尚朝輝，吳曉東

稠油雙管采油技術(shù)動力學(xué)模型研究及應(yīng)用

尚朝輝1，2，吳曉東1

（1.中國石油大學(xué)（北京），北京102249；2.中國石化股份勝利油田分公司孤東采油廠，山東東營257231）①

雙管采油舉升工藝技術(shù)通過獨立的采出液流出通道，降低桿液粘滯阻力，實現(xiàn)常規(guī)稠油的有效舉升，但在系統(tǒng)理論模型及配套優(yōu)化手段上的欠缺是制約該技術(shù)進一步推廣的關(guān)鍵瓶頸。利用室內(nèi)流變性試驗和人工神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)理論，建立了流動環(huán)境下的油水混合溶液流變性模型；同時利用冪律流體流動力學(xué)及常規(guī)舉升工藝作用過程動力學(xué)模型，推導(dǎo)了雙管系統(tǒng)下的壓力場、溫度場、流體流動場的動力學(xué)模型；結(jié)合雙管系統(tǒng)工作原理的系統(tǒng)研究，利用節(jié)點分析理論建立了雙管采油系統(tǒng)工作過程中各模型間的耦合動力學(xué)數(shù)學(xué)模型，并推導(dǎo)了其數(shù)值解，最終研發(fā)了雙管舉升工藝參數(shù)優(yōu)化設(shè)計軟件?，F(xiàn)場應(yīng)用表明：建立的系統(tǒng)理論及優(yōu)化設(shè)計手段計算誤差＜5%，可有效促進該工藝技術(shù)在油田的進一步推廣。

稠油；舉升；雙管；有桿泵；動力學(xué)模型

目前，孤東采油廠使用的稠油井舉升工藝主要包括泵上摻水工藝、電加熱工藝、射流采油工藝。常規(guī)泵上摻水工藝［1］由于摻水溫度和摻水壓力的限制，現(xiàn)場應(yīng)用效果不理想；電加熱工藝現(xiàn)場使用效果最佳，但是能耗過大，費用過高；射流采油工藝地面配套成本過大，且日產(chǎn)液量難以控制。據(jù)此，從減小抽油桿與高粘產(chǎn)出液接觸長度入手，研發(fā)了雙管采油技術(shù)。

1 結(jié)構(gòu)及工藝原理

稠油雙管舉升技術(shù)管柱由摻水泵、抽油泵和油水混合器3部分組成，如圖1所示。其工藝原理是：通過固定在同一抽油桿上的上、下2個游動閥，將下部的抽油泵和上部的摻水泵組合起來，在抽油桿上行時，抽油泵抽油，摻水泵存水；在抽油桿下行時，抽油泵中的原油進入摻水泵，與存水混合，壓力升高，混合液經(jīng)油管側(cè)孔沿側(cè)部出油管舉升出油井。這樣，抽油桿只與粘度很低的水接觸，而經(jīng)過摻水降粘后的油水混合液體經(jīng)出油管舉升出油井，就大幅減少抽油桿在原油中的浸泡長度，在不增加能量的情況下，可實現(xiàn)抽油桿不緩下，達到改善舉升效果的目的。

經(jīng)初步礦場試驗表明：該工藝具有較高適應(yīng)性，但由于缺少系統(tǒng)理論模型和參數(shù)優(yōu)化設(shè)計手段做支撐，該工藝在進一步推廣應(yīng)用中體現(xiàn)出一定盲目性，嚴重制約了該項技術(shù)的發(fā)展。據(jù)此，對整個工藝作用機理進行了動力學(xué)模型研究，建立整套系統(tǒng)的耦合數(shù)學(xué)模型，進而研發(fā)出工藝參數(shù)優(yōu)化設(shè)計軟件，以此促使該項技術(shù)逐步形成一種成熟的工藝，從而在一定程度上完善摻水工藝、替代電加熱工藝［2］。

圖1 雙管采油管柱結(jié)構(gòu)

2 稠油流變性及粘度計算模型

在稠油舉升中稠油流變性對工作過程系統(tǒng)動力學(xué)影響大［3］，由此利用5口典型井、6種含水率、7種溫度、4種剪切速率下的混合液進行混合液流變模型試驗。試驗表明：原油混合溶液為剪切稀釋流體，符合冪律流體模式，滿足式（1）所示流變模型［4］，即

式中，μ為表觀粘度，mPa·s；K為非牛頓流體稠度系數(shù)；γ為剪切速率，s－1；n為冪律指數(shù)。

模型回歸過程中首先對式（1）變形得到

其后，對198個試驗樣本進行BP神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)擬合計算，每口井的試驗數(shù)據(jù)作為1個學(xué)習(xí)樣本。對稠度系數(shù)及冪律指數(shù)應(yīng)用2層的BP神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)分別進行擬合：含水率轉(zhuǎn)相點前的油包水乳狀液的試驗數(shù)據(jù)組成1個，用于計算油包水乳狀液的稠度系數(shù)及冪律指數(shù)關(guān)于溫度、含水率的權(quán)值；含水率轉(zhuǎn)相點后的水包油乳狀液的試驗數(shù)據(jù)組成另1個，用于計算水包油乳狀液的稠度系數(shù)及冪律指數(shù)關(guān)于溫度、含水率的權(quán)值［5］。

把保留的未作為BP神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)學(xué)習(xí)樣本的試驗數(shù)據(jù)部分作為其檢驗樣本，采用2層BP網(wǎng)絡(luò)計算模型編程形成計算器，可方便計算一定含水率、一定溫度組合下的稠度系數(shù)和冪律指數(shù)，進而可據(jù)冪律流體粘度計算模型計算特定剪切速率下的粘度。圖2為計算的一定剪切速率、不同含水率下的混合液粘溫曲線與實測結(jié)果對比圖；圖3為計算的一定含水率下、不同剪切速率時的混合液粘溫曲線與實測結(jié)果對比圖。由此得出計算結(jié)果與實測結(jié)果十分相近，誤差＜5%，可進行實際應(yīng)用［6］。

圖2 一定剪切速率、不同含水率下粘溫曲線

圖3 一定含水率下、不同剪切速率時的混合液粘溫曲線

3 雙管系統(tǒng)垂直流動動力學(xué)模型

3.1 油水混合液的流型判別模型

在對系統(tǒng)上、下沖程的動力學(xué)模型進行分析之前，需要對側(cè)管中的油水混合液進行流型判斷，判斷出油水混合液在特定條件下是層流流動還是紊流流動，進而計算出層流或紊流下的動力壓降和摩擦壓降。

油井產(chǎn)出的油水混合液作為冪律流體，利用試驗數(shù)據(jù)所擬合出的冪律流體的稠度系數(shù)及冪律指數(shù)的值，得到其在側(cè)管中的流動速度分布為

油水混合液的粘度為

油水混合液在側(cè)管內(nèi)流動時在某一層的雷諾數(shù)為

由此可以得出油水混合液在側(cè)管內(nèi)做層流運動時的最大雷諾數(shù)為

Ryan和Johnson提出：油水混合液在側(cè)管內(nèi)流動時Z（管，冪）的臨界值為808；Z（管，冪）＜808時，為側(cè)管內(nèi)層流流動；Z（管，冪）＞808時，為側(cè)管內(nèi)紊流流動［7］。

3.2 流速和剪切速率計算模型

冪律流體垂直管中流速計算模型的具體計算過程及其最終模型為

混合產(chǎn)出溶液在垂直圓管或環(huán)空中的流型可分為紊流和層流，通常采用Z值法判別，其模型為

式中，u＊為管壁處流體流動速度，m／s；τw為圓管壁面切應(yīng)力，Pa；ξ為無因次半徑，直距離，m；ρ為流體的密度，kg／m3；K為比例系數(shù)，一般取K＝－0.4；β為修正項的指數(shù)系數(shù)，β≌

3.3 壓力損失計算模型

對圓管和環(huán)空中的速度公式在流動截面上積分可得流量和平均流速計算式［9］，在此基礎(chǔ)上對水力壓差求解即可得出冪律流體流動時的壓力損失模型，即

式中，a＝0.314 n0.105；b＝0.249 5 n－0.217；v為圓管或環(huán)空中的平均流速，m／s；D為圓管直徑或環(huán)空當量直徑，m，當代表環(huán)空當量直徑時，D＝4Rh＝4（R2－R1）。

4 雙管系統(tǒng)耦合模型的建立與求解

將各個分模型建立完成后，可形成雙管舉升技術(shù)的耦合系統(tǒng)動力學(xué)模型，它包含產(chǎn)出液流變性模型、流型判別模型、溫度分布模型、流速及剪切速率計模型、壓力損耗模型。

上沖程時，摻水閥和最底端固定閥打開，混合泵筒中的混合液體被擠壓，通過側(cè)管舉升出井筒。主要計算摻入水量、摻水后混合液粘度分布、側(cè)管摩阻和混合腔的壓力，從而計算上沖程的載荷、桿柱受力［10］。

下沖程中，摻水閥和最底端固定閥關(guān)閉，摻水和原油同時進入混合腔，并且伴隨混合液的側(cè)管上舉，因此需要計算摻液量、摻水后流體性質(zhì)及需要舉升出泵的流體流量、側(cè)管流體流動壓力、桿柱受力［11］。計算過程與上沖程類似，但管柱安全校核時，需要重點計算下行過程中的抽油桿中性點位置［12－13］。

由此利用節(jié)點分析理論，以混合泵為求解節(jié)點，以工作過程的流體壓力為主線，分別對上、下沖程機型耦合求解，得出任意管柱組合下的桿柱安全、耗能、產(chǎn)能效率等［14］。

5 實例分析

通過對孤東油區(qū)儲層概況的研究，選取其中4口具有代表性的油井（HLK92X17井、HLK92-15井、HLKD60-3井、GOGDR4-3井）進行現(xiàn)場施工。

5.1 單井設(shè)計

以HLK92X17井為例進行設(shè)計過程分析。該井井深1 416.12m，原油粘度4 931mPa·s。結(jié)合油井配產(chǎn)約40m3／d，考慮泵效影響推算沖程沖次乘積為12～18，對應(yīng)泵理論排量為44～66m3／d。而該油井配備抽油機型號為CYJ10-3-53HB，據(jù)此可得可行的方案共16組，如表1所示。

表1 HLK92X17井的可行性方案及優(yōu)化參數(shù)指標

為確保油井正常運行且產(chǎn)能最佳，綜合考慮后選擇沖程為3m、沖次為4.5min－1的舉升方案組合。

5.2 單井實施效果分析

HLK92X17井實施雙管采油后生產(chǎn)狀態(tài)平穩(wěn)，實測沖程2.92m、沖次4.5min－1，此時對應(yīng)懸點最大載荷55.68kN、最小載荷26.87kN，與計算結(jié)果非常相近，驗證了軟件理論計算的準確性。HLK92X17井措施前后產(chǎn)量對比曲線如圖4所示。與空心桿摻水相比，雙管系統(tǒng)舉升可有效提高產(chǎn)液量24t／d、提高產(chǎn)油量10t／d。

圖4 措施前后產(chǎn)量對比

圖5 措施前后噸油耗電量

圖6 措施前后系統(tǒng)效率對比

由圖5～6看出：雙管系統(tǒng)噸液耗電量僅約為6（kW·h）／t，比空心桿摻水噸液耗電量減小約20（kW·h）／t、系統(tǒng)效率提高近40%；若跟前期的電熱桿采油噸液耗電量180（kW·h）／t相比，雙管系統(tǒng)優(yōu)勢更為明顯。

此外，目前該優(yōu)化設(shè)計軟件已成功指導(dǎo)礦場實施4井次，取得了較好的效果，累計日節(jié)能上萬度。各井使用雙管工藝工具前后的日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量、含水率、日耗電率等指標對比情況如表2所示。

由表2可知：經(jīng)過雙管采油工藝技術(shù)的優(yōu)化后，抽油機日耗電量大幅減少，同時可以對油井的動液面進行有效檢測，表明該技術(shù)在室內(nèi)研究、數(shù)值擬合、優(yōu)化軟件的優(yōu)化下對現(xiàn)場施工井有著較好的指導(dǎo)效果，在減少抽油桿與較粘稠油的接觸長度的條件下也可以高效地舉升稠油、提高稠油的采收率。同時，現(xiàn)場施工井的措施對比也可進一步改進雙管采油工藝的理論機理、完善優(yōu)化決策軟件，為雙管采油工藝技術(shù)的推廣起到積極的作用。

表2 措施前后優(yōu)化指標對比

5.3 雙管采油系統(tǒng)對原油粘度適應(yīng)性分析

以HLK92X17井參數(shù)為基礎(chǔ)，改變原油粘度，計算可行的沖程、沖次方案組合（全部組合數(shù)為54個）。通過雙管采油工藝優(yōu)化軟件優(yōu)化得到可行性方案的可行方案數(shù)如圖7所示。

圖7 雙管采油系統(tǒng)、空心桿摻水系統(tǒng)對原油粘度適應(yīng)敏感性

可以看出，其可行方案數(shù)隨著原油粘度增加而減小，由此可近似得出該工藝可滿足17 000mPa· s以內(nèi)的原油舉升。

各粘度下雙管系統(tǒng)極限舉升條件下的沖程、沖次乘積及對應(yīng)泵理論排量如圖8所示。雖然極限適應(yīng)采出液粘度為17 000mPa·s，但若要求泵排量＞30m3／d，只能適應(yīng)采出液粘度＜10 000mPa·s的混合液舉升，因此在具體選擇工藝時應(yīng)綜合考慮產(chǎn)液量的要求。

圖8 各粘度下雙管系統(tǒng)極限舉升條件下的沖程、沖次乘積及對應(yīng)泵理論排量

6 結(jié)論

1） 利用室內(nèi)正交試驗及人工神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)理論，回歸建立了混合采出液流變模型，據(jù)此可定量計算不同含水條件、溫度條件及剪切速率條件下的混合流體的稠度系數(shù)和冪律指數(shù)，進而預(yù)測流體粘度，經(jīng)檢驗預(yù)測誤差＜5%。

2） 利用冪律流體流動力學(xué)及常規(guī)舉升工藝作用過程動力學(xué)模型，推導(dǎo)了雙管系統(tǒng)下的壓力場、溫度場、流體流動場的動力學(xué)模型，進而結(jié)合混合流體流變模型，利用節(jié)點分析理論，建立了雙管采油工藝的系統(tǒng)動力學(xué)模型。

3） 對該系統(tǒng)理論模型進行耦合求解，并研發(fā)了雙管系統(tǒng)工藝參數(shù)優(yōu)化設(shè)計軟件，該軟件可定量預(yù)測不同管柱組合、不同舉升參數(shù)下的懸點載荷、系統(tǒng)效率、管路摩阻及工作耗電量等指標參數(shù)，以此優(yōu)化設(shè)計并成功實施4井次，有效率達100%。表明本文建立的理論模型和優(yōu)化設(shè)計手段具有較高可靠性，可有效促進雙管舉升工藝技術(shù)在常規(guī)稠油舉升中的進一步應(yīng)用。

4） 利用本文建立的優(yōu)化設(shè)計軟件，分析了該雙管舉升工藝的適應(yīng)性，結(jié)果表明：該技術(shù)可實現(xiàn)采出液粘度＜10 000mPa·s的混合液高效舉升。

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Study and Application of Dynamical Model of Dual Pipe Lifting Technology

SHANG Zhao-hui1，2，WU Xiao-dong1
（1.China University of Petroleum，Beijing102249，China；2.Gudong Oil Production Plant，Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying257231，China）

Dual pipe lifting technology can reduce the resistance between rod and liquid by using the independent liquid flow channel，and can lift heavy oil efficiently.However，the shortness ofthe system theory model and optimization methods restricts the wide use of this technology.Thus，this paper built the oil-water mixture solution rheological model by conducting indoor rheology experiment and using artificial neural network theory.It also inferred the dynamical model of pressure field，temperature field and fluid flow field by using power law fluid flow mechanics and dynamical model in the conventional lifting methods.Furthermore，it built coupling dynamic mathematical model between different models during the work process of the dual pipe lifting system by using node analysis theory combining principle of this system.Arithmetic solution of the coupling dynamic mathematical model was inferred and dual pipe lifting process parameter optimization design software was developed.Field application shows that the systems theories and optimization design methods built in this paper had calculation error within 5%，which can promote the wider use of this technology in oil field.

heavy oil；lift；dual pipe；sucker rod pump；dynamical model

TE933

A

1001-3482（2012）05-0021-06

2011-11-19

國家科技重大專項（2009ZX05009）；山東省自然科學(xué)基金（ZR2010EM014）

尚朝輝（1971-），男，山東東營人，高級工程師，博士，主要從事采油工藝技術(shù)研究及推廣工作。