第4章 多相流体温度分布计算
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➢多相流计算中为什么要计算油藏流体的高压物性？
➢井筒中某点(温度和压力分别为T 和p)油相和气相实
际体积流量的计算步骤。
Qo×Bo
Zp0T pT0
Qo
(Rp
Rs
)
第四章 多相流体温度分布计算
在多相管流压力计算中，首先要计算油藏流体的高压 物性，而流体的高压物性对压力和温度非常敏感，因 而准确预测多相流体的温度是压力计算的基础。另外， 油藏流体在地层中温度高，沿井筒向地面流动过程中， 随着不断散热，其温度将不断降低，油温过低可能导 致原油结蜡，因而多相流体温度的准确预测对怎样采 取防蜡措施，是否增加井口加热设备等是很重要的。
稠油井筒降粘工艺
热流体循环
Байду номын сангаас
电热杆采油工艺 伴热电缆采油工艺
流动保障 Flow Assurance
1、公式推导及分析
设 t1 为井底油温，T为井口油温， t1s 为井底处地层温度， t2s 为井 口处地层温度。
假设条件：
•气体质量忽略不计 •井筒中液体流动为准稳定流，体积 和流型变化的影响忽略不计 •流体对地层放热，其总传热系数K 为常数 •油流在油管中流动时因摩擦而产生 的热量忽略不计 •因天然气析出及膨胀吸热忽略不计
联立上述公式可得 KDt t1s hdh GCdt
求解方程得
t
t1s
h
GC KD
1
KDh
e GC
此式即井筒 内任意深度 点油温计算 公式
t
t1s
h
GC KD
1
e
KDh GC
分析
第一项： t1s h 它反映地温自然变化规律，意谓着油
流静止时，原油本身的温度完全为环境地温所决定，因此
可称“静态温度”。
当压力低于饱和压力时，有天然气析出。 析出气体需要热量，已析出气体不断膨胀， 又会吸收一部分热量，这两部分热量的计 算比较复杂。
焦耳-汤普逊系数：
h
T p
h
焦耳-汤普逊效应
在井底压力大于饱和压力且气油比小于100时，气体析出 膨胀而引起的温降一般在2℃左右。而且此温降又被油气 在油管中由于摩擦所产生的热量补偿掉一部分。因此，在 一般工程计算中，可忽略此温降。
第二项意味着因油流运动和地层温度对井筒油温的影响， 从而产生“静态温度”的增量，即“动态温度”。如果总 传热系数的值或套管直径较大，散热情况良好，井筒油温 就低；如果油流量G或液体比热C较大，则井筒油温就高。
2 公式中各项参数取值 (1) 井底油温 t1s
t
t1s
h
GC KD
1
e
KDh GC
井底油温也就是油层温度
4 实测值与计算值比较
右图为某油井实测的温度 值与计算值的比较。从图 中看出，实测的井温值与 计算的井温值重合较好， 且与地温梯度曲线近乎平 行两条曲线对比，最大误 差为1.6℃。
实测井温曲线与计算值比较
实际应用中传热系数的处理
t
t1s
h
GC KD
1
e
KDh GC
Kl K D
t
t1s
h
其数据在完井后即可提供
3 假设条件的分析
(1) 气体质量流量 国内多数油田的气油比一般在10～80之间，气量可忽略不 计，假设条件（1）可以成立。但对气油比大于100的井， 可将气量折换成油量。 GC G油C油 G水C水 G气C气
(2) 流动型态
井筒内的流型较复杂，不同流型的传热特性并不相同， 但目前还缺乏反映具体流型传热规律的量化模型，考虑 到只研究宏观整体，故可将流动视为准稳定流，同时忽 略流型的影响。
(3) 总传热系数
井筒外部不同位置的岩层性质 亦不同，井筒内的流体流型又 有变化，所以严格地说，总传 热系数值应该是一个变量，认 为其变化与平均值之间的差值 不大，取实测平均值即可[实测 在21～25kJ／(m2·h·℃)左右]。 因此，计算时可按常数考虑。
1
K
1
1
i i
1
2
R0
(4) 天然气析出和膨胀问题
GC Kl
1
Klh
e GC
1
Kl 1.1573 5.4246exp(
G
)
1000
K—kJ/(m2.h. ℃) K—kcal/(m2.h. ℃)
Kl—kJ/(m.h. ℃) Kl—kcal/(m.h. ℃) G — kg/h Kl —kcal/(m.h. ℃)
公式的推导 传热公式 油损失热量为
根据热量守恒
dq K t ts Ddh
K—J/(m2.s. ℃) K—kJ/(m2.h. ℃) K—kcal/(m2.h. ℃)
dq GCdt
C为原油 比热 C＝2.1kJ／kg.℃
C＝0.5kcal／kg.℃
K t ts Ddh GCdt
地层温度与深度的关系 ts t1s h
(2) 地温梯度
一般认为 =0.03℃／m
(3) 距井底高度 h
取某一点至油层中部的距离
(4) 原油质量流量
为油井的实际产量或设计产量
(5) 原油比热C
一般计算时取C＝2.1kJ／kg.℃ 当原油含水时 GC G油C油 G水C水
(6) 总传热系数K
1
K
1
1
i i
1
2
R0
(7)油管外径D
➢多相流计算中为什么要计算油藏流体的高压物性？
➢井筒中某点(温度和压力分别为T 和p)油相和气相实
际体积流量的计算步骤。
Qo×Bo
Zp0T pT0
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第四章 多相流体温度分布计算
在多相管流压力计算中，首先要计算油藏流体的高压 物性，而流体的高压物性对压力和温度非常敏感，因 而准确预测多相流体的温度是压力计算的基础。另外， 油藏流体在地层中温度高，沿井筒向地面流动过程中， 随着不断散热，其温度将不断降低，油温过低可能导 致原油结蜡，因而多相流体温度的准确预测对怎样采 取防蜡措施，是否增加井口加热设备等是很重要的。
稠油井筒降粘工艺
热流体循环
Байду номын сангаас
电热杆采油工艺 伴热电缆采油工艺
流动保障 Flow Assurance
1、公式推导及分析
设 t1 为井底油温，T为井口油温， t1s 为井底处地层温度， t2s 为井 口处地层温度。
假设条件：
•气体质量忽略不计 •井筒中液体流动为准稳定流，体积 和流型变化的影响忽略不计 •流体对地层放热，其总传热系数K 为常数 •油流在油管中流动时因摩擦而产生 的热量忽略不计 •因天然气析出及膨胀吸热忽略不计
联立上述公式可得 KDt t1s hdh GCdt
求解方程得
t
t1s
h
GC KD
1
KDh
e GC
此式即井筒 内任意深度 点油温计算 公式
t
t1s
h
GC KD
1
e
KDh GC
分析
第一项： t1s h 它反映地温自然变化规律，意谓着油
流静止时，原油本身的温度完全为环境地温所决定，因此
可称“静态温度”。
当压力低于饱和压力时，有天然气析出。 析出气体需要热量，已析出气体不断膨胀， 又会吸收一部分热量，这两部分热量的计 算比较复杂。
焦耳-汤普逊系数：
h
T p
h
焦耳-汤普逊效应
在井底压力大于饱和压力且气油比小于100时，气体析出 膨胀而引起的温降一般在2℃左右。而且此温降又被油气 在油管中由于摩擦所产生的热量补偿掉一部分。因此，在 一般工程计算中，可忽略此温降。
第二项意味着因油流运动和地层温度对井筒油温的影响， 从而产生“静态温度”的增量，即“动态温度”。如果总 传热系数的值或套管直径较大，散热情况良好，井筒油温 就低；如果油流量G或液体比热C较大，则井筒油温就高。
2 公式中各项参数取值 (1) 井底油温 t1s
t
t1s
h
GC KD
1
e
KDh GC
井底油温也就是油层温度
4 实测值与计算值比较
右图为某油井实测的温度 值与计算值的比较。从图 中看出，实测的井温值与 计算的井温值重合较好， 且与地温梯度曲线近乎平 行两条曲线对比，最大误 差为1.6℃。
实测井温曲线与计算值比较
实际应用中传热系数的处理
t
t1s
h
GC KD
1
e
KDh GC
Kl K D
t
t1s
h
其数据在完井后即可提供
3 假设条件的分析
(1) 气体质量流量 国内多数油田的气油比一般在10～80之间，气量可忽略不 计，假设条件（1）可以成立。但对气油比大于100的井， 可将气量折换成油量。 GC G油C油 G水C水 G气C气
(2) 流动型态
井筒内的流型较复杂，不同流型的传热特性并不相同， 但目前还缺乏反映具体流型传热规律的量化模型，考虑 到只研究宏观整体，故可将流动视为准稳定流，同时忽 略流型的影响。
(3) 总传热系数
井筒外部不同位置的岩层性质 亦不同，井筒内的流体流型又 有变化，所以严格地说，总传 热系数值应该是一个变量，认 为其变化与平均值之间的差值 不大，取实测平均值即可[实测 在21～25kJ／(m2·h·℃)左右]。 因此，计算时可按常数考虑。
1
K
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R0
(4) 天然气析出和膨胀问题
GC Kl
1
Klh
e GC
1
Kl 1.1573 5.4246exp(
G
)
1000
K—kJ/(m2.h. ℃) K—kcal/(m2.h. ℃)
Kl—kJ/(m.h. ℃) Kl—kcal/(m.h. ℃) G — kg/h Kl —kcal/(m.h. ℃)
公式的推导 传热公式 油损失热量为
根据热量守恒
dq K t ts Ddh
K—J/(m2.s. ℃) K—kJ/(m2.h. ℃) K—kcal/(m2.h. ℃)
dq GCdt
C为原油 比热 C＝2.1kJ／kg.℃
C＝0.5kcal／kg.℃
K t ts Ddh GCdt
地层温度与深度的关系 ts t1s h
(2) 地温梯度
一般认为 =0.03℃／m
(3) 距井底高度 h
取某一点至油层中部的距离
(4) 原油质量流量
为油井的实际产量或设计产量
(5) 原油比热C
一般计算时取C＝2.1kJ／kg.℃ 当原油含水时 GC G油C油 G水C水
(6) 总传热系数K
1
K
1
1
i i
1
2
R0
(7)油管外径D