kg;( hw )T—井内某点 T 温度下饱和水的焓,kcal/kg。 2.7.5 计算所需基本参数值 (1)井筒参数 油管内半径 r1 =0.0310m;油管外半径 r2 =0.0365m;隔热管外半径 r3 =0.0572m;套管 内半径 rci =0.0807m;套管外半径 rco =0.0889m;水泥环外缘半径 rh =0.1236;井深步长Δ Z=100m;最大井筒深度 Zmax=1500m。 (2)热力及注入参数 井口蒸汽压力 p w =18MPa;井口蒸汽干度 xw =0.600;蒸汽质量流量 i s =6t/h;注汽时 间 t=5d;地温梯度 a=3.5℃/100m;地表恒温层温度 Tm =25℃;热扩散系数 C=0.027m2/h; 地层导热系数λ e=1.745W/(m?K);水泥环导热系数 ?5 =0.35W/(m?K);隔热管外壁导 热系数 ?ti =0.9;隔热管外壁辐射系数 ? ti =0.58;油管外壁辐射系数 ? tub =0.9;套管内壁辐 射系数 ? ci =0.9。 (3)井筒热损失 图 2.7.5-2、图 2.7.5-3、图 2.7.5-4 可以看出:随着注入压力增加,井筒内蒸汽温度 减小, 井筒热损失百分数增大; 随着注汽速率增加, 井筒内蒸汽压力沿井深增加的较慢, 井筒热损失百分数减??;随着注入蒸汽干度增加,井筒内蒸汽压力逐渐减小,井筒热损 失百分数减小。 第 16 页 共 51 页

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图 2.7.5-2 不同注入压力下井筒热损失变化

图 2.7.5-3 不同注汽速率下井筒热损失变化

第 17 页 共 51 页

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图 2.7.5-4 不同注入蒸汽干度下井筒热损失变化

(4)井筒蒸汽干度 图 2.7.5-5 和图 2.7.5-6 可以看出,对于相同井深,随着注汽速率的增大,蒸汽干度 逐渐增加;对于相同井深,随着注入压力增大,蒸汽干度下降越快。图 2.7.5-7 可以看 出,当井口蒸汽干度较高时,蒸汽干度随井深几乎成线性递减。当井口蒸汽干度降低到 较小值,蒸汽干度随井深递减增快。当采用隔热管且环空有一定的隔热介质时,蒸汽干 度随井深递减幅度每 1000m 约为 15%~20%。

图 2.7.5-5 不同注汽速率下井筒沿程蒸汽干度的变化

第 18 页 共 51 页

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图 2.5.7-6 不同注入压力下井筒沿程蒸汽干度的变化

图 2.5.7-7 不同井口蒸汽干度的井筒沿程蒸汽干度变化

第 19 页 共 51 页

常州大学本科生毕业设计(论文) 2.7.6 考虑注汽井筒压力变化的热损失计算的结论 (1)采用井筒多相管流的 Beggs-Brill 方法可以较好的计算压力分布,进而求出随井 筒压力变化的各项饱和蒸汽的物性参数值; (2)在其他条件相同时,注入压力越大、注汽速率越低、注入蒸汽干度越小,井筒热 损失越大; (3)在设备工艺和技术要求的合理范围内,要提高蒸汽干度利用率和减小井筒热损 失,应提高注汽速率,减小井口蒸汽压力,加大井口蒸汽干度。

第 20 页 共 51 页

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3 设计方案的确定
海上底水稠油油藏蒸汽吞吐可行性研究 国外海上稠油热采开发实例 委内瑞拉马拉开波湖 Bachaquero-01 油田 Bachaquero-01 油田为全球最大的 海上(湖上)采用蒸汽吞吐开采的油田。1971 年开始采用蒸汽吞吐方式开发,截至 到 1995 年底,共对 325 口井进行了 860 轮次的蒸汽吞吐,蒸汽吞吐生产井 285 口日产油量 6349 m 3 ,平均单井产油 22.4 m 3 / d 。 Bachaquero-01 油田的主要油藏参数见表 1。 来油方式:水路为主; 发油外输方式:汽煤柴油:陆路发送; 燃料重油:水、陆兼有,水路为主; (1)库区位置运河航道最大通行能力:700 吨油船; 运河枯水期最低水位:低于河岸 2.5m。 (2)建库地区气温条件: 极端最高气温:41℃;极端最低气温:-12℃ (3)燃料重油主要物性: ? 20=910kg/m3;ν =120~160mm2/s; (4)汽、柴油周转速率约为燃料有的 1.5 倍,约为煤油的 3 倍。

第 21 页 共 51 页

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4 设计步骤及强化方案
4.1 加强精细地质研究 胜坨油田的主力开采层系为沙二段高产油层,位于东营组油藏下部,构造具 有继承性,因此有近 3000 口沙二段的生产井穿过了浅层稠油油藏,兼给东营组 取心井有 23 口之多,各种分析化验资料达千余项,这给浅层稠油油藏进行精细 地质研究提供了丰富而可靠的资料。在此基础上,1997 年在浅层稠油油藏动用 之前, 先期分断块分层系进行了精细油藏描述和沉积相研究,对每一个油砂体的 构造、储层、流体和油藏模型进行深入细致的研究,同时又进行了沉积时间单元 的细分,完成了沉积微相的研究,为油藏全面动用提供了可靠的依据。 4.2 突破油稠关 开发初期,一方面开展工艺攻关,摸索出螺杆泵生产、井筒辅助降粘开采的 办法,使一部分油层得以先期动用;另一方面在精细油藏描述的基础上,对流体 模型进行深入研究, 明确油水关系以及原油在平面和纵向上的分布规律,优选原 油粘度较 低的部位及小层先期动用。 在开发中先动用东二段顶部的油层, 取得突破后, 再向边部以及上层系扩展,直至全部动用。 4.3 成功应用防砂技术 开发初期,在该区尝试了多种防砂工艺[6],包括固砂剂地层防砂、绕丝管 砾石充填防砂、金属颗粒滤砂管井筒防砂、PS 地层防砂以及组合式防砂。根据 实验优化对比结果,优选了 PS 防砂作为该区的主要防砂工艺。该工艺不仅克服 了井筒防砂占据井筒容积、 减小渗流面积的弊端, 而且横向防砂厚度大, 强度高, 渗透性好,防砂周期长。采用该方式防砂的油井占生产井数的 5216%,平均防砂 周期达到了 893d。根据沉积相的研究成果,对不同微相也尝试了不同的防砂工 艺。对于边滩、漫滩沉积砂体,多采用 PS 地层防砂;对于河道砂沉积,则采用 化学防砂、井筒机械防砂或二者相结合的防砂工艺,取得了较好的防砂效果,大 幅度地降低了防砂成本。 4.4 深入研究油井见水规律 油井见水早,初期含水高,是稠油油藏的普遍开采特征。该区稠油见水规律 在此基础上又有其特殊性。该区油井投产即见水,没有无水采油期。为了寻找油 井的出水原因,从固井质量、射孔层位、油井距油水边界距离、油层距上下油水 同层或水层的距离及油井所处构造位置等多方面进行了深入的分析,结果表明: ①油井射开油水同层,导致见水。此类井占 1417%,含水达到 90%;②生产井 段上下邻层为油水同层或水层,且固井质量较差,导致水窜,此类井占 3513%, 含水为 65%左右;③生产层位距油水边界较近,边水易进入井筒,此类井占 2615%,含水为 45%左右;④生产层距油水边界远,固井质量较好,成藏时油层 中存在一定量的游离水, 随原油一起采出, 此类井占 2315%, 含水为 10%~20%。 针对油井见水的原因,采取了避射油水同层、避射距油水边界较近的井层、对因 第 22 页 共 51 页

常州大学本科生毕业设计(论文) 固井质量造成的高含水进行堵水等措施,有效地改善了开发效果,平均含水由初 期的 50%以上,下降到 25%以下。 4.5 优选能量补充方式 随着该区难动用储量的开发深入,在取得了更多压力、液面资料的基础上, 对水侵量和弹性产率进行评价,对边水状况、储层物性、原油性质的变化规律进 行研究, 逐步认清了各单元的能量状况,在此基础上有针对性地选择了各自的开 发方式,确保了油藏的开发效果。

第 23 页 共 51 页

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5 多孔介质中的传热传质
5.1 传热的三种基本方式 5.1.1 热传导 热传导也称导热。 导热是指相互接触且温度不同的物体之间,或物体内部温 度不同的各部分之间, 依靠分子、原子以及自由电子等微观粒子的热运动而引起 的热量传递现象。 对于液体和气体来说,由于流体内部温度差异往往造成流体的 自由浮升运动,故导热常常伴随有对流现象。一般说来,固体和静止流体中热量 传递依靠导热。 从宏观角度来看, 导热的基本定律建立再实验获得的导热量与温度变化率的 本构关系基础之上, 由法国物理学家傅里叶提出。对于两个表面均维持均匀温度 的平板一维稳态导热,傅里叶定律的一维表达式可以表述为: dT ? ? ?? A dx (5-1) 式中: ? ——热流量, W ; ? ——导热系数, W / ? m?℃? ; A ——热流方向垂直的面积, m 2 ; dT dx ——温度梯度, ℃ / m ; 负号表征热流方向与温度梯度方向相反。 5.1.2 热对流 热对流是指由于流体的宏观运动,流体各部分之间发生相对位移、冷热流体 相互掺混所引起的热量传递过程,热对流仅发生在流体中。对流换热是指流体与 固体壁面之间有相对运动,且两者之间存在温度差时所发生的热量传递现象。 流体进行对流换热所遵循的规律是牛顿冷却定律: 当流体处于被加热的状态时: ? ? hA ?Tw ? T f ? (5-2) 当流体处于被冷却的状态时: ? ? hA ?T f ? Tw ? (5-3) 式中: ? ——热流量, W ; Tw ——壁面处的温度, ℃ ; Tf ——流体的温度, ℃ ; A ——对流换热表面积, m 2 ; h ——对流换热系数, W / ? m 2 ?℃ ? 。 第 24 页 共 51 页

常州大学本科生毕业设计(论文) 对流换热系数不是物性参数,其值反映了对流换热能力的大小,与换热过程 中的许多因素有关。 5.1.3 热辐射 辐射是指物体通过电磁波的方式来传递能量。物体会因各种原因发出辐射 能,其中因受热而向外发出辐射能的现象称为热辐射。 热辐射同热传导和热对流相比有三个固有的特点: 即热辐射无需物体直接接 触,可以在无中间介质的真空中传递,并且真空度越高,热辐射传递效果越好; 热辐射传递过程中伴随着能量形式的转换; 任何热力学温度大于零的物体都能不 停地向空间发出热辐射。 物体表面发出的热辐射能量,取决于热力学温度和表面性质。黑体的吸收能 力和辐射能力在同温度的物体中是最大的。所谓黑体,是指能将投射到其表面上 的所有热辐射能全部吸收的物体。 黑体表面在单位时间内所发出的热辐射能量可 由斯忒藩—波尔兹曼定律来计算: ? ? ? AT 4 (5-4) 式中: ? ——辐射热流量, W ; T ——黑体的温度, ℃ ; A ——辐射的表面积, m 2 ; ? ——黑体辐射常数, 5.67 ?10?8W / ? m2 ?℃4 ? 。 一切实际物体的辐射能力都小于同温度下的黑体。 实际物体辐射热流量的计 算可以采用斯忒藩—波尔兹曼定律的经验修正形式: ? ? ?? AT 4 (5-5) 式中: ? ——黑度,其值恒小于 1,与物体的种类及表面形状有关。 该定律又可以叫做四次方定律,是分析辐射换热的基石。 处理现实问题时,三种传热方式经常是相互关联着出现,因此,在分析现实 中的 传热问题时,必须得搞清楚各种方式的主次关系,以求能更好的解决问题。 5.2 连续介质传热 5.2.1 质量守恒方程 若在流动层里仅有单相流体发生流动时, 依据指定空间里流体流动过程中的 质量守恒方程得到以下形式的连续性方程: ?? ? ? ? ?? ? v ? ? 0 (5-6) ?t 式中: 第 25 页 共 51 页

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? ——密度, kg / m3 ; ? v ——流速, m / s 。
该方程揭示了流体里任一位置处密度的变化规律。 将上式微分处理后, 可得: d? ? ? ? ?? ? v ? ? 0 dt (5-7) 式中:
d ? ? ? ? ? v ?? ? dt dt

(5-8)

5.2.2 动量守恒方程 空间任一微元在静止状态下的动量方程为: ? ? ? ?v ? ? ? ? ? ? ? ? ? v ? v ? ?p ? ?? ? F (5-9) ?t 式中: ? ——密度, kg / m3 ; ? v ——流速, m / s 。 p ——压力, 10?1 MPa ; ? ——切应力, N ; F ——体积力, N 。 上式左边表示单位空间内动量发生变化的快慢; 右边首项表示空间内某微元 体发生对流作用时所得到能量; 次项表示该微元体受到的压力;倒数第二项表示 微元体发生粘性传递而拥有的能量;最后一项表示体积力。 5.2.3 能量守恒方程 连续介质在发生能量传递及转换的过程中,必须遵循能量守恒方程如下: d i d p ?qv ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ??T ? ? ? ? qr (5-10) dt dt ?t 式中: i ——比热焓, KJ / kg ; qv ——热产生率, KJ / m3 ;

? ——粘性耗散函数; qr ——辐射热流密度, KJ / ? m 2 ? h ? 。 物质的焓被定义为单位质量的物质在比标准温度及压力高的情况下, 包含的 热量总和。 依据物质的焓的规定可得: p i ? e? (5-11) ?
式中: i ——物质的焓, KJ / kg ; 第 26 页 共 51 页

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e ——内能, KJ ; p ——压力, 10?1 MPa ; 在没有内部热源以及不考虑粘性耗散的影响和忽略辐射的情况下, 能量守恒 方程(5-10)可用下式来表示: ? ?p T v ? ? i ? ? ?? ? ? ? i?v ? ? ? ? ? ?? ? ? ? ? ?? p (5-12) ? ?t ?t 式中: T ——温度, ℃ ; ? ——导热系数, W / ? m?℃ ? 。 上式左边的项揭示了焓伴随着时间的变化规律; 右边首项为因为对流作用而 发生 热传递的热能; 次项为导热作用下发生热传递的能量;后两项为压力所做的 功。
5.3 多孔介质传热 5.3.1 质量守恒方程 将方程(5-6)应用于孔隙介质,可得多孔介质的质量守恒方程为: ?? ? ? div ? ? u ? ? 0 (5-13) ?t 或: ?? 1 ? d i v ? ?v? 0 (5-14) ? ? ?t ? 式中: ? u ——流体间质的平均速度, m / s ; ? ——密度, kg / m3 ; ? v ——渗流速度, m / s ; ? ——介质的孔隙度。 对油水两相不溶混的渗流,则油相和水相的连续性方程分别为: ? ? ?o ?s o? ? ? ?? ??v ?o ?q o o ?t ? ? ? ? w ?s w? ? ? ?? ? wv ?w ?q w ?t 利用达西定律可得: ? kk ? ? ? ? ? ?o ro ? ?po ? ?o g?d ? ? ? qo ? ? ?o so? ? ?o ?t ? ? ? kk ? ? ? ? ? ? w rw ? ?pw ? ? w g?d ? ? ? qw ? ? ? w sw? ? ?w ?t ? ? 式中: 第 27 页 共 51 页

(5-15) (5-16)

(5-17) (5-18)

常州大学本科生毕业设计(论文)
k ——介质的绝对渗透率, md ;

kro ——油相的相对渗透率; krw ——水相的相对渗透率; , qo ——源强度(流体的质量流量) m2 / h ; , qw ——汇强度(流体的质量流量) m2 / h 。 对于源(注入井) ,取强度为正;对于汇(生产井) ,取强度为负;对于无源 情况, q ? 0 。
5.3.2 动力学方程 (1)单相流 单相牛顿流体通过孔隙介质时遵循达西定律: k ? v ? ? ? ? p? ? g i n ? s ? (5-19)

?

式中: ? v ——流速, m / s ;
k ——渗透率, md ;

? ——流体粘度, mPa ? s ; p ——压力, 10?1 MPa ;

? ——底层夹角。 渗透率仅同多孔介质自身的结构性质相关, 和只存在单相流动状况下的牛顿 流体的性质无关。 达西定律仅仅适合于研究牛顿流体的流动,不适合于研究非牛 顿流体的流动情况。 (2)多相流 对于孔隙结构中的多相流动情况,将达西定律进行修正,以求能够由简单的 单相液体流动扩展到两相流体的流动情况: kk ? (5-20) vl ? ? rl ? ?pl ? ?l g s i n ? ? ?l
式中: k ——绝对渗透率, md ; krl ——相对渗透率; kk rl ——有效渗透率, md ; ?l ——流体 l 的粘度, mPa ? s ; 5.3.3 能量守恒方程 假定多孔介质的孔隙结构为均匀的并且为一常数, 不考虑压力梯度产生的影 响、并且忽略热辐射效应和粘性耗散情况,在多孔介质中,固相与液相均参与了 热力平衡,利用连续介质中的能量方程式(5-10) ,则多孔介质中的能量方程如 下: 第 28 页 共 51 页

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? i? ??1 ? ? ? ? i s ? ? ? ?l ? ? ? ? ?l ?vl ? i? s l ? ?t
? ?? ? ? ?

? ?T ?

(5-21)

式中: ? ? ——等效热导率, W / ? m?℃ ? ; is ——固相比焓, KJ / kg ; il ——液相比焓, KJ / kg 。 通常,孔隙介质中并不会产生化学和状态形式的变化,上式可写为: ? ?T ? ? ? ?l cl v ??T ? ? ? ? ? ? ??T ? (5-22) ? ?c ? ?t 式中:方程右端的首项为对流作用传热;末项为扩散传热。 若有化学或者状态的变化产生,则方程式(5-22)应该增加上相应的项。

6 井筒热损失计算方法及过程
在注蒸汽热力采油中, 井筒热损失的严重程度十分重要,直接关系到井底到 底注入的是蒸汽还是水,左右着热力开采最终的好坏情况。因此,需要根据蒸汽 的注入速率、干度以及压力情况,得到蒸汽被注入到井底时蒸汽的热力参数,可 利用井底油藏中的理化性质来挑选出较为合理的蒸汽注采参数。 6.1 假设条件及计算思路 6.1.1 假设条件 建立井筒热损失数学模型前, 必须尽可能的接近油田现场的生产情况, 为此, 考虑如下假设条件: (1)井口注入蒸汽的速率、压力和干度保持不变; (2)井内油管、绝热层、套管结构如图 3-1 所示; (3)井底使用封隔器,油套管环形空间不含窜入蒸汽,并假设充以低压空 气; (4)从油层到水泥环外缘间的热量传递过程为一维稳定传热,而水泥环外 缘到地层间的传热为一维不稳定传热,且不考虑沿井深方向的传热; (5)忽略地层导热系数沿井深方向的变化,并认为是一常数; (6) 考虑井筒中的压力变化 (由于压力变化, 饱和蒸汽的温度 Ts , hs、hw , 焓 汽化潜热 Lv 均要发生变化。 6.1.2 计算思路 (1)已知初始时刻的井口注入压力、注汽速率和干度,并以此作为起点; (2)从井口开始,以 ? Z 为步长逐段往下计算,利用压力平衡来计算 ? Z 长 度上的压力变化。在计算中凡与压力有关的参数(如 Ts、hs、hw、Lv ) ,都选用上 一长度上的压力,或者采用 Z ? ?Z 及 Z 上压力的平均值,但由于 Z 上的压力未 知,因此需假设一个压力,用迭代法进行计算; 第 29 页 共 51 页

常州大学本科生毕业设计(论文) (3)计算 ? Z 管长上的热损失 ?Q ; (4)计算井筒中的蒸汽干度 xZ,t ; (5)计算井筒中某一深度的热损失百分数; (6)当计算至井底后,再计算下一时间 t ? ?t 上,沿井筒的压力、干度和热 损失百分数,直到 t ? tmax (整个注入时间)为止。

图 6-1

井筒结构示意图

6.2 井筒中压力的计算 饱和蒸汽注入到井中成为水汽两相流动,因此,可采用汽液两相流的计算方 法来计算压力变化。根据压力平衡方程,其压力降是摩擦能量损失、位能变化和 动能变化之和。对于垂直注入井,压力降公式可表示为 ? vdv dP ? ?m g ? ? f ? m (6-1) dZ dZ 式中: P ——井筒上某点的压力, 10?1 MPa ; Z ——深度, m ; ?m ——饱和蒸汽混合物密度, kg / m3 ; g ——重力加速度, m / s 2 ; ? f ——摩擦损失梯度, 10?1 MPa ; v ——饱和蒸汽混合物流速, m / s 。 实际上动能变化仅在雾流情况下有明显的意义。对于雾流,气体体积流量远 远大于液体体积流量,故可应用理想气体定律。 因为 ? is ? is2 ? 1 ? is is ? m vdv ? ? m ? ?d ? ?? 2 d? v? ? ? m Ap ? ? m Ap ? Ap ? ? m ? ?m AP , ? ? 第 30 页 共 51 页

常州大学本科生毕业设计(论文) 而
PV ? RT,? = M 1 RT , ? V ? PM

? 1 ? RT ? 1 ? RT 1 d? d? ??? dP ? ? dP ?? 2 MP ?m P ? ?m ? M ? P ?
因此

?mvdv ? ?

dP 2 AP ? ?m ? P is qg dP ?mvdv ?? 2 dZ AP ? P dZ

is2

(6-2)

式中:

is ——蒸汽质量流量, kg / h ;

qg ——蒸汽体积流量, m3 / h , q g ?
AP ——管道截面积, m 2 。

is

?

;

将式(6-2)代入式(6-1) ,整理可得 ? g ?? f ?P ? m ? ?Z is qg 1? 2 AP P

(6-3)

根据公式(6-3)即可求得 ? Z 管长上的压力损失 ? P 。式中 ?m、? f 值可采用 Orkiszewski 方法将两相流划分为四种流态,用不同的经验相关式求出。 6.3 热损失的计算 根据上述假设条件,采用 Ramey 和 Satter 的方法,将热损失沿半径方向的 传热视为从油管中心至水泥环以及外缘之间的一维稳态传热, 从水泥环外缘边界 至地层的传热则视为一维非稳态传热两个部分构成。 沿半径方向的热能损失情况 伴随着时间的改变而发生变化,并朝着井底不断发生变化。所以,计算过程必须 在井筒中具体井深与具体时间处采取分阶段的方式。假定规定时间内,井段微元 dZ 处的热损失是 dQ 。 6.3.1 油管中心至水泥环外缘的传热 该过程为稳态传热,利用稳态传热的公式可知: T ?T dQ ? s h ? dZ R 式中: Ts ——注入蒸汽的温度,℃; Th ——位于水泥环外边缘处的温度,℃; ?1 R ——热阻 ? KJ / ? h ? m ?℃? ? ; ? ? 第 31 页 共 51 页

(6-4)

常州大学本科生毕业设计(论文)
dZ ——井段微元,m;

dQ —— dZ 微元处的热能损失, KJ / h 。

从图 6-1 中可以看出,热阻共含有下面七个方面: (1)液膜层与污垢层之间的发生对流作用换热时的热阻 1 R1 ? 2? h1r1 式中: h1 ——液膜与污垢层之间的对流系数, KJ / ? h ? m 2 ?℃? ; r1 ——内管的内径,m。 (2)内管发生导热作用时的热阻 r 1 R2 ? ln 2 2??tub r1 式中: ?tub ——油管的导热换热系数, KJ / ? h ? m ?℃? ; r2 ——内管的外径,m。 (3)绝热层的热阻 r 1 R3 ? ln 3 2??ins r2 式中: ?ins ——绝热材料发生导热作用的系数, KJ / ? h ? m ?℃? ;

(6-5)

(6-6)

(6-7)

r3 ——外管的内径,m。 (4)外管的热阻
R4 ? 1 2??tub ln r4 r3

(6-8)

式中: r4 ——外管的外径,m。 (5)环空传热的热阻

R5 ?
式中:

1 2? ? hc ? hr ? r4

(6-9)

hc ——环空因对流作用的换热系数, KJ / ? h ? m 2 ?℃? ; hr ——环空因辐射作用的换热系数, KJ / ? h ? m 2 ?℃? 。 (6)套管发生导热作用时的热阻 r 1 R6 ? ln co 2??cas rci
式中: ?cas ——套管的换热系数, KJ / ? h ? m ?℃? ; rco ——套管的外径,m; 第 32 页 共 51 页

(6-10)

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rci ——套管的内径,m。 (7)水泥环发生导热作用时的热阻 r 1 R7 ? ln h 2??cem rco

(6-11)

式中: ?cem ——水泥环的换热系数, KJ / ? h ? m ?℃? ; rh ——水泥环外边缘的半径,m。 如果设内管外径 r2 为基准半径,则热阻 R 可表示成: r r r r2 r3 r2 r 1 R? [ 2 ? 2 l n 2? l n? ln4 2? r2 h1 r1 ?t u b r1 ? i n s r2 ? t u b r3

?

r r2 r r ? 2 l n c o? r4 ? hc ? h r? ? c a s r c ? i

2

r ln h ] r c e m c o (6-12)



U2 ? [

r2 r r r2 r3 r2 r ? 2 l n 2? l n? ln4 h1 r1 ?t u b r1 ? i n s r2 ? t u b r3 r r2 r r ? 2 l n c o? r4 ? hc ? h r? ? c a s r c ? i r l n h ?1 ] c rm e (6-13)
2 c o

?

式中: U 2 ——总的传热系数, KJ / ? h ? m 2 ?℃? 。则:

dQ ? 2? r2U2 ?Ts ? Th ? dZ
(6-14)

6.3.2 水泥环外边缘至地层的导热 因为传热为非稳态的, 其必定伴随着时间的改变而改变。注入油层的热损失 程度最初较大,而伴随着蒸汽的不断注入,油层中的温度逐渐增加,热启动温度 差 ? T 逐渐下降,引起热损失程度减少??刹捎孟率嚼锤爬ǎ?2??e ?Th ? Te ? dQ ? dZ f (t ) (6-15) 式中: Te ——油层内初始时刻的温度, Te ? Tm ? a ? Z ,℃; Tm ——地表处的温度,℃; a ——地温的梯度值, ℃ / m ; Z ——井深,m; ?e ——油层中的导热系数, KJ / ? h ? m ?℃? ; f ? t ? ——油层发生传热的函数。 在一些研究人员所给出的模型中,较有代表性的 f ? t ? 的数学关系式为: 第 33 页 共 51 页

常州大学本科生毕业设计(论文)
? ?t ? f ? t ? ? 0 . 9 8 2 ?l n 1 1 . 8?1 ? rh ? ? (6-16)

式中: ? ——热扩散速率常数, m2 / h ; t ——蒸汽的注入时间, h 。 考虑采用连续性方程进行求解, 从油管中心到水泥环外边缘处所传递的能量 与水 泥环外边缘到油层中所传递的热能相等,联立(6-14)与(6-15)即得到下 式: 2??e ?Th ? Te ? 2? r2U 2 ?Ts ? Th ? ? f (t ) ? T ? T r U f ?t ? Th ? e e s 2 2 r2U 2 f ? t ? ? ?e (6-17) 针对蒸汽注入情况发生改变的条件下,蒸汽注入时的速度、干度以及压力各 方面的改变均会影响 Th 发生变化。 如利用图 3-2 来描述 Th 伴随着时间发生跳跃改 变,考虑采取叠加原理,可得到 n 时间段时发生热损失程度的速度: n n? 1 ? ? T ?1? ? Te Th? 2 ? Th? ? 1 T ? ? ? Th? ? ? dQ ? 2??e ? h ? ?? ? h ? dZ f ? t ? t1 ? f ? t ? tn?1 ? ? ? f ?t ? (6-18) ? Te Th?1? Th? n?1? Th? n? ? ? 2??e ? ? ? ?? ? ? ? dZ f ?t ? f1 f n?1 f ? t ? tn?1 ? ? ? 第 n 时间段时水泥环外边缘处的温度 Th? n? 用下式来描述: 1 n ?1 ? ? r2U 2n ? ? n ? T T? ? T? ? ? Ts ? e ? h ? h ? ? ?e f ?t ? f1 f n ?1 ? ?n? (6-19) Th ? ? ?n? ? r2U 2 ? 1 ? ? ? f ? t ? tn ?1 ? ? ? ?e 式中:
1 1 1 ? ? f1 f ? t ? f ? t ? t1 ? 1 1 1 ? ? f 2 f ? t ? t1 ? f ? t ? t2 ? ? 1 f n ?1 ? 1 1 ? f ? t ? tn ? 2 ? f ? t ? tn ?1 ?

从上面方程中可以看出, 在蒸汽注入为变化的条件下, 任一 Th 值既与对应时 刻时 的井口状况有关,也与前面多个时刻的 Th 值紧密相连。若 Th? n? 已经给出,将 第 34 页 共 51 页

常州大学本科生毕业设计(论文) 此值代入 式(6-17) ,则可得到井内的热损失值。

Th? 4?
水 泥 环 外 缘 温 度
Th

Th? 6? Th?5?

Th
Th? ?
1

? 2?

Th

? 3?

时间 t 图 6-2 变注入条件下 Th 随时间的变化 开 始

U2=0.5 计算 Th 计算Δ Q 计算 T4、Tci 计算 hr

? 计算 U 2

? U2 ? U2

? U2 ? U2 ? ?
Y

N o

? U2 ? U2
结 束 图 6-3 计算总传热系数 U2 的程序框图

es

因此,要想得到固定时刻 t 情况时, ? Z 井段处的热量损失 ?Q ,则一定要得 到 Th 第 35 页 共 51 页

常州大学本科生毕业设计(论文) 的值。Th 数值的高低间接和 U 2 所取值的大小相互关联。如果假定 U 2 的值已 ? 经知道,那么 Th 和 ?Q 的数值就可以由公式计算出来,继而得到新的值 U 2 ,循环 下去,即能用 U 2 为参数来迭代求解。 计算 U 2 值的方法按下述流程进行: (1) U 2 的初值通常为 0.5; (2)采取式(3-17)的计算方式来确定蒸汽的定解条件和求解 Th 的值; (3)采取式(6-14)的计算方式来求解 ?Q 的值; (4)分别求解外管外壁处和套管内壁处的温度 T4 以及 Tci 如下: r r r ? ?Q 1 ? 1 1 1 1 T4 ? Ts ? ? ln 2 ? ln 3 ? ln 4 ? ? ? 2? ? h1r1 ?tub r1 ?ins r2 ?tub r3 ? ?Z r r ? ?Q 1 ? 1 1 Tci ? Th ? ln co ? ln h ? ? ? 2? ? ?cas rci ?cem rco ? ?Z (6-20) 2 2 (5)依据式 hr ? ?? A ??T4 ? Tci ? ?T4 ? Tci ? ? 来求解 hr 的值; ? ? ? (6)依据式(6-13)来求解出新的 U 2 ; ? ? (7)如果 U 2 ? U 2 小于 ? ,求解完毕,反之,将 U 2 代入,重复求解。 整个的求解程序流程如图 6-3 所示。 6.4 井筒蒸汽干度计算 根据能量平衡方程可得:

dh dQ d ? v2 ? ? ?is m ? i s ? ? ? i g s dZ dZ dZ ? 2 ?
其中:

(6-21)

hm ? ?1 ? x ? hw ? xhs ,
又因焓是压力的函数,即:

d ?1 ? x ? dhm dh dh dx ? ?1 ? x ? w ? x s ? hw ? hs dZ dZ dZ dZ dZ
dhw dhw dP dhs dhs dP ? ? , ? ? dZ dP dZ dZ dP dZ

hw ? f ? P?,hs ? ? ? P? ,


dhm dx dhw dP ? dhs dhw ? dP ? ? hs ? hw ? ? ? ?? ? ?x ?? dZ dZ dP dZ ? dP dP ? dZ



d ? v 2 ? d ? is2 ? is2 1 d ? 1 ? ? ?? ? ?? ? ? dZ ? 2 ? dZ ? 2 ? 2 A2 ? A2 ? dZ ? ? ? 因此由式(6-21)可得: ? ? i2 1 d ? 1 ? dQ dx dhw dP ? dhs dhw ? dP ? is ?? hs ? hw ? ? ? ?? ? ? ? x ? s2 ? ? ? ? g? ? 0 ? dZ dZ dP dZ ? dP dP ? dZ A ? dZ ? ? ? ? ?

第 36 页 共 51 页

常州大学本科生毕业设计(论文) 令

C1 ? is ? hs ? hw ?

, dhw dP is3 d ? 1 ? dQ C3 ? ? is ? ? ? ? is g dZ dP dZ A2 ? dZ ? ? ?
C1

?? dh dh ? dP ? C2 ? is ?? s ? w ? ? ?? dP dP ? dZ ?

,


dx ? C 2x ? C 3? 0 (6-22) dZ 由于 C1、C2、C3 在某一深度时是常数,故上式为一阶常微分线性方程。其定

解条件为: x Z ?0 ? xw 将式(6-22)简化为
C dx C2 ? x?? 3 dZ C1 C1

(6-23)

式(6-23)为一阶线性方程 y? ? P ? x ? y ? ? ? x ? 形式,其通解公式为: ? Pdx Pdx y ? e ? ? ? e ? ? ? x ?dx ? C ? ? ? ? ? 令

P ? x? ?
故原方程通解为:

C C2 ,? ? x ? ? ? 3 C1 C1

C2 C2 ? ? C1 dZ ? ? C1 dZ ? C3 ? y?e ? ? ? dZ ? C ? ?? e ? ? C1 ? ? ? ? ? ?

?e

?

C2 Z C1

? C21 Z ? C3 ? ? ? ? e C ? ? ?dZ ? C ? ? C1 ? ? ?

? C3 C21 Z ? C2 ? ? ?e ?? ? e C d ? Z ? ? C ? ? C1 ? ? C2 ? C2 C2 ? Z ? Z ? C ? e C1 ? ? 3 e C1 ? C ? ? C2 ? ? ?
? C2 Z C1

应用定解条件,可得:
C ? xw ? C3 C2

故原方程特解为:
x?e
? C2 Z C1

(6-24) 当求出压力降和热损失后, 可由式(6-24)求得任意时刻 t ,井深深度为 Z 处 的蒸汽干度值 xZ,t 。

? C3 C2 Z C ? C ? ? e 1 ? xw ? 3 ? C2 ? ? C2 ? ?

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常州大学本科生毕业设计(论文) 6.5 井筒热损失百分数的计算 根据定义,井筒热损失与井口蒸汽携带的热量之比值即为井筒热损失百分 数,记 y 为井筒热损失百分数。 井口蒸汽携带的能量为: is ? xw ? Lvw ? ? hw ?T ? ? hw ?T ? w m ? ? 井内某点处的蒸汽能量为: is ? xZ ,t ? Lv ? ? hw ?T ? ? hw ?T ? Zg ? m ? ? 因此,井筒热损失为: is ? xw ? Lvw ? ? hw ?T ? ? hw ?T ? ? is ? xZ , t ? Lv ? ? hw ? T ? ? hw ?T ? Zg ? w m ? m ? ? ?

? is ? xw ? Lvw ? ? hw ?T ? xZ , t ? Lv ? ? hw ?T ? Zg ? w ? ? 井筒热损失百分数为: xw ? Lvw ? ? hw ?T ? xZ,t ? Lv ? ? hw ?T ? Zg w y? xw ? Lvw ? ? hw ?T ? ? hw ?T
w m

(6-25)

式中: xw ——井口蒸汽干度; xZ , t ——某一时刻 t ,深度为 Z 处的干度; Lv ——井内某点蒸汽温度 T 下的汽化潜热, KJ / kg ;

Lvw ——在 Tw 下的汽化潜热, KJ / kg ; ? hw ?T ——井内某点 T 温度下饱和水的焓, KJ / kg ; ? hw ?Tw ——在 Tw 下的饱和水的焓, KJ / kg ; ? hw ?Tm ——在地表温度 Tm 下的饱和水的焓, KJ / kg 。
6.6 计算程序流程图 图 6-4 即为计算井筒热损失的程序流程图。

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开始 输入基础数据 r1、r2、r3、r4、 rci、rco、rh、Tm、Δ t、Δ Z、tmax、 Zmax
cas、λ cem、λ e、α

输入热力及注入参数λ tub、λ ins、λ 、a、σ 、ε 、is、Tw、 xw t=0 x=x
w

Z=0 t=t+Δ t Z=Z+Δ Z

Te ? Tm ? a ? Z
判断流态 计算 ?、? f 计算

?P ?Z

计算与压力有关的参数 Ts、Lv、hw、 hs 等 子程序求 U2 计算 Th 计算 x,y N o

Z ? Z max
Y

t ? tmax

es o Y

N

es 结束 图 6-4 井筒热损失计算流程图

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7 计算编程

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8 结论
(1)运用热力学,传热学,流体力学等学科理论对井筒内传热热损失过程进 行了分析,为建立综合计算分析模型奠定了基础。 (2)针对系统热平衡,能量平衡等特点,采用井筒径向,纵向计算相结合的 方法, 是井筒径向热损失与蒸汽沿纵向的焓变化,压力变化及变化等计算统一起 来,计算结果更准确。 (3)以井筒中的能量(综合)平衡取代单一热平衡,以蒸汽参数为变量函数 取代蒸汽参数为恒量的假设, 所建的模型更全面,准确地反映了井筒内的传热情 况。 (4)编制了通用计算软件,为进一步从技术,经济等角度分析井筒传热热损 失,奠定了基础。

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参 考 文 献
[1]张锐.稠油热采技术[M].北京:石油工业出版社,1999 [2]刘文章.热采稠油油藏开发模式[M].北京:石油工业出版社,1998 [3]赵业卫, 崔世斌, 邓中先等. 高温五参数吸汽剖面精细化测试技术[J]. 石油仪器, 2003, 17(5) [4]李成芹.高温产液剖面测试技术应用[J].特种油气藏,2000,7(增刊). [5]于连东. 世界稠油资源的分布及其开采技术的现状和展望[J]. 特种油气藏, 2001, 8(2): 98~104. [6]顿铁军等.中国稠油油藏[M].西安:西北大学出版社.1996. [7]廖泽文等.油藏开发中沥青质的研究进展[J].科学通报,1999,44(19):2018~2024. [8]黄丽等.油田稠油热采技术综述[J].国外油藏工程.1997,(1):9~10. [9]顿铁军等.辽河稠油研究进展[M].西安:西安地图出版社,2000. [10]张宏民等.稠油油藏热活性水驱数值模拟[J].新疆石油地质,2003,23(1) :52~ 55. [11]崔波等.高粘度稠油开采方法的现状和研究进展[J].石油化工和技术经济,2000, 16(6):5~11. [12]曲玉线.浅薄层稠油油藏开采技术[J].西北地质,2002,35(2):69~74. [13]孙超.提高石油采收率方法研究现状[J].西北地质,2000,33(2):32~37. [14]顿铁军.中国稠油能源的开发与展望[J].西北地质,1995,16(1):32~35.852006 年第 7 期王君,范毅,稠油油藏的开采技术和方法. [15]Pattillo P D.Analysis of Horizontal Casing Integrity in the Valhall Field[J].SPE78204, 2002. [16]Bruno M S.Geomechanical and Decision Analyses for Mitigating Compaction - Related Casing Damage [J].SPE79519, 2002. [17]练章华,韩建增,董事尔,等.基于数值模拟的复杂地层套管破坏机理研究[J].天 然气工业,2002,22(1):48-51. [18]郝俊芳,龚伟安.套管强度计算与设计[M].石油工业出版社,1987. [19]练章华,蒋洪,李文魁.顶部水泥脉冲振动的理论研究[J].石油钻采工艺,2000, 22(3):10-12. [20]练章华,赵国珍,董范,等.双层组合套管内填充液体介质的力学分析[J].石油钻 采工艺,1997,19(5):1-5. [21]练章华, 施太和, 杨龙, 等. 膨胀套管计算机仿真分析[J]. 天然气工业, 2003, 23(4): 41-43. [22]Hibbitt, Karlsson & Sorensen, Inc. ABAQUS StandardUser’sManual,Version. [23]Paul Willhite G. Over - all Heat Transfer Coefficients in Steam And Hot Water Injection Well [J].Journal of Petroleum Technology , May.1967:607-6151. 第 42 页 共 51 页

常州大学本科生毕业设计(论文) [24]张锐.稠油热采技术[M].北京:石油工业出版社,1999. [25]Jeff Jones. Cyclic Steam Reservoir Model for Viscous Oil , Pressure Depleted , Gravity Drainage Reservoirs[J ].SPE 6544,19771 [26]Boberg T C and Lantzs R B. Calculation of the produc2 tion rate of a thermally stimulated well [J]. J . Pet . Tech.1966 :1613 - 16231 [27]冯少波. 注蒸汽井温度场分布和套管热应力分析(硕士学位论文)[D]. 西南石油学院, 2002. [28]Gros R P ,etal. Steam Soak Predictive Model [J] .SPE14240 , 19851. [29]万仁溥等.采油技术手册(修订本,第八分册)[M].北京:石油工业出版社,1996 : 331 – 39911. [30]刘合. 油田套损防治技术[M]. 北京: 石油工业出版社, 2003 : - 72 , – 11011. 16 100 [31]何增燕等.套损井研究及修复[J].特种油气藏,2004 ,11 (4) :70- 7311. [32]蔡国华,王先荣.高压注水对油田套管的损坏及防治分析[J].石油机械,2001 ,29 (3) :32 – 341.

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致 谢
本人经过一个学期的努力, 完成了大学生涯的最后一步—毕业设计。在做毕 业设计期间,让我学到了很多实用的知识和内容。并且,我的毕业设计的完成, 离不开我的指导老师郭文敏老师的指导与帮助。在次,我十分感谢郭文敏老师对 我毕业设计的极大帮助。

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附 录
double getTs(double Ps) { double Ts; Ts=195.94*pow(Ps,0.225)-17.8;//压力单位为:MPa Ts=Ts+273.15; //单位: (绝对温度/K) return Ts; } double getdensity_water(double Ps) { //********求水的密度 double Ts,density; double a0=3786.31; double a1=-37.2487; double a2=0.196246; double a3=-5.04708*1e-4; double a4=6.29368*1e-7; double a5=-3.08480*1e-10; Ts=getTs(Ps); density=a0+a1*Ts+a2*pow(Ts , 2)+a3*pow(Ts , 3)+a4*pow(Ts , 4)+a5*pow(Ts,5);//温度单位为:K return density; //(Kg/M^3) } double getdensity_gas(double Ps) { double Ts,density; double a0=-93.7072; double a1=0.833941; double a2=-3.20809*1e-3; double a3=6.57652*1e-6; double a4=-6.93747*1e-9; double a5=2.97203*1e-12; Ts=getTs(Ps); density=a0+a1*Ts+a2*pow(Ts , 2)+a3*pow(Ts , 3)+a4*pow(Ts , 4)+a5*pow(Ts,5);//温度单位为:K density=pow(2.71828,density); return density; //(Kg/M^3) 第 45 页 共 51 页

常州大学本科生毕业设计(论文) } double getviscosity_gas(double Ps) { //干蒸汽的粘度 double Ts,viscosity; double b0=-5.46807*1e-4; double b1=6.8949*1e-6; double b2=-3.39999*1e-8; double b3=8.29842*1e-11; double b4=-9.9706*1e-14; double b5=4.71914*1e-17; Ts=getTs(Ps); viscosity=b0+b1*Ts+b2*pow(Ts , 2)+b3*pow(Ts , 3)+b4*pow(Ts , 4)+b5*pow(Ts,5);//温度单位为:K viscosity*=1000; return viscosity; //将粘度单位由 Pa.s 转化为 mPa.s //mPa.s

} double getviscosity_water(double Ps) { //水的粘度 double Ts,viscosity; double a0=-0.0123274; double a1=27.1038; double a2=-23527.5; double a3=1.01425*1e7; double a4=-2.17342*1e9; double a5=1.86935*1e11; Ts=getTs(Ps); viscosity=a0+a1*pow(Ts, -1)+a2*pow(Ts, -2)+a3*pow(Ts, -3)+a4*pow(Ts, -4)+a5*pow(Ts,-5); viscosity*=1000; return viscosity; } double get_Hg(double Ps) { //饱和蒸汽比热焓 double Ts,hg; double a0=-22026.9; 第 46 页 共 51 页 //单位:mpa?s

常州大学本科生毕业设计(论文) double a1=365.317; double a2=-2.25837; double a3=0.00737420; double a4=-1.33437*1e-5; double a5=1.26913*1e-8; double a6=-4.96880*1e-12; Ts=getTs(Ps);//K hg=a0+a1*Ts+a2*pow(Ts,2)+a3*pow(Ts,3)+a4*pow(Ts,4)+a5*pow(Ts, 5)+a6*pow(Ts,6); return hg;//KJ/kg } double get_Hw(double Ps) { //饱和蒸汽比热焓 double Ts,hw; Ts=getTs(Ps)-273.15; if(Ts<240) { hw=4.095*Ts+8.7765*1e-4*pow(Ts,2); } else { hw=302+1.3*Ts+7.315*1e-3*pow(Ts,2); } return hw;//KJ/kg } double get_Lv(double Ps) { double Ts,Lv; double a=7184500; double b=11048.6; double c=-88.4050; double d=0.162561; double e=-1.21377*1e-4; Ts=getTs(Ps);//单位为:K Lv=a+b*pow(Ts,1)+c*pow(Ts,2)+d*pow(Ts,3)+e*pow(Ts,4); Lv=sqrt(Lv); return Lv; 第 47 页 共 51 页

常州大学本科生毕业设计(论文) } DynamicCouple: :DynamicCouple() { int i; Ps=0.0; Pi=0.0; Ti=0.0; Q=0.0; X=0.0; top=0.0; Hp=0.0; Kp=0.0; N=0; rci=0.0; re=0.0; rw=0.0; Lamdas=0.0; MR=0.0; alfas=0.0; Cw=0.0; Tinjection=0.0; for(i=0;i<N;i++) { X1[i]=0.0; X2[i]=0.0; Q1[i]=0.0; Q2[i]=0.0; } } int DynamicCouple: :Orkiszewski(double Ps,double XX,double QQ,double r) { double density_water,density_gas,density; double Ql,Qg,Qt; //体积流量 double tension; //表面张力 double Ap,Vt; //管柱截面积 double Vg,Lb,Lm,Ls; //流态判别界限变量 double Ts; //一定压力下的温度 第 48 页 共 51 页

常州大学本科生毕业设计(论文) density_water=getdensity_water(Ps); //kg/m^3 density_gas=getdensity_gas(Ps); density=density_water*(1-XX)+XX*density_gas; double QQQ=QQ*1000/3600; //将单位由 t/h 转化为 kg/s Ql=QQQ*(1-XX)/density_water; //m^3/s Qg=QQQ*XX/density_gas; Qt=Ql+Qg; Ts=getTs(Ps)-273.15; //° C tension=(42.4-0.047*(1.8*Ts+32)-0.267*density/9.8)*exp(-0.000 1015*Ps*1000);//将 Ps 单位由 MPa 转化为 KPa tension=tension/1000; //单位:N/m Ap=PI*r*r; Vt=Qt/Ap; Vg=Qg/Ap*pow(density/tension/10,0.25); Lb=1.701-0.7277*Vt*Vt/2/r; //采油工程原理与设计 if(Lb<0.13) Lb=0.13; Ls=50+36*Vg*Ql/Qg; Lm=75+84*pow(Vg*Ql/Qg,0.75); //**************流型判断********************* int n=0; if(fabs(XX)<1e-4) n=1; //纯水流 else if(Qg/Qt<Lb) n=2; //泡流 else if(Vg<Ls && Qg/Qt>Lb) n=3; //段塞流 else if(Vg<Lm && Vg>Ls) n=4; //过度流 else if(Vg>Lm) n=5; return n; //雾流

} double DynamicCouple: :get_HeatRadius(double Ps,double Q, double X, double Ti, double h,double Tinjection) { double radius; double hm,hg,hw; 第 49 页 共 51 页

常州大学本科生毕业设计(论文) double Ts; double tD; double y; double etDerfc; double A; double a=0.254829592; double b=-0.284496736; double c=1.421413741; double d=-1.453152027; double e=1.061405429; double f=0.3275911; hw=get_Hw(Ps); hg=get_Hg(Ps); hm=hg*X+hw*(1-X); tD=4*pow(Lamdas,2)/(pow(MR*h,2)*alfas)*Tinjection; y=1/(1+f*sqrt(tD)); etDerfc=a*y+b*pow(y,2)+c*pow(y,3)+d*pow(y,4)+e*pow(y,5); double temp=etDerfc+2*sqrt(tD/PI)-1; double QQ=Q*1000;//将其单位由原来的 t/h 转化为 kg/h double hmm=hm*0.24;//将其单位由原来的 KJ/Kg 转化为 Kcal/kg Ts=getTs(Ps)-273.15; A=QQ*hmm*h*MR*alfas/(4*pow(Lamdas,2))/(Ts-Ti)*temp; radius=sqrt(A); if(fabs(Q)<1e-2) radius=rw; return radius; } double DynamicCouple: get_AverTemperature(double Ps, : double Q, double X, double radius,double h) { double Ts,Lv; double tD,y,etDerfc,temp,Eh; double Taver; double density_gas; double G; double a0=0.254829592; double a1=-0.284496736; double a2=1.421413741; 第 50 页 共 51 页

常州大学本科生毕业设计(论文) double a3=-1.453152027; double a4=1.061405429; double a5=0.3275911; Ts=getTs(Ps)-273.15;//° C Lv=get_Lv(Ps);//KJ/Kg density_gas=getdensity_gas(Ps);//kg/m^3 double QQ=Q*1000; //将 Q 的单位由 t/h 转化为 kg/h G=QQ*Tinjection/density_gas;//累计注入蒸汽量 m^3 tD=4*pow(Lamdas,2)/(pow(MR*h,2)*alfas)*Tinjection; y=1/(1+a5*sqrt(tD)); etDerfc=a0*y+a1*pow(y,2)+a2*pow(y,3)+a3*pow(y,4)+a4*pow(y,5); temp=etDerfc+2*sqrt(tD/PI)-1; Eh=temp/tD; double MRR=MR*4.2;//将 MR 的单位由原来的 Kcal/(m^3.°C)转化 为 KJ/(m^3.°C) double numerator=G*(Cw*Ts*Eh+X*Lv*Eh)+PI*pow(radius 2)*h*MRR*Ti; double denominator=G*Cw*Eh+PI*pow(radius,2)*h*MRR; Taver=numerator/denominator; if(fabs(denominator)<1e-2) Taver=Ti; return Taver; ,

第 51 页 共 51 页


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井筒注热流体热力计算的通用模型研究.doc

井筒注热流体热力计算的通用模型研究_计算机软件及应用_IT/计算机_专业资料。龙源...因此,注蒸汽时必须最大限度地减少井 筒热损失,以保证较高的井底蒸汽干度。 ...

注蒸汽水平井井筒内参数计算新模型.pdf

注蒸汽水平井井筒内参数计算新模型 - 注入蒸汽在水平井筒内流动时,蒸汽沿着水平段

注蒸汽井筒沿程热物性参数及热损失新算法.pdf

注蒸汽井筒沿程热物性参数及热损失新算法_物理_自然科学_专业资料。第3 l卷第...数学模型 基本假设 :①井 口注入参 数( 蒸汽 的质 量流速 、 压力 和干度...

隔热油管接箍对井筒热损失的影响与修正.pdf

蒸汽参 数,如温度、压力、干度等,为此,必须对蒸汽井筒 流动时的热损失进行...l物理和数学模型 1.1物理模型 注汽井中2根隔热油管相连接箍处的结构可 收稿...

井筒压力降和热损失的计算程序的设计_图文.pdf

稠油油藏注蒸汽开采 中管 线井筒压力降和 、 热 损失 的计算程序的设计 谢膺...蒸汽压 力降 计算 , , , , , 。 模型 假设 从注 汽锅炉到注 汽井 ...

湿蒸汽沿注汽井井筒的压降和传热规律分析.doc

本 文根据传热和两相流动原理,建立了井筒注蒸汽的数学模型,把井筒 热传递可合理...2.注汽井井筒热损失 qI 注汽井井筒结构从中心向外依次有隔热油管、环形空间、...

海上主副油管注过热蒸汽热损失等效算法探讨.pdf

海上主副油管注过热蒸汽热损失等效算法探讨 - 减小井筒热损失是稠油油藏高效开发的基础.通过引入过热蒸汽状态数据,利用质量守恒、动量守恒和能量守恒方程,结合考虑海水...

注蒸汽开发稠油油藏中的井筒热损失分析_论文.pdf

注蒸汽开发稠油油藏中的井筒热损失分析 - 注蒸汽开发稠油油藏过程中,为了预测沿井

注蒸汽井井筒两相流流动模型的选择.pdf

注蒸汽井井筒两相流流动模型的选择 - 1999 年 23 卷 第 石油大学学报

热采井筒瞬态温度场的数值模拟分析.pdf

井筒热损失计算分析 12页 10财富值 热采井井筒热应力耦合的数... 4页 1财富值 油井循环注液井筒与地层温... 5页 免费 注蒸汽井井筒热损失模型 56页 5财富...

注过热蒸汽井筒沿程参数及加热半径计算模型_论文.pdf

注过热蒸汽井筒沿程参数及加热半径计算模型 - 过热蒸汽是单相的气体,以气液两相流理论为基础的普通蒸汽热损失计算模型对其不再适用。通过引入过热蒸汽PVT数据体,建立...

注蒸汽井井筒热传递的定量计算.pdf

注蒸汽井井筒热传递的定量计算 - 维普资讯 //www.cqvip.c

注蒸汽井筒隔热油管接箍散热损失_赵海谦 (1)_图文.pdf

注蒸汽井筒隔热油管接箍散热损失_赵海谦 (1)_机械/仪表_工程科技_专业资料。...注蒸汽井井筒热损失模型 56页 5下载券 隔热油管接箍对井筒热损... 暂无评价...

隔热油管接箍对井筒热损失的影响与修正_刘红英_图文.pdf

诸多 学者对注蒸汽井井筒热损 失计 算进行了研究 [ 2~ 11] [ 1] , ...图 2 给出了采用一维简化模型与考虑接箍热损失时的 二维模型在不同导热系数下...

特_超稠油井井筒蒸汽参数计算.pdf

1.2 井筒中蒸汽的温度计算模型注蒸汽井筒内温度场是时间和深度的函数, 井筒 总传热系数也随时间和井深而异, 故计算井筒热损失 应分别考虑油管、 绝热层、 套管...

稠油油藏注蒸汽井筒配汽数学模型研究.pdf

稠油油藏注蒸汽井筒配汽数学模型研究 - 针对注蒸汽热力采油注汽阶段的特点,在借鉴前人研究成果的基础上,考虑流体相变和油层吸汽不均匀等因素,应用井筒多相流原理,...

考虑注汽井筒压力变化的热损失计算_论文.pdf

考虑注汽井筒压力变化的热损失计算 - 在注蒸汽热采过程中,井筒中压力的变化必然导致井筒温度和饱和蒸汽物性参数的变化。文章在考虑注汽井筒中压力变化的基础上,...

注超临界气体井筒温度压力场计算方法.pdf

材料热物理性质来预测到达井底的气体温度、 压力、 [][] * 套管温度及热损失...了一些注蒸汽井井筒热力计算的 [,][] # ) & 预测模型 和生产气井的温度...

注蒸汽井井筒两相流流动模型的选择.pdf

注蒸汽井井筒两相流流动模型的选择 - 准确地预测注蒸汽井井筒内蒸汽的压力、温度和

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