热采井筒瞬态温度场的数值模拟分析
合集下载
相关主题
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
延长套管生产寿命的方法是保证套管筒体截面 上的 Mises 应力全部低于其材料的屈服极限 。对井 筒温度场和应力场模型的耦合计算得到的安全温度 载荷为 285 ℃。超过此温度时 ,套管内壁将进入塑 性强化阶段 ,会造成套管损坏 。实际套管能承受的 安全生产的温度载荷更低 ,因为套管轴向热应力很 容易造成套管在更低的温度载荷下失稳破坏 ,其温 度数值可结合失稳模型得到 ,在此不作讨论 。
参考文献 :
[ 1 ] 万仁傅 ,罗英俊主编. 采油技术手册 [ M ] . 第 1 版. 北 京 :石油工业出版社 ,1996.
[ 2 ] 徐芝纶. 弹性力学[ M ] . 北京 :人民教育出版社 ,1979. [ 3 ] 张国瑞. 有限单元法 [ M ] . 北京 : 机械工业出版社 ,
1991.
3 结 论
(1) 使用常温套管材料弹性模量进行有限元应
力计算时 ,管体最大 Mises 应力比使用高温套管材 料弹性模量计算时要大 ,同时塑性区也更大 。使用 常温套管弹性模量对套管极限温度载荷进行计算 时 ,所得极限温度比实际极限温度要低 ,因此使设计 偏于安全 。
(2) 提高水泥高温热膨胀性能有利于保护套管 。 井筒应力模型中径向应力比轴向应力要小的多 ,因 此在热采井套损防治中 ,应重点防止轴向热应力造 成的套损 。
边界 ,边界上温度数值为 320 ℃;其他边界为绝热边
界 。根据地温梯度公式可以得到原始地层温度 T0 为 40 ℃,此即模型初始条件 。计算中采用的物性参数
如表来自百度文库1 所示 。
表 1 材料物性参数
材料类型
套管 水泥环 地层 1 地层 2
导热系数
定压比热容
密度
k/ ( W ·m - 1 ·K- 1) cp/ (J ·kg - 1 ·K- 1) ρ/ ( kg ·m- 3)
图 1 热采井温度场有限元模型
1. 1 计算原理
井筒模型属于轴对称模型 (对称轴为 y) , 由于
不含热源 ,其瞬态传热公式为
55
T t
=
k
ρcp
52 T 5 r2
+
1 r
5T 5r
+
52 T 5 y2
.
(1)
非稳态无内热源轴对称温度场的微分方程为
D[ T ( x , r , t) ] = k
2 291. 22
1 872. 64
111. 98 1 657. 93
151. 98 1 527. 91
191. 98 1 437. 64
降低单位质量注汽的能量损失 。
3 结 论
(1) 在注汽过程中 ,有限元模型上部套管内壁 的热流量基本无变化 。随着注汽的进行 ,模型同一 位置处径向热流量逐渐减小 。
Γ
kW
lr
5 5
T n
d
S
= 0.
(3)
利用温度场变分方程对模型进行剖分离散 、单元分
析及最终总体合成 ,即可完成模型温度场的求解 。模 型各节点温度和热流量的计算式分别为
{ L } { N } T T = [ B ]{ Te} ,
(4)
{ q} = - [ D ][ B ]{ T} .
(5)
1. 2 边界条件和初始条件
在使用 ANS YS 软件求解热采井筒温度场时 ,
井筒模型各点在确定时间内的温度及热流量是最重
要的两个参数 ,它们与热采井井筒热效率密切相关 。 为了简化计算 ,一般假定注汽周期内井口注汽
压力保持恒定 。由饱和压力和饱和温度的关系可知 , 确定深度处套管内壁的蒸汽温度也基本保持恒定 。
因为蒸汽与套管之间属于对流换热 ,所以套管内壁 为第三类边界 ,应满足
[ 3 ] 徐玉兵 , 崔孝秉. 注蒸汽井温度场分析计算设计原理 [J ] . 石油钻采工艺 ,1996 , 18 (4) : 53 - 61.
(责任编辑 吕 鹏)
(上接第 66 页) 计算中使用的水泥材料的统一热膨胀系数对于水泥 环外部来说偏大 ,计算得到的水泥环径向应力比实 际径向应力要大 。综合以上分析可以认为 ,增大水 泥热膨胀系数有利于保护套管和水泥环 。 2. 4 热采井井筒套管可以承受的安全温度载荷
(2) 能量损耗随着注汽的进行而下降 ,因此 ,适 当延长注汽周期有利于节省能源 。如不能延长注汽 时间 ,则可以通过适当地增大单位时间的注汽量来
参考文献 :
[ 1 ] 孔祥谦. 有限单元法在传热学中的应用[ M ] . 第 3 版. 北京 :科学出版社 ,1998.
[ 2 ] 万仁傅 ,罗英俊主编. 采油技术手册 [ M ] . 第 1 版. 北 京 :石油工业出版社 ,1996.
45
450
7 850
1. 2
860
1 830
2. 653
1 091
2 441
1. 968
1 186
2 259
求解步骤如下 : ① 确定模型类型 ; ② 在前处理 中选择单元类型 ( Plane55) ; ③输入材料物性 ; ④ 建 立轴对称模型并划分单元 ; ⑤加载并确定总时间长 度和时间步长 ; ⑥将计算结果输出到数据文件中 。
2 计算结果分析
2. 1 注汽结束后热采井温度场分布 热采井注汽周期为 10 d ,注汽结束后模型温度
场分布如图 2 所示 。由于地层 1 传热系数比地层 2 的 传热系数大 ,而比热容相对较小 ,因此井筒传热在地 层 1 中的影响范围要大 。具体表现在图中标号为 A 的曲线在地层 2 中出现内凹现象 。
图 3 井筒径向各点温度随时间变化曲线
2. 2 井筒散热 控制井筒散热 ,可以保证在获得良好驱油效果的
同时使能量的损耗最小 ,因此井筒径向的热流量也是 十分重要的参数。在注汽终止的时刻 ,从加热油层到 模型最上部套管内径的轴向热流量如图 4 所示。
图 2 模型温度场分布曲线
由图 2 可以发现 ,模型上部受加热油层的影响 很小 。大约在加热油层上 4 m 处 ,加热油层对地层温 度场的影响就可以忽略不计 。从注汽终止时模型温 度场的上半部分还可以看出 ,当井筒半径达到 3 m
-
k
5T 5n
= α(
Γ
T
-
Tf ) | Γ.
套管表面对流换热系数 α一般在 10 kW/ (m2 ·℃)
左右 ,蒸汽介质温度 Tf 取 320 ℃。由于模型径向尺 寸较小 ,在较短注汽时间内 ,模型中油层加热区的蒸
收稿日期 :2000203210 作者简介 :高学仕 (1955 - ) ,男 (汉族) ,副教授 ,硕士 ,山东乳山人 ,从事采油机械工程方面的研究工作 。
尽管增大注汽量会增大套管壁的对流换热系数 ,从 而导致热损失增加 ,但改变套管壁的对流换热系数 后 ,其计算结果表明换热系数对热损失的影响并不 明显 。
时间 t/ h 热流量 q/ ( W·m - 2)
10 3 424. 95
表 2 热流量随时间的变化规律
18. 35
35. 92
71. 98
2 810. 05
© 1995-2004 Tsinghua Tongfang Optical Disc Co., Ltd. All rights reserved.
第 25 卷 第 2 期 高学仕等 :热采井筒瞬态温度场的数值模拟分析
·69 ·
的变化 。由表 2 可以看出 ,热流量随注汽的进行而 下降 ,也就是说 ,能量损耗随着注汽周期的延长而下 降 。因此 ,适当地延长注汽周期有利于节省能源 。 如果不能延长注汽时间 ,也可以通过适当地增大单 位时间的注汽量来降低单位质量注汽的能量损失 。
r
52 T 5 x2
+
r
52 T 5 r2
+
5 5
T r
-
ρcp r
5T 5t
= 0.
(2)
应用 Galerkin 法可得到轴对称温度场整体区域
“变分”计算的基本方程为
κ 5J p 5 Tl
=
kr
5 Wl 5x
5T 5x
+
5 Wl 5r
5T 5r
+
D
κ ρcp W
lr
5T 5t
d xd r -
时 ,井筒散热对地层温度场的影响已经不很明显了 。 图 3 所示的是加热油层上部 6 m 处的井筒径
向各点的温度随时间的变化情况 。由图 3 可以看 出 ,井筒半径 r = 2. 779 m 时 ,井筒散热对地层温度 的影响未随注汽周期的延长而明显增加 。因此可以 认为 ,在计算热采井井筒温度场时 ,井筒模型的半径 不必取很大的值 。
关键词 :热采井 ;井筒 ;温度场 ;加热区 ;瞬态传热 ;数值模拟 ;ANSYS 分析软件 中图分类号 : TE 357. 44 文献标识码 :A
1 计算模型的建立
在热采井中 ,井筒蒸汽与套管通过对流换热向 井筒周围散热 ,同时产生从射孔到油层的传质热传 导 。由于在有限元中无法解决传质问题 ,因此一般 简化为具有一定半径的加热区模型 ,如图 1 所示 。 套管内侧受到热蒸汽作用 ,为对流换热边界 ;套管外 为固井水泥环 ,水泥环外有泥岩和沙岩两种地层 ;下 部是热蒸汽通过射孔直接进入地层而形成的加热 区。
(责任编辑 吕 鹏)
© 1995-2004 Tsinghua Tongfang Optical Disc Co., Ltd. All rights reserved.
Vol. 25 No. 2 Journal of t he University of Petroleum , China
© 1995-2004 Tsinghua Tongfang Optical Disc Co., Ltd. All rights reserved.
·68 ·
石油大学学报 (自然科学版) 2001 年 4 月
汽温度就可达到稳定 ,即井底蒸汽温度可假定在整
个注汽周期内保持恒定 ,因此油层加热区为第一类
2001 年 第 25 卷 石油大学学报 (自然科学版) Vol. 25 No. 2 第 2 期 Journal of t he University of Petroleum , China Apr. 2001
文章编号 :100025870 (2001) 0220067203
Apr. 2001
( Edition of Natural Science)
·Ⅶ·
EVAL UATION ON DISPLACEMENT EFFICIENCY OF SEVEN SCHEMES OF CO2 INJECTION IN HEAVY OIL RESERVOIR/ 2001 ,25( 2) :62～64 Some experiments on seven schemes of CO2 injection are conducted using heavy oil with 100 mPa·s viscosity to evaluate the effect for enhancing oil recovery with CO2 in heavy oil reservoir under reservoir condition. The schemes include CO2 huff2n2puff , CO2 huff2n2puff followed by CO2 and water drive , CO2 huff2n2puff followed by water drive , water alternat2 ing CO2 injection (WA G) , water drive , CO2 drive , displacement of CO2 slug by water. It is found that WA G and huff2 n2puff followed by water drive are the two best injection modes for heavy oil reservoir with viscocity of 100 mPa·s. It is concluded that CO2 huff2n2puff followed by water drive is a potential engineering scheme for improving oil recovery. Key words : heavy oil ; injecting pattern ; CO2 huff2n2puff ; CO2 drived ; displacement efficiency ; laboratory experiment About the first author : YA N G S heng2lai , male , obtained MS degree f rom the U niversity of Newcastle upon Tyne , U . K. in 1987 and Ph. D degree f rom China U niversity of Mining and Technology in 1996. Now he is an associate prof essor and works on oil and gas reservoi r engineering at the Depart ment of Pet roleum Engineering in the U niversity of Pet roleum , China ( Beijing : 102200) . GA O Xue2shi , ZHA N G L i2xin and HE Niu2zai/ NUMERICAL SIMULATION OF STRESS FIELD IN THE STEAM INJECTION WELLS/ 2001 ,25( 2) :65～66 The temperature field of the steam injection well is inputted into the stress field model of the steam injection well. The stress field is calculated by using software package ANSYS. The calculated temperature limit is lower than virtual temper2 ature limit when elastic modulus at normal temperature is used in calculation of temperature limit. Increase of the expan2 sion factor of cement is an aid to protect casing and cement ring. Key words : stress field ;temperature field ; finite element method ; numerical simulation ; ANSYS software About the first author : GA O Xue2shi , male , associate prof essor , received MS degree in 1990. Now he is working on pet roleum production engineering at the Depart ment of Mechanical and Elect rical Engineering in the U niversity of Pet roleum , China ( Dongying :257061) . GA O Xue2shi , ZHA N G L i2xin , PA N Di2chao and ZHEN G Jin2jun/ NUMERICAL SIMULATION OF TEMPERA2 TURE FIELD IN STEAM INJECTION WELL WITH ANSYS SOFTWARE/ 2001 ,25( 2) :67～69 The transient heat transfer in steam injection well is analyzed by the software package ANSYS. The analysis results show that radical heat discharge at any position of this model decreases in the process of steam injecting. Because the energy loss is lessened with steam injecting , it can save energy to prolong the cycle of steam injecting reasonably. If it is impossible to extend the time of steam injecting , the energy loss can be lessened by increasing the quantity of steam injected into well in per unit of time. Key word: steam injection well ; temperature field ; heating section ; transient heat transfer ; numerical simulation ; AN2 SYS software About the first author : GA O Xue2shi , male , associate prof essor , received MS degree in 1990. He is working on pet roleum production engineering at the Depart ment of Mechanical and Elect rical Engineering in the U niversity of Pet roleum , China ( Dongying :257061) . L IU Hui2you and FA N Hai2jun/ PREDICTION OF PRODUCTION PERFORMANCES OF OIL AND INJECTION WELLS WITH MULTIVARIATE TIME SERIES METHOD/ 2001 ,25( 2) :70～72 Multivariate time series method is used to analyze the performance of oil production and injection wells. A multi2factor model for predicting the water2cut in oil well is presented. According to this model , the water2cut in oil well can be pre2 dicted when the injection of water well is known. The connecting condition between oil well and injection well , and the
热采井筒瞬态温度场的数值模拟分析
高学仕1 , 张立新1 , 潘迪超2 , 郑金军2
(1. 石油大学机电工程系 ,山东东营 257061 ; 2. 胜利油田孤岛采油厂 , 山东东营 257000)
摘要 :利用有限元分析软件 ANSYS 分析了热采井筒的瞬态传热 。分析结果表明 ,随着注汽的进行 ,在模型任一 位置上的径向热流量均逐渐减小 ,能量损耗随着注汽周期的延长而下降 。因此 ,适当延长注汽周期有利于节省能 源 。如果不能延长注汽时间 ,则可以通过适当地增大单位时间的注汽量来降低能量损失 。
图 4 注汽终止时井筒模型轴向热流量变化情况
在油层附近 ,井筒轴线与水泥环及地层的温差 随着注汽的进行而不断地减小 ,因此套管内壁的热 流量也减小 。而上部地层由于未受到地层加热 ,井 筒内蒸汽与周围地层的温差大 ,其热流量也比较大 。 由于地层物理性质的差别 ,在加热油层上 4 m 处热 流量变化曲线出现了明显的变化 ,说明地层的热物 理性质对井筒热损失有着明显的影响 。模型上部套 管内壁的热流量基本无变化 ,随着注汽的继续进行 , 模型同一位置上径向热流量逐渐减小 。表 2 列出了 油层加热部位之上 6 m 处套管内壁上热流量随时间
参考文献 :
[ 1 ] 万仁傅 ,罗英俊主编. 采油技术手册 [ M ] . 第 1 版. 北 京 :石油工业出版社 ,1996.
[ 2 ] 徐芝纶. 弹性力学[ M ] . 北京 :人民教育出版社 ,1979. [ 3 ] 张国瑞. 有限单元法 [ M ] . 北京 : 机械工业出版社 ,
1991.
3 结 论
(1) 使用常温套管材料弹性模量进行有限元应
力计算时 ,管体最大 Mises 应力比使用高温套管材 料弹性模量计算时要大 ,同时塑性区也更大 。使用 常温套管弹性模量对套管极限温度载荷进行计算 时 ,所得极限温度比实际极限温度要低 ,因此使设计 偏于安全 。
(2) 提高水泥高温热膨胀性能有利于保护套管 。 井筒应力模型中径向应力比轴向应力要小的多 ,因 此在热采井套损防治中 ,应重点防止轴向热应力造 成的套损 。
边界 ,边界上温度数值为 320 ℃;其他边界为绝热边
界 。根据地温梯度公式可以得到原始地层温度 T0 为 40 ℃,此即模型初始条件 。计算中采用的物性参数
如表来自百度文库1 所示 。
表 1 材料物性参数
材料类型
套管 水泥环 地层 1 地层 2
导热系数
定压比热容
密度
k/ ( W ·m - 1 ·K- 1) cp/ (J ·kg - 1 ·K- 1) ρ/ ( kg ·m- 3)
图 1 热采井温度场有限元模型
1. 1 计算原理
井筒模型属于轴对称模型 (对称轴为 y) , 由于
不含热源 ,其瞬态传热公式为
55
T t
=
k
ρcp
52 T 5 r2
+
1 r
5T 5r
+
52 T 5 y2
.
(1)
非稳态无内热源轴对称温度场的微分方程为
D[ T ( x , r , t) ] = k
2 291. 22
1 872. 64
111. 98 1 657. 93
151. 98 1 527. 91
191. 98 1 437. 64
降低单位质量注汽的能量损失 。
3 结 论
(1) 在注汽过程中 ,有限元模型上部套管内壁 的热流量基本无变化 。随着注汽的进行 ,模型同一 位置处径向热流量逐渐减小 。
Γ
kW
lr
5 5
T n
d
S
= 0.
(3)
利用温度场变分方程对模型进行剖分离散 、单元分
析及最终总体合成 ,即可完成模型温度场的求解 。模 型各节点温度和热流量的计算式分别为
{ L } { N } T T = [ B ]{ Te} ,
(4)
{ q} = - [ D ][ B ]{ T} .
(5)
1. 2 边界条件和初始条件
在使用 ANS YS 软件求解热采井筒温度场时 ,
井筒模型各点在确定时间内的温度及热流量是最重
要的两个参数 ,它们与热采井井筒热效率密切相关 。 为了简化计算 ,一般假定注汽周期内井口注汽
压力保持恒定 。由饱和压力和饱和温度的关系可知 , 确定深度处套管内壁的蒸汽温度也基本保持恒定 。
因为蒸汽与套管之间属于对流换热 ,所以套管内壁 为第三类边界 ,应满足
[ 3 ] 徐玉兵 , 崔孝秉. 注蒸汽井温度场分析计算设计原理 [J ] . 石油钻采工艺 ,1996 , 18 (4) : 53 - 61.
(责任编辑 吕 鹏)
(上接第 66 页) 计算中使用的水泥材料的统一热膨胀系数对于水泥 环外部来说偏大 ,计算得到的水泥环径向应力比实 际径向应力要大 。综合以上分析可以认为 ,增大水 泥热膨胀系数有利于保护套管和水泥环 。 2. 4 热采井井筒套管可以承受的安全温度载荷
(2) 能量损耗随着注汽的进行而下降 ,因此 ,适 当延长注汽周期有利于节省能源 。如不能延长注汽 时间 ,则可以通过适当地增大单位时间的注汽量来
参考文献 :
[ 1 ] 孔祥谦. 有限单元法在传热学中的应用[ M ] . 第 3 版. 北京 :科学出版社 ,1998.
[ 2 ] 万仁傅 ,罗英俊主编. 采油技术手册 [ M ] . 第 1 版. 北 京 :石油工业出版社 ,1996.
45
450
7 850
1. 2
860
1 830
2. 653
1 091
2 441
1. 968
1 186
2 259
求解步骤如下 : ① 确定模型类型 ; ② 在前处理 中选择单元类型 ( Plane55) ; ③输入材料物性 ; ④ 建 立轴对称模型并划分单元 ; ⑤加载并确定总时间长 度和时间步长 ; ⑥将计算结果输出到数据文件中 。
2 计算结果分析
2. 1 注汽结束后热采井温度场分布 热采井注汽周期为 10 d ,注汽结束后模型温度
场分布如图 2 所示 。由于地层 1 传热系数比地层 2 的 传热系数大 ,而比热容相对较小 ,因此井筒传热在地 层 1 中的影响范围要大 。具体表现在图中标号为 A 的曲线在地层 2 中出现内凹现象 。
图 3 井筒径向各点温度随时间变化曲线
2. 2 井筒散热 控制井筒散热 ,可以保证在获得良好驱油效果的
同时使能量的损耗最小 ,因此井筒径向的热流量也是 十分重要的参数。在注汽终止的时刻 ,从加热油层到 模型最上部套管内径的轴向热流量如图 4 所示。
图 2 模型温度场分布曲线
由图 2 可以发现 ,模型上部受加热油层的影响 很小 。大约在加热油层上 4 m 处 ,加热油层对地层温 度场的影响就可以忽略不计 。从注汽终止时模型温 度场的上半部分还可以看出 ,当井筒半径达到 3 m
-
k
5T 5n
= α(
Γ
T
-
Tf ) | Γ.
套管表面对流换热系数 α一般在 10 kW/ (m2 ·℃)
左右 ,蒸汽介质温度 Tf 取 320 ℃。由于模型径向尺 寸较小 ,在较短注汽时间内 ,模型中油层加热区的蒸
收稿日期 :2000203210 作者简介 :高学仕 (1955 - ) ,男 (汉族) ,副教授 ,硕士 ,山东乳山人 ,从事采油机械工程方面的研究工作 。
尽管增大注汽量会增大套管壁的对流换热系数 ,从 而导致热损失增加 ,但改变套管壁的对流换热系数 后 ,其计算结果表明换热系数对热损失的影响并不 明显 。
时间 t/ h 热流量 q/ ( W·m - 2)
10 3 424. 95
表 2 热流量随时间的变化规律
18. 35
35. 92
71. 98
2 810. 05
© 1995-2004 Tsinghua Tongfang Optical Disc Co., Ltd. All rights reserved.
第 25 卷 第 2 期 高学仕等 :热采井筒瞬态温度场的数值模拟分析
·69 ·
的变化 。由表 2 可以看出 ,热流量随注汽的进行而 下降 ,也就是说 ,能量损耗随着注汽周期的延长而下 降 。因此 ,适当地延长注汽周期有利于节省能源 。 如果不能延长注汽时间 ,也可以通过适当地增大单 位时间的注汽量来降低单位质量注汽的能量损失 。
r
52 T 5 x2
+
r
52 T 5 r2
+
5 5
T r
-
ρcp r
5T 5t
= 0.
(2)
应用 Galerkin 法可得到轴对称温度场整体区域
“变分”计算的基本方程为
κ 5J p 5 Tl
=
kr
5 Wl 5x
5T 5x
+
5 Wl 5r
5T 5r
+
D
κ ρcp W
lr
5T 5t
d xd r -
时 ,井筒散热对地层温度场的影响已经不很明显了 。 图 3 所示的是加热油层上部 6 m 处的井筒径
向各点的温度随时间的变化情况 。由图 3 可以看 出 ,井筒半径 r = 2. 779 m 时 ,井筒散热对地层温度 的影响未随注汽周期的延长而明显增加 。因此可以 认为 ,在计算热采井井筒温度场时 ,井筒模型的半径 不必取很大的值 。
关键词 :热采井 ;井筒 ;温度场 ;加热区 ;瞬态传热 ;数值模拟 ;ANSYS 分析软件 中图分类号 : TE 357. 44 文献标识码 :A
1 计算模型的建立
在热采井中 ,井筒蒸汽与套管通过对流换热向 井筒周围散热 ,同时产生从射孔到油层的传质热传 导 。由于在有限元中无法解决传质问题 ,因此一般 简化为具有一定半径的加热区模型 ,如图 1 所示 。 套管内侧受到热蒸汽作用 ,为对流换热边界 ;套管外 为固井水泥环 ,水泥环外有泥岩和沙岩两种地层 ;下 部是热蒸汽通过射孔直接进入地层而形成的加热 区。
(责任编辑 吕 鹏)
© 1995-2004 Tsinghua Tongfang Optical Disc Co., Ltd. All rights reserved.
Vol. 25 No. 2 Journal of t he University of Petroleum , China
© 1995-2004 Tsinghua Tongfang Optical Disc Co., Ltd. All rights reserved.
·68 ·
石油大学学报 (自然科学版) 2001 年 4 月
汽温度就可达到稳定 ,即井底蒸汽温度可假定在整
个注汽周期内保持恒定 ,因此油层加热区为第一类
2001 年 第 25 卷 石油大学学报 (自然科学版) Vol. 25 No. 2 第 2 期 Journal of t he University of Petroleum , China Apr. 2001
文章编号 :100025870 (2001) 0220067203
Apr. 2001
( Edition of Natural Science)
·Ⅶ·
EVAL UATION ON DISPLACEMENT EFFICIENCY OF SEVEN SCHEMES OF CO2 INJECTION IN HEAVY OIL RESERVOIR/ 2001 ,25( 2) :62～64 Some experiments on seven schemes of CO2 injection are conducted using heavy oil with 100 mPa·s viscosity to evaluate the effect for enhancing oil recovery with CO2 in heavy oil reservoir under reservoir condition. The schemes include CO2 huff2n2puff , CO2 huff2n2puff followed by CO2 and water drive , CO2 huff2n2puff followed by water drive , water alternat2 ing CO2 injection (WA G) , water drive , CO2 drive , displacement of CO2 slug by water. It is found that WA G and huff2 n2puff followed by water drive are the two best injection modes for heavy oil reservoir with viscocity of 100 mPa·s. It is concluded that CO2 huff2n2puff followed by water drive is a potential engineering scheme for improving oil recovery. Key words : heavy oil ; injecting pattern ; CO2 huff2n2puff ; CO2 drived ; displacement efficiency ; laboratory experiment About the first author : YA N G S heng2lai , male , obtained MS degree f rom the U niversity of Newcastle upon Tyne , U . K. in 1987 and Ph. D degree f rom China U niversity of Mining and Technology in 1996. Now he is an associate prof essor and works on oil and gas reservoi r engineering at the Depart ment of Pet roleum Engineering in the U niversity of Pet roleum , China ( Beijing : 102200) . GA O Xue2shi , ZHA N G L i2xin and HE Niu2zai/ NUMERICAL SIMULATION OF STRESS FIELD IN THE STEAM INJECTION WELLS/ 2001 ,25( 2) :65～66 The temperature field of the steam injection well is inputted into the stress field model of the steam injection well. The stress field is calculated by using software package ANSYS. The calculated temperature limit is lower than virtual temper2 ature limit when elastic modulus at normal temperature is used in calculation of temperature limit. Increase of the expan2 sion factor of cement is an aid to protect casing and cement ring. Key words : stress field ;temperature field ; finite element method ; numerical simulation ; ANSYS software About the first author : GA O Xue2shi , male , associate prof essor , received MS degree in 1990. Now he is working on pet roleum production engineering at the Depart ment of Mechanical and Elect rical Engineering in the U niversity of Pet roleum , China ( Dongying :257061) . GA O Xue2shi , ZHA N G L i2xin , PA N Di2chao and ZHEN G Jin2jun/ NUMERICAL SIMULATION OF TEMPERA2 TURE FIELD IN STEAM INJECTION WELL WITH ANSYS SOFTWARE/ 2001 ,25( 2) :67～69 The transient heat transfer in steam injection well is analyzed by the software package ANSYS. The analysis results show that radical heat discharge at any position of this model decreases in the process of steam injecting. Because the energy loss is lessened with steam injecting , it can save energy to prolong the cycle of steam injecting reasonably. If it is impossible to extend the time of steam injecting , the energy loss can be lessened by increasing the quantity of steam injected into well in per unit of time. Key word: steam injection well ; temperature field ; heating section ; transient heat transfer ; numerical simulation ; AN2 SYS software About the first author : GA O Xue2shi , male , associate prof essor , received MS degree in 1990. He is working on pet roleum production engineering at the Depart ment of Mechanical and Elect rical Engineering in the U niversity of Pet roleum , China ( Dongying :257061) . L IU Hui2you and FA N Hai2jun/ PREDICTION OF PRODUCTION PERFORMANCES OF OIL AND INJECTION WELLS WITH MULTIVARIATE TIME SERIES METHOD/ 2001 ,25( 2) :70～72 Multivariate time series method is used to analyze the performance of oil production and injection wells. A multi2factor model for predicting the water2cut in oil well is presented. According to this model , the water2cut in oil well can be pre2 dicted when the injection of water well is known. The connecting condition between oil well and injection well , and the
热采井筒瞬态温度场的数值模拟分析
高学仕1 , 张立新1 , 潘迪超2 , 郑金军2
(1. 石油大学机电工程系 ,山东东营 257061 ; 2. 胜利油田孤岛采油厂 , 山东东营 257000)
摘要 :利用有限元分析软件 ANSYS 分析了热采井筒的瞬态传热 。分析结果表明 ,随着注汽的进行 ,在模型任一 位置上的径向热流量均逐渐减小 ,能量损耗随着注汽周期的延长而下降 。因此 ,适当延长注汽周期有利于节省能 源 。如果不能延长注汽时间 ,则可以通过适当地增大单位时间的注汽量来降低能量损失 。
图 4 注汽终止时井筒模型轴向热流量变化情况
在油层附近 ,井筒轴线与水泥环及地层的温差 随着注汽的进行而不断地减小 ,因此套管内壁的热 流量也减小 。而上部地层由于未受到地层加热 ,井 筒内蒸汽与周围地层的温差大 ,其热流量也比较大 。 由于地层物理性质的差别 ,在加热油层上 4 m 处热 流量变化曲线出现了明显的变化 ,说明地层的热物 理性质对井筒热损失有着明显的影响 。模型上部套 管内壁的热流量基本无变化 ,随着注汽的继续进行 , 模型同一位置上径向热流量逐渐减小 。表 2 列出了 油层加热部位之上 6 m 处套管内壁上热流量随时间