油井井筒中兩種電伴熱系統(tǒng)的溫度計(jì)算資料由優(yōu)質(zhì)電伴熱帶廠家為您提供，歡迎來(lái)電咨詢有關(guān)油井井筒中兩種電伴熱系統(tǒng)的溫度計(jì)算周邊問(wèn)題，或保溫防凍電伴熱系統(tǒng)安裝設(shè)計(jì)成套咨詢。

在開采過(guò)程中，隨著原油沿井筒上升，溫度逐漸降低。由于電伴熱與油管外壁緊密貼合，傳熱良好。同時(shí)，由于其厚度小，熱阻可以忽略不計(jì)，認(rèn)為油管壁溫度和電伴熱溫度基本相同。長(zhǎng)度為dl的微量元素段能量平衡方程如下:(見下圖)

邊界條件:l= lF，T=TF.

其中w為原油的水當(dāng)量(w/℃)；t是液體生產(chǎn)溫度(℃)；I為井筒長(zhǎng)度(m)；Tw1和Tw2是油管和套管的壁溫(℃)。Ql為電伴熱功率:恒功率電伴熱帶的常數(shù)；根據(jù)功率溫度特性曲線，得到自控溫電伴熱帶(w/m)；Kl1和kl3是原油和管壁之間、管壁和地層之間的傳熱系數(shù)，W/(m & bull)；℃)；Te為原始地層溫度(℃)；Rle是地層熱阻(m & bull℃/W)；LF是井底深度(米)；TF是井底產(chǎn)液溫度(℃)，公式(1)中的每個(gè)系數(shù)都是溫度和壓力的函數(shù)。這決定了求解過(guò)程的迭代性質(zhì)各溫度的數(shù)值計(jì)算公式采用數(shù)值方法得出:(見下圖)

其中I為軸節(jié)點(diǎn)數(shù)

的具體計(jì)算步驟如下:

(1)給每個(gè)溫度賦值；

(2)計(jì)算產(chǎn)出液的水當(dāng)量；

(3)計(jì)算對(duì)流傳熱系數(shù)和環(huán)形等效導(dǎo)熱系數(shù)；

(4)計(jì)算各傳熱系數(shù)；

(5)從下到上依次計(jì)算每個(gè)節(jié)點(diǎn)的產(chǎn)液溫度；

(6)計(jì)算油管和套管的壁溫；

(7)對(duì)于恒功率電熱跟蹤系統(tǒng)，通過(guò)兩次相鄰迭代計(jì)算的液體生產(chǎn)溫度之差作為迭代精度控制變量

對(duì)于自動(dòng)溫控電伴熱系統(tǒng)，兩次相鄰迭代計(jì)算出的產(chǎn)液溫度之差和管壁溫度之差一起作為迭代精度控制變量如果滿足迭代精度要求，則完成溫度場(chǎng)計(jì)算

空心軸恒功率電伴熱帶能量平衡方程如下:在

中，kl、kl1和kl3分別為生產(chǎn)液與地層之間、生產(chǎn)液與油管壁之間、套管壁與地層之間的傳熱系數(shù)，W/(m & bull；℃)

高于下泵深度，kl的表達(dá)式為:(見下圖)

低于下泵深度，kl為(見下圖)

高于下泵深度，kl1為(見下圖)

油管外壁與地層之間的傳熱系統(tǒng)kl3為D3和d4分別是套管的內(nèi)徑和外徑，m；α；1是采出液與管壁之間的對(duì)流傳熱系數(shù)，W/(m2 & bull)；℃)；λ。t和λc分別為油管和套管的導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m & bull)；℃)；λ。e是環(huán)的等效導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m & bull)；℃)；Rle是從套管外壁到地層無(wú)限遠(yuǎn)處的無(wú)界熱導(dǎo)率，℃/w。如果方程組(3)中的ql=0為

則可以得到常規(guī)采油過(guò)程中的溫度場(chǎng)。油井產(chǎn)量越低，隨著原油沿井筒上升，溫度下降越快。對(duì)于高含蠟原油，井內(nèi)產(chǎn)液溫度必須高于原油的析蠟點(diǎn)根據(jù)常規(guī)采油過(guò)程中產(chǎn)出液沿井筒的溫度分布和產(chǎn)出液的較低溫度要求，可以確定合理的伴熱深度。對(duì)于恒功率電伴熱系統(tǒng)，首先根據(jù)井筒的較低控制溫度(析蠟點(diǎn))優(yōu)化伴熱功率，然后分析這種狀態(tài)下的抽汲條件是否能保證油井的正常生產(chǎn)，如果不能，則增加伴熱功率，直至獲得較佳伴熱功率。

為自動(dòng)溫控電伴熱系統(tǒng)，根據(jù)三相用電要求，各相負(fù)荷必須相同，以保證電流平衡根據(jù)豎井電伴熱的特點(diǎn)，要求三段的加熱功率相同。計(jì)算結(jié)果表明，三段長(zhǎng)度自上而下增加，表明電伴熱功率隨著深度的增加而減小，反映了自動(dòng)控溫電伴熱帶的自動(dòng)控溫特性

井電伴熱計(jì)算結(jié)果如下:井深2258米，下泵深1482米，泵徑01044米，沖程310米，5沖程/分鐘；日產(chǎn)油12t，含水率2518%，油氣比17，脫氣原油50℃粘度3430mPa & bulls；井底油溫為原始地層溫度，動(dòng)態(tài)液面深度為800米

(1)井口油溫控制在析蠟點(diǎn)溫度的50℃。以油管外恒功率電加熱伴熱系統(tǒng)為例，產(chǎn)液溫度分布和非熱功率下泵送工況分析結(jié)果如下圖和表所示常規(guī)采油井口油溫2417℃，抽油機(jī)負(fù)荷過(guò)大，無(wú)法正常生產(chǎn)。增加電伴熱的強(qiáng)度降低了懸點(diǎn)的較大載荷和抽油桿柱的轉(zhuǎn)換應(yīng)力，增加了懸點(diǎn)的較小載荷和臨界抽速，進(jìn)一步改善了抽油設(shè)備的工作條件。

(2)不同電伴熱方式的節(jié)能效果分析如下表所示基于油管外恒功率電伴熱系統(tǒng)，各種電伴熱系統(tǒng)達(dá)到相同的井口油溫。

的計(jì)算結(jié)果表明，油管外自動(dòng)溫控可節(jié)電1016%，空心桿效率較高可節(jié)電2615%為了進(jìn)一步提高自動(dòng)溫控電伴熱的節(jié)能效果，關(guān)鍵在于自動(dòng)溫控電伴熱帶的功率和溫度特性曲線能夠滿足一定的要求。

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