海上稠油热采井井筒温度场模型研究及应用.
油井井筒传热模型及温度计算
第四节 油井井筒传热模型及温度计算 正确计算油井井筒温度是进行油井动态分析，特别是油井结蜡预测和井筒热力分析的基础性工作之一。
本节根据能量守恒原理导出井筒传热基本方程，重点介绍Shiu & Beggs 井筒温度计算方法。
一、油井井筒传热模型将流体在井筒油管内流动考虑为稳定的一维问题，建立如图1-21所示的坐标系。
对管流dz 微元段，建立下式能量守恒方程（SI 单位制）。
sin =--dh dq vdvg dz dz dzθ (1-107)式中 h ——流体比焓；q ——流体径向热流量。
由热力学基本方程可导出流体比焓梯度。
=-f p p J dT dh dpc c dz dz dzα(1-108)式中c p ——流体的定压比热；T f ——油管内流体流动温度；αJ ——焦耳－汤姆孙系数； 以上其它符号的意义同前。
考虑油套管同心，其井筒径向结构如图1-26所示。
若忽略油管内壁水膜及金属的热阻，根据复合多层圆筒壁热阻串联原理，考虑环空流体和水泥环热阻的井筒总传热系数为图1-26 井筒径向温度分布()1ln 1to wb co to r ccem r r r U h h K -⎡⎤=+⎢⎥+⎣⎦（1-109）T e式中 r wb 、r to 、r co ——井眼半径、油、套管外半径（图1-26）；K cem ——水泥环导热系数；h r 、h c ——环空流体辐射系数、对流换热系数。
在单位井段上，产出流体从油管至井壁的热流量梯度为()2=--to to f h mr U dqT T dz W π(1-110)式中 T h ——井壁温度（图1-26）；W m ——产出流体质量流量。
应用Ramey 推荐的无因次时间函数f(t D )，上式可表示为()()2=--e h e m D K dqT T dz W f t π (1-111)式中 K e 、T e ——地层传热系数、地层初始温度；用Hasan-Kabir(1991)公式(1-112)计算f(t D )。
海上高温油井的井筒温度剖面预测
， 略 忽
隔 水 管 的热 阻 ， 隔 水 管 与 海 水 界 面 的 温 度 分 布 可 由 式 （ ） 式 （ ） 示 ， 时 。 海 水 原 始 温 度 ； 为 则 １和 ２表 此 为 Ｔ
油 管 流 体 的 能 量 平 衡 机 制 见 图 ２ 则 油 管 流 体 的能 量 平 衡 方 ，
下 的井 温 剖 面． 关 键 词 ： 热 ；井筒 温 度 场 ；预 测 ；数 学 模型 ；海 上油 井 传
文 献 标识 码 ： Ａ 文 章 编 号 ：０ ０一ｌ ９ （ ０ ０ ０ —０ ９ ０ １０ ８ １ ２ １ ） ３ ０ ９— ５
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
中图 分 类号 ： ２ ＴＥ ４
０ 引 言
高温油 藏在试 采过程 中随高温 流体 的产 出导致 井筒 的温度 剖面 、 力剖面 发生变 化 ， 压 井筒 流体温度 受 井 筒与环境 的热流 量控制 ， 井温剖 面呈现非 线性关 系．海 上油井 的井筒 温度还受 海水 段 的影 响 ， 与地 层段 的传热特性 不同．过高井 温影 响采油工艺 设计及 举升设备 的选 型 ， 电潜泵抗 温指标 等 ； 低 井温 又将导 如 过 致井 筒结蜡堵 塞等 ， 因此开展 海上高 温井生产 过程 的井温剖 面预测研 究十分 必要． 井 温剖 面预测 主要途 径 ： 是 基 于能 量 、 一 动量 和 质 量 守 恒 的压 力 温度 耦 合 数 值模 型ｌ ； 是 基 于 ＿ １ 二
唐 海 雄 ，张俊 斌 ，王 堂青 伟。 ，陈 ，段 永 刚。
（１ ．中海 石 油 （ 国 ） 限 公 司 深 圳分 公 司 ， 东 深 圳 ５ ８ ６ ； ２ 中 有 广 １ ０ ７ ．西 南 石 油 大学 石 油工 程 学 院 ， Ｊ 成 都 四 Ｉ Ｉ ６００ １ ５ ０）
海上稠油多元热流体开采技术
88 |
2021年06月
多年的试验攻关，目前已在中深层特超稠油开发领域形成一套 有效的 HDCS 强化采油技术。多元热流体技术通过热降粘以及 波及系数增大等协同增产机理，国内已在新疆油田、胜利油田、 辽河油田以及渤海油田开展现场试验且增油效果明显。由于其 能够较好地适用于海上稠油油藏经济有效开发，已在渤海油田 的稠油开发中发挥着日益重要的作用。
（3）降低界面张力。多元热流体中的 CO2，可以不同程度的
溶解于油相和水相之中，降低油水两相的差异性，从而提高油 相的渗透率，实现产量提升。
3.3 多元热流体技术特点
目前，稠油热采技术发展较快，且各种技术都有其独到之 处，但是针对海上油田地质情况复杂的特点，多元热流体技术 更具优势。多元热流体具有以下技术特点：
2 多元热流体开采工艺流程
陆地稠油热采所使用蒸汽锅炉通常占地面积大且重量较 重，无法在海上直接使用。经过不断探索与实践，海上平台利用 多元热流体发生器取代了传统锅炉。该发生器基于航空火箭发 动机燃烧喷射技术，将燃料、空气、水注入高压燃烧室中，生成 由 CO2、N2、水蒸气等所组成的高压多元热流体混合物，然后 将多元热流体混合物注入到热采井井筒内，既能够降低稠油粘 度，又能增加油层的压力，可以有效提高稠油开采率 [6] 。由于 多元热流体中的 CO2、N2 等气体与水蒸汽可以产生非常显著 的协同效应，因此与注蒸汽吞吐技术中水蒸汽单独加热油层相 比，能更为有效降低稠油粘度，实现增产与采收率的大幅提升。 多元热流体开采技术原理示意图如图 1 所示。
参考文献：
[1] 刘群 . 稠油热采技术现状及发展趋势 [J]. 化工管理， 2015(035):181.
[2] 梁伟，赵晓红，张紫军，等 . 多元热流体提高稠油油藏采 收率作用机理及应用 [J]. 石油地质与工程，2014，28(003):115117.
海上油田稠油热采技术探索及应用
海上油田稠油热采技术探索及应用作者：王晓波亓彦铼卓振州杨成欧来源：《河南科技》2019年第05期摘要：目前，我国已建成了四大稠油生产区：辽河油田、新疆油田、胜利油田及河南油田。
渤海油田稠油热采技术起步较晚，但储量丰富。
目前开发主要以常规开发为主，部分油田开展化学驱采油，热采处于探索试验阶段。
本文主要结合目前海上油田特殊的环境条件、油藏类型和井型特点，介绍了稠油热采的几种常规技术以及海上稠油热采的探索应用和问题。
关键词：稠油热采;蒸汽吞吐;蒸汽驱;海上油田中图分类号：TE345 文献标识码：A 文章编号：1003-5168（2019）05-0055-02Abstract： At present， China has built four major heavy oil production areas： Liaohe Oilfield， Xinjiang Oilfield， Shengli Oilfield and Henan Oilfield. The thermal recovery technology of heavy oil in Bohai Oilfield started late， but it has abundant reserves. At present， conventional development is the main way of development， chemical flooding is carried out in some oilfields，and thermal recovery is in the exploratory and experimental stage. This paper mainly introduced several conventional technologies of heavy oil thermal recovery and the exploration， application and problems of heavy oil thermal recovery in offshore oilfields， combining with the special environmental conditions， reservoir types and well characteristics of offshore oilfields.Keywords： heavy oil thermal recovery;steam huff and puff;steam flooding;offshore oil field 目前，渤海湾地区发现的稠油地质储量占总储量的87.3%，其中地下原油黏度大于400mPa·s的稠油探明地质储量达2.466 9亿m3[1]，热采潜力巨大。
海上油田多元热流体热采井筒参数模拟计算研究及应用
第 １ ４期
２ ０ １ ３年 ５月
科
学
技
术
与
工
程
Ｖｏ １ ．１ ３ Ｎｏ ．１ ４ Ｍａ ｙ ２０１ ３
１ ６ ７ １ —１ ８ １ ５ （ ２ ０ １ ３ ） １ ４ ・ ４ ０ １ ０ － ０ ５
Ｓ ｃ ｉ ｅ ｎ ｃ ｅ Ｔ ｅ ｃ ｈ ｎ ｏ ｌ ｏ ｇ ｙ ａ ｎ ｄ Ｅ ｎ ｇ ｉ ｎ ｅ ｅ ｒ ｉ ｎ ｇ
机理 ， 在 火箭 动 力 采 油 设 备 的高 压 燃 烧 室 内 ， 注 人
工业柴 油 （ 原 油或 天然 气 ） 作燃 料 ， 同时 注入 高压 空 气及 高压 水 ， 燃 烧 产 生高 压 水蒸 汽 、 Ｃ Ｏ 及 Ｎ 气 等
及井 筒 流 动 、 传 热规律 更加 困难 ， 其 主要体 现在 ：
而 为多元 热流体 注 入 参数 优 化 、 辅 助 管 柱设 计 奠定
基 础
１ 主要假设条件
（ １ ） 多元 热 流体组 分构 成稳 定 ；
合理 分 布的概 念 。翟建 华 研 究 了汽 、 液 两 相垂 直
管 流压 降 的计 算 问 题 。刘 文 章 提 出 了用 物 理 模 拟方 法 确 定 井 筒 总 传 热 系数 的方 法 。然 而 和 陆 地 常 规蒸 汽吞 吐相 比 ， 海上 油 田热 采 注 入 的 多元 热 流
（ １ ） 高温高 压下 多元 热流体 物性 参 数计 算 ； （ ２ ） 多 相
混合 气体 （ 即 多元 热 流 体 ） ， 并直接注入油层 ， 利 用 多元 热 流体 携 带 热 量 及 气 体 溶 解 协 同 降 低 原 油 黏 度， 进 而提 高油 田产油 速度及 最终 采收 率 。
井筒注热流体热力计算的通用模型研究
井筒注热流体热力计算的通用模型研究摘要：注热流体是目前开采稠油最经济有效手段。
注入的热流体从早期的热水、到后来的湿蒸汽，再到目前的过热蒸汽，其目的是不断增加质量热流体所携带的热能，已达到有效加热地层的目的。
关键词：注蒸汽；统一模型；热力采油目前，国内外稠油热采普遍采用湿蒸汽吞吐或湿蒸汽驱，辽河油田、胜利油田、河南油田等在稠油开采过程中都试验了注过热蒸汽技术，有关湿蒸汽物性参数的计算理论体系相对完善，而稠油热采注过热蒸汽开发尚处于试验阶段，关于注过热蒸汽井筒物性参数计算体系没有建立，对过热蒸汽物性参数在井筒中的变化规律认识尚不清楚。
如何确定蒸汽从井口到井底的状态变化、对应的控制方程和求解变量的切换，把注过热蒸汽、热水和湿蒸汽统一起来，建立综合模型，方便地体现蒸汽相态变化的研究尚未见报道。
一、井筒注蒸汽热力计算的统一模型注汽井内流体热力参数变化的原因在于散热和摩擦导致的压力和温度变化，进而导致蒸汽状态的改变。
摩擦和重力影响井筒内流体的压力分布，而散热则影响流体的温度、干度和相态分布。
假设蒸汽流动过程中摩擦产生的热量可以忽略不计，则蒸汽在井筒内热力参数变化服从动量和能量守恒方程。
物理模型的建立1、动量守恒方程的建立。
这里的注汽井为竖直井，在井筒z处取一长为dz的微元体，通过对微元体受力分析可知作用在微元体上的外力应等于动量的变化。
而作用在微元体上的外力有压力、重力和管壁阻力，由此得到动量方程。
微元体内的液体受到的质量力是重力，方向竖直向下，表面力是微元体上下端面的压力和微元体与井筒的切应力，压力方向垂直于端面指向微元体，切应力方向沿井筒表面与蒸汽流动方向相反。
2、能量守恒方程的建立。
注蒸汽热力采油工艺是目前稠油开发的经济、有效手段之一，它是将高温高压的湿蒸汽通过井筒注入到油层中，利用蒸汽凝结时放出的热量加热油层，达到降低稠油粘度、改善其在油层和井筒内流动性的目的。
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。
稠油热采数值模拟应用解读
（二）氮气泡沫蒸汽驱——数值模拟
处理方法：
（1）采用组分模型 Water、Surfactant、Oil、N2、Lamella （2）模型中考虑液相和气相
现状：试验区仍维持稳定燃烧，但平面燃烧不平衡！
数值模拟计算火驱温度场图 数值模拟计算火驱压力场图
数值模拟研究表明，东、南方向燃烧较好，西北方 向较差。目前平均前缘推进半径57m，平面上不均衡。
（1）火烧油层
（2）氮气泡沫蒸汽驱
（3）HDCS强化热采 （4）热采分支井
（二）氮气泡沫蒸汽驱——驱油机理
（1）火烧油层
（2）氮气泡沫蒸汽驱
（3）HDCS强化热采 （4）热采分支井
（一）火烧油层——驱油机理
火烧油层驱油是将含氧气体（空气）注入到油层， 油层点火或自燃后，利用燃烧生成的热量和气体来 加热和驱动原油。
（一）火烧油层——驱油机理
● 化学反应
注入井 燃烧前缘 移动油
空气或水
冷油区
点火燃烧区
生产井
焦炭燃烧
（一）火烧油层——应用实例
试验井组共有 12口井，点火注气井 1口，一线生产井 4口， 二线生产井7口，一线井注采井距为141米，储量48.45×104t。 燃烧方式采用干式火烧。
（一）火烧油层——应用实例
火驱温度场变化示意图
火驱饱和度变化示意图
火驱压力场变化示意图
（一）火烧油层——应用实例
（二）氮气泡沫蒸汽驱——应用实例
● 优化结果
大井距转驱时机优化结果 大井距气水比优化结果
大井距表面活性剂浓度优化结果
油藏数值模拟在海上稠油油藏开发中的应用
2018年06月油藏数值模拟在海上稠油油藏开发中的应用李续儒（中国石油辽河油田公司，辽宁盘锦124010）摘要：数值模拟技术是油藏开发中的一种常规技术，但是其使用时需要针对不同的油藏特点，优选不同的软件，来达到更符合油藏实际情况的要求。
海上稠油与陆上稠油的热采数值模拟技术的差别在于，海上采用平台集中钻井，相比于同样埋深的陆上油藏，其井眼轨迹更长，井筒热损失更多，导致井底干度较低，甚至为零。
所以本次采用CMG 井筒热损失模型对不同井型、不同轨迹长度的热损失情况进行预测，取得了较好的效果。
关键词：海上；水淹规律；普通稠油；数值模拟；热损失1月东油田基本情况月东油田构造形态相对比较单一，油藏中深-1378m ，自上而下发育7套储层，其中NGII 油层组是主力开发层系，为中厚块状、中孔高渗、底水油藏，原油性质为普通稠油，需要采用蒸汽吞吐方式开发。
但是月东油田由于是海上油田，为节省投资，采用平台集中钻井，所以井口到目的层段多为大斜度段，井筒热损失大，井底干度需要采用数值模拟进行精确的计算，避免对油藏热采开发以及跟踪调整带来不良的影响。
2数值软件的选择本次研究选用CMG 数值模拟软件进行预测，CMG 软件中STARS 模块SAM 半解析模型综合运用了流体热力学、传热学及等多专业学科，考虑了蒸汽沿井筒流动的压力、温度、干度和热损与压降之间的相互作用，更符合油田开发实际状况。
3油藏模型的建立地质建模过程中采用petrel 地质建模软件，对研究区内定向井的井位坐标、补心海拔、地质分层数据、顶面构造数据、井斜数据及测井解释成果数据等进行加载和整合。
考虑影响油藏纵向夹层分布特征及油水关系，进行细化分层，保证水平井轨迹与油水关系与实际油藏相符。
以顶面构造数据为约束，采用克里金插值的方法，建立油藏的构造模型。
根据油藏内不同井点的测井解释的孔隙度和渗透率数据，采用随机建模方法，建立储层孔隙度和渗透率模型。
将精细三维地质模型粗化为数值模拟可用的数值模型。
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西南石油大学学报 (自然科学版2012年 6月第 34卷第 3期Journal of Southwest Petroleum University (Science &Technology EditionV ol. 34No. 3Jun. 2012编辑部网址:http ://文章编号:1674– 5086(2012 03– 0105– 06DOI :10. 3863/j.issn. 1674– 5086. 2012.03. 015中图分类号:TE355文献标识码:A海上稠油热采井井筒温度场模型研究及应用 *李伟超, 齐桃, 管虹翔, 于继飞, 隋先富中海油研究总院, 北京东城 100027摘要:海上稠油油田的开发越来越受到人们的重视, 多元热流体吞吐是一项集热采、烟道气驱等采油机理于一体的新型、高效稠油开采技术, 该技术在渤海油田进行了现场试验并取得了成功。
以渤海 M 油田多元热流体吞吐实验井为例, 介绍了海上稠油油田多元热流体吞吐工艺的特点; 研究了热流体吞吐井各传热环节及井筒温度场分布模型, 建立了井筒综合传热系数的计算方法, 并以海上实际热流体吞吐井为例进行了计算。
在此基础上, 模拟了隔热油管导热系数、下入深度、多元热流体组成等工艺参数对热采效果的影响, 并得到了一些有益的结论, 为海上稠油油田规模化热力采油工艺方案优化设计起到指导性作用。
关键词:海上油田; 稠油; 多元热流体; 吞吐; 热采网络出版地址:http :///kcms/detail/51.1718.TE.20120517.1604.015.html李伟超, 齐桃, 管虹翔, 等. 海上稠油热采井井筒温度场模型研究及应用 [J ]. 西南石油大学学报:自然科学版, 2012, 34(3 :105– 110. Li Weichao, Qi Tao, Guan Hongxiang, et al . Research and Application of Wellbore Temperature Field Models for Thermal Recovery Well in Offshore Heavy Oilfield [J ]. Journal of Southwest Petroleum University :Science &Technology Edition , 2012, 34(3 :105– 110.引言在海上油田稠油开采过程中, 由于受到环境条件、作业空间、操作成本等因素的影响, 陆地油田常规热采开发方式和工艺技术 [13]的应用受到很大限制, 其开采难度远远高于陆上稠油油田。
目前, 渤海海域已发现了丰富的稠油储量, 如何低成本并高效地开发这些资源是海上稠油油田面临的难题和挑战 [46]。
为了实现海上稠油油田的高效开发, 并探索适用于海上稠油油田的热采工艺技术, 在渤海湾 M 油田开展了海上稠油多元热流体吞吐采油的矿场试验并取得了成功 [7, 8]。
海上稠油多元热流体吞吐采油技术是将高温高压的水蒸汽、热水、二氧化碳、氮气等热流体注入地层, 通过加热降黏及注气提高采收率等机理实现稠油井高效开发的一种新型热采方法 [9]。
本文以 M 油田热采实验井为例, 对海上稠油油田多元热流体吞吐工艺参数设计方法进行研究, 以期得出一些有益的结论, 为海上稠油油田热力采油工艺方案设计起到指导性作用。
1多元热流体注入井井筒温度计算模型1.1井筒传热过程分析海上稠油热流体吞吐井传热过程见图 1[10], 注热流体时, 热量通过以下几个环节完成传递 [11, 12]: (1高温热流体→隔热油管壁→ (真空或惰性气体 ;(2真空 (或惰性气体→隔热油管外管壁→油套管环空氮气;(3油套管环空氮气→套管壁→水泥环;(4水泥环→地层等。
*收稿日期:2012– 02– 16网络出版时间:2012– 05– 17基金项目:国家“十二五” 重大专项 (2011ZX05024– 005– 001 。
106西南石油大学学报 (自然科学版 2012年图 1海上稠油热流体吞吐井传热过程Fig. 1Heat transfer process of thermal fluid huff and puff well in offshore1.2热流体注入井井筒温度分布模型研究1.2.1假设条件计算过程采用以下基本假设:(1 将注入的多元热流体看作稳定的成分, 忽略 N 2、 CO 2在水中的溶解;(2 从井筒内的热流体到水泥环外缘间的热传递过程是稳态的, 从水泥层到地层深处的导热过程是非稳态的;(3 隔热油管密封良好, 不考虑接箍对环形空间尺寸的影响。
1.2.2井筒中传热模型建立以井筒中长度为 d l (图 2 的部分为研究对象,建立传热模型。
图 2热流体吞吐井井筒结构图Fig. 2Wellbore configuration of thermal fluid huff and puff well(1油管中心到水泥环外缘的稳态传热油管中心到水泥环外缘的传热可以认为是稳态传热过程, 假设在单位时间内, d l 井筒长度上传递的热量为 d Q , 由稳态传热公式得 [13]d Q =2πr to U to (T f − T h d l (1 式中r to —油管外径, m ;T f —井筒热流体温度, ℃ ;T h —水泥环外缘温度, ℃ ;U to —油管外表面至水泥环外缘的总传热系数, W/(m 2·℃。
(2水泥环外缘到地层的非稳态传热由于水泥环外缘至地层进行的是非稳态热传导, 热量随时间变化, 根据 Ramey 的近似公式有 [14]d Q =2πλe (T h − T rf (td l (2 T r =T i +g T ·l (3 式中, λe —地层导热系数, W/(m ·℃ ; T r —井底原始地层温度, ℃ ; T i —地表温度, ℃ ;f (t —无因次地层导热时间函数, 可按 Chiu K 等人提出的方法计算 [15];g T —地温梯度, ℃ /m; l —井深, m 。
由于油管中心至水泥环外缘传递的热量与水泥环外缘至地层传递的热量相等, 因此可得水泥环外缘温度 Th 及套管内表面温度 T ci 为T h =λe T r +T f r to U to f (tr to U to f (t +λe(4第 3期李伟超, 等:海上稠油热采井井筒温度场模型研究及应用 107T ci =T h +r to U to lnr hr co (T f − T h K cem(5式中, r h —井轴到水泥环外缘的距离,m ; r to —油管外径, m ; r co —套管外径, m ; K cem —套管内氮气的辐射传热系数, 可按文献 [16]的方法计算。
2总传热系数 U to 的计算根据图 2的模型, 通过详细的推导, 可以得到热流体吞吐井的总传热系数计算公式U to =[r too r ti +r to G ln r to r ti +1(h r c+r to cas ln r co r ci +r to cem ln r h r co]− 1(6式中, λo —热流体与隔热油管内管内壁的传热系数, W/(m 2·℃ ; λG —隔热油管导热系数, W/(m ·℃ ; h r —环空中充满氮气时, 环空内的辐射传热系数, 其值可由文献 [11]介绍的方法求得; h c —环空中充满氮气时, 环空内的对流传热系数, 其值可由文献 [11]介绍的方法求得; λcas —套管导热系数, W/(m ·℃ ; λcem —水泥环的导热系数, W/(m ·℃。
以海上热流体吞吐井 M1井为例, 分别用本文建立的模型及三种常用的采油工程软件对该井的总传热系数进行了计算, 计算所需参数见表 1及表 2, 计算结果见表3。
表 1M1井套管程序及管材Tab. 1Casing program of Well M1钻头尺寸 ×井深套管尺寸 ×套管下深套管规范已锤入20” 导管×45m “入泥” X5217-1/2”×202.00m 13-3/8” ×200.00m K55, 68#, ER 12-1/4” ×1503.00m9-5/8” ×1498.00mTP100H , 47#, BUTT表 2总传热系数计算所需热物性参数Tab. 2Thermophysical parameters for overall heattransfer coefficient参数名称数值地层导热系数 /(W/(m ·℃ 2.10环空氮气导热系数 /(W/(m ·℃ 0.04隔水管导热系数 /(W/(m ·℃ 50.00水泥导热系数 /(W/(m ·℃ 0.90隔热油管导热系数/(W/(m ·℃ 0.02套管导热系数 /(W/(m ·℃50.00表 3不同方法计算得到的 M1井总传热系数Tab. 3Overall heat transfer coefficient of Well M1calculation by different method 方法 U to /(W/(m 2·℃本文模型 0.88PIPESIM 1.01WELLFLOW0.68NEOTEC-WELLFLO0.913实际算例以渤海 M 油田热采实验井 M1井为例, 采用本文建立的井筒传热模型计算了该井注热时的井筒温度分布情况, 并将计算结果与采用 PIPSIM 软件计算的结果进行了比较 (见图 3 。
M1井实际测得的井底温度为 127℃左右, 从计算结果可以看出, 与传统软件相比, 应用本文方法计算得到的温度与实测点温度更为接近, 更符合现场生产实际。
126.5127.5128.5129.5130.520040060080010001200/m/℃图 3M1井注热阶段温度剖面计算结果Fig. 3Temperature profile calculation result for heat injectionphase of Well M14热流体吞吐井井筒温度场影响因素研究以 M1井为例, 应用本文建立的多元热流体吞吐井井筒温度计算模型对影响井筒温度场分布的主要因素进行了研究。
4.1隔热油管导热系数的影响隔热油管导热系数对井筒温度场的影响如图 4所示。
从图 4可以看出, 油管的导热系数越大, 对应的热采井的井底温度越低。
隔热油管的导热系数从 0.01增加到 0.05, 对应的井底温度下降了 4℃左右, 因此, 在选择隔热油管时, 应充分考虑隔热油管108西南石油大学学报 (自然科学版2012年导热系数与井筒温度分布之间的关系 [17, 18] , 使隔热油管的选型既经济又能满足注热的要求。