1、大庆石油地质与开发 Petroleum Geology Oilfield Development in Daqing2023 年 6 月 第 42 卷第 3 期June，2023Vol.42 No.3DOI：10.19597/J.ISSN.1000-3754.202203002井筒沥青质沉积位置预测方法高晓东1，2 董平川1，2 张友恒1，2 石书强3（1.油气资源与探测国家重点实验室，北京102249；2.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京102249；3.重庆科技学院石油与天然气工程学院，重庆401331）摘要：为了预防和控制井筒沥青质沉积，基于垂直井筒实际井身结构，考虑了油管、环空、
2、套管、水泥环稳定传热以及地层段非稳定传热对井筒总传热系数的影响，结合能量守恒方程、热力学基本方程建立了井筒油气水三相流动压力模型、温度梯度模型。同时利用SRK Peneloux方程预测沥青质沉淀趋势，以塔里木盆地哈XX井为例分别计算了生产井的温度剖面、压力剖面以及沥青质沉积位置，并分析了油压、产油量、含水率以及井口温度对井筒沥青质沉积位置的影响。研究结果表明：新模型计算的温度、压力平均相对误差分别为1.14%和1.68%；井筒中沥青质沉积最厚位置随着油压、产油量的增加、含水率以及井口温度的降低而向井口移动；对比发现，油压对井筒沥青质沉积位置影响最大，因此建议通过调整井口油压来预防沥青质沉积。研
3、究成果对预防井筒沥青质沉积具有指导意义。关键词：沥青质沉积；沉积位置；压力模型；温度模型中图分类号：TE349 文献标识码：A 文章编号：1000-3754（2023）03-0090-09Prediction method for asphaltene deposition location in wellboreGAO Xiaodong1，2，DONG Pingchuan1，2，ZHANG Youheng1，2，SHI Shuqiang3（1.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting，Beijing 102249，
4、China；2.College of Petroleum Engineering，China University of Petroleum（Beijing），Beijing 102249，China；3.School of Petroleum and Natural Gas Engineering，Chongqing University of Science and Technology，Chongqing 401331，China）Abstract：In order to prevent and control asphaltene deposition in wellbore，base
5、d on actual structure of vertical wellbore，the influence of stable heat transfer of tubing，annulus，casing，and cement ring as well as unsteady heat transfer of formation section on total heat transfer coefficient of wellbore is considered，and pressure model and temperature model of three-phase flow o
6、f oil，gas and water in wellbore are established in combination with energy conservation equation and basic thermodynamic equation.Asphaltene precipitation trend is predicted by SRK Peneloux equation.Asphaltene deposition location is calculated by taking well Ha XX as an example，and the effects of tu
7、bing pressure，oil production，water cut，and wellhead temperature on asphaltene deposition location are analyzed.The results show that average absolute errors of temperature and pressure calculated by the new model are 1.14%and 1.68%，respectively.The thickest position of asphaltene deposits moves towa
8、rds wellhead with the increase of tubing pressure and oil production，the decrease of water cut，and the decrease of wellhead temperature.Comparison shows that tubing pressure has the most influence on asphaltene deposition location，so it is suggested to pre收稿日期：2022-03-01 改回日期：2022-05-11基金项目：国家自然科学基金
9、专项项目“CO2封存的地质体结构透明化表征方法与埋存场地选址”（42141009）。第一作者：高晓东，男，1991年生，在读博士，从事油气田开发研究。E-mail：通信作者：董平川，男，1967年生，博士，教授，博士生导师，从事油气田开发研究。E-mail：第 42 卷 第 3 期高晓东 等：井筒沥青质沉积位置预测方法vent asphaltene deposition by adjusting wellhead tubing pressure.The research has guiding significance to prevent asphaltene deposition in w
10、ellbores.Key words：asphaltene deposition；deposition location；pressure model；temperature model0引言石油开采过程中，随着井筒温度、压力以及原油组分的改变，沥青质会从原油中析出，形成沥青质沉淀。部分析出的沥青质沉淀颗粒会聚集在一起，形成沥青质聚集体，会随着原油流出油井；部分沥青质颗粒会沉积在油管内壁，从而降低油管的有效流动性，使得油井产量下降。研究结果显示，Hassi Messaound 油田井筒中沥青质沉积厚度达油管直径的 2/31；Marrat 油田井筒中的沥青质沉积厚度达油管直径的 55%2。对于沥
11、青质沉积的去除，陆上平台的干预成本最少需要 50 万美元，而海上深水油藏的干预成本可能高达300万美元，这还不包括停产造成的经济损失36。因此，为确保油田高效、稳步开发，预测井筒沥青质沉积位置变得至关重要。杨鹏等78建立井筒温降模型时，计算总传热系数时只考虑了沉积层、环空液体、保温管及水泥环的影响，忽略了地层的非稳定传热。R.B.Narmadha 等9在研究井筒沥青质沉积机理时，利用PCSAFT 状态来预测沥青质沉淀，利用 CFD 软件来模拟沥青质的沉积，但是在研究过程中，忽略了井筒温度对沥青质沉积的影响。廉培庆等1011在预测油藏沥青质沉积位置时，利用井筒压力-温度曲线与沉淀上包络线的交点确
12、定出沥青质的沉积位置，而该交点实际含义是溶解在原油中的沥青质因压力、温度改变从原油中开始析出的位置，用该位置代表沥青质沉积最厚位置是不够准确的。A.K.M.Jamaluddin12和S.A.MousaviDehghani等13分别在常温常压、高温高压条件下开展了沥青质沉淀实验，结果表明，在泡点压力处沉积厚度是最大的，因此研究泡点压力处的沥青质沉积位置、沉积厚度以及沉积量更具有代表性。现有的研究成果不足以准确预测沥青质在井筒中的沉积位置，还需要考虑更多的影响因素，比如地层的非稳定传热、流体性质、流型、井身结构等。针对上述问题，本文结合能量守恒、动量守恒、质量守恒方程建立了垂直井筒油气水三相流动压
13、力、温度模型，并且在计算井筒传热系数时，考虑了油管、环空流体、套管、水泥环的稳定传热以及地层非稳定传热。另外，用 SRK Peneloux 方程预测沥青质沉淀趋势，并用实例井计算了沥青质沉积位置，敏感性分析了油压、产油量、含水率以及井口温度对沥青质沉积位置的影响。1井筒压力、温度模型及计算流程1.1压力模型垂直井筒气液两相流流型多变，机理复杂，目前国内外学者提出了不同条件下的气液两相管流压力 计 算 公 式，如 Lawson&Brill、Hagedorn&Brown、Orkiszewski 等压力模型1416。陈家琅等17利用 500 口油井生产数据对 Duns&Ros、Hagedorn&Br
14、own、Hasan&Kabir Orkiszewski 等 8 种压力模型进行评价，结果显示，Orkiszewski 压力模型误差最小。G.Takacs18对 13 种压力模型进行了详细分析，认为 Orkiszewski 压力模型计算精度最高。为此本文选择 Orkiszewski 压力模型计算井筒的压降分布。取长度为 dz 的控制单元为研究对象。规定向上流动方向为正方向，则在控制单元上的外力可用控制体内的流体动量表示，公式为Fz=Adzdvdt=g+f1-WqG/(A2p)（1）式中：Fz流体外力，N；混合流体的密度，kg/m3；A油管截面积，m2；v混合流体流动速度，m/s；g重力加速度，m
15、/s2；f摩阻压力，MPa；W油气水混合质量流量，kg/s；qG气体体积流量，m3/s；p压力，MPa。控制单元在井筒方向受重力 G、摩阻压力 f、压力p这些外力的共同作用，如图1所示。1.2温度模型井筒传热研究常用的两种方法分别是解析法和数值法。解析算法1920是基于稳态传热机理，以能量守恒原理建立的传热数学模型；但解析法忽略了热源及井身结构等重要因素，难以准确预测复杂工况下的井筒温度场传热。而数值法2122是基于912023 年大庆石油地质与开发非稳态传热机理，考虑油管流体换热、管柱传热等作用，根据能量守恒原理，建立传热微分控制方程，利用有限元、差分方法进行求解。为了更准确地预测垂直井筒的
16、温度传热情况，本文采用数值法计算垂直井筒油气水三相管流温度分布。为了分析方便，对分析段微元作以下假设：（1）井筒到水泥环间的传热为一维稳定传热，地层传热为一维非稳态传热；（2）油管、套管同心；（3）管内流体流动为稳定流动；（4）井筒传热只考虑径向传热，忽略轴向（沿井深）方向的传热。1.2.1温度分布将垂直井筒分成若干单元，利用能量守恒、热力学基本方程计算井筒温降梯度分布，表达式为dTfdz=-2rtoUtoe(Tf-Te)cpWm rtoUtof(tD)+e-gcp-vcpdvdz+jdpdz（2）式中：Tf油管内流体温度，；rto油管外径，m；Uto 井 筒 单 位 面 积 的 总 传 热 系 数，W/（m2）；e地层热导率，W/（m）；Te地层温度，；cp流体定压比热容，J/（kg）；Wm产出液的质量流量，kg/s；j焦耳-汤姆孙系数，/Pa；f（tD）时间函数。1.2.2传热系数确定井筒中流体向上运输过程中，径向传热包含油管中流体传热、油管壁传热、环空流体传热、套管传热、水泥环传热以及地层的不稳定传热等 6 部分。单位管段传热系数为这6部分传热系数之和。油管中流体热阻表达式为Rf