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摘 要：蒸汽吞吐井中，注入蒸汽在井筒中的相态特性和采出流体在井筒中的流变特性都与井筒中的温度、压力分布密切相关。本文通过对影响管道保温效果的因素，找出蒸汽吞吐井的隔热、加热及工艺参数设计，都需要知道井筒内不同位置处的温度压力值。研究稠油热采井注采过程中沿程的温度和压力变化规律，优化注汽工艺参数，提高稠油热采效率。
关键词：蒸汽;井口;管线;热损失
蒸汽吞吐过程中其传热传质包括物理的、化学的、热动力学的各种现象，是一个十分复的综合作用过程，为具有不同流动梯度的非稳定流。油层中传热及温度分布表现为：注蒸汽开始时，地面管线及井筒中损失一部分热量，因而凝结为热水，最先进入油层的是一部分热水而后才是湿饱和蒸汽进入油层。由于油层原始温度与注入蒸汽的温度相差很大，因而这部分蒸汽也变为热水，并释放出热量加热油层，直到井底地带温度提高到注入蒸汽温度时，才开始形成蒸汽带，而且只有继续注入蒸汽的汽化潜热大于蒸汽带向顶底层、夹层的热损失量时，蒸汽带才能保持并向前扩展。高温蒸汽，一方面将导致原油和水发生膨胀，另一方面也将导致岩石发生膨胀使孔隙体积减少，从而增加了油的产出量。另外高温蒸汽可改变岩石的润湿性，吞吐降压后的压实作用以及高温蒸汽的蒸馏裂解作用等均可改善原油的生产状态。
蒸汽吞吐井中，注入蒸汽在井筒中的相态特性和采出流体在井筒中的流变特性都与井筒中的温度、压力分布密切相关，蒸汽吞吐井的隔热、加热及工艺参数设计都需要知道井筒内不同位置处的温度压力值。
1 影响管道保温效果的因素
在自然界中热传递的方式主要有三种：热传导、热对流、热辐射。在稠油热采的过程中这三种热传递方式一直贯穿着整个稠油的开发过程中。
蒸汽管道作为稠油热采工艺中注汽系统的重要设备之一，是影响井口干度的主要因素。饱和蒸汽在输汽管线中流动时，不断地同周围环境、分支管路之间进行热量交换和质量交换，导致蒸汽的流量、压力、热焓和蒸汽干度逐渐变化，引起输汽管路内各处的注汽压差和蒸汽干度不同，进而使热采井口处蒸汽压力和蒸汽干度发生变化。
影响管道保温效果的因素很多，主要有：保温材料的導热系数、保温层表面散热系数、管道所处环境温度及常年平均风速、管道架空的高度系数，保温层厚度及施工质量等。一般来说，在同样热损失的情况下，导热系数及保温层表面散热系数愈大，保温层厚度愈厚。所处环境常年平均气温越低、常年平均风速愈大、室外管道架得愈高，所需的保温层厚度就愈厚。
在注蒸汽开采稠油的过程中，最关键的技术之一是必须最大限度地减少注入蒸汽在井筒中的热量损失，保证注入井底的蒸汽干度较高，并且套管温度不超过极限安全温度，以防止套管不致因热应力损坏及管外水泥环超高温变质。这是注蒸汽开采稠油过程中必须解决的技术难题。
1.1双管伴热副管注蒸汽过程总传导系数确定
双管拌热副管注蒸汽过程总传导系数确定与上面有所差别，在开采前由主管注入蒸汽的井筒传热过程，在开采时双管进行拌热的传热过程略有不同。
当副管壁温度高于主管壁温度时，副管注汽过程中既向主管传递热量，又向套管传递热量。副管与主管、套管之间的传热包括热辐射和自然对流传热（热传导及自然对流）。辐射传热与辐射面积有关，从双管拌热剖面图中可以看出，副管与主管之间的热量传递存在一个角度 的辐射面，副管与套管之间的辐射传热面为 ，因此当副管与主管、套管三管之间的相对位置确定后就可以计算出他们之间的辐射面积，计算出辐射传热系数;副管与主管、套管之间还通过环空介质的自然对流和热传导进行传热，因为热传导及自然对流是通过环空介质进行热传递的，故可以将双管拌热中的不规则环空介质等效为等体积的规则环空介质，即将环空等效为一个以副管为中心的同心环空，半径为 ，则可以根据定义分别计算出副管与主管、套管之间的自然对流传热系数。
2 稠油流变性实验研究
稠油在井筒中流动的粘度明显地影响到抽油井的动态。.因此，为给稠油井抽油工艺参数优化设计提供准确的粘度数据，研究不同温度、不同剪切速率、不同含水稠油的粘度是很有必要的。
由于稠油油藏含有高的胶质沥青，原油中的胶质沥青具有较大的分子量，它们以微粒形式高度分散于石油中，构成所谓“亲液胶体体系”，使原油具有非牛顿流体流变特性。蒸汽吞吐开采稠油油田，井筒中由于水的存在，一方面将形成油水乳状液，增加原油在井筒中流动时的粘度;另一方面，游离水的存在将减小稠油在井筒中流动时的粘度，这两方面因素的作用主要取决于油水混和物的乳化程度。
由以上分析可知，稠油在井筒中流动时的粘度与井筒中的温度、油井含水密切相关。由于稠油中石蜡和胶质沥青的存在，使稠油具有非牛顿流体流变特性，所以，井筒中稠油粘度还与剪切速率即油井产量有关。
2.1 基本方法原理
国内外研究稠油流变性的方法主要是采用转筒式粘度计和高压细管式流变仪，其主要方法原理如下：
2.1.1 转筒式粘度计测定稠油粘度基本方法原理
转筒式粘度计可分为内筒旋转式同轴圆筒旋转粘度计、外筒旋转式旋转粘度计和单一圆筒旋转粘度计。它们通过测定圆筒在被测流体中的旋转力矩来确定流体的应变速度（剪切速率）和粘度的关系。这种仪器操作方便，仪器上一般可直接读出应变速度、粘度、转矩、剪切应力等数据（如Brokfield粘度计），根据仪器测定的应变速度和粘度的关系曲线，可以确定流体的流变特性及流体性质（如牛顿流体、假塑性流体等）。
2.1.2用高压细管式流变仪测定稠油粘度基本方法原理
高压细管式流变仪通过流体在细管内的恒定剪切流动 ，实测流体通过细管流动的压差和流量，推算剪应力与剪应变速度的关系以及流体的有效粘度与流速的关系，从而确定流体的流变特性。高压细管式流变仪测定稠油的流变性时，稠油在细管中流动稳定的时间较长，因此，应用高压细管式流变仪研究稠油的流变性远复杂于转筒式粘度计研究稠油的流变性。
关键词：蒸汽;井口;管线;热损失
蒸汽吞吐过程中其传热传质包括物理的、化学的、热动力学的各种现象，是一个十分复的综合作用过程，为具有不同流动梯度的非稳定流。油层中传热及温度分布表现为：注蒸汽开始时，地面管线及井筒中损失一部分热量，因而凝结为热水，最先进入油层的是一部分热水而后才是湿饱和蒸汽进入油层。由于油层原始温度与注入蒸汽的温度相差很大，因而这部分蒸汽也变为热水，并释放出热量加热油层，直到井底地带温度提高到注入蒸汽温度时，才开始形成蒸汽带，而且只有继续注入蒸汽的汽化潜热大于蒸汽带向顶底层、夹层的热损失量时，蒸汽带才能保持并向前扩展。高温蒸汽，一方面将导致原油和水发生膨胀，另一方面也将导致岩石发生膨胀使孔隙体积减少，从而增加了油的产出量。另外高温蒸汽可改变岩石的润湿性，吞吐降压后的压实作用以及高温蒸汽的蒸馏裂解作用等均可改善原油的生产状态。
蒸汽吞吐井中，注入蒸汽在井筒中的相态特性和采出流体在井筒中的流变特性都与井筒中的温度、压力分布密切相关，蒸汽吞吐井的隔热、加热及工艺参数设计都需要知道井筒内不同位置处的温度压力值。
1 影响管道保温效果的因素
在自然界中热传递的方式主要有三种：热传导、热对流、热辐射。在稠油热采的过程中这三种热传递方式一直贯穿着整个稠油的开发过程中。
蒸汽管道作为稠油热采工艺中注汽系统的重要设备之一，是影响井口干度的主要因素。饱和蒸汽在输汽管线中流动时，不断地同周围环境、分支管路之间进行热量交换和质量交换，导致蒸汽的流量、压力、热焓和蒸汽干度逐渐变化，引起输汽管路内各处的注汽压差和蒸汽干度不同，进而使热采井口处蒸汽压力和蒸汽干度发生变化。
影响管道保温效果的因素很多，主要有：保温材料的導热系数、保温层表面散热系数、管道所处环境温度及常年平均风速、管道架空的高度系数，保温层厚度及施工质量等。一般来说，在同样热损失的情况下，导热系数及保温层表面散热系数愈大，保温层厚度愈厚。所处环境常年平均气温越低、常年平均风速愈大、室外管道架得愈高，所需的保温层厚度就愈厚。
在注蒸汽开采稠油的过程中，最关键的技术之一是必须最大限度地减少注入蒸汽在井筒中的热量损失，保证注入井底的蒸汽干度较高，并且套管温度不超过极限安全温度，以防止套管不致因热应力损坏及管外水泥环超高温变质。这是注蒸汽开采稠油过程中必须解决的技术难题。
1.1双管伴热副管注蒸汽过程总传导系数确定
双管拌热副管注蒸汽过程总传导系数确定与上面有所差别，在开采前由主管注入蒸汽的井筒传热过程，在开采时双管进行拌热的传热过程略有不同。
当副管壁温度高于主管壁温度时，副管注汽过程中既向主管传递热量，又向套管传递热量。副管与主管、套管之间的传热包括热辐射和自然对流传热（热传导及自然对流）。辐射传热与辐射面积有关，从双管拌热剖面图中可以看出，副管与主管之间的热量传递存在一个角度 的辐射面，副管与套管之间的辐射传热面为 ，因此当副管与主管、套管三管之间的相对位置确定后就可以计算出他们之间的辐射面积，计算出辐射传热系数;副管与主管、套管之间还通过环空介质的自然对流和热传导进行传热，因为热传导及自然对流是通过环空介质进行热传递的，故可以将双管拌热中的不规则环空介质等效为等体积的规则环空介质，即将环空等效为一个以副管为中心的同心环空，半径为 ，则可以根据定义分别计算出副管与主管、套管之间的自然对流传热系数。
2 稠油流变性实验研究
稠油在井筒中流动的粘度明显地影响到抽油井的动态。.因此，为给稠油井抽油工艺参数优化设计提供准确的粘度数据，研究不同温度、不同剪切速率、不同含水稠油的粘度是很有必要的。
由于稠油油藏含有高的胶质沥青，原油中的胶质沥青具有较大的分子量，它们以微粒形式高度分散于石油中，构成所谓“亲液胶体体系”，使原油具有非牛顿流体流变特性。蒸汽吞吐开采稠油油田，井筒中由于水的存在，一方面将形成油水乳状液，增加原油在井筒中流动时的粘度;另一方面，游离水的存在将减小稠油在井筒中流动时的粘度，这两方面因素的作用主要取决于油水混和物的乳化程度。
由以上分析可知，稠油在井筒中流动时的粘度与井筒中的温度、油井含水密切相关。由于稠油中石蜡和胶质沥青的存在，使稠油具有非牛顿流体流变特性，所以，井筒中稠油粘度还与剪切速率即油井产量有关。
2.1 基本方法原理
国内外研究稠油流变性的方法主要是采用转筒式粘度计和高压细管式流变仪，其主要方法原理如下：
2.1.1 转筒式粘度计测定稠油粘度基本方法原理
转筒式粘度计可分为内筒旋转式同轴圆筒旋转粘度计、外筒旋转式旋转粘度计和单一圆筒旋转粘度计。它们通过测定圆筒在被测流体中的旋转力矩来确定流体的应变速度（剪切速率）和粘度的关系。这种仪器操作方便，仪器上一般可直接读出应变速度、粘度、转矩、剪切应力等数据（如Brokfield粘度计），根据仪器测定的应变速度和粘度的关系曲线，可以确定流体的流变特性及流体性质（如牛顿流体、假塑性流体等）。
2.1.2用高压细管式流变仪测定稠油粘度基本方法原理
高压细管式流变仪通过流体在细管内的恒定剪切流动 ，实测流体通过细管流动的压差和流量，推算剪应力与剪应变速度的关系以及流体的有效粘度与流速的关系，从而确定流体的流变特性。高压细管式流变仪测定稠油的流变性时，稠油在细管中流动稳定的时间较长，因此，应用高压细管式流变仪研究稠油的流变性远复杂于转筒式粘度计研究稠油的流变性。