采油工程课程设计

采油工程课程设计课程设计姓名：胡燕班级：1203学号：920956完成日期：2014年4月29日中国石油大学（北京）远程教育学院一、给定设计基础数据：.......................................................................1二、设计计算步骤....................................................................................12.1油井流入动态计算...........................................................................................12.2井筒多相流的计算.............................................................................................32.3悬点载荷和抽油杆柱设计计算.......................................................................102.4抽油机校核.......................................................................................................142.5泵效计算...........................................................................................................142.6举升效率计算...................................................................................................17三、课程设计总结..................................................................................171一、给定设计基础数据：井深：2000+56×10=2560m套管内径：0.124m油层静压：2560/100×1.2=30.72Pa油层温度：70℃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：1MPa生产气油比：50m3/m3测试产液量：30t/d抽油机型号：CYJ10353HB电机额定功率：37kw配产量：50t/d管式泵径：56mm冲程：3m冲次：6rpm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Petrobras方法Petrobras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2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、txstq和饱和压力bP及油藏压力P。①如果bwftestpp则wftestnestppqj11=30/（30.72-12）=1.6/(d.Mpa)②如果bwftestpp则)()8)(1(11wfxetswbbwtxestppfALpppfqj=1.11/(d.Mpa)(2)某一产量tq下的流压wfp)(bttppjq=1.6*(30.72-10)=33.15t/d8.1bbomzxjpqq=33.15+1.6*10/1.8=42.04t/domzxq-油IPR曲线的最大产油量。①
若tqq10则，令q1t=10t/d，则jqpptwf1=16.47Mpa②若omzxtqqq1令q4t=50t/d，则按流压加权平均进行推导得；])(80811[)1(125.0)(max111bobb=6.34Mpa③若1qqomzx，则综合IPR曲线的斜率可近似常数。jfqqjqpfpwomzxomzxwwf)98)(()(11令q6t=71t/d，P6wf=2.233Mpa综上，井底流压与产量的关系列表如下：Pwf/Mpa16.4713.87312.010.06.342.233Q/(t/d)10203040.65350713得到油井的流入动态曲线如下图：IPR曲线051015200102030405060708090Q（t/d）Pwf(Mpa)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：dhdpρmgsinθ+ρmvmmmfdhdvρm/d*22mv式中ρm为多相混合物的密度;vm为多相混合物的流速;fm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0.2Mpa；估计一个对应的深度增量h=40m，即深4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=11.9Mpa。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RS=71.31；原油体积系数B0=1.25原油密度P0=739.00；油水混合液的密度Pz=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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和f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BtgLqq段塞流SgBtgLvLqq,过渡流SgMLvL雾流MgLv其中BL=1.071-0.72772/tDn且BL0.13（如果BL0.13，则取BL=0.13）；SL=50+36gvgtqq；ML=75+84（gvgtqq）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：mmmmfdvvdhgdhdP5m=843.40；f=计算对应于P的该段管长(深度差)计h。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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odhdP⑤计算对应于h的压力增量oidhdPhP⑥比较压力增量的估计量P与计算值iP，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之内为止。⑦计算该段下端对应的深度iL和压力iPhiLiiioiPPP1⑧以iL处的压力iP为起点压力重复第②～⑦步，计算下一段的深度1iL和压力1iP，直到各段累加深度等于或大于管长L时为止。3）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6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：mmmmfdvvdhgdhdP(26)式中P—压力，Pa；f—摩擦损失梯度，Pa/m；h—深度，m；g—重力加速度，m/s2；m—混合物密度，kg/m3；mv—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：dpPAqWdvvpgtmmm2(27)式中pA—管子流通截面积，m2；tW—流体总质量流量，kg/s；gq—气体体积流量，m3/s。7将式(27)代入式(26)，并取khdh，kpdP，mm，PP经过整理后可得：kPkpgtfmhPAqWg]1[2(28)式中kP—计算管段压力降，Pa；kh—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和f的计算方法不同,下面按流型分别介绍。(1)泡流平均密度ggLLmHHggLgHH11gLHH式中gH—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；LH—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；mg、、Ｌ—在TP、下气、液和混合物的密度，kg/m3。气相存容比由滑脱速度sV来计算。滑脱速度定义为：气相流速与液相流速之差。)1(1gpgtgpggsLgsgsHAqqHAqHvHvv可解出gH：HgpsgpstpstAvqAvqAvq4)1(1[212式中sv—滑脱速度，由实验确定，m/s；sgv、sLv—气相和液相的表观流速，m/s。泡流摩擦损失梯度按液相进行计算：22LHLtvDf)1(gpLLHHAqv式中f—摩擦阻力系数；LHv—液相真实流速，m/s。8摩擦阻力系数f可根据管壁相对粗造度D/和液相雷诺数ReN查图2。液相雷诺数:LLsLDvNRe式中L—在TP、下的液体粘度，油、水混合物在未乳化的情况下可取其体积加权平均值，Pa.s。图2(2)段塞流混合物平均密度LpstpsLtmAvqAvW(34)式中—液体分布系数；sv—滑脱速度，m/s。9滑脱速度可用Griffith和Wallis提出的公式计算：gDCCvs21(35)(3)过渡流过渡流的混合物平均密度及摩擦梯度是先按段塞流和雾流分别进行计算，然后用内插方法来确定相应的数值。MiSMsgSLSMgMmLLL