完井管柱（共4篇）
完井管柱 篇1
1 载荷分析
1.1 稳定力的计算。关于稳定力的定义为:
1.2 真实轴力的计算。真实轴力FZ包括管柱活塞力, 温度变形, 坐封力和流体摩阻引起的轴向载荷。
1.2.1 自重和浮力引起的轴向载荷。管柱任意点所受活塞力为:
式中Pd—井底油压, Pa;q—单位长度管柱自重, N/m;z—管柱井底距离井底的高度, m;
1.2.2 温度变形引起的轴向载荷。井内温度变化导致管柱变形, 变形转化为附加轴向力, 既管柱处于超静定状态[2]。
由温度改变引起的变形为:
由虎克定律, 可得
式中α—管柱材料的温度因数, m/℃;Tb—井底温度, ℃;
Ts—井口温度, ℃;To—地面温度, ℃;A—管柱的横截面积, m2。
1.2.3 流体摩阻引起的轴向载荷。计算可得流体摩阻引起的轴向载荷为
式中Ai—管柱内圆的面积, m2;λ—单位长度管柱的压力降, Pa;
L—管柱的长度, m。
1.2.4 坐封力引起的轴向载荷。设坐封时的压强为P, 管柱的横截面积为A, 则坐封力为:
式中Ai为管柱的内圆面积;AO为管柱的外圆面积
1.3 等效轴力的计算。等效轴力为真实轴力和稳定力的和[3], 公式如下:
2 应力分析
2.1 轴向应力分析。轴向应力为
式中F—实际轴向载荷, 包括真实载荷和附加轴向载荷, N;
A—管柱横截面积, m2。
2.2 周向应力和径向应力分析。管柱的周向和径向应力的计算, 通过拉美公式得[4]:
式中σθ—管柱周向应力, Pa;σr—管柱径向应力, Pa;Pi—管柱内部压力, Pa;
P0—管柱外部压力, Pa;D—管柱外径, m;d—管柱内径, m;
R—管柱半径, m。
2.3 强度校核。第四强度理论校核条件为:
则由公式, 将合成应力和管柱材料的许用应力进行比较, 即可即校核完井管柱的安全性。
3 结论
本文先分析管柱的受力状况, 如受到重力;井底的浮力;流体的摩阻和坐封力。在坐封后还会受到附加的应力, 包括温度引起的轴力、鼓胀变形引起的轴力;屈曲变形引起的轴力。然后, 结合基础材料知识, 给出了各个方向上应力计算公式。最后, 将上述力进行合成, 并转化为应力, 用第四强度理论校核, 就可知管柱是否破坏和破坏的原因。结合现场实际工况, 我们可以用上面公式, 校核管柱的强度, 给井下管柱的设计提出指导性意见, 并对井下施工有很大的帮助。
气井完井管柱漏点隔离新技术 篇2
1 长2井基本情况
长2井2001年7月水平段完钻,完井时发现井下管柱难以稳压,生产套管与完井管柱之间的环空显示有压力。分析得出结论,井下完井管柱存在漏点,考虑安全因素,不能开井投产。鉴于该井为评价井,漏点问题除了修井没有更好的办法,所以决定下入堵塞,暂时搁置该井,进行不定期观察。后对该井做过生产测试,预计产量在15×104~20×104m3/d。因此,决定采用一系列措施解决长2井的问题,使该井尽快投入生产。
长2井井口使用的是ABB公司生产的型号为C601476-53的采气树,压力等级35MPa。该井井深3 963m,垂深2 826m,是一口单分支水平井,技术套管下深665m,生产套管下深2 552m,油管尺寸88.9mm,在井深2 780m处有一个型号为XN外径尺寸为69.85mm的密封工作筒。
长2井身结构,该气井和传统气井井身结构设计最根本的区别在于是否存在永久式封隔器。长2井完井管柱带有永久式封隔器,其存在目的主要是保护封隔器以上的套管内壁和生产油管外壁避免与地层中的气体、液体、沙体接触,降低自身的腐蚀性,提高耐用性,保证气井长期稳定生产;另外,当地面采气树内套管阀失效需要更换时,封隔器可以保证在环空无压的情况下安全更换套管阀;当出现严重自然灾害,例如洪水、泥石流、地震,导致采气树及地面设施都被毁坏的情况下,封隔器和井下安全阀的组合可将气源与地面完全隔离,在井下实施保护[1]。
2 滑套关闭作业
针对长2井问题,经过研究分析,认为井下漏点可能是因为滑套没有完全关闭而造成的,所以准备了2套方案:(1)使用滑套关闭工具尝试将滑套完全关闭;(2)如果在滑套已经关闭的情况下,漏失依然存在,便使用声波测井仪,确定漏点位置后,再选择相应的隔离工具进行漏点封堵。
2.1 滑套开关工具介绍
该工具是来自哈利伯顿公司,主要用途是打开和关闭滑套。滑套开关工具中装有铜销钉,作用是当工具遇阻遇卡难以上提时,向上震击,剪断销钉后,工具的外径便会缩小,从而顺利通过遇阻点。所以在滑套关闭作业中,即使滑套开关工具在上提动作后,顺利通过了滑套位置,也不能够说明滑套已经完全关闭,而是要把工具串起出至地面后检查销钉情况,才能确定滑套是否已经完全关闭[2]。
2.2 滑套关闭作业
滑套关闭工具串:绳帽+203.2mm加重杆+万向节+弹簧震击器+机械震击器+万向节+滑套开关工具。
长2井滑套位置在2 753.38m,将工具下放至2 763m后缓慢上提至2 740m。如果滑套没有完全关闭,在上提工具的过程中就会遇阻,悬重会增加。使用机械震击器向上震击数次,见工具串通过滑套位置后,再次下放过滑套位置,继续缓慢上提,震击,并重复该动作,一直到滑套开关工具可以顺利通过滑套位置,便可起出工具串至地面进行销钉检查。
2011年8月,在滑套关闭作业中,经过反复下放上提工具串和几次更换销钉后,终于在销钉未断的情况下顺利起出了工具。为了测试完井管柱是否已经恢复正常,给油管打压26MPa后,见油管压力持续下降,打压过程中A环空有水返出。讨论得出结论:在滑套已经关闭的情况下,井下管柱依然存在漏点,准备使用声波测井仪,确定漏点。
3 长2完井管柱漏点位置判断
为了准确地测试出管柱漏点,采用挪威seawell公司的声波测漏仪,该仪器在2011年康菲石油公司漏油事故井中成功准确地测试出了漏点位置,说明该工具有较高的可靠性。2011年7月28日,动员中油测井的电缆设备配合挪威seawell公司的声波测试工具对长2井开始进行油管测漏。
作业开始前先连接管线,从泵车接出66.7mm临时管线分别到环空和油管,同时从环空和油管分别连接66.7mm临时管线到可调针阀,再从可调针阀接出管线到放喷池。先用泵车从环空灌水,从油管卸压,使环空和油管内都充满水后,下入测试工具串(下入速度40m/min),下到底后,开泵,从油管内打水,打开环空阀门,环空返出水到泵车水柜内,排量控制在800L/min,泵车压力显示1MPa。第1趟下井测试,声波测井工具显示滑套处有漏失。为检查流量计是否正常,重复测试了一遍,发现一切正常。第2趟下井,测试工具下到底后,反循环,从环空泵入,油管返出,排量继续控制在800L/min,泵车压力显示1MPa,当流量计经过滑套位置时,可以看到流量计明显旋转,通过滑套位置后,流量计停止旋转。综合分析,确定长2井井下滑套处出现刺漏点。
4 完井管柱漏点隔离
通过声波测井确定了长2井的漏点位置是在井深2 753m滑套处。因为该滑套内有一X型台阶面,所以决定引进壳牌公司的一套ST隔离工具(Straddle Tool)对其进行封堵。
4.1 隔离工具的组成及工作原理
4.1.1 ST隔离工具的组成
可选择性投放工具+悬挂器+71.45mm V型盘根+平衡短节+加长管+71.45mm V型盘根+引鞋。
4.1.2 各部件的工作原理及用途
(1)可选择性投放工具。该工具的用途是把不同类型的悬挂器下入不同型号的密封工作筒中或者台阶面内。
分为2种模式:固定模式和可选择性模式。在固定模式下,悬挂器的钥匙始终处于张开状态;可选择性模式顾名思义就是投放工具可以在指定的位置动作。在可选择性模式下,悬挂器的钥匙处于收缩状态,保证了工具串的最大外径符合要求,在指定深度投放工具动作后,钥匙便张开[3]。
作业中要求工具串经过井下安全阀内71.45mm X型台阶面和滑套内71.45mm X型台阶面。如果投放工具使用固定模式,处于张开状态的钥匙外径远远大于71.45mm,就不能通过井下安全阀和滑套,难以下入到指定位置。所以下入工具必须使用可选择性模式,要求在滑套内71.45mm X型台阶面处张开悬挂器钥匙,并将悬挂器坐进滑套内X型台阶面上。
(2)悬挂器又称为锁芯,分为X和XN型。用途是连接不同的工具,并将工具悬挂在密封工作筒内或是台阶面上。
(3)V型盘根是一种密封O圈,尺寸随着悬挂器尺寸的变化而变化。在ST隔离工具上有两处V型盘根,分别是上端盘根和下端盘根,目的是将漏点封闭在中间。当漏点处出现压力,便会作用在V型盘根上,一旦受压,盘根便会立即膨胀变型,达到很好的密封作用。
(4)平衡短节的用途是在工具串下放过程中,平衡工具串内外压力。作业中,当工具串坐封完毕后,上提投放工具,便可将平衡短节关闭。
(5)加长管的作用是调整V型盘根的密封位置促使V型盘根处在光滑的密封面上,保证盘根有很好的密封性。
(6)引鞋的用途是引导整个工具串下放。引鞋前端一周有一定倒角,提高了整个工具串的通过性。
4.2 现场实施
4.2.1 ST隔离工具工具串组合
绳帽+203.2mm加重杆+万向节+弹簧震击器+机械震击器+可选择性下放工具+悬挂器+V型盘根+平衡短节+加长管+V型盘根+引鞋。
4.2.2 ST隔离工具的运用
施工过程中,工具串下放到井下安全阀位置时,有少许遇阻,因为整个工具串的最大外径和井下安全阀内的最小内径基本相同。由于工具串下井前,V型盘根上涂抹了黄油,加上有引鞋引导,所以工具串在活动了两三次之后顺利通过了井下安全阀。
工具串同样成功通过滑套位置,抵达2 763m后,缓慢上提至2 743m,在上提的过程中,投放工具的动作台阶被触动,此时可选择性投放工具发生动作,悬挂器的钥匙张开。缓慢下放工具串至滑套深度,让悬挂器的钥匙自动寻找滑套内X型台阶面的位置。下放到位后,轻轻向下震击工具串20余次,6.35mm铜销钉被剪断,使悬挂器的打捞颈闭合,钥匙被固定,这样悬挂器就牢牢地被嵌进在滑套X型台阶面内。
为了测试隔离工具悬挂是否到位,缓慢上提工具串,如果悬挂器的钥匙没有完全坐落进台阶面内,工具串会一起被上提,无明显遇阻显示;如果在上提过程中有明显遇阻并且在继续上提工具串时发现悬重超过90.72kg,便可确定悬挂器已经到位。这时可向上震击数次,剪断悬挂器和投放工具之间的7.94mm铜销钉,使投放工具脱离悬挂器,在脱离并上提的同时,平衡短节关闭。
ST隔离工具投放结束后,用泵车给油管内打压26MPa测试整个管柱,观察30min,稳压成功,试压过程中未见环空中有水返出;泻压;用泵车打压20MPa测试环空密封性,观察30min后,稳压成功,试压过程中未见油管内有水返出。证明隔离工具已经起作用,滑套刺漏点封堵成功。
5 效益评价
长2井整个堵漏作业用时不到24h,耗时短。和修井相比,节约了2 000m左右的抗腐蚀性油管以及一套井下安全阀和一套永久式封隔器;减少了切割油管人工费用,修井机费用,修井人工费用;避免了许多HSE风险。
漏点的成功封堵不但解决了长2井长达10年的历史遗留问题,也为今后气井出现类似漏失问题提供了可借鉴的成功案例,以及更可靠的技术支持。
6 结论与建议
(1)ST隔离工具的应用需要根据漏失点的情况而定。如果整个完井管柱只有一个漏点,而且漏失量在一定范围内或者存在多个漏点但漏失量较小,便可以使用ST隔离工具。如果出现漏点多且漏点面积大的情况,此技术的运用效果就不太理想,只能使用修井机重新完井。
(2)在作业中,整个ST隔离工具串是通过悬挂器固定在滑套中X型台阶面内的,所以要想使用ST隔离工具,必须满足密封工作筒和台阶面存在于漏点附近,这样才可以使用悬挂器,悬挂ST隔离工具。当油管上任意一处出现漏点,且漏点附近没有密封工作筒和台阶面时,这样无法使用悬挂器,就不能运用ST隔离工具,而只能选用另一种隔离工具:上下卡瓦式隔离工具(Tubing Lock)进行漏点封堵。
(3)通过对长2井生产管柱漏点的成功封堵,证明了这种隔离技术是可行、合理的;同时也说明该工具具有易操作、易观察、耗时短、更加安全可靠等优点。尤其重要的是降低了修井成本,经济效益显著提高,该技术值得在气田推广应用。
摘要：介绍了长2井井深结构、完井管柱、滑套作业、隔离工具等技术应用,成功利用漏点隔离新技术完成了井下滑套漏点的封堵隔离。气井完井管柱漏点技术是一项快速、安全、可靠的漏点隔离技术,为生产任务的完成提供了强有力的技术支持和安全保障。
关键词：气井完井管柱,滑套,漏点,封堵
参考文献
[1]聂海光,王新河.油气田井下作业修井工程[M].北京:石油工业出版社,2002.
[2]陈平.钻井与完井工程[M].北京:石油工业出版社,2005.
完井管柱 篇3
1 国内外储气库完井管柱技术现状
1.1 国外储气库完井管柱技术现状
国外储气库注采井完井管柱设计技术比较完善, 其管材方面都按照最恶劣环境选择最高级别材质, 油管主要采用气密封扣。国外气密封[3]扣种类较多, 技术成熟, 拥有专利权主要有NEW VAM、VAM TOP、3SB、TC-Ⅱ等扣型, 在满足连接强度、抗粘性能的同时具有良好的气密性。国外储气库注采管柱都配有安全阀、封隔器、滑套等井下工具, 其完井工具服务公司如哈里伯顿 (贝壳) 、威德福、斯伦贝谢等都具有全套的、技术先进的完井配套工具, 且已形成了系列化和标准化, 可满足不同功能、环境的需求, 在几十年的现场应用中得到完善和验证。
1.2 国内储气库完井管柱设计现状
国内储气库注采完井管柱主要采用上海宝钢BGT1、BGC型特殊螺纹气密封扣, 其具有气密封压力高、连接强度高、抗过扭能力高的特点, 可适用于高压气井。而国内用于完井的井下工具较少, 技术尚不成熟, 主要采用井口工具, 成本高, 大大制约国内储气库建设的进一步推广。
2 几种液压坐封完井管柱设计
2.1 液压坐封可回收式完井管柱
该管柱自上而下结构为流动短节、井下安全阀、流动短节、循环滑套、可回收式封隔器、坐落短节、剪切球座, 其管柱结构见图1。主要技术特点: (1) 投产作业过程中, 可一趟管柱下入, 进行投球打压坐封, 操作简单可靠。 (2) 设计有井下安全阀, 可实现紧急关井。 (3) 需要回收管柱可直接上提解封封隔器。 (4) 坐落短节可实现管柱憋压、悬挂测压系统、坐封封隔器以及不起管柱更换井口。 (5) 可循环替液和压井。
2.2 液压坐封可回收式压力监测管柱
该管柱结构自上而下结构为流动短节、井下安全阀、流动短节、测压毛细管、流动短节、循环滑套、剪切接头总成、可回收式封隔器、坐落短节、测压筒[4]、剪切球座, 其管柱结构见图2。主要技术特点: (1) 投产作业过程中, 可一趟管柱下入, 进行投球打压坐封, 操作简单可靠; (2) 设计有井下安全阀, 可实现紧急关井; (3) 可实现实时测压; (4) 需要回收管柱可直接上提解封封隔器; (5) 坐落短节可实现管柱憋压、悬挂测压系统、坐封封隔器以及不起管柱更换井口; (6) 可循环替液和压井。
2.3 液压坐封可回收式射孔联作完井管柱
该管柱结构自上而下结构为流动短节、井下安全阀、流动短节、循环滑套、剪切接头总成、可回收式封隔器、坐落短节, 下部接筛管、射孔枪, 其管柱结构见图3。主要技术特点: (1) 一趟管柱下入, 投球打压坐封, 操作简单可靠; (2) 管柱下入井后, 安装采气树, 可实现负压射孔。 (3) 设计有井下安全阀, 可实现紧急关井。 (4) 需要回收管柱可直接上提解封封隔器。 (5) 坐落短节可实现管柱憋压、悬挂测压系统、坐封封隔器以及不起管柱更换井口。 (6) 可循环替液和压井。该管柱主要优点:能够实现射孔和完井管柱一趟下入, 封隔器座封完成后起爆射孔枪沟通储层, 入井液用量最少, 可避免储层二次污染, 最大程度的实现投产作业过程中低压储层保护和井控安全[5]。不足之处:射孔枪留在井内, 不利于将来生产和作业。
2.4 液压坐封永久式完井管柱
该管柱结构自上而下结构为流动短节、井下安全阀、流动短节、循环滑套、锁定插入密封总成、永久式封隔器 (带定位密封或插入密封) 、磨洗延伸筒、坐落短节、剪切球座, 其管柱结构见图4。主要技术特点: (1) 一趟管柱下入, 投球打压坐封, 操作简单可靠; (2) 可实现紧急关井; (3) 当需要回收管柱时, 右旋管柱使密封插管与封隔器脱开, 方便回收管柱; (4) 坐落短节可实现管柱憋压、悬挂测压系统、坐封封隔器以及不起管柱更换井口及不压井作业; (5) 可循环替液和压井。该管柱不足之处:整体管柱检修作业较复杂, 需对封隔器进行磨铣才能取出;不动封隔器检修上部管柱时, 存在再次插入密封不严的风险。该管柱在文96储气库注采井中已经使用。
2.5 液压坐封可破坏式封隔器完井管柱
该管柱结构自上而下结构为井下安全阀、伸缩节 (可选) 、循环滑套、可破坏式封隔器、坐落接头、剪切球座、筛管, 其管柱结构见图5。主要技术特点与液压坐封永久式完井管柱功能相同, 其不同之处是: (1) 起出管柱时, 采用专用割刀解封封隔器, 相比永久式封隔器磨铣解封更快、更简单。 (2) 底部可带射孔枪联坐。该管柱因可破坏式封隔器比较贵, 目前使用较少。
2.6 液压坐封永久式射孔联作完井管柱
该管柱结构自上而下结构为流动短节、井下安全阀、流动短节、循环滑套、插入密封总成、永久式封隔器、磨洗延伸筒、坐落短节, 下部带有射孔枪, 其管柱结构见图6。该管柱与液压坐封可回收式射孔联作完井管柱功能相同, 不同之处为: (1) 永久式封隔器需要钢丝作业工艺配套实施。 (2) 永久式封隔器提前坐封后, 施工风险较大。如文96储气库部分压力系数差异大的注采井, 在投产作业过程中, 为实现在高压层井控、低压层保护的目的, 采用了该管柱结构。
3 结论与认识
(1) 枯竭气藏型储气库地层压力一般都较低, 投产过程中应以储层保护为重点, 因而完井管柱可优先选择结构简单、施工周期短、井控难度小、利于储层保护的液压坐封永久式射孔联作完井管柱。
(2) 目前国内储气库完井工具都采用进口工具, 成本高, 大大制约后续储气库建设的进一步推广;而国内完井工具技术研究善不成熟, 为了配合储气库建设的发展, 需加快国内完井工具的研究。
(3) 为保证储气库的安全性和实时监测功能, 其注采井完井管柱都带有安全阀液控管线或监测管线, 在投产作业过程中, 如何利用不压井作业技术[6]实现这种完井管柱的下入, 是目前储气库注采工程建设科研人员需要攻克的难题。
参考文献
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完井管柱 篇4
自20世纪60年代开始, 国内外很多学者[3—10]对油气生产井、注水井、注蒸汽井等井筒温度场进行了研究, 理论模型与求解方法都比较成熟, 但地热井的井筒温度场研究还是空白。笔者结合现有地热井井身结构建立地热井井筒温度场计算模型, 并通过现场实测井温剖面数据对模型进行了验证。分析井温剖面数据找出地热井井筒热损失的主要原因, 在此基础上提出几种改进的完井管柱结构, 并通过温度模型对采用不同完井管柱结构的案例进行了计算, 由计算结果对比优选出最经济有效的完井管柱结构。
1 地热井井筒温度场模型
砂岩储层地热井的井身结构如图1所示, 一开下套管固井, 二开直接下套管, 仅封固一开与二开套管重叠区域的部分层段, 三开悬挂筛管或滤水管取水;泵室段在一开套管内, 热水潜水泵直接在套管内吸水, 并通过泵管 (普通油管) 输送至地面。
1.1 建立模型
对于井筒流体的温度分布, 在处理方法上, 一般均以第二界面 (即水泥环或套管外壁与地层之间的接触面) 为界, 将传热分为两部分:井筒中的传热和井筒周围地层的传热。第二界面处的温度是这两部分联系的纽带。将井筒中的传热看作是稳定传热, 井筒周围地层中的传热视为非稳定传热, 井筒热损失是一个非稳定过程[9,10]。
应用传热学知识与能量平衡原理, 在井筒上任意取一段长为dl的微元段建立地热井温度场计算模型。地热井生产过程中, 产液沿井筒上升时, 由于向周围岩石散热, 其温度逐渐降低。能量平衡方程式为:
式中, W为产出液水当量 (流量与比热容之积) , W/℃;T为产液温度, ℃;Kl为产出液与井筒外地层间的总传热系数, W/ (m·℃) ;Te为地层温度, Te=Ted-ml, ℃;Ted为井底地层温度, ℃;m为地温梯度, ℃/m;l为从井底向上起算的距离, m;Q为体积流量, m3;ρ为流体密度, kg/m3;C为流体比热容, J/ (kg·℃) ;ri为与流体直接接触的管壁内半径, m;U为基于单位面积的总传热系数, W/ (m2·℃) 。
1.2 总传热系数计算
井筒产液温度分布及井口温度计算的准确度与总传热系数的准确度相关, 因此, 总传热系数的精确确定非常重要。总传热系数的确定需要根据每口井的井身结构和环境参数进行实际计算。总传热系数值没有一个固定的大小, 它受很多因素的影响。总传热系数的计算过程与前人工作大体一样[10], 只是热传递的方式和热阻项的组成存在差别。如图1所示, 根据产出液与地层的传热热阻的不同, 将整个井身分为3段, 不同井段导致热损失的热阻项组成如表1所列, 由式 (4) ~式 (7) 分别计算总传热系数。
式中, ke为地层导热系数, W/ (m·℃) ;Us为基于单位面积的稳态传热系数, W/ (m2·℃) ;ro为与流体直接接触的管壁外半径, m;f (t) 为瞬态传热函数, 无因次;hf为内部对流传热系数, W/ (m2·℃) , 系数hf与流体和管道内壁之间的热量传递有关, 流体类型和性质、流速和管道直径决定了这个参数的计算[10];α为地层热扩散系数, 1.03×10-6m2/s;τ为加热 (或冷却) 作用的时间, s。
将环空视为充满固体, 固体比环空实际流体的热传导率稍高。然后将环空热阻视为仅由热传导引起, 环空自然对流传热系数可由式 (7) 计算。
式 (7) 中, hc为自然对流传热系数, W/ (m2·℃) ;rto为泵管外半径, m;rci为套管内半径, m;kfc为环空中流体的导热系数, W/ (m·℃) 。kc=2.5。
1.3 边界条件
边界条件为:l=0 (在井底) 时, T=Td。
2 模型的求解方法
微分方程的通解为:
由边界条件得解析解:
选择合适的步长, 分别将3段井身从井底到井口分成等长的N3, N2, N1段, 以产水层顶部为起始点往上计算, 先求出每段的Kl, 再求对应的T, 直到井口。
3 温度场模型验证
为了验证所建立的温度场模型的准确性, 利用该模型对现场一口砂岩孔隙型地热井的井筒温度分布进行了预测, 计算用地热井参数如表2所示, 预测温度与实测温度进行了对比, 如图2所示。
由图2可以看出, 利用所建温度场模型可以精确预测地热井沿井筒温度分布, 整个井段温度预测误差均不超过1.66%, 产出液井口预测温度为61.3℃, 实测温度为60.3℃, 误差仅为1℃。
4 地热井完井管柱结构优选
对比图1和图2不难发现, 一开套管底端至泵口这一段有较大内通径, 产出液在此处与套管接触面积大, 即传热面积大, 因此总传热系数值大, 且近表地层环境温度较低, 导致产出液与环境温度温差较大, 最终导致热量损失严重;产出液流经该段时, 由于内通径大, 导致流速较慢, 滞留时间较长, 因此传热时间较长, 热量损失较多。
针对现有地热井井身结构的上述弊端, 在不改变井身结构、减小施工风险和成本的前提下, 仅通过改变完井管柱和环空介质而改变产液的环空传热方式, 如图3所示, 将热水泵由外吸水式改为内吸水式, 在其下端连接泵管至二开段, 且泵管与二开套管间用封隔器进行密封。在此基础上, 设计以下四种完井管柱结构, 其完井特征如表3所示, 利用所建的温度场模型进行计算对比。
环空中存在介质不同, 则从油管外壁向套管内壁的传热方式也不同。可能存在两种传热方式, 即热辐射及热对流。在大多数情况下, 油管和套管之间辐射的影响都会忽略掉。但当环空中含有气体或空气时存在例外, 会出现比较大的温度梯度, 这就是自然对流。环空中的温度差产生环空流体中的局部密度差, 从而引起自然对流的产生。假设油管壁比套管壁热, 最靠近油管的流体的密度会比更远处流体的低, 它会在环空中有向上流的趋势, 然而, 既然在环空中没有总体流动, 在接近套管壁处一定会有相应的向下流动。有限体积中的自然对流是一个复杂的现象, 尤其是在本质上代表无限高的管道的井内环空中会更加复杂。
当环空全部被空气充满时, 环空的传热方式为自然对流和辐射, 自然对流传热系数hc由式 (7) 计算, 式中kfc为空气的导热系数, 值为0.027 W/ (m·℃) ;辐射传热系数hr由式 (8) 计算。
式 (11) 中, Ftci为由油管外壁表面向套管内壁表面的辐射散热有效系数, 代表吸收辐射的能力;σ为黑体辐射常数, 5.67×10-8W/ (m2·℃4) ;εto, εc为油管和套管表面黑度, 取0.9;T*为相应的热力学温度, K。εto和εci的数值大小依赖于表面光洁度和其他变量因素, 进行精确计算比较困难。此外, 由于计算中套管外表和套管内温度都必须已知, 故计算过程必须采用迭代法。
泵管外隔热层的传热系数hi由式 (12) 计算。
式 (12) 中, ti为涂层厚度, 值为0.003 m;rio为涂层特定层的外径, m;ki为涂层材料的导热系数, 值为0.018 W/ (m·℃) 。
计算结果如图4所示, 由于只有0~450 m的井段采用了不同的完井管柱结构改变了传热方式, 因此, 450 m以下井段的温度剖面是一样的;井口温度从高到低对应的依次为方案4、方案3、方案2、方案1、原方案, 说明完井管柱和环空介质的变化能有效的改变传热系数, 减少热量损失, 提高井口温度;方案1相比原方案, 只是改变了完井管柱结构, 井口温度有大幅度提高;方案2、3、4在方案1的基础上改变了环空介质, 方案2、3的井口温度相比方案1的井口温度增幅较小, 方案4的增幅较大;虽然方案4的井口温度最高, 但从施工成本和材料成本考虑, 认为方案1最经济有效。
5 结论
(1) 根据现有地热井的井身结构, 综合考虑传导、对流、辐射等传热方式, 建立了地热井井筒温度场计算模型, 并通过现场测试数据证实了模型的可靠性。
(2) 分析认为现有地热井热损失大的主要原因是一开套管底端至泵入口这一段传热系数大, 对此有针对性的提出了4种新的地热井完井管柱结构, 温度场模型计算结果表明这些方法均能有效减小井筒热损失, 提高井口产液温度。
(3) 使用隔热材料保温效果最为显著, 但价格昂贵是制约其在地热井应用的最大瓶颈。
摘要：地热井的保温增效及节约成本问题成为了制约我国地热产业规模扩大化、产业升级化、能源结构优化的瓶颈之一。为此, 结合地热井井身结构特点, 建立井筒温度计算模型, 通过现场测试数据对模型进行验证, 井口产液温度误差仅为1℃。针对地热井热损失严重的井段, 提出新的完井管柱结构, 建立与之对应的案例;并应用所建温度模型和传热系数计算方法对所建案例进行计算。计算结果表明:改变完井管柱和环空介质能显著降低井筒热损失, 仅改变完井管柱就能将井口产液温度提高6.1℃, 使用隔热材料的泵管更能将井口产液温度提高10.1℃, 最终从施工成本和材料成本考虑, 优选了最经济有效的完井管柱。研究成果对地热井保温增效开发具有指导意义。
关键词：地热井,温度场,完井管柱,传热方式,优化
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