【正文】 中的流動特征 1. 單相垂直管流 當油井的井口壓力高于飽和壓力時，井內沿垂直管流動著的是單相原油，其流動為單相垂直管流。 原油從油層流到井底后具有的壓力 (簡稱流壓 )，既是地層油流到井底后的剩余壓力，同時又是垂直向上流動的動力。 油井自噴的條件： 對于單相液流，原油能否從井底流到地面，主要取決于原油從地層流入井底后，剩余能量能否克服井內及地面的各種阻力；即滿足以下條件： 井底流動壓力＝液柱壓力＋摩擦阻力＋井口壓力 此時油管中的壓力平衡方程式應為： whfrHwf pppp ???式中 pwf— 井底流動壓力； pH— 井內靜液柱壓力； pfr— 摩擦阻力； pwh— 井口油管壓力 。 對單相垂直管流 ，其能量消耗于克服重力和摩擦阻力，而且大部分消耗在克服液柱重力上。 當自噴井的井底壓力低于飽和壓力時，則整個油管內都是氣 — 液兩相流動。即多相流動 2. 多相垂直管流 當自噴井的井底壓力低于飽和壓力時，整個油管內都是氣 — 液兩相流動。當井底壓力高于飽和壓力而井口壓力低于飽和壓力時，油流上升到其壓力低于飽和壓力的某一高度之后，油中溶解的天然氣開始從油中分離出來，油管中便由單相液流變?yōu)橛?— 氣兩相流動。液流中增加了氣相之后，其流動型態(tài) (流態(tài) )與單相垂直管流有很大差別，流動過程中的能量供給和消耗關系要復雜得多。油氣流上升過程中，從油中不斷分離出溶解氣參與膨脹和舉升液體。氣 — 液兩相垂直管流的能量來源除壓能外，氣體膨脹是很重要的方面。一些溶解氣驅油藏的自噴井，流壓很低。主要靠氣體膨脹來維持油井自噴。氣舉井則主要是依靠從地面供給的高壓氣來舉升液體。 實踐表明，并非所有的氣體膨脹能量都可以有效地舉油，這要看氣體在舉升系統(tǒng)中作功的條件，如油氣在油管中的流動結構。油氣在流動過程中的分布狀態(tài)不同，氣體膨脹舉油的條件不同，其流動規(guī)律也不同。 多相垂直管流的壓力損失除重力和摩擦阻力外，還有由于氣流速度增加所引起的動能變化造成的損失。另外，在流動過程中，混合物密度和摩擦阻力沿程隨氣 — 液體積比、流速及混合物流動結構而變化。 二、油氣混合物在垂直管中的流動結構 — 流動形態(tài)的變化 油氣混合物的流動結構是指流動過程中油、氣的分布狀態(tài)。不同流動結構的混合物有各自的流動規(guī)律，即不同的流動類型，簡稱流型或流態(tài)。 基本的流動結構有： 泡流； 段塞流； 環(huán)流 油氣混合物流動結構示意圖 泡流的特點： 氣體是分散相，液體是連續(xù)相；氣體主要影響混合物密度，對摩擦阻力的影響不大；滑脫現(xiàn)象比較嚴重。 泡流階段： 油、氣密度的差異和泡流混合物的平均流速小，因此，氣泡上升速度大于液體流速，氣泡將從油中超越而過，這種氣體超越液體的現(xiàn)象稱為滑脫。 段塞流的特點： 形成一段油一段氣的結構。油氣間的相對運動要比泡流小，滑脫也小。通常，自噴井內，段塞流是主要的。 環(huán)流的特點： 油管中心是連續(xù)的氣流而管壁為油環(huán)的流動結構； 氣液兩相都是連續(xù)的，氣體舉油作用主要是靠摩擦攜帶。 其它流態(tài)： 單相液流：高于飽和壓力，純油流， 霧流：沿管壁流動的油環(huán)變得很薄，絕大部分油都呈小油滴狀分散在氣流中。 霧流的特點： 氣體是連續(xù)相，液體是分散相；氣體以極高的速度攜帶油滴噴出井口，油氣之間的相對運動速度很小；氣相是整個流動的控制因素。 油井中可能出現(xiàn)的流態(tài)有： 純油流、泡流、段塞流、環(huán)流和霧流 環(huán)流和霧流一般只出現(xiàn)在混合物流速和氣液比很高的情況下。一般油井都不會出現(xiàn)環(huán)流和霧流。 Ⅰ Ⅱ Ⅲ Ⅳ Ⅴ 井筒中流型變化示意圖 三、多相垂直管流壓力梯度的計算 — 阻力系數(shù)法 壓力梯度基本方程： 2vDρλgρhΔpΔ 2mmm ??式中 — 計算管段的平均壓力梯度 ， Pa/m； — 計算管段的混合物平均密度 ， kg/m3； g— 重力加速度 ， ； ?— 計算管段的摩阻系數(shù) ， 無因次； D— 管徑 ， m； — 計算管段的混合物平均流速 ， m/s。 hΔpΔmρmv如果用混合物流量表示流速，則 m52t2om WqλgρhΔpΔ ??式中 qo— 地面脫氣原油的產(chǎn)量 ， m3/s； Wt— 隨 1m3地面脫氣原油同時產(chǎn)出的油 、 氣 、 水混合物 總質量 ， kg/m3。 關鍵參數(shù)： Wt 、 ?、 、 mρ mv1. 混合物密度 、流速 及總質量算 Wt的計算 mρ mv 自噴井沿井筒自下而上各個流過斷面處油、氣、水混合物的質量流量始終不變，而體積流量 Qmt和平均流速逐漸增大，所以油、氣、水混合物的密度逐漸減小。 取固定值 1m3地面脫氣原油的體積作為研究混合物液流的參考值，則有： tomt VqQ ??式中 qo— 產(chǎn)油量 ， m3/s； Vt— 在某壓力和溫度下 ， 伴隨每生產(chǎn) 1m3地面脫氣原 油的油 、 水 、 氣總體積 ， m3/m3， 即 Vt＝ Vo+Vw+Vg Vo－ 1m3脫氣原油，在一定壓力 (p)和溫度 (T)下油應具有的 體積，等于體積系數(shù) Bo； Vw－生產(chǎn)水油比； Vg－ 1m3脫氣原油時，在壓力 p和溫度 T下天然氣應具有的 體積。 求 Vt，關鍵是確定 Vg ? 1m3脫氣原油時，在壓力 p和溫度 T下天然氣應具有的體積 Vg的確定 在壓力 p和溫度 T時，伴隨每生產(chǎn) 1m3地面脫氣原油的天然氣在標準狀態(tài)下所占有的體積為： Vg0＝ Rp+Rs 式中 Rp— 生產(chǎn)油氣比 ， 等于產(chǎn)氣量與產(chǎn)油量之比 ， m3/m3； Rs— 溶解油氣比 ， m3/m3， 即在壓力 p和溫度 T下 ， 溶解在 相當于 1m3地面脫氣原油中的天然氣量 根據(jù)氣體狀態(tài)方程式 00g00gTZVpZTpV?當 Z0=1時：方程為 g00og VpTTZpV ?)R(RpTZpVspog ??將 Vg0＝ Rp+Rs代入上式得 因此 wsp00ot V)R(RpTTZpBV ????wsp00ot V)R(RTpTZpBV ????平均壓力、平均溫度下的 Vt： 平均密度為： ttm VWρ ?總質量 Wt為： wwpgot VρRρρW ???式中 ?o— 地面脫氣原油密度 ， kg/m3； ?g— 天然氣密度 (標準條件下 )， kg/m3； ?w— 水的密度 ， kg/m3； Rp— 生產(chǎn)油氣比 ， m3/m3； Vw— 水油比 ， m3/m3。 混合物的平均流速： 4DπVqv 2 tom??2. 摩阻系數(shù) ?的確定 摩阻系數(shù) ?是利用由礦場資料相關的曲線圖來確定。 λ ～ (NRe)2關系曲線 (NRe)2 λ 兩相雷諾數(shù)與單相雷諾數(shù)的關系為： ? ? ? ? blReagRe2Re )(N)(N)(N ?式中 (NRe)g— 氣相雷諾數(shù) (純氣流動的雷諾數(shù) )； (NRe)l — 液相雷諾數(shù) (純液體流動的雷諾數(shù) )； ggpspogReμρA)R(RqD)(N???lpwwsgoolReμA)VρRρρ(qD)(N????l— 平均溫度和平均壓力下液體的粘度， Pas； ol Fμ)F(1μμ ???式中 Fw— 含水 (體積比 )率，小數(shù)。 液相的 質 量流量,下T及 溫 度p在 壓 力氣 相的 質 量流量,下T及 溫 度p在 壓 力k ?wwsgogspVρRρρρ)R(R????常數(shù) a、 b的確定： kβe1b 。1kαkαa??式中 k— 氣、液質量比，無因次； ?、 ?— 根據(jù)礦場資料繪制相關曲線時選定的常數(shù)。 取 ?=10， ?=1時，兩相雷諾數(shù)為 kelRe110k10kgRe2Re )(N)(N)(N????分析上式可知： 當液相質量流量趨于零，即純氣流時 (NRe)2＝ (NRe)g 當氣相質量流量趨于零，即純液流時 (NRe)2＝ (NRe)l 由于沿程壓力梯度并不是常數(shù)，因此，多相管流需要分段計算，一般采用迭法求解。即深度迭代或壓力迭代。 1. 按深度增量迭代的步驟 (1) 以井口或井底的壓力 po作為起點 ， 任選一個合適的壓力降?p作為計算壓力的間隔 。 一般選 ?p=500~1000kPa。 具體數(shù)值應根據(jù)流體流量 (油井的氣 、 液產(chǎn)量 )、 管長 (井深 )及液體性質確定 。 (2) 估計一個對應于 ?p的深度 ?h，以便根據(jù)溫度梯度估算該段下端的溫度 T1。 (3) 計算出該管段的平均溫度 T及平均壓力 p， 并確定在該溫度和壓力下的全部流體性質 (溶解油氣比 Rs， 原油體積系數(shù)Bo和粘度 ?o、 氣體密度 ?g、 混合物粘度 ?m及表面張力 ?等 )。 (4) 計算該段的壓力梯度 dp/dh。 (5) 計算對應于 ?p的該段管長 (深度差 ) ?h= ?p/(dp/dh) (6) 將第 (5)步計算得出的 ?h與第 (2)步估計的 ?h進行比較 ， 若兩者之差超過允許范圍 ， 則以計算的 ?h作為估計值 ， 重復(2)~(5)的計算 ， 直到計算的與估計的 ?h之差在允許范圍 ?0內為止 。 (7) 計算該段下端對應的深度 Li 及壓力 pi ???n1iii hΔLpi＝ p0+i?p i＝ 3… n (8) 以 Li處的壓力為起點 ， 重復第 (2)~(7)步 ， 計算下一段的深度 Li+1和壓力 pi+1， 直到各段的累加深度等于或大于管長 L(Ln ? L)時為止 。 多相垂直管流壓力分布計算框圖 輸入?yún)?shù)，選取 △ p I=1 根據(jù) △ p假設計算段的深度差 (△ hi)設 計算及相應的流體物性參數(shù) 判斷流型，并計算 (dp/dh)i 計算對應 △ p的深度，增量 (△ hi)計 ＝ △ p /(dp/dh)i |(△ hi)計 (△ hi)設|≤ ε 0 計算 Li及 pi LiL 輸出計算結果 (△ hi)設 ＝ (△ hI－ 1)計 結束 I=I+1 (△ hi)設 ＝ (△ hI)計 否 否 是 按深度增量迭代 2. 按壓力增量迭代的步驟 (1) 已知井底或井口的壓力 p0， 選取適合的深度間隔?h(一般可選 50~100m)。 (2) 估計一個對應于計算間隔 ?h的壓力增量 ?p。 (3) 計算該段的 T和 p， 以及 p、 T下的流體性質參數(shù) 。 (4) 計算該段壓力梯度 (dp/dh)I。 (5) 計算對應于 ?h的壓力增量 ?pi= ?h(dp/dh)I。 (8) 以 Li處的壓力 pi為起點壓力 ， 重復第 (2)~(7)步 ，計算下一段的深度 Li+1和壓力 pi+1， 直到各段累加深度等于或大于管長 L(Ln?L)時為止 。 (7) 計算該段下端對應的深度 Li和壓力 pi ????n1ii0i pΔpphΔiL i ??(6) 比較壓力增量的估計值 ?p與計算值 ?pi，若二者之差不在允許范圍之內，則以計算值作為新的估計值，重復 (2)~(5)步，直到兩者之差在允許范圍?0之內為止。 第三節(jié) 自噴井的節(jié)點系統(tǒng)分析 Nodal Systems Analysis 節(jié)點系統(tǒng)分析技術是由 Gilbert于 1954年首先提出的，但是，由于受當