完整采油工程课程设计

完整采油工程课程设计采油工程课程设计课程设计姓名：唐建锋学号：039582中国石油大学（北京）石油工程学院2012年12月10日一、给定设计基础数据： (2)二、设计计算步骤 (3)2.1油井流入动态计算 (3)2.2井筒多相流的计算 (4)2.3悬点载荷和抽油杆柱设计计算 (12)2.4抽油机校核 (16)2.5泵效计算 (16)2.6举升效率计算 (19)三、设计计算总结果 (20)四、课程设计总结 (21)一、给定设计基础数据：井深：2000+82×10=2820m套管内径：0.124m油层静压：2820/100×1.2 =33.84MPa油层温度：90℃恒温层温度：16℃地面脱气油粘度：30mPa.s油相对密度：0.84气相对密度：0.76水相对密度：1.0油饱和压力：10MPa含水率：0.4套压：0.5MPa油压：1 MPa生产气油比：50m3/m3原产液量(测试点)：30t/d原井底流压(测试点)：12Mpa抽油机型号：CYJ10353HB电机额定功率：37kw配产量：50t/d泵径：44mm(如果产量低，而泵径改为56mm，38mm)冲程：3m冲次：6rpm柱塞与衬套径向间隙:0.3mm沉没压力：3MPa二、设计计算步骤 2.1 油井流入动态计算油井流入动态是指油井产量与井底流动压力的关系，它反映了油藏向该井供油的能力。

从单井来讲，IPR 曲线表示了油层工作特性。

因而，它既是确定油井合理工作方式的依据，也是分析油井动态的基础。

本次设计油井流入动态计算采用Petro bras 方法Petro bras 方法计算综合IPR 曲线的实质是按含水率取纯油IPR 曲线和水IPR 曲线的加权平均值。

当已知测试点计算采液指数时，是按产量加权平均;预测产量时,按流压加权平均。

(1) 采液指数计算 已知一个测试点：wftestP 、txestq 和饱和压力bP 及油藏压力P 。

因为wftest P ≥b P，1j =txwstwfestq P P -=30/(33.84-12)= 1.4/( d.Mpa)(2) 某一产量tq 下的流压Pwfbq =j(b P P-1)=1.4 x （33.84-10）=33.38t/d m o zx q =b q +8.1bjP =33.38+1.4*10/1.8=41.16t/d omzxq -油IPR 曲线的最大产油量。

当0〈q t 〈b q时，令q 1t =10 t/d ，则p 1wf =j q P t-1=15.754 Mpa同理，q 2t =20 t/d ，P 2wf =13.877 Mpa q 3t =30 t/d ，P 3wf =12.0 Mpa 当qb〈q t 〈omzx q 时，令q 4t =50 t/d,则按流压加权平均进行推导得：P 4wf =f )(1j q P tw -+0.125(1-f w )P b 8180()]t b omzx b q q q q ---=8.166Mpa同理q 5t =60t/d ，P 5wf =5.860 Mpa 当q omzx 〈q t时，1()(89)()omzx t omzx w wf w q q q f p f p J J --=--令q 6t =71t/d ，P 6wf =2.233 Mpa综上，井底流压与产量的关系列表如下： Pwf/Mpa 15.747 13.873 12.0 10.0 8.166 5.860 2.233 Q/(t/d) 10203040.653506071得到油井的流入动态曲线如下图：IPR 曲线05101520102030405060708090Q（t/d）P w f (M p a )图1 油井IPR 曲线2.2 井筒多相流的计算井筒多相流压力梯度方程井筒多相管流的压力梯度包括：因举高液体而克服重力所需的压力势能、流体因加速而增加的动能和流体沿管路的摩阻损失，其数学表达式如下：=dh dpρm gsin θ+ρm v m m m f dh dv +ρm /d*22m v式中ρm 为多相混合物的密度;v m 为多相混合物的流速;f m 为多相混合物流动时的摩擦阻力系数;d 为管径;p 为压力;h 为深度;g 为重力加速度; θ为井斜角的余角。

井筒多相管流计算包括两部分：（1）由井底向上计算至泵入口处； （2）油管内由井口向下计算至泵出口处。

1）由井底向上计算至泵入口处，计算下泵深度Lp 。

采用深度增量迭代方法，首先估算迭代深度。

在本设计中为了减小工作量，采用只迭代一次的方法。

计算井筒多相管流时，首先计算井筒温度场、流体物性参数，然后利用Orkiszewski 方法判断流型，进行压力梯度计算，最后计算出深度增量和下泵深度Lp 。

按深度增量迭代的步骤:井底流压12Mpa ，假设压力降为0.2 Mpa ；估计一个对应的深度增量h ∆=40m ，即深度为1960m 。

由井温关系式可以计算得到该处的井温为：89.96℃。

平均的压力和温度：T =（90+89.96）/2=89.98℃。

平均压力P =11.9 Mpa 。

由平均压力和平均温度计算的得到流体的物性参数为：溶解油气比R S =71.31 ； 原油体积系数B 0=1.25 原油密度P 0=739.00； 油水混合液的密度P z=843.40； 死油粘度μod =6.537*104-； 活油粘度μO=3.318*104-； 水的粘度μw =3.263*104-； 液体的粘度μ= 3.296*104-；天然气的压缩因子Z=0.9567； 天然气的密度g ρ=90.70。

以上单位均是标准单位。

由以上的流体物性参数判断流型：不同流动型态下的m ρ和f τ的计算方法不同，为此，计算中首先要判断流动形态。

该方法的四种流动型态的划分界限如表1所示。

表1 流型界限流动型态 界 限泡 流 B tgL q q <段 塞 流S g B tgL v L q q <>,过 渡 流 Sg M L v L >>雾 流Mg L v >其中BL =1.071-0.72772/t D n 且B L >0.13（如果B L <0.13，则取B L=0.13）；SL =50+36gv gt q q ；ML =75+84 （g vgt q q ）0.75。

由计算得到，由于该段的压力大于饱和压力的值，所以该段的流型为纯液流。

计算该段的压力梯度dhdP 。

由压力梯度的计算公式：m m m m f dv v dh g dh dP ρ+ρ+τ=-m ρ=843.40；f τ=计算对应于P ∆的该段管长(深度差)计h ∆。

⑥ 将第 步计算得的计h ∆与第②步估计的h ∆进行比较，两者之差超过允许范围，则以新的h ∆作为估算值，重复②～⑤的计算，使计算的与估计的h ∆之差在允许范围ε内为止。

该过程之中只迭代一次。

2）由井口向下计算至泵出口处，计算泵排出口压力PZ 。

采用压力增量迭代方法，首先估算迭代压力。

同样为了减小工作量，也采用只迭代一次的方法。

计算井筒多相管流时，首先计算井筒温度场、流体物性参数，然后利用Orkiszewski 方法判断流型，进行压力梯度计算，最后计算出压力增量和泵排出口压力PZ 。

按压力增量迭代的步骤①已知任一点(井底或井口)的压力0P ， 选取合适的深度间隔h ∆(可将管L 等分为n 段)。

②估计一个对应于计算间隔h ∆的压力增量P ∆。

③计算该段的T 和P ，以及P 、T 下的流体性质参数。

④计算该段压力梯度o dh dP ⎪⎭⎫ ⎝⎛⑤计算对应于h ∆的压力增量o i dh dP h P ⎪⎭⎫ ⎝⎛∆=∆ ⑥比较压力增量的估计量P ∆与计算值i P ∆ ，若二者之差不在允许范围内，则以计算值作为新的估计值，重复第②～⑤步，使两者之差在允许范围o ε之内为止。

⑦计算该段下端对应的深度i L 和压力i P h i L i ∆⨯=∑∆+=iio i P P P 1⑧以i L 处的压力i P 为起点压力重复第②～⑦步，计算下一段的深度1+i L 和压力1+i P ，直到各段累加深度等于或大于管长L 时为止。

2.2计算气-液两相垂直管流的Orkiszewski 方法本设计井筒多相流计算采用Orkiszewski 方法。

Orkiszewski 法提出的四种流动型态是泡流、段塞流、过渡流及环雾流。

如图1所示。

在处理过渡性流型时，采用内插法。

在计算段塞流压力梯度时要考虑气相与液体的分布关系。

针对每种流动型态提出了存容比及摩擦损失的计算方法。

图1 气液混合物流动型态(Orkiszewski) 1.压力降公式及流动型态划分界限由前面垂直管流能量方程可知，其压力降是摩擦能量损失、势能变化和动能变化之和。

由式(2-36)可直接写出多项垂直管流的压力降公式：m m m m f dv v dh g dh dP ρ+ρ+τ=- (26)式中 P —压力，Pa ；f τ—摩擦损失梯度，Pa/m ； h —深度，m ；g —重力加速度，m/s2； m ρ—混合物密度，kg/m3； m v —混合物流速，m/s 。

动能项只是在雾流情况下才有明显的意义。

出现雾流时，气体体积流量远大于液体体积流量。

根据气体定律，动能变化可表示为：dp PA q W dv v p gt m m m 2-=ρ (27)式中 p A —管子流通截面积，m2； t W —流体总质量流量，kg/s ； g q —气体体积流量，m3/s 。

将式(27)代入式(26)，并取k h dh ∆-=，k p dP ∆=，m m ρρ=，P P =经过整理后可得：=∆k P kp gt fm h P A q W g ∆-+]1[2τρ (28)式中 k P ∆—计算管段压力降，Pa ； k h ∆—计算管段的深度差，m ； P —计算管段的平均压力，Pa 。

不同流动型态下的m ρ和f τ的计算方法不同,下面按流型分别介绍。

(1)泡流 平均密度g g L L m H H ρ+ρ=ρ()g g L g H H ρ+ρ-=11=+g L H H式中 g H —气相存容比(含气率)，计算管段中气相体积与管段容积之比值； L H —液相存容比(持液率)，计算管段中液相体积与管段容积之比值； m g ρρρ、、Ｌ—在T P 、下气、液和混合物的密度，kg/m3。

气相存容比由滑脱速度s V 来计算。

滑脱速度定义为：气相流速与液相流速之差。

)1(1g p g t g p g g sL g sg s H A q q H A q H vH v v ---=--=可解出g H ：H g =ps g p s t p s t A v q A v q A v q 4)1(1[212-+-+式中 s v —滑脱速度，由实验确定，m/s ； sg v 、sL v —气相和液相的表观流速，m/s 。