0 引言
稠油自油层流入井底后黏度迅速增大，在泵下吸入过程和井筒举升过程中流动困难，导致稠油井泵效较低，上下冲程载荷差异大[1-3]。孤岛油田稠油资源丰富，资源量巨大，但稠油单元普遍低液，能耗较高[4-5]，平均单井日耗电117 kW·h。为改善稠油在井筒中的流动状况，减小进泵阻力，降低举升能耗，须开展稠油井筒黏度变化规律研究及影响因素分析，并在此基础上优选井筒降黏工艺，以提高孤岛油田稠油生产效率。
孤岛油田采用的井筒降黏工艺包括电加热、热流体循环加热及泵下加注活性水，但并没有针对不同产液量油井的降黏工艺进行选择指导，因此有必要研究井筒稠油举升过程，分析工艺降黏机理，提出相应的对策以指导降黏工艺的选择[6-8]。R.K.SAGAE等[9-13]以Ramey模型为基础，对井筒温度场计算模型进行了多方面的改进。姚传进等[14-16]分别在不同油田的稠油和高凝油举升工艺中对井筒温度场进行了计算。
笔者基于传热学和井筒举升理论[17-18]，采用Hansn模型和Beggs-Brill方法建立了稠油井筒温度场数学模型，并对井筒温度场及井筒内原油黏度进行了分析，结合电加热工艺和热流体循环加热工艺和泵下加注活性水工艺的降黏机理[19-20]，提出了不同产液量油井的降黏对策，所得结果可为孤岛油田稠油举升工艺选择提供理论依据。
1 井筒降黏工艺数学模型 1.1 井筒举升数学模型笔者采用Hanson模型结合Beggs-Brill方法建立井筒举升数学模型，得到压力梯度方程和温度梯度方程，如式(1)所示。通过流体的质量流量G(v, ρ)和热流量W(v, T)将该数学模型耦合。井筒到水泥环外壁间单位管长综合传热系数按式(2)处理。
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(1) |
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(2) |
式中：p为井筒压力，Pa；Z为某深度到射孔的垂深，m；ρ为井筒流体密度，kg/m3；Iw为井筒流体因摩擦产生的压力损失，Pa；v为流体流速，m/s；W为流体与地层间的热流量，W；θ为井倾角，垂直井筒θ=90°；T为井筒流体温度，℃；g为重力加速度，m/s2；Cpm为定压比热容，kJ/(kg·℃)；CJ为焦耳汤普逊系数；gc、J为换算系数；rti为油管内径，m；rto为油管外径，m；rci为套管内径，m；rco为套管外径，m；rh为水泥环半径，m；hf为油管对流传热系数，W/(m·℃)；λtub为油管壁导热系数，W/(m·℃)；λcas为套管壁导热系数，W/(m·℃)；λcem为水泥环导热系数，W/(m·℃)；hc为环空对流传热系数，W/(m·℃)；hr为环空辐射传热系数，W/(m·℃)；KL为油管综合导热系数，W/(m·℃)。
1.2 模型验证及稠油井井筒温度特点运用上文建立的数学模型对孤岛油田稠油生产井进行井筒多相流研究，可以得到井筒内原油黏度和流体温度随深度的变化曲线。笔者以GDN21-03井为例，验证了所建模型的准确性。
GDN21-03井开发层系为孤岛油田南区Ng5-6层，为光油管生产，油层深度1 309 m，泵深950 m，每100 m地温梯度3.1 ℃，产液量13.8 m3/d，动液面420 m，含水体积分数49%。通过计算得到GDN21-03井的井筒温度场曲线与流体黏度曲线，如图 1所示。
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| 图 1 井筒温度场曲线与流体黏度曲线 Fig.1 Wellbore temperature field curve and fluid viscosity curve |
数字模型预测的井口温度为31.66 ℃，与实际井口温度35.00 ℃误差为1.3%，由此可知本文建立的模型具有较高的精度。从图 1可以看出，随着井筒深度不断降低，地层温度降低，井筒温度逐渐下降，井筒内稠油黏度上升。在动液面处井筒中流体温度下降趋势减缓，原因为动液面以上环空与地层的传热形式为热辐射，热量损失较小。井筒中原油黏度在井口附近陡然上升，原因为井口附近的温度对应黏-温曲线的拐点，原油在低于此温度后黏度大幅上升。
2 降黏工艺机理研究孤岛油田稠油举升主要降黏工艺如图 2所示。孤岛油田针对井筒举升困难的稠油井采取的降黏工艺包括电加热空心杆工艺、双空心杆热流体循环工艺以及泵下加注小流量活性水工艺。
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| 图 2 孤岛油田稠油举升主要降黏工艺 Fig.2 Main viscosity reduction techniques for heavy oil lifting in Gudao Oilfield |
2.1 空心杆加热降黏工艺
电加热空心杆工艺和双空心杆热流体循环工艺均属加热降黏工艺。电加热空心杆工艺利用空心杆和电缆构成回路，产生电流趋肤效应，使空心杆表面温度升高并将热量传递给井筒流体。双空心杆热流体循环工艺是在内、外两层密闭的空心抽油杆中循环流动经地面加热的流体，经空心杆表面将热量传递给井筒流体，使稠油升温、黏度减小，进而改善其流动效果。
电加热空心杆降黏的数学模型是在原有的井筒多相流数学模型的能量平衡方程中增加热源项，如式(3)所示。
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(3) |
双空心杆热流体循环工艺的数学模型涉及内、外两个流体系统传热过程，其能量方程较式(1)附加了一个半隐式常微分方程，如式(4)所示。
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(4) |
式中：Tr为地表温度，℃；σ为地温梯度，℃/m；ql为单位长度上的加热强度，W/m；Mlg为井筒内气液混合流体的质量流量，kg/s；Wr为循环流体热流量，W/℃；Wlg为环空流体热流量，W/℃；T1、T2及T3为双空心管内、外管内流体微元温度，℃；λ1、λ2分别为双空心管内、外管导热系数，W/(m·℃)。
2.2 泵下加注活性水工艺泵下加注活性水是孤岛油田采用的化学降黏工艺，通过套管持续向泵下滴加降黏剂与油田回注污水，在动液面与井底之间形成油水混合液。化学降黏工艺在井筒多相流动数学模型中主要体现在油水两相黏度函数上，通过Richason方程加以描述，如式(5)所示[21-22]。
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(5) |
式中：μ为油水混合物黏度，mPa·s；μ0为外相流体黏度，mPa·s；φ为内相流体在混合物中所占体积分数；k为分散系数，当φ≤0.74时k=0.7，当φ>0.74时k=0.8。
活性水体积分数与油水混合液黏度的关系曲线如图 3所示。由图 3可知，当井底含水体积分数达到26%之后，乳化状态逐渐改变，由油包水型乳状液转变为水包油型乳状液，黏度显著下降。这说明当井筒内活性水达到一定体积分数后，井筒内油水混合液黏度将明显下降，举升载荷随之减小。该体积分数可作为目标区块油井掺注活性水掺配比指标，计算式如式(6)所示。
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| 图 3 活性水体积分数与油水混合液黏度的关系曲线 Fig.3 Active water content and oil-water mixture viscosity relationship curve |
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(6) |
式中:Ql为单井产液能力，m3/d；Qm为产水量，m3/d；fw为原油中含水体积分数。
3 稠油井降黏工艺优选及现场应用 3.1 井筒降黏工艺优选为了高效开采稠油资源，需要进一步分析不同工艺在生产过程中的运行费用。采油生产日运行费用计算式为：
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(7) |
式中：fs为作业检泵费用，与降黏工艺相关；fe为降黏工艺及举升耗电费用，包含双空心杆热流体加热所需燃料费用，与活性水体积分数、单井产液能力及井口含水体积分数等因素相关；fd为设备折旧费用，与降黏工艺相关；fsd为污水处理费用，与活性水体积分数、单井产液能力及井口含水体积分数等因素相关。
针对孤岛油田的稠油井举升工艺，设计了降黏工艺优选流程，如图 4所示。输入油井参数和无工艺条件下井底流量，通过求解数学模型可以获得不同工艺下油井生产动态，进一步运用经济评价数学模型对各个方案进行优选。
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| 图 4 降黏工艺优选流程 Fig.4 Viscosity reduction techniques optimization procedure |
3.2 现场应用
GDN15X201井是孤岛油田南区馆5-6稠油单元一生产井，前期采用双空心杆密闭循环热流体工艺降黏，受环保压力限制停止燃烧生物燃料，工艺中断导致举升困难，须从电加热双空心杆热流体循环工艺和泵下加注活性水工艺中选择降黏方式，利用井筒举升和经济运行模型进行计算，得到不同降黏工艺下的产液量与运行费用关系图版，如图 5所示。由图 5可知：当油井采用双空心杆电加热工艺日产液6.8 m3时，年运行费用为42.8万元；采取泵下加注活性水工艺以日产液12.9 m3生产，年运行费用为26.7万元。推荐使用泵下加注活性水工艺对GDN15X201井进行井筒降黏。采取泵下加注活性水工艺前、后该井示功图如图 6所示。该井采用泵下加注活性水工艺后拆除了双空心杆，降黏效果良好，举升载荷明显减小。
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| 图 5 降黏工艺图版 Fig.5 Viscosity reduction technique chart |
该图版进一步推广应用至孤岛油田馆5-6稠油区块，应用结果发现，当油井液量较低时，泵下加注活性水工艺的运行费用远低于双空心杆密闭循环降黏工艺。电加热降黏工艺由于耗电量大，运行维护费用较高。当单井液量高于50 m3/d时，双空心杆密闭循环热流体工艺的经济性更好。针对孤岛南区馆5-6稠油单元普遍低液低效的生产实际，泵下加注活性水工艺能够以较低的运行成本达到井筒举升降黏目的，减小举升载荷，节能降耗效果明显。
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| 图 6 采取降黏工艺前、后示功图变化曲线 Fig.6 Indicator card variation curves before and after applying the viscosity reduction technique |
4 结论
(1) 建立的井筒举升数学模型能够较为准确地描述井筒温度场分布，并可用于采取伴热降黏和泵下掺活性水降黏工艺的油井。
(2) 泵下加注小流量活性水工艺更适合低液量稠油油井的生产。针对GDN15X201井的实际应用，认为该方法在孤岛油田稠油区块具有较高的推广应用价值。
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