采油工程课程设计指导书-2015

采油工程课程设计指导书中国地质大学（武汉）资源学院石油系指导教师：雷霆采油工程课程设计计算步骤及要求本次采油工程设计最后得分由两部分组成：设计计算步骤和设计计算结果。

设计计算步骤占60%，设计计算结果占40%。

1．设计计算步骤：1.1根据测试点数据计算并画出IPR曲线；已知：M。

（班级号为1或2，学号从1开始）油层静压：19-(班内排序学号×班级号/180)aΡ原产液量(测试点)：30 t/d （产油量）M原井底流压(测试点)：12aΡ配产量：50t/d计算：1）采油指数计算；2）计算某一产量对应的井底流压，画出IPR曲线；3）利用IPR曲线，由给定的配产量计算对应的井底流压。

1.2 井筒多相管流计算（分别采用mH-B方法和Beggs-Brill方法）已知：M。

（班级号为1或2，学号从1开始）井底流压：13-(班内排序学号×班级号/180)aΡ产油量：qo=50 m3/d计算：沿井筒的压力分布，由井底向上计算至井口处。

采用深度增量迭代方法，首先估算迭代深度。

计算井筒多相管流时，首先计算井筒温度场、流体物性参数，然后判断流型，进行压力梯度计算，最后计算出深度增量。

要求在EXCEL中完成计算。

1.3 悬点载荷及抽油杆柱设计计算主要包括悬点最大、最小载荷计算、杆应力范围比等计算，为了减小计算工作量，杆柱设计采用单级杆设计（19mm）。

1.4 泵效计算主要包括泵理论排量、冲程损失系数、泵充满系数、漏失量及实际泵产量和泵效计算。

2．给定设计基础数据：井深：2000m套管内径：0.124m油管内径：62mm油层温度：90℃地面温度：16℃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（泡点压力）：10MPa含水率：0.4生产气油比：100m3/m33．设计计算总结果要求列出设计结果表。

基础数据设计结果班级配产量班级内序号采油指数井深井底流压静压下泵深度油层温度泵排出口压力含水率悬点最大载荷套压悬点最小载荷油压液柱载荷生产气油比泵效写出计算步骤及结果。

包括油层和流体的基础数据；机、杆、泵型号及以参数；计算出的压力、产量、载荷等指标。

整体报告要求手写，图件和表格可用EXCEL完成并打印。

用A4纸打印封面，写上课程名称、姓名、班级、学号、完成日期。

附录：计算手册目录1．设计计算步骤： (1)2．给定设计基础数据： (1)3．设计计算总结果 (2)1．有杆泵抽油生产系统设计 (4)1．1油井流入动态计算 (4)1．2流体物性参数计算方法 (5)1．3井筒温度场计算 (8)1．4井筒多相流计算 (9)1.4.1井筒多相流压力梯度方程 (9)1.4.2多相垂直管流压力分布计算步骤 (9)1.4.3计算气-液两相管流的Beggs-Brill方法 (10)1．5抽油杆柱设计 (14)1．6抽油机校核 (17)1．7泵效计算 (17)1．8举升效率计算 (20)1．有杆泵抽油生产系统设计本次采油工程课程设计的主要内容是进行有杆抽油生产系统设计，通过设计计算，让学生了解有杆抽油生产系统的组成、设计原理及设计思路。

1．1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，他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etrobras P 方法。

etrobras P 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；当预测产量时，是按流压加权平均。

（1）采液指数计算已知一个测试点：P wftest 、q test 和饱和压力b P 及油藏压力r Ρ。

如果wftest Ρ ≥ b P ，则wftestr P −Ρ=test q J （1） 如果wftest Ρ < b P采液指数 )P ()8.1)(1(J wftest −++−−=r w b b r w test P f A P P P f q （2） 式中， 28.02.01 − −=b wftest b wftest P P P P A test q —对应流压wftest Ρ时总产液量；f w —含水率，小数；（2）某一产量t q 下的流压wf Ρ()b r P P q −=J b（3） 8.1J a b b x om P q q += （4）)(89max max a Jq P f f q q o r w w o x lm −−+=q omax —油R ΙΡ曲线的最大产油量。

0<t q <b q 则J t r wf q P P −= （5）q b <q t <q omax ，则按流压加权平均进行推导得：−−−+−−+ −=b o b b w t r w wf q q q q P f q P f P max t 80811)1(125.0J（6） q omax < q t <q lmax ，则J )89)((J a t max w x om or w wf f q q q f P −−− −Ρ=（7） 1．2流体物性参数计算方法（1）原油的密度og s o o B y R y ）10293.1(10003−×+=ρ （8）式中，ρo —在压力Ρ及温度T 下的原油密度，3m kg ；γo —地面条件下的原油相对密度，γg —地面条件下的气相对密度，R s —在压力P 及温度T 下的溶解油汽比，m 3/m 3，B o —在压力P 及温度T 下的原油体积系数，m 3/m 3。

（2）原油的API 度5.1315.141y −=oAPI y （9）式中，API y —原油的API 度。

（3）原油的体积系数回归公式：y = 6E-09x 2 + 6E-05x + 1.0779， 其中x 为压力(psi)，y 为体积系数.（4）溶解油气比的计算回归公式：y = 0.2*(1E-05x 2 + 0.1548x - 16.658)， 其中x 为压力(psi)，y 为Rs(m3/m3).（5）油水混合液体的密度w w w o l f f -1×+⋅=ρρρ）（（18） 式中，w f ——含水率，小数。

（6）液体黏度1）原油黏度回归公式：y = 7E-15x 4 - 9E-11x 3 + 5E-07x 2 - 0.0012x + 1.8992， 其中x 为压力(psi)，y 为粘度(cp).2) 液体的黏度w w w o l f f -1×+⋅=µµµ）（（7）油、天然气的表面张力油气之间的表面张力取0.03 N/m 。

（8）天然气体积系数回归公式：y = 1.3333E-16x4 - 2.1000E-12x3 + 1.2517E-08x2 - 3.4350E-05x + 4.1800E-02，其中x为压力(psi)，y为体积系数.（9）天然气的密度天然气偏差因子ZgZ g=B g PP3.447∗10−4TTρg=γγggρρaa PPTT0ZZTTPP0P——压力MPaT——温度Kρg——天然气密度,kg/m3P0, T0——标准状态的压力和温度，分别等于0.1MPa和293K。

（10）天然气的粘度天然气粘度取µg=1.22*10-2 mPa.s。

1．3井筒温度场计算假设地温梯度按线性规律分布，井筒温度与相同深度的地层温度相等。

1．4井筒多相流计算1.4.1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：2v d f dh dv v gsin dhdp 2m m m m m m m ρρθρ++= (25) 式中m ρ为多相混合物的密度；m v 为多相混合物的流速；m f 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。

1.4.2多相垂直管流压力分布计算步骤根据多相管流的压力梯度就可计算出沿程压力分布。

由于多相管流中每相流体影响流动的物理参数(密度、粘度等)及混合物密度和流速都随压力和温度而变，沿程压力梯度并不是常数。

因此，多相管流需要分段计算，并要预先求得相应段的流体性质参数。

然而，这些参数又是压力和温度的函数，压力却又是计算中需要求得的未知数。

所以，多相管流通常采用迭代法进行计算。

有两种不同的迭代途径：按深度增量迭代和按压力增量迭代。

按深度增量迭代的步骤①已知任一点(井口或井底)的压力P 0作为起点，任选一个合适的压力降∆P 作为计算的压力间隔。

一般选0.5~1.0MPa ，具体要根据流体流量(油井的气、液产量)、管长(井深)及流体性质来定。

②估计一个对应∆P 的深度增量∆h ，以便根据温度梯度估算该段下端的温度T 1。

③计算出该管段的平均温度T 及平均压力Ρ，并确定在该T 和Ρ下的全部流体性质参数(溶解气油比g R 、原油体积系数O B 和粘度O µ、气体密度g ρ和粘度g µ，混合物粘度m µ及表面张力σ…等)。

④计算该段的压力梯度dhdp 。

⑤计算对应于∆P 的该段管长(深度差) ∆h 1。

⑥将第⑤步计算得∆h 1的与第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 1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。

⑦计算该段下端对应的深度i L 及压力i P∑=∆=i1j ji h L ∆Ρ+Ρ=Ρi o i⑧以i L 处的压力为起点，重复②～⑦步，计算下一段的深度1i +L 和压力1i +Ρ，直到各段的累加深度等于或大于管长（）L L ≥n 时为止。

按压力增量迭代的步骤①知任一点(井底或井口)的压力o Ρ，选取合适的深度间隔h ∆(一般可选50～100米，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∆Ρ。

③计算该段的T 和Ρ，以及Ρ、T 下的流体性质参数。

④计算该段压力梯度）dhd (P⑤计算对应于h ∆的压力增量）（dhd h i P∆=∆Ρ ⑥比较压力增量的估计量∆Ρ与计算值i ∆Ρ，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 i ∆×=L ∑∆Ρ+Ρ=Ρi1i o i⑧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1i +L 和压力1i +Ρ，直到各段累加深度等于或大于管长L 时为止。