抽油机井热洗过程中温度场的变化.docx
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抽油机井热洗过程中温度场的变化
对抽油机井热洗过程中温度场变化的再认识
摘要：
本文针对抽油机井热洗过程中，当回油温度达到理想温度时而洗井效果不理想的问题进行分析，我们认为热洗过程中温度场的变化不是线性降低的，60℃的回油温度是液体在距井口一段距离内被洗井液重新加热造成的一种假象。
为验证分析结果，我们从理论及现场实测等方面对抽油机井热洗过程中温度场的变化进行了认真研究，并取得了一些新的认识。
主题词：
抽油机井热洗温度场
一、前言
大庆油田自开发以来，抽油机井的热洗一直是清除井下结蜡，保证抽油泵正常工作的主要措施之一。
一般认为在抽油机井热洗过程中温度场的变化是线性降低的，当井口回油温度达到60℃时，就认为达到了热洗清蜡效果，抽油机井热洗分为化蜡、排蜡、巩固三个阶段。
目前，我厂有4120口抽油机井采用热洗清蜡，平均单井热洗周期为158.47天，年热洗井次为9490次，每年用于热洗的成本为230万元，年影响采油量4万吨，热洗投入成本较大。
但是，在实际生产过程中发现，热洗效果并不理想，如监测井进行环空测试时，时常发生正常热洗后仪器在油套环空仍遇阻下不去的现象。
据统计，我厂2001年下半年共有环空找水井近300口，有64口井不能测试，其中热洗后仪器仍下不去的井有42口，占测试井数的14%。
针对这一情况，经进一步分析，我们认为热洗过程中温度场的变化不是线性降低的，60℃的回油温度是液体在距井口一段距离内被洗井液重新加热造成的一种假象。
为验证分析结果，我们对抽油机井热洗过程中的热量传导、损失及温度场的变化进行了认真研究，并取得了一些新的认识，这里与大家共同探讨，以便为今后的热洗工作提供一定的技术指导。
为了准确考察热洗过程中温度场的变化情况，我们遵循事物从实践到理论，再从理论到实践的认识规律，通过理论计算和现场试验两个方面，对热洗温度场的变化情况重新加以认识。
二、热洗过程中泵吸入口温度的理论计算
热洗过程中，温度场的变化较为复杂，如在不同时间、不同排量、不同温度的情况下，计算井筒任意深度点的温度是比较困难的，因此这里仅计算了当热洗达到稳定状态时，抽油泵吸入口处的温度。
（一）物理模型的建立
由于地温由地心至地表呈线性降低，当洗井液向下流动时将热量传给地层及油管内的液体，环空中的洗井液温度沿井筒向下不断下降，相反，油管中的液体温度沿井筒向上不断升高，井筒沿轴向属于非稳态传热状况。
热洗达到一定时间后，沿井筒某一深度的径向散热量趋于稳定，此时，油套环空中的洗井液一方面通过对流换热将热量传给套管内壁，再从套管内壁通过导热传给套管外壁、水泥环及地层；另一方面油套环空中的洗井液通过对流换热将热量传给油管外壁，再通过导热把热量传给油管内壁，最后通过对流换热将热量传给油管内的液体。
其热传递过程见井筒结构示意图。
井筒结构示意图
1—油管内返出液2—油管3—洗井液
4—套管5—水泥环6—沉积岩
（二）数学模型
依据物理模型中的温度变化，我们采用简化的计算方法，作出如下假设：
1、油管内对流换热系数α1及套管内的对流换热系数α2取全井管柱的平均值（按水处理）；
2、沿径向传热为稳态传热；
3、沿轴向为非稳态传热；
4、除水以外，其它所有物性都为常数；
5、套管中洗井液到达泵口时的温度与油管中从泵吸入口处抽出的液体温度相同。
在井筒结构示意图中沿轴向，列能量守恒方程如下：
m2Cp2（t2′—t0）=m1Cp1（t1″—t0）＋H/R（（t2′+t0）/2-ts）
（1）
式中：
m2—套管中洗井液的质量流率kg/s；
Cp2—套管中水的比热J/kg·℃；
t2′—套管中洗井液的温度，℃；
t0—套管及油管中洗井液在泵吸入口处的温度，℃；
m1—油管中洗井液的质量流率kg/s；
Cp1—油管中水的比热J/kg·℃；
t1″—油管出口液体的温度，℃；
H—下泵深度，m；
R—单位管长热阻；
ts—地层温度，℃。
R—热阻，R=R3+R4+R5+R6；
（2）
R3—套管中的洗井液与套管内壁的单位管长对流换热热阻；
R4—金属套管壁单位管长导热热阻;
R5—水泥环单位管长导热热阻;
R6—地层单位长度导热热阻。
各项热阻的计算公式如下：
（3）
（4）
（5）
（6）
（7）
（8）
（9）
式中：
d3—套管内径,m；
d4—套管外径,m；
d5—水泥环外径,m；
d6—地层直径,m；
λ3—套管内水的导热系数，W/m·K；
λ4—套管壁的导热系数，W/m·K；
λ5—水泥环的导热系数,W/m·K；
λ6—地层的导热系数，W/m·K；
ω2—洗井液的流动速度，m/s；
υ2—洗井液的运动粘度，m2/s。
（三）计算结果
根据前面给出和推导的计算公式，我们以南4-丁2-336井为例，取其物性参数为：
油管导热系数为λ2＝20W/（m·K）；
套管导热系数为λ4＝20W/（m·K）；
水泥环导热系数为λ5＝0.58W/（m·K）；
沉积岩导热系数为λ6＝5W/（m·K）；
油管内径d1=62mm；
油管外径d2=73mm；
套管内径d3=124mm；
套管外径d4=140mm；
水泥环外径d5=180mm；
地层外径d6=680mm；
泵挂深度H=969m；
水的物性由相关物性表来确定。
按目前的热洗操作规程要求，洗井液入口温度为750C，排量为35立方米，将数据代入上述相应公式，经计算机计算，得出t0，即：
抽油泵吸入口的温度为52.10C。
据此，为了验证理论计算与实际过程的差别，我们进行了现场试验。
三、现场试验实测情况
为了详细观察热洗过程中井筒井温的变化情况，我们选择了不同产量的具有一定代表意义的南4－丁2－336和高189-603抽油机井进行了热洗试验，并采用井温测井方法对两口井洗井前、洗井过程中及洗井后温度场的变化情况进行测试，具体试验测试情况如下。
（一）试验方案
1、试验目的：
观察抽油机井热洗过程中油套环空中温度场的变化。
2、南4－丁2－336井
（1）基础数据：
套管规范：
Φ140mm
射孔井段：
1001.2－1171.40m
人工井底：
1213m
油层中部：
1086.30m
套补距：
1.61m
上次施工：
98年8月9日
（2）测前井下管柱情况：
南4-丁2-336井测前管柱图
见南4－丁2－336井测前管柱图
生产管柱：
导锥、筛管、防蜡器各一个，泵挂深968.08米，完井深979.17米。
堵水管柱：
丢手接头、定位器各一个，5级细分堵水封隔器，完井深988.57～1185.80米。
（3）测前生产情况：
产液：
85t/d产油：
8t/d 含水：
90.3%
泵效：
58.7%流压：
3.11MPa泵口压力：
2.29MPa
液面：
723.2m 沉没度：
244.88m 功图：
正常
热洗周期：
134天
3、高189-603井
（1）基础数据：
套管规范：
Φ140mm
套补距：
2.08m
人工井底：
1237.54m
油层中部：
1133m
上次施工：
2000年4月24日
高189-603井测前管柱图
（2）测前井下管柱情况：
见高189-603井测前管柱图
导锥、筛管、防蜡器各一个，泵挂深995.06米，完井深1005.35米。
（3）测前生产情况：
产液：
14t/d 产油：
3t/d 含水：
76.8%
泵效：
37.1% 流压：
2.18MPa 泵口压力：
1.25MPa
液面：
810.45m 沉没度：
184.61m 功图：
气影响
热洗周期：
96天
4、测试过程
（1）洗井前测一条全井井温曲线。
（2）洗井30分钟后，从泵吸入口至井口测一条井温曲线。
（3）当井口回油温度达60℃时，从井口至泵吸入口测一条井温曲线。
（4）反复测试抽油泵吸入口处井温变化情况。
（5）其余全井井温测试工作量由抽油泵吸入口处温度变化情况现场确定。
（二）测试结果
1、南4－丁2－336井测试结果
此次试验测试了洗井前、洗井过程中及洗井后油套环空中温度的变化值，共测试了七条井温测井曲线，具体结果见附图（南4-丁2-336井温测井曲线）。
由实测结果绘制了南4-丁2-336井井温测试结果表及抽油泵吸入口温度变化曲线，由表、曲线可以看出：
当开始洗井时泵吸入口温度是降低的，随着洗井时间的延长，温度才缓慢升高，其变化幅度较小。
分析原因是由于洗井时低温液体被洗井液携带推至泵吸入口处，致使抽油泵吸入口温度降低。
当洗井时间达22小时时，抽油泵吸入口温度由46.60C升高到51.50C，仅升高了4.90C。
南4-丁2-336井温测试表
测试曲线
洗井时间
（h）
套管井口
温度（0C）
泵口温度
（0C）
油管井口
温度（0C）
备注
第Ⅰ条曲线
31.70C
46.60C
400C
洗井前井温曲线
第Ⅱ条曲线
0.7
650C
42.80C
600C
14：
40开始洗井，洗井排量35m3.
第Ⅲ条曲线
3.3
72.40C
48.10C
670C
第Ⅳ条曲线
3.5
700C
48.50C
670C
第Ⅴ条曲线
20.8
690C
510C
670C
第Ⅵ条曲线
22
710C
51.50C
700C
2、高189-603井测试结果
此次试验测试了洗井前、洗井过程中油套环空中温度的变化值，共测试了四条井温测试曲线，具体结果见附图（高189-603井温测井曲线）。
由实测结果绘制了高189-603井井温测试表。
高189-603井温测试表
测试曲线
洗井时间
（h）
套管井口
温度
（0C）
泵口温度
（0C）
油管井口
温度
（0C）
备注
第Ⅰ条曲线
300C
50.80C
320C
洗井前井温曲线
第Ⅱ条曲线
1.2
750C
44.20C
750C
11:
20开始洗井
第Ⅲ条曲线
3.8
750C
44.80C
750C
第Ⅳ条曲线
23
750C
46.00C
750C
（三）理论计算与实测对比
由于理论计算是在洗井达稳定状态下的泵吸入口的温度，没有考虑不同时间、不同排量、不同温度等情况，计算出的结果是抽油泵吸入口处温度最高能达到多少。
如南4－丁2－336井，计算的泵吸入口温度为52.10C，实测结果是：
当洗井22小时时，泵吸入口温度由46.60C升高到51.50C，实测与计算结果基本一致。
如果按目前的洗井时间要求（一般4小时）不可能达到稳态，因此，在实际洗井过程中，泵吸入口的温度将更低。
四、热洗效果的评价及分析
1、按抽油机井热洗规程要求，洗井液进口温度为750C以上，回油温度须达到600C，洗井时间一般4小时左右，排量一般控制在30～40立方米。
从理论计算及实测数据分析，温度场变化不是线性降低的，回油温度600C是洗井液在油管内上返过程中距井口300米左右一段距离里，被洗井液重新加热造成的回油温度达600C，这与我们的认识是相吻合的，因此有必要对抽油机井的热洗重新加以认识。
见热洗过程中井筒温度场变化示意图。
2、从热洗过程中实测的井温变化情况可以看出，洗井液温度与地层及油管的热传导、热交换、对流是较快的，洗井液温度损失较大。
观察两口不同产量井的热洗回油温度变化速度，发现低产井井口回油温度升高的较快，分析原因是由于低产井产量低，液体在油管内流速较慢，与油套环空中的洗井液热交换较充分。
想象的热洗过程中井温变化实际热洗过程中井温变化
3、根据实测井温曲线绘制了井筒内同一温度点（500C、550C、600C）随洗井时间的变化情况表及井筒内600C温度点随时间的变化曲线。
从表和曲线可以看出：
当洗井时间达3小时后，600C温度点位于280米深度，当洗井23.6小时后，600C温度点位于410米深度，所以在现行的热洗工况条件下使井筒温度全部达到600C是不可能的。
南4-丁2-336井同一温度点深度与时间的关系表
温度
（0C）
第Ⅱ条曲线
第Ⅲ条曲线
第Ⅳ条曲线
第Ⅴ条曲线
第Ⅵ条曲线
深度
（m）
时间
（h）
深度
（m）
时间
（h）
深度
（m）
时间
（h）
深度
（m）
时间
（h）
深度
（m）
时间
（h）
60
240
1.9
280
3
320
5.2
320
20.5
410
23.6
55
340
1.7
460
3.3
540
5
520
20.8
620
23.2
50
440
1.5
710
3.7
800
4.4
4、根据实测井温曲线绘制了井筒内同一深度点在不同洗井时间内的温度变化情况表及310米、410米深度不同时间内温度变化曲线。
南4-丁2-336井同一深度点温度与时间的关系表
测试曲线
Ⅱ
Ⅲ
Ⅳ
Ⅴ
Ⅵ
深度210米
时间（小时）
2
2.8
5.4
20.3
23.9
温度（度）
61.1
62.9
62.5
63.8
66.4
深度310米
时间（小时）
1.8
3
5.3
20.5
23.7
温度（度）
56.3
59
60.4
60.2
62.95
深度410米
时间（小时）
1.6
3.2
5.1
20.7
23.5
温度（度）
51.8
56.1
57.9
57.6
60
深度510米
时间（小时）
1.4
3.3
4.9
20.9
23.3
温度（度）
47
53.5
55.5
55.3
57.1
深度610米
时间（小时）
1.3
3.5
4.7
21
23.1
温度（度）
45.2
51.4
53.3
53.4
55.1
深度710米
时间（小时）
1.1
3.7
4.5
21.2
22.9
温度（度）
43.1
50
51.5
52.4
53.4
深度810米
时间（小时）
0.9
3.8
4.3
21.4
22.7
温度（度）
42.2
48.9
49.9
51.6
52.4
深度910米
时间（小时）
0.8
4
4.1
21.6
22.5
温度（度）
42.3
48.2
48.8
51.1
51.7
由表和曲线可以看出：
当洗井排量、温度一定时，井筒内某一点的温度与时间的关系是对数关系，并且随热洗时间的延长井筒温度上升的较缓慢。
例如：
南4-丁2-336井，如果热洗时间达48小时，310米深度的温度可达650C，410米深度的温度可达630C，510米深度的温度可达59.80C。
5、为了更好地评价热洗清蜡的效果，我们在试验室条件下，作了溶蜡试验。
将现场取的蜡样，放在水中加热，温度点分别取450C、500C、550C、600C，加热时间为4小时，观察蜡样的变化情况，蜡样在500C～600C时变软，蜡样溶解的温度是600C，表明：
在洗井4小时之内，300米以下深度，原来析出蜡仍然以晶体形式存在，只是在300米以上才开始溶化，这一结果可以用来解释油井在300～500米处结蜡严重的原因。
6、通过上述分析，对热洗过程中温度场的变化有了新的认识，分析热洗的作用主要是在热洗过程中，由于排量的增加，洗井液对软蜡及蜡的结晶体具有冲刷作用，对于蜡块较小，与管壁粘结面积也较小，蜡可以变软与管壁脱离，被洗井液冲走；而对于大块、较厚的硬蜡，在洗井过程中，由于洗井时间、温度、排量的关系，不能使硬蜡完全变软或溶化，也不能使蜡与管壁完全脱离，因此出现了前面提到的热洗后仪器仍下不去的现象。
五、对抽油机井热洗的建议及认识
通过理论计算及现场实测，对抽油机井热洗过场中温度场的变化有了重新认识，抽油机井的热洗不能完全达到化蜡、排蜡、巩固的目的，我们认为目前抽油机井的热洗只能在一定程度上缓解油管内壁结蜡的不利影响，洗井作用的发挥在井筒300米以上是靠溶蜡和冲刷的作用，300米以下主要是通过洗井液的冲刷来实现对析出蜡的清理，因此，从经济合理、生产实用、管理科学的角度出发，应重新制定抽油机井热洗方法。
1、应在理论方面加大研究力度，研究不同洗井时间、不同洗井排量、不同洗井温度情况下井筒任意深度可达到的温度，还应对目前开采阶段管壁结蜡点的分布作进一步研究。
2、为避免洗井液对油层的伤害，对于非监测井的洗井工艺，应采用可实现不压油层的大排量的热洗技术，以减少洗井液的热量损失，同时应尽量采取多种实用、高效的清防蜡工艺措施。
3、从热洗过程中温度场的变化及溶蜡效果分析，在条件允许的情况下，建议恢复采用中压热洗或高压热洗流程，提高热洗清蜡效果。
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