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1、常规井井筒温度场井筒温度分布会影响钻井液性能、钻具应力、井壁稳定等，是钻井过程中需要考虑到重要因素。常规井井筒中的微元能量平衡方程式为Ki[T-(to-m·l)]dl+(Gf+Gg)·g·dl-q·dl=-WdT式中,,Ki为从油管中的流体至地层间单位管长的传热系数，W/（m·℃），当k为每平方米油管表面积的传热系数时，Ki=kπd，W/（m·℃）；T为油管中油气混合物的温度,℃，to为井底原始地层温度,℃，m为地温梯度,℃/m，通常m=0.03~0.℃/m；l为从井底至井中某一深度的垂直距离；q为通过油管的石油析蜡时放出的熔解热,分摊于全井筒,作为热源,对于含蜡很高
2、的原油,热源作用不应忽略,W/m，Gf、Gg分别为产出石油和伴生气通过油管的质量流率,kg/s；(Gf+Gg)g·dl为油气混合物的举升功,实际上可忽略不计；W=GfGf+GgGg为水当量，W/℃；Gf、Gg相应为石油和伴生气的比热,J/(kg·℃)。1.2开式热流体正循环井筒温度场循环的热流体从油管进人井筒流向油井深处与产出原油混合,经油套环形空间返回地面。开式热流体正循环的能量平衡方程组如下K11，k13分别为油管外流体间、环形空间流体与地层间的传热系数,W/（m·℃）；W2为循环流体的水当量,W/℃；W为从油管引出流体的水当量,W/℃；T为循环热流体的温度,℃,
3、θ为从油管产出的油气混合物其中包含了循环热流体的温度,℃。1.3电加热井筒温度场的计算空心杆恒功率电加热的能量平衡方程组为Ki，kl1和kl3分别为产液与地层间、产液与油管管壁间和套管管壁与地层间的传热系数,W/（m·℃）。2.传热模型求解2.1油管中流体至水泥环外壁的传热由传热系数和热阻定义，井筒到水泥环外壁的总传热系数为3.计算实例4现状目前油井的温度监测大部分依然采用红外测温仪、红外热成像仪等单点式温度传感测量仪，具体方法是在暂停油井生产的条件下将温度测量仪下入到油套环空的某一特定深度位置用来检测其温度。另外一些基于其他原理的新型井下温度检测设备如超声波传感器、
4、激光传感器等，也存在明显不适应油井测量的缺点：首先这些装置无一例外的只能测量油套环空的单点温度，无法实现空间分布式测温；其次在测量的同时油井需要暂停生产，在影响油田产量的同时，所获得的数据也无法真实反映油井在工作状态下的温度信息。再次，依靠传统的温度检测方法仅仅获得某一时刻的温度数据，无法实现温度的实时监测和跟踪监测，进而无法了解热采井环空温度随时间的变化趋势。高凝油含蜡量高，凝固点高，在沿井筒向上流动的过程中，当油流温度低于所含蜡的初始结晶温度时，蜡容易析出并聚集，使原油逐渐失去流动性，最终阻塞管线，严重影响开采效果。为解决这一问题，根据传热学基本原理，建立了适合高
5、凝油井的井筒温度场数学模型，通过实验得到了高凝油的黏温曲线，进而对潍北油田的高凝油井筒温度场及流态转变进行了研究，指出了解决该油田油井结蜡问题的途径，对实现高凝油的正常生产具有一定的指导意义。法①传进Orkiszewski的两相流动压力降的计算方法求解井筒中的压力分布。假设条件为了简化复杂的井下情况，作如下假设：（1）油井以定产量生产；（2）井筒到水泥环外缘间的传热为一维稳态传热，水泥环外缘到地层间的传热为一维非稳态传热，且不考虑沿井深方向的传热；（3）忽略地层导热系数沿井深方向的变化；（4）井筒管柱材料、结构、尺寸、热物理性质均匀一致；（5）动液面以上环空介质均匀分
6、布，并且热物理性质不随压力下降而变化；（6）地层原始温度为线性变化，地温梯度已知；（7）圆筒井壁。物理模型如图1所示。可以看出，井筒传热热阻包括：油管壁对流换热热阻（Ro）、油管导热热阻（Rtub）、环空自然对流和辐射换热热阻（Rtc）、套管导热热阻（Rcas）、水泥环导热热阻（Rcem）和地层热阻（Re）。根据圆筒壁传热原理，各传热热阻为步骤（1）给定井身结构及相关热物理性质参数；（2）选取合适的微元段，已知微元段下端的深度Hin、温度Tin、压力pin，假设计算段长度∆h，假设微元段上端的温度Toutl、压力poutl；（3）计算微元段的平均温度Tav和平均压力p
7、av，并求得此时流体全部物性参数；（4）计算微元段的各个换热系数和环空当量导热系数；（5）计算油、套管的壁温，计算产液的水当量，计算微元段的上端温度Tout2；（6）计算微元段相应的流型界限，并确定流动型态；（7）按流型计算微元段流体的平均密度及摩擦梯度；（8）计算对应于∆h的压力降∆p从而得微元段的上端压力Tout2=pin−∆p；（9）如果Tout2小于原油凝固点，差值计算油井结蜡深度，并输出计算结果；（10）如果
8、Tout1−Tout2
9、<ɛ1、
10、pout1−pout2
11、<ɛ2,则该微元段温度场计算完毕，进入下一微元段计算；否则，令Tout1=
