古城油田泌浅10区注热水热损失计算研究

马道祥，石 璐，周文健，王继军，马迎菊，吉素华

（1.中国石化河南油田分公司第二采油厂，河南唐河 473400；2.中国石化河南油田分公司勘探开发研究院）

古城油田泌浅10区注热水热损失计算研究

马道祥1，石 璐2，周文健1，王继军1，马迎菊1，吉素华1

（1.中国石化河南油田分公司第二采油厂，河南唐河 473400；2.中国石化河南油田分公司勘探开发研究院）

为了开展古城油田泌浅10区注蒸汽开采后转热水驱试验，了解注热水沿程热损失的分布情况，开展了地面、井筒沿程各节点热损失研究，主要分析了地面管线保温层厚度、材料、不同季节、不同热水流量以及井筒隔热、注热水时间等对沿程温度的影响，提出了最佳的地面管线保温和井筒隔热参数，优选确定了四个注热水井组各节点的温度值，为下步工程方案设计提供了理论依据。

古城油田；注水热损失；热水驱

1 注热水过程中地面热损失研究

以井口温度为约束条件，建立注热水时地面管线热损失数学模型，研究不同保温措施下地面设备注热参数。

1.1 地面热损失模型

1.1.1 热损失计算模型［1－2］

由稳态传热理论可得热损失计算基本公式：

式中：ql——单位时间内单位长度管线中的热损失，kJ／（m·d）；Ta——大气温度，℃；R——单位长度管线上的热阻，kJ／（m·d·℃）－1；hp——污垢层对流换热系数，kJ／（m2·d·℃）；ri——管线内半径，m；λp——管线的导热系数，kJ／（m·d·℃）；ro——管线外半径，m；λins——保温层的导热系数，kJ／（m·d·℃）；rins——保温层外半径，m；hfc——保温层外表面上强迫对流放热系数，kJ／（m2·d·℃）；Vw——风速，km／h。

1.1.2 沿程温度计算模型

设热水质量流量为G（m3／d），在经过dl这一小段距离后，热水温度下降了dt，在稳定传热过程中，忽略摩擦热的影响，因此dl段内管线的热平衡关系为：

式中：c——水的比热，由于不同温度下水的比热变化并不大，因此这里取平均值4.250 kJ／（kg·℃）；T1——下一段地面管线的热水温度。通过求解上述微分方程再加上初始条件：T0＝TR，即可获得地面管线的沿程温度分布。

1.2 影响地面热损失的主要因素计算分析

1.2.1 不同保温层厚度管线沿程温度计算

假设锅炉出口热水温度为150℃，根据表1数据，分别计算不同保温层厚度对地面热水管线的沿程温度的影响：随着保温层厚度的增加，管线的保温性能增强，热损失逐渐减小，沿程温度逐渐升高；而当保温层厚度增加到一定值时，管线出口端温度的增幅和百米热损失率的降幅逐渐减小，最佳保温层厚度为0.03～0.04 m，见图1。

表1 泌浅10区地面热损失基础数据

1.2.2 不同保温材料管线沿程温度计算

通过改变保温层导热系数的计算，得知不同保温材料对地面热水管线沿程温度的影响：随着导热系数的增大，管线热损失增大；而管线出口端温度和百米热损失率成直性下降和上升关系。见图2。

图1 出口端温度及百米热损失率随保温层厚度变化曲线

图2 出口端温度及百米热损失率随导热系数变化曲线

1.2.3 不同热水质量流量管线沿程温度计算

由图3可知，随着流量的增大，管线沿程温度逐渐升高；但随着流量的进一步增大，升温幅度越来越缓；当流量增加到一定程度时，管线出口端温度升高幅度和百米热损失率降低幅度趋于平缓，最佳流量为40～60 m3／d。

图3 出口端温度及百米热损失率随热水流量变化曲线

1.2.4 不同季节地面管线沿程温度计算

假定河南省南阳市冬季和夏季室外平均温度为10℃和25℃，计算表明：冬季温差大，热损失大，沿程温度低，夏季温差小，热损失小，沿程温度相对较高，但1 000 m管线温度损失相差也就2℃左右，总体影响相对较小。

2 注热水过程中井筒热损失研究

以井底温度为约束条件，建立注热水时井筒热损失数学模型，研究不同隔热管柱和环空条件下井口注热参数。

2.1 井筒热损失模型［1－2］

2.1.1 热损失计算模型

根据稳态传热理论可得油管中心至水泥环外缘的传热量计算公式：

式中：Th——水泥环外缘处温度，℃；dz——井筒长度，m；dQ1——单位时间内dz长度上的热损失，W；λtub——油管导热系数，W／（m·K）；λins——绝热层材料导热系数，W／（m·K）；r1——内管内半径，m；r2——内管 外 半 径，m；r3——外 管 内 半 径，m；r4——外管外半径，m；hc——环空内自然对流换热系数，W／（m2·K）；hr——环空内辐射换热系数，W／（m2·K）；λcas——套管导热系数，W／（m·K）；rco——套管 外 半径，m；rci——套管内半径，m；λcem——水泥环导热系数，W／（m·K）；rh——水泥环外缘半径，m。

水泥环外缘至地层是非稳态传热，随着时间变化。开始注热水时地层温度较低，热损失较大，随着注热水过程的继续，地层温度逐渐增加，温度差异减小，热损失降低。用公式表示为：

式中：Te——计算井深处的初始地层温度，Te＝Ta＋a·z，℃；a——地温梯度，K／m；λe——地层导热系数，W／（m·K）；f（t）——地层导热时间函数，无因次。

井筒微元段的总的热损失为：

2.1.2 井筒沿程温度计算模型

单位时间井筒微元的热损失为dQ，设热水质量流量为G（m3／d），在经过dz这一小段距离后，热水温度下降了dt，忽略摩擦热的影响，因此dz段内管线的热平衡关系为：

式中：T1——下一段井筒微元的热水温度。

通过求解上述微分方程再加上初始条件：T0＝TR，即可获得井筒的沿程温度分布。

2.2 影响井筒热损失的主要因素计算分析

2.2.1 不同绝热层材质井筒沿程温度计算

假设井口热水温度为120℃，根据表2数据，分别计算不同绝热层导热系数对注热水井筒沿程温度的影响：随着绝热层导热系数的增加，热损失增大，井筒沿程温度逐渐降低；当导热系数进一步增大时，井底热水温度降幅和百米热损失增幅逐渐减小，最佳导热系数为0.05 W／（m·℃），见图4。

表2 泌浅10区转热水驱井筒热损失基础数据

图4 井底温度及百米热损失率随导热系数变化曲线

2.2.2 不同地层井筒沿程温度计算

根据表3数据，计算砂岩、页岩、石灰岩地层条件下的井筒沿程温度。页岩地层的热物性参数偏小，保温性能较好，井筒沿程温度较高；灰岩地层的热物性参数较大，保温性能差，井筒沿程温度较低；砂岩则介于二者之间。但总的来讲，地层对热水驱井筒温度的影响不大，三种地层相差不超过0.5℃。

表3 不同岩石的热物性参数数据

2.2.3 不同热水质量流量井筒沿程温度计算

由图5可知，随着流量的增加，井筒沿程温度逐渐升高，但随着流量进一步增加，井底热水温度的增加和百米热损失率的下降趋势变得较为平缓，最佳流量为40～60 m3／d。

图5 井底温度及百米热损失率随热水流量变化曲线

2.2.4 注热时间的影响

由图6可知，自注热措施开始后，在很短的时间内（2 d），井底热水温度就稳定下来。

图6 不同注热时间井底热水温度变化曲线

3 泌浅10区热水驱井组热损失计算

3.1 转热水驱井组管网基本情况

泌浅10区注汽管网（即转热水驱的注水管网）分布是：注汽锅炉产出的蒸汽（热水）→干线→注汽站→支线→单井。预计转热水驱4个井组中G5819、G5917和G51118、G51120水井分别由13＃和20＃注汽站控制，基本参数见表4、5、6。

3.2 注入温度优化计算结果

根据《稠油油藏注蒸汽开采后期转热水驱双模研究》成果，普通稠油Ⅱ类热水驱的最佳注入温度为120℃。为了达到地质方案设计要求，通过优化计算得知，锅炉出口温度为130℃时就能满足地质要求，此时转热水驱四个井组的水井井底温度均可达到120℃以上，沿程各节点温度分布见表7。综合考虑季节等因素的影响，推荐转热水驱锅炉出口热水温度为130～135℃较好。

表4 泌浅10区转热水驱井组注汽干线基本参数

表5 泌浅10区转热水驱井组单井管线基本参数

表6 泌浅10区转热水驱井组单井井筒基本参数

表7 泌浅10区锅炉出口温度为130℃时转驱水井沿程温度优选结果

［1］ 帕拉茨 M（美）.热力采油［M］.北京：石油工业出版社，1989：80－120.

［2］ 张锐.稠油热采技术［M］.北京：石油工业出版社，1998：110－150.

In order to carry out hot water flooding test after steam injection in BQ－10 block of Gucheng oilfield，it is necessary to make clear the distribution status of heat loss.Therefore，the study on heat loss calculation by water injcetion has been carried out.The factors，such as the thickness of the ground line thermal insulation layer，its materials，in different seasons，different hot water flow，wellbore heat insulation and water flooding time，on influencing temperatures during the process have been mainly analyzed.In the end，the optimal ground line temperature and insulation parameters of wellbore have been put forward and four temperature values of each node during hot water flooding have been determined，which provides theory basis for engineering design in the next step.

116Study on heat loss calculation by water injcetion in BQ－10block of Gucheng oilfield

Ma Daoxiang et al（Henan Oilfield Branch Company No.2 Production Plant，Sinopec，Tanghe，Henan 473400）

Gucheng oilfield；water injcetion heat loss；hot water flooding

TE41

A

1673－8217（2012）03－0116－04

2011－12－20

马道祥，工程师，1962年生，2008年毕业于重庆科技学院石油工程专业，现从事油田开发技术工作。

李金华