油井井筒中兩種電伴熱系統的溫度計算資料由優質電伴熱帶廠家為您提供，歡迎來電咨詢有關油井井筒中兩種電伴熱系統的溫度計算周邊問題，或保溫防凍電伴熱系統安裝設計成套咨詢。

在開采過程中，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，由于其厚度小，熱阻可以忽略不計，認為油管壁溫度和電伴熱溫度基本相同。長度為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為原油的水當量(w/℃)；t是液體生產溫度(℃)；I為井筒長度(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；根據功率溫度特性曲線，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，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是井底產液溫度(℃)，公式(1)中的每個系數都是溫度和壓力的函數。這決定了求解過程的迭代性質各溫度的數值計算公式采用數值方法得出:(見下圖)

其中I為軸節點數

的具體計算步驟如下:

(1)給每個溫度賦值；

(2)計算產出液的水當量；

(3)計算對流傳熱系數和環形等效導熱系數；

(4)計算各傳熱系數；

(5)從下到上依次計算每個節點的產液溫度；

(6)計算油管和套管的壁溫；

(7)對于恒功率電熱跟蹤系統，通過兩次相鄰迭代計算的液體生產溫度之差作為迭代精度控制變量

對于自動溫控電伴熱系統，兩次相鄰迭代計算出的產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，則完成溫度場計算

空心軸恒功率電伴熱帶能量平衡方程如下:在

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

高于下泵深度，kl的表達式為:(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kl3為D3和d4分別是套管的內徑和外徑，m；α；1是采出液與管壁之間的對流傳熱系數，W/(m2 & bull)；℃)；λ。t和λc分別為油管和套管的導熱系數，W/(m & bull)；℃)；λ。e是環的等效導熱系數，W/(m & bull)；℃)；Rle是從套管外壁到地層無限遠處的無界熱導率，℃/w。如果方程組(3)中的ql=0為

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

為自動溫控電伴熱系統，根據三相用電要求，各相負荷必須相同，以保證電流平衡根據豎井電伴熱的特點，要求三段的加熱功率相同。計算結果表明，三段長度自上而下增加，表明電伴熱功率隨著深度的增加而減小，反映了自動控溫電伴熱帶的自動控溫特性

井電伴熱計算結果如下: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，動態液面深度為800米

(1)井口油溫控制在析蠟點溫度的50℃。以油管外恒功率電加熱伴熱系統為例，產液溫度分布和非熱功率下泵送工況分析結果如下圖和表所示常規采油井口油溫2417℃，抽油機負荷過大，無法正常生產。增加電伴熱的強度降低了懸點的較大載荷和抽油桿柱的轉換應力，增加了懸點的較小載荷和臨界抽速，進一步改善了抽油設備的工作條件。

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

的計算結果表明，油管外自動溫控可節電1016%，空心桿效率較高可節電2615%為了進一步提高自動溫控電伴熱的節能效果，關鍵在于自動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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