《Geoenergy Science and Engineering》：Optimization of Well Design to Improve the Productivity of Heavy Oil in Extreme Cold Region
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高粘度原油井在极地环境下的优化设计研究，通过PIPESIM模型模拟泵、加热器与真空绝热管（VIT）协同作用，发现VIT使产量提升2.3倍，泵贡献率达61%。经济评价显示组合方案NPV最高，较单一泵系统提升2.7倍。
作者：赵成赫（Seonghak Cho）| 李正焕（Jeonghwan Lee）
韩国光州 Buk-gu 区 Yongbong-ro 77 号，全南国立大学工程学院能源与资源工程系，邮编 61186
摘要
本研究旨在通过加压、电加热和隔热措施优化井的设计，以提高阿拉斯加北坡米尔恩角（Milne Point）地区高粘度原油的产量。利用 PIPESIM 建立了生产井和流体模型，该模型考虑了通过泵、加热器和隔热材料实现的压力提升效果。产量分析表明，结合使用泵、加热器和隔热材料可达到最高的产量。采用具有低热导率的真空绝缘管（VIT）后，产量提高了约 2.3 倍。随后基于产量结果进行了敏感性分析，以量化每种生产方法的贡献程度。分析显示，泵对产量的影响最大，占总产量增加量的 61%。这些结果表明，在使用泵的情况下应安装隔热和加热装置，尤其是当采用加热器时，真空绝缘管效果尤为显著。通过净现值（NPV）进行了经济评估，以确定生产井的最佳运行条件。研究结果表明，安装电动潜水泵（ESP）对于实现经济可行的生产至关重要。当同时使用隔热、加热和泵时，最大净现值比仅使用泵的情况高出 2.7 倍。这些结果证实，即使考虑到相关投资成本，整合多种生产提升方法也能提高产量和经济性能。
引言
预计到 2050 年，全球石油需求将从 2024 年的每天 9810 万桶逐渐增长到 12010 万桶，这一增长主要受中国和印度等非经合组织国家消费增加的推动（国际能源署，2022 年；欧佩克，2024 年）。为了满足这一增长需求，人们对开发石油资源的兴趣日益浓厚。然而，只有 30% 的石油储量是常规资源（如原油和天然气），这些资源相对容易开采；其余 70% 是非常规资源，包括重油和沥青。由于这些资源粘度较高，开采难度较大，通常需要采用先进的开采技术，例如用于页岩气、煤层气（CBM）和致密气的技术（Golpour 等，2017 年）。为应对资源分布的变化，世界各国正在积极投资非常规资源以及传统石油和天然气的勘探与生产。目前估计，全球约 22% 的未发现石油和天然气储量位于极寒地区，其中大部分是非常规资源，如重油和油砂（美国地质调查局，2008 年；Hwang，2017 年）。然而，重油的高粘度导致其流动性差，仅依靠自然流动进行开采不具经济效益。为解决这一问题，人们采用了人工举升系统和减粘技术来提高产量（Lopez 等，2014 年；Afdhol 等，2020 年）。例如电动潜水泵（ESP）和渐进腔泵（PCP）等人工举升方法在许多重油生产应用中显示出有效性（Hullio 等，2018 年；Mathew 等，2019 年；Eluagu 等，2020 年）。此外，由于重油的粘度会随温度升高而显著降低，因此常采用热水或蒸汽注入和电加热等热处理方法（Afdhol 等，2020 年；Cureton 等，2024 年）。但在极寒地区，注入的热流体或产出流体在穿过永久冻土层时会导致大量热量损失，从而降低热效率和整体产量。此外，永久冻土的融化可能导致地面不稳定和井筒坍塌，带来重大操作风险（Gavrilov 等，2018 年；Langer 等，2023 年）。为缓解这些问题，研究重点在于通过使用隔热材料来提高流线中的热效率和稳定性，有效减少产出流体的热量损失（Zhang 等，2015 年；Belomestnov 等，2018 年；Filimonov 等，2021 年）。
Belomestnov 等人（2018 年）研究了在 Bovanenkovskoye 油田永久冻土层中安装真空绝缘管（VIT）后生产管材及其周围地层的物理变化。在安装 VIT 后的三年监测期内，未观察到管道变形或生产平台地面沉降。此外，定义为井口处温度变化显著的区域的温度平衡区从 40 米缩小到 20 米，表明 VIT 在减少热量损失方面效果显著。然而，该研究的范围仅限于生产阶段的隔热材料和热效应，未评估其对整体井产量的影响。
Filimonov 等人（2021 年）基于模拟研究了俄罗斯 Mukerkamyl 地区油井周围永久冻土融化半径受井操作的影响。模拟考虑了 30 年内的年温度变化，结果显示隔热措施减少了井周围的永久冻土融化范围。结果证实，油田的结构完整性得到了保持，因为相邻井之间的融化区域没有重叠。
Li 等人（2025 年）对中国渤海海域油井的生产系统进行了性能评估，研究了循环蒸汽刺激（CSS）和电动潜水泵（ESP）联合使用的效果。研究发现，单一管材系统的应用使得蒸汽注入和原油生产可以同时进行，相比现有的双管系统减少了热量损失并提高了运行效率。此外，ESP 在高温（482°F）和高压（3,045 psi）环境下仍能稳定运行，并且在节省平台空间和降低运行成本方面具有优势。然而，在极端环境下应用这种热处理方法具有挑战性，因为流体通过永久冻土时可能会因热量损失而影响产量。如上所述，以往关于提高高粘度重油产量的研究在存在永久冻土的极端环境中存在局限性，且关于通过隔热措施评估井产量的研究较少。此外，关于在极端环境下结合使用加热器、泵和隔热材料等手段制定最佳生产设计的研究也较为缺乏。因此，本研究旨在优化极寒地区高粘度原油的井设计以提高产量。研究使用了阿拉斯加北坡米尔恩角地区的井数据和储层信息，利用 SLB 的 PIPESIM 建立了模拟模型。通过加压和加热以及 VIT 隔热措施实现了人工举升，进行了产量分析。随后进行了敏感性分析，以评估每种方法对产量的影响，并通过净现值（NPV）进行了经济评估，从而能够在不同运行条件下系统地比较盈利能力，得出最佳生产策略。
章节摘录
井筒隔热
在永久冻土中的生产井中流动的流体由于外部温度低而向周围地层散失热量，这会增加流体的粘度。热量传递通过三种机制实现：传导（热量在相邻材料之间交换）；对流（通过流体混合传递热量）；以及辐射（热量从物体表面散发）。在典型的管道系统中，辐射传热可以忽略不计。
井模型与模拟
生产井的模拟使用 SLB 的 PIPESIM 软件进行，参考了有关阿拉斯加北坡米尔恩角地区的文献资料以及阿拉斯加州政府提供的生产数据。储层深度设定为 4,000 英尺，永久冻土层的厚度（分析极端条件下的产量时的关键因素）根据现场具体环境条件确定为 1,680 英尺（Seccombe 等，2005 年；Dogah 等，2021 年；Thusyanthan 等）
井产量
图 4 显示了生产流体的压力和粘度随深度的变化情况。加压从 3,723 英尺开始，此处安装了泵；随着泵吸入口压力的增加，压力差也增大。关于粘度，随着泵加压水平的提高，粘度略有下降。这归因于生产流体流速的增加，从而减少了热量损失，进而降低了粘度。
结论
利用阿拉斯加北坡地区的井数据和储层信息建立了生产模型，以提高极端条件下的高粘度原油产量。通过产量分析、敏感性分析和经济评估优化了井的设计，得出以下主要结论：
(1)产量分析表明，加热器和隔热材料的联合使用使流体温度升高到井口，从而提高了产量
作者贡献声明
李正焕（Jeonghwan Lee）：概念构思、资金获取、项目管理、监督、验证、初稿撰写、审稿与编辑。
赵成赫（Seonghak Cho）：概念构思、研究方法、项目管理、软件应用、可视化、初稿撰写
未引用参考文献
Cureton, 2024; Filimonov and Vaganova, 2021; Gavrilov and Pizhankova, 2018; Golpour and Smith, 2017; Government of Alberta, 2015; Hossain et al., 2005; Hulio et al., 2018; Kalateh et al., 2016; Lopez Uribe et al., 2014; McQueen et al., 2009; Thusyanthan and Loukas, 2021.利益冲突声明
作者声明他们没有已知的可能影响本文工作的财务利益或个人关系。
致谢
本研究得到了以下机构的支持：(1) 由韩国土地、基础设施和交通部资助的韩国基础设施技术促进机构（KAIA）的拨款（项目编号 RS-2022-00143541）；(2) 由韩国贸易、产业与能源部资助的韩国能源技术评估与规划研究院（KETEP）的能源效率与资源项目（项目编号 20212010200010）。
