劉立君，王東巖，李曉慶

(1.東北石油大學土木建筑工程學院，黑龍江 大慶 163318；2.常熟理工學院電子信息工程學院，江蘇 蘇州 215500)

0 引言

為改善塔河油田原油在井筒中的流態(tài)和結蠟現(xiàn)象，提高井筒及井口原油溫度，簡化地面集輸流程，降低抽油機載荷，擬通過保溫技術提高井口的出油溫度，為此特開展井筒抗壓保溫材料測試與咨詢項目的研究。

項目前期調(diào)研了稠油油田井筒保溫現(xiàn)狀。中海油田服務股份有限公司油田生產(chǎn)研究院[1]針對渤海油田在稠油井注熱流體吞吐開采過程，提出了一種隔熱涂層與真空技術相結合的隔熱技術。西南石油大學油氣田地質(zhì)與開發(fā)工程國家重點實驗室和大慶油田采油工程研究院[2]在隔熱保溫涂料的研究發(fā)展及應用中指出，在稠油熱采過程中可使用具有很好結合強度、高硬度、較低導熱能力和對流傳熱能力以及良好抗腐蝕性能的隔熱保溫涂料。大港油田采油工藝研究院[3]優(yōu)選出了一種新型太空隔熱保溫涂料，該涂料導熱系數(shù)達到0.04 W/(m·K)，在南部稠油油田的官一聯(lián)、南一聯(lián)等站應用新型隔熱涂料，取得了較好的效果。渤海裝備遼河熱采機械公司[4]針對遼河油田稠油開采中隔熱油管連接處熱損失嚴重的問題，制備了隔熱涂層，當涂層厚度為4 cm，隔熱油管內(nèi)部蒸汽溫度為350 ℃時，涂層外表面的溫度為46 ℃。氣凝膠絕熱材料[5]具有的豐富纖細納米網(wǎng)孔結構有效的降低了材料的固態(tài)熱傳導，抑制了氣體分子的對流傳導，加之功能性材料對熱輻射的吸收和反射，使材料具有極低導熱系數(shù)，與目前常用絕熱保溫材料相比絕熱效果可提高2～10倍。中國石油大學[6]設計了適用于稠油熱采的氣凝膠復合隔熱套管，該發(fā)明由內(nèi)管、鋁箔、二氧化硅氣凝膠氈、外管、陶瓷耐熱環(huán)堵和接箍組成。納諾科技公司[7]指出氣凝膠涂料是以質(zhì)輕、疏水、隔熱的二氧化硅氣凝膠粉末為主要原料，采用特殊工藝均勻地分散在水性厚質(zhì)涂料介質(zhì)中，制備而成的漿料。該涂料提高了高效隔熱指標，并有效解決了氣凝膠在運輸和使用過程中的粉塵問題。江兆強[8]等人在對比二氧化硅氣凝膠、聚氨酯泡沫、玻璃棉和水泥珍珠巖在直埋管道以及架空管道中的應用時指出應針對不同保溫結構采用不同的保溫材料，才可獲得更高收益。

綜上所述可以看出，井筒外保溫體系結構簡單，施工方便，易于實現(xiàn)整體保溫，避免接箍處出現(xiàn)熱橋，總體保溫性能穩(wěn)定。所用材料一般有兩種：涂料和型材。保溫涂料功效穩(wěn)定且優(yōu)良，型材中性能最優(yōu)異的為二氧化硅氣凝膠，氣凝膠涂料則兼具了二者超強隔熱性能、高強度、防腐、疏水、可施工于異型處等優(yōu)點。

1 保溫材料性能測試指標及材料優(yōu)選

根據(jù)調(diào)研結果和油田具體情況確定保溫材料性能測試指標并初步篩選保溫材料進行性能測試，根據(jù)測試結果進行材料優(yōu)選以備后續(xù)仿真計算。

1.1 材料主要性能指標

項目研究過程中，確定了保溫材料需滿足的性能指標主要有密度ρ、導熱系數(shù)λ、抗壓強度σ及憎水率H。其中具體要求如下：

(1)耐高溫，有效工作溫度不低于150 ℃；

(2)耐高壓，承壓應在35 MPa以上(依據(jù)泵掛深度及沉沒度而定)；

(3)自重輕，可用于超深井；

(4)防水性及防腐性好，憎水率在95%以上，能適應井下高硫環(huán)境；

(5)造價合理，投資回收期短，適于推廣應用。

1.2 材料性能測試結果

根據(jù)以上指標，結合調(diào)研所獲常見保溫材料，針對9種材料開展室內(nèi)性能測試，實驗結果見表1。

表1 保溫材料綜合性能結果

1.3 保溫材料優(yōu)選

根據(jù)性能測試結果，優(yōu)選適用于塔河油田的井筒保溫材料。

動液面以上材料推薦(僅以本次測試樣品性能為準)：

(1)NTxxx氣凝膠涂料；

(2)板狀氣凝膠；

動液面以下材料推薦(僅以本次測試樣品性能為準)：

(1)NTxxx氣凝膠涂料；

(2)榮力恒業(yè)隔熱涂料+抗壓防水層。

由此可見，氣凝膠涂料是唯一一種滿足動液面上下均可使用的材料，因此，選擇氣凝膠涂料作為實施方案中的保溫材料，開展井口出油溫度預測。

2 全程噴涂外保溫耐高壓防水氣凝膠涂料仿真計算

本章主要進行編寫計算井筒原油出口端溫度的程序，計算保溫結構設計的經(jīng)濟性，結合以上兩點因素與保溫結構所達到的保溫效果綜合考慮保溫結構設計的合理性。

2.1 井筒原油出口溫度計算

通過對井筒傳熱的物理模型和數(shù)學模型進行詳細闡述，從而進行仿真程序的編制。

2.1.1 井筒熱傳遞物理模型

通過對井筒傳熱物理模型的基本假設條件和井筒熱傳遞的具體環(huán)節(jié)進行詳細闡述，從而介紹井筒傳熱的物理模型。

(1)本模型的基本假設條件為：①視井筒為若干同心圓管組成的結構；②從油管內(nèi)的井液到水泥環(huán)外緣間的熱量傳遞為一維穩(wěn)態(tài)傳熱，由水泥環(huán)外緣到地層中影響半徑內(nèi)的傳熱也為一維穩(wěn)態(tài)導熱；③地層中的物理參數(shù)為常數(shù)，忽略其隨溫度和深度的變化；④視油管內(nèi)的井液為一維均質(zhì)單相流；⑤油套管環(huán)空為低壓空氣；⑥管柱密封條件良好，無泄漏現(xiàn)象；⑦整個井筒分成若干段，每一段內(nèi)原油的物性參數(shù)為常量。

(2)井筒熱傳遞環(huán)節(jié)包含以下幾種：①井液與油管內(nèi)壁的對流換熱；②油管、涂料、套管、水泥環(huán)和土壤的導熱；③油套環(huán)空內(nèi)對流和輻射復合換熱；④動液面下水與壁面的對流換熱。

圖1 井筒尺寸簡圖

2.1.2 井筒熱傳遞數(shù)學模型

(1)對于井筒取一極小微元段，記為dz，對于微元段dz上的徑向熱損失dQ可表示為

(1)

式中R——井筒微元段熱阻/K·W-1；

tf——油管內(nèi)原油溫度/K；

tk——土壤影響邊緣處溫度/K。

(2)對于井筒的微元段，軸向熱損失dQ可表示為

dQ=cmd(ti-to)

(2)

式中c——油管內(nèi)原油比熱容/J·(kg·K)-1；

m——油管內(nèi)原油質(zhì)量流量/kg·s-1；

ti——井筒微元段入口端溫度/K；

to——井筒微元段出口端溫度/K。

(3)管內(nèi)原油與油管內(nèi)壁對流換熱熱阻

(3)

式中h1——管內(nèi)原油的對流換熱系數(shù)/W·(m·K)-1；

d1——油管內(nèi)直徑/m。

確定管內(nèi)原油的流動狀態(tài)。

管內(nèi)原油質(zhì)量流量m為0.49 kg/s，密度ρ為1 048.6 kg/m3，為求得管內(nèi)原油的速度u，作以下計算

(4)

管內(nèi)原油運動粘度取100×10-6m2/s，雷諾數(shù)Re計算如下

(5)

可知管內(nèi)原油流動狀態(tài)為層流。

計算管內(nèi)原油流動的入口段長度。

為確定管內(nèi)原油充分發(fā)展段的表面?zhèn)鳠嵯禂?shù)h1是否會被入口段的表面?zhèn)鳠嵯禂?shù)影響，故作以下計算[9]

(6)

xfd,h≈0.05Re×D=0.298 m

(7)

由式(7)結果知，入口段長度在整段傳熱過程中長度可以忽略不計，可以認為在整段傳熱過程中，管內(nèi)原油均處于充分發(fā)展段的狀態(tài)，故在不同深度的管道換熱過程中，可認為h1為定值[10]。

由以上所得結論知，可將管內(nèi)原油流動簡化為內(nèi)部等表面溫度的圓管內(nèi)的充分發(fā)展的層流，得到原油的努塞爾數(shù)Nu=3.66[11]。

得出

(8)

式中k——管內(nèi)原油的導熱系數(shù)/W·m-1·K-1，0.15 W/m·K。

(4)油管導熱熱阻

(9)

式中d2——油管外直徑/m。

(5)涂料導熱熱阻

(10)

式中d3——涂料外直徑/m。

(6)環(huán)空環(huán)節(jié)復合熱阻

(11)

式中d4——套管內(nèi)直徑/m；

αc——環(huán)空熱阻對流換熱系數(shù)/W·m-2·K-1；

αr——環(huán)空熱阻輻射換熱系數(shù)/W·m-2·K-1，取αc+αr=10 W/m2·K。

(7)動液面下水的對流換熱熱阻

(12)

式中h2——動液面下水的強制對流換熱系數(shù)/W·m-2·K-1，取1 000。

(8)二開套管導熱熱阻

(13)

式中d5——二開套管外直徑，m。

(9)二開水泥導熱熱阻

(14)

式中d6——二開水泥層外直徑，m。

(10)一開套管導熱熱阻

(15)

式中d7——一開套管外直徑，m。

(11)一開水泥導熱熱阻

(16)

式中d8——一開水泥層外直徑/m。

(12)影響半徑內(nèi)土壤導熱熱阻

(17)

式中d9——影響范圍內(nèi)土壤外直徑/m。

(13)針對井筒不同井段的不同結構，不同微元段內(nèi)總熱阻為以上10個熱阻中部分熱阻之和。

(14)計算微元段出口溫度to

計算至此，井筒微元段熱阻R已經(jīng)求得。由于原油與土壤進行傳熱造成的徑向熱損失，導致了油管在軸向的溫度降低，故將R代入式(1)求得井筒的徑向熱損失dQ，由于ti已知，將dQ代入式(2)可求得井筒微元段出口原油溫度to。

(15)計算井筒出口溫度to

將每一微元段出口溫度賦值給下一微元段入口溫度，依次迭代，最后一個微元段的出口溫度即井筒原油出口溫度。

2.1.3 仿真程序編制

根據(jù)井筒熱傳遞的物理和數(shù)學模型、塔河油田基本井況以及已知的井筒設計參數(shù)，編制并計算能使井口出油溫度提高20 K的保溫結構。以12266X井為例，基本工況如下：日產(chǎn)油量：42.3 m；動液面高度(深度)：987 m；管腳溫度：384.81 K(2 750 m)；土壤溫度梯度：2.5 K/100 m；保溫前井口產(chǎn)出液溫度：308 K；原油密度：1.048 6 t/m3。由于井筒不同區(qū)段的結構不同，所以每一段井筒的計算過程稍有區(qū)別，應分段計算。記壓力計下深至一開鉆井底端為井段1，一開鉆井底端至動液面為井段2，動液面至二開不同型號套管銜接處為井段3、二開不同型號套管銜接處至地表為井段4，如圖2所示。

圖2 井筒尺寸詳圖

區(qū)別于數(shù)學模型中的符號標識，記油管內(nèi)徑、油管外徑、涂料外徑、二開套管上段內(nèi)徑、二開套管下段內(nèi)徑、二開套管外徑、二開鉆頭外徑、一開套管內(nèi)經(jīng)、一開套管外徑、一開鉆頭外徑和土壤影響直徑分別為d1、d2、d3、d4、d5、d6、d7、d8、d9、d10和d11，記原油液相導熱系數(shù)、油管導熱系數(shù)、套管導熱系數(shù)、水泥導熱系數(shù)、土壤導熱系數(shù)、涂料受水壓后導熱系數(shù)和涂料導熱系數(shù)分別λ1、λ2、λ3、λ4、λ5、λ6和λ7，記動液面下水的強制對流換熱系數(shù)和環(huán)空綜合換熱系數(shù)分別為h1和h2，井段1、井段2、井段3和井段4底端所處深度分別為L1、L2、L3和L4，平均溫度下原油比熱容為c，產(chǎn)油質(zhì)量流量為a，井段底端原油溫度為t，四段井筒的不同設計參數(shù)見表2至表6。

表2 四個井段均具有且相同的結構的設計參數(shù)

表3 井段1特有設計參數(shù)

表4 井段2特有設計參數(shù)

表5 井段3特有設計參數(shù)

表6 井段4特有設計參數(shù)

經(jīng)程序計算，保溫后，12266X井的井口原油出口溫度為to=329.230 16 K，滿足提高20 K的預期要求。

2.2 經(jīng)濟性計算

為了降低產(chǎn)出液粘度，塔河油田采用摻稀油技術進行降粘，選用氣凝膠保溫材料進行保溫后，井筒內(nèi)原油溫度得到提高，可以有效降低摻稀比。區(qū)別于井筒原油出口溫度計算，記涂層內(nèi)徑和涂層外徑分別為d1和d2、涂層厚度為δ、涂層外壁線面積為s、涂層體積為v1、涂層密度為ρ、涂層質(zhì)量為m、管長為L、涂料價格為a、施工價格為b、單位長度涂料成本為c、單位長度施工成本為d、單位長度總成本為e、單位時間節(jié)能量為P、全年時間為t、全年節(jié)能量為Q、天然氣低位發(fā)熱量為p、折合天然氣體積為v2、天然氣價格為f、天然氣總成本為g、投資回報年限為y、初投資為h、初投資及投資回報年限計算為下表7和表8。

表7 初投資計算

表8 投資回報年限

由涂料價格22元/kg，施工價格260元/m2，可得初投資約為26.5萬元；由井口出油溫度提高21 K可算得全年節(jié)能量約為6.5×108kJ，折合天然氣節(jié)約量約4.3萬元/年，最終投資回報年限約6年零3個月。

3 結論

編制了井筒沿程溫降計算程序，利用程序開展了仿真計算，以實驗優(yōu)選出的保溫材料構建井筒保溫體系，預測了保溫后井筒出口溫度及保溫效果。

(1)根據(jù)室內(nèi)性能測試結果，塔河油田動液面以上材料推薦：NTxxx氣凝膠涂料或板狀氣凝膠；動液面以下材料推薦：NTxxx氣凝膠涂料或榮力恒業(yè)隔熱涂料+抗壓防水層(僅以本次測試樣品性能為準)；

(2)選擇氣凝膠涂料作為保溫材料建立了井筒傳熱的物理模型和數(shù)學模型，開展井口出油溫度預測。油管外涂覆6 mm厚的氣凝膠隔熱保溫涂料，可使原油出口溫度由308 K提升至329 K；

(3)開展了經(jīng)濟效益預測，經(jīng)計算得初投資約為26.5萬元，最終投資回報年限約6年零3個月。