井筒压力计算报告

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油气井井筒压力计算

油气井井筒压力计算
侵入流体密度 :
ρk = ρm −
pdc − pdp 0.052 Lk
侵入流体密度小于4lb/gal,气体侵入; 侵入流体密度大于8lb/gal, 液体侵入。
第一章
第一节
油气井井筒压力计算
井筒中静压力及其计算
1.4 井控操作中的环空压力 1.4.1 井涌识别
混入侵入流体的最小泥浆体积:
Vm = qt d
b = z N v RT
p2 − p1 b p2 D2 − D1 = + ln a a p1
第一章
第一节
油气井井筒压力计算
井筒中静压力及其计算
1.3复杂液柱中的流体静压力 侵入钻井液中的其它物质的影响 例1.5:一块低渗透率的砂岩的孔隙度为0.20,水的饱和度为0.3,甲烷的饱和 度为0.7,当一直径为9.875ft 的钻头以50ft/hr的速度在12000ft深度钻进时, 密度为14lb/gal的钻井液以350gal/min的速度循环。计算由于地层物质进入泥 浆而引起的压力的变化。假设泥浆的平均温度为620R,地层水的密度为9.0 lb/gal,气体为理想气体。液体中钻屑的密度为21.9 lb/gal。 解: 12000ft 14 lb/gal的泥浆产生的静水压力为:
1.3复杂液柱中的流体静压力
p1 = 0.052 ρ1 ( D1 − D0 ) + p0
p2 = 0.052 ρ 2 ( D2 − D1 ) + 0.052 ρ1 ( D1 − D0 ) + p0
p = p 0 + 0.052∑ ρ i ( Di − Di −1 )
i =1
n
第一章
第一节
油气井井筒压力计算
第一章
油气井井筒压力计算

超高温地热井泡沫钻井井筒压力剖面计算方法

超高温地热井泡沫钻井井筒压力剖面计算方法

基金项目:国家自然科学基金重点项目“气体钻井技术基础研究”(编号:51134004)的研究成果。

作者简介:王文勇,1961年生,博士研究生;主要从事钻井技术管理与科研方面的研究工作。

地址:(100101)北京市朝阳区北辰西路8号北辰世纪中心A座11层。

电话:(010)84379588。

E‐mail:wangwy.gwdc@cnpc.com.cn超高温地热井泡沫钻井井筒压力剖面计算方法王文勇1,2 龙俊西1 刘博伟1 李皋1 孟英峰11.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室・西南石油大学 2.中国石油长城钻探工程有限公司国际钻井公司 王文勇等.超高温地热井泡沫钻井井筒压力剖面计算方法.天然气工业,2012,32(7):59‐62. 摘 要 肯尼亚OLKARI地区地热井地层温度高达350℃,主要采用泡沫钻井,然而其低压和超高温的特点可能造成泡沫流体相态变化,目前尚没有针对相变条件下泡沫钻井井筒压力剖面的计算方法。

为此,利用流体高压物性分析仪,绘制出泡沫钻井液“p‐T”相图,并指出了钻井液相态变化的规律。

进而应用现有的欠平衡钻井流体流动模型,建立了一套适应相变的钻井工况参数计算模型。

最后,利用OLKARI地区某地热井的温度、压力资料,计算了该口井的流体流动参数,得到了该井井筒中的泡沫相态分布规律。

通过井筒内流体压力的计算,可以更准确地了解工作液的工作状态,为预防井下复杂事故的发生提供了理论依据。

关键词 泡沫钻井 钻井液 超高温 实验研究 井筒压力 计算方法 肯尼亚 OLKARI地区 地热井 DOI:10.3787/j.issn.1000‐0976.2012.07.014 泡沫钻井液具有较高的携岩能力,能够有效地保持井眼清洁、提高钻速。

OLKARI地区地层异常高温,有些地层的温度可达350℃,且裂缝性地层高温低压的特性可能使泡沫钻井流体气化,变为气相钻井流体。

钻井流体没有足够的携屑能力,必然会导致井下复杂情况的发生,进而延长钻井周期,增加钻井成本。

井筒气侵后井底压力变化的计算分析

井筒气侵后井底压力变化的计算分析

为环空截面积,m2;Rs 为地层产出油的溶解气油比,m3/ m3;Bo 为产出油在当地的体积系数;vg,vo,vw,vm,vc 分别 为产出气、油、水、钻井液和岩屑相的速度,m/s;qo,qg 分 别 为 单 位 时 间 单 位 厚 度 产 出 油 、 气 的 质 量 ,kg/(s·m );
s 为沿流动方向坐标,m;g 为重力加速度,m/s2;α 为井
斜角,°;p 为压力,Pa。
1.2 初始条件和边界条件
井筒发生气侵后多相流控制方程组的初始条件为
Eg(0,j)=Eo(0,j)=Ew(0,j)=0,
Ec(0,j)=
vsc(0,j) Ccvsl(0,j)+vcr(0,j)
,Em(0,j)=1-Ec(0,j),
vsc(0,j)=
qc ρcA(j)
,vsm(0,j)=
Technology, Shengli Petroleum Administration Bureau, SINOPEC, Dongying 257061, China) Abstract: Once gas invasion emerges in the process of drilling, some complex accidents, such as well kick, circulation loss and blowout, appear easily without proper controlling. The computation model of bottomhole pressure in wellbore after gas invasion is established based on the multiphase flow features in order to control the bottomhole pressure during drilling and to ensure the drilling safety. Resolution is conducted for the model through using finite difference approach. Through simulation calculating, the effect of discharge capacity, wellhead back pressure, drilling fluid density, drilling fluid viscosity, initial differential pressure of bottomhole and gas phase permeability on bottomhole pressure is discussed. The result shows that the discharge capacity, wellhead back pressure, drilling fluid density, initial differential pressure of bottomhole and gas phase permeability greatly affect the bottomhole pressure in the process of gas invasion. Drilling fluid viscosity has little effect on bottomhole pressure. The increase of discharge capacity, wellhead back pressure and drilling fluid density can better control the bottomhole pressure when the gas invasion appears. Key words: multiphase flow; bottomhole pressure; gas invasion; computation model; influence factor

一种气井井筒压力的计算方法

一种气井井筒压力的计算方法

油管直径

0.062 0/m
油管绝粗糙度

1.524×10- 5
1.3 拟单相流的井筒压力数值计算过程简介 将式( 3) 与式( 2) 比较可知, 被积函数分母有所
不同, WG 为复合气体的质量流量, MG 为复合气体的 分子量, fW 为水的摩阻系数。文献[1]和文献[2]介绍 了有关油折算成气 , 以 及 气 水 摩 阻 系 fm 的 求 取 方





0.213 23
注: 文献[1]仅提供了终点井底压力
法。式( 3) 在形式上与式( 2) 一致, 只是被积函数不 同, 其井筒压力的求解方法与式( 2) 相同。
2 计算结果对比
2.1 单相流( 气体) 井筒压力计算结果对比 文献[1]提供的单相流气井数据见表 1, 井 筒 压
力计算结果见表 2。 2.2 拟单相流井筒压力计算结果对比
cs=I(Ptf+ΔP)- I(Ptf)≈I(Ptf)ΔP
( 6)
由( 4) 式和( 6) 式可知
cs=I(Ptf)ΔP=s
( 7)
根据牛顿拉裴森(Newton- Raphson)迭代算法, 则有
f(ΔP)=I(Ptf)ΔP- s=0
( 8)
收稿日期: 2007- 04- 23 作者简介: 刘玉娟(1962- ),女,四川荣县人,实验师,主要从事石油天然气开采工程实验教学和石油开然气井现场开采方案设计。

Pwf
ZT
dP
! &" $ % $’ Ptf
P ZT
2+7.651×10-
16
fm d5
WG MG

Fw
=0.031 45γgH

油气井井筒压力计算

油气井井筒压力计算

油气井井筒压力计算1.基本原理Qg+Qo+Qw=Qp其中,Qg、Qo、Qw分别表示气体、原油和水的流量,Qp表示产油井的总流量。

在井筒中,油气流体受到一定的摩擦阻力和管壁压力的影响,因此,井筒内的总压力可以表示为:P = Pp + Pfr其中,Pp表示地层压力,Pfr表示摩阻压力。

2.常用公式(1)钻井液压力:在钻井过程中,钻井液的压力对井筒内流体产生一定的影响,可以根据钻井流体的密度和流动速度计算钻井液压力。

常用的计算公式如下:Pd=0.052DpρmV^2其中,Pd表示钻井液压力,Dp表示钻井井眼直径,ρm表示钻井液密度,V表示流动速度。

(2)摩流压降:摩流压降是指油气流体在井筒内流动过程中受到摩擦阻力的影响,引起井筒内压力的降低。

常用的计算公式如下:其中,Pfr表示摩阻压力,γf表示流体密度,L表示井筒长度,Q表示产出流量,D表示井筒直径。

(3)地层压力:地层压力是指地层中油气和地层水所受到的压力,可以通过测井数据或经验公式进行估算。

常用的估算方法有:Pp = ρgh其中,Pp表示地层压力,ρ表示地层流体密度,g表示重力加速度,h表示地层深度。

3.计算过程(1)根据钻井液密度、流动速度、井段直径等参数计算钻井液压力。

(2)根据产出流量、井筒长度、井段直径等参数计算摩阻压力。

(3)根据地层流体密度、地层深度等参数计算地层压力。

(4)将钻井液压力、摩阻压力和地层压力进行相加,得到井筒内总压力。

通过以上计算,可以得到油气井井筒内的压力分布情况,为后续的油气开采和井口流体处理提供科学依据。

总结:。

井筒流压计算范文

井筒流压计算范文

井筒流压计算范文井筒流压计算的原理是基于井筒流体流动的守恒方程和状态方程。

井筒流体流动的守恒方程包括质量守恒方程、动量守恒方程和能量守恒方程。

质量守恒方程描述了流体质量在流动过程中的守恒,动量守恒方程描述了流体动量在流动过程中的守恒,能量守恒方程描述了流体能量在流动过程中的守恒。

状态方程用来描述流体的状态,通常采用理想气体状态方程或流体特性方程。

井筒流压计算的方法一般分为两种:解析方法和数值方法。

解析方法是根据井筒流动的数学模型,通过解析求解的方式得到井筒流压的解析解。

数值方法是将井筒流动的数学模型离散化为有限个数学问题,并利用计算机进行数值求解。

常用的数值方法有有限差分法、有限元法和网格特征法等。

井筒流压计算的应用范围非常广泛。

它可以用于油井的动态模拟和优化,帮助工程师预测油井的产能和生产规模,确定开发方案和采油方式,提高油井的生产效率。

此外,井筒流压计算还可以用于井口流量计算、产能测试、气体分注井的设计和压裂设计等方面。

井筒流压计算的过程一般包括以下几个步骤:确定井筒流动的数学模型、选择合适的状态方程和物性参数、选择合适的计算方法、利用计算机进行计算、分析计算结果、优化设计和控制井筒流动过程。

其中,确定井筒流动的数学模型是井筒流压计算的关键。

根据井筒流动的特点和存在的问题,可以选择稳态模型或非稳态模型,并结合实际情况和计算要求进行调整。

井筒流压计算涉及到许多因素,如流体性质、井筒参数、地层条件和边界条件等。

在计算过程中,需要根据实际情况和数据进行合理的假设和简化。

此外,井筒流压计算还需要考虑影响因素的不确定性和变化性,采用敏感性分析、不确定性分析和场景分析等方法进行分析和评估。

综上所述,井筒流压计算是石油工程中的重要内容,它可以帮助工程师预测油井的产能和生产规模,优化油井的生产过程,提高油井的生产效率。

井筒流压计算的方法和应用也在不断发展和改进,为石油工程的研究和实践提供了重要的理论和技术支持。

含水气井井筒压力计算方法

含水气井井筒压力计算方法

气体偏差系 数; f g ) ) ) 干气摩 阻系数; qsc ) ) ) 产气 量, m3Pd; d ) ) ) 油 管 内 径, m; Cg ) ) ) 气 体 相对 密
度; p wf ) ) ) 井 底流动 压力, MPa; p tf ) ) ) 井口 油管
流动压力, M Pa。
对含水气井, ( 1) 式改写为
dp Qgw
+
g dH +
f
u2
gw gw
2g
dH
=
0
( 3)
式中: Qgw ) ) ) 气 ) 水两相井流密度, kgPm3 ; f gw ) ) )
气 ) 水井流的摩阻系数; ugw ) ) ) 气 ) 水井流体积流
速, mPs。
[ 作者简介] 杨志伦, 男, 工程师, 1969 年出生, 长期从事气田生产和管理工作。
p sc ZT T sc p
2
F w dH =
0
( 12)
从( 12) 式分离变量积分, 可得到计算高气水比
井井筒压力的公式, 即
p
Qwf p tf
p TZ
dp
p TZ
2
+
1. 324 @
10- 18
2
f gw q sc
5
d
H
Q = 0. 03418 Cg dH 0
Fw
( 13)
从( 13) 式可看出, 如不含水, Fw = 1, 则( 13) 式
g ) ) ) 重 力 加 速 度, mPs2; H ) ) ) 井 深, m; f ) ) )
Moody 摩阻系数; u ) ) ) 气体流速, mPs。
这是一个在任何状态( p , T ) 下都 成立的能量

相态变化影响下的凝析气井井筒压力变化计算分析

相态变化影响下的凝析气井井筒压力变化计算分析

算i,y;——i组分在液、气相中的摩尔分数。
(2)相态变化下的油气比是在各个不同井深处
不断变化的,通过求出各个井段的气、液相摩尔组
成,可以得到在不同井段的气油比。
初始油气比
R,=茅
(12)
在井深为^时的气油比
耻赛=籍 ㈤,
(3)假设井底和井口气油比为尺:,R:引入气油
比之差与总共气油比增力Ⅱ量的比值小错它 比增加量分数,为井深^处气油比与^一△l}l处气油
朱炬辉1,胡永全1,赵金洲2,张荣志3
(1.西南石油大学研究生院。四川成都610500;2.西南石油大学油气藏地质与开发国家重点实验室,四川成都610500;3.吐哈石油勘探开 发指挥部,新疆哈密839009)
摘要:凝析气井在开发生产过程中具有特殊的相态变化特性,当井筒中整个流体体系压力达到露点压
力以后,凝析液不断析出导致液相含量不断增加。以往对凝析气井井筒动态模拟过程中几乎没有考虑
万方数据
2006年12月
朱炬辉等:相态变化影响下的凝析气井井筒压力变化计算分析
·5l·
蚤yr。蚤(赢‰)“ i=l
i=l、“^:十y,
(4)
式中K为i组分的气液平衡常数,Ki=y。几i;
Ⅳ。为组分数。
(3)逸度方程
对理想气体有
/?=/;
i=1,2,3…………
根据热力学原理,处于相态平衡的气液两相,每
(刊脚-cl
在预测沿整个井眼的压力分布时,将整个井眼分 成址为步长的若干段,在每一段内对式(7)进行 积分,从而得到计算每一段出口处压力的公式
p。。。:pi。一[c;c:(,。。。一,i。)+皇!≤;塑望×
睁扑掣铷。帆)】×坩(8)
式(8)考虑了由于气体动能变化造成的压降, 而目前计算气体稳定流动的公式均忽略了动能变化的 影响,当不考虑动能损失时,上式即变成 Cullender&Smith公式。

井筒压力的分布计算设计与实现石油工程

井筒压力的分布计算设计与实现石油工程

井筒压力的分布计算设计与实现石油工程井筒压力分布的计算是石油工程中重要的任务,它用于确定石油井内各个位置的压力分布情况,为油井的生产和开发提供重要的参考依据。

以下是井筒压力分布计算的设计和实现过程的详细介绍。

1.设计目标:井筒压力分布计算的设计目标是确定石油井不同位置的压力分布情况,包括井口、沉积层、水柱、气柱等。

通过计算得到的压力分布情况,可以评估井筒的完整性和效果,为井筒的改善和优化提供依据。

2.数据获取和处理:为了进行井筒压力分布的计算,首先需要获取相关的数据,包括井身结构、井口压力、地层参数等。

这些数据可以通过井下传感器、测井数据以及地质力学分析等方式获取到。

获取到的数据需要进行处理和整理,以满足计算的要求。

3.压力分布的计算模型:井筒压力分布的计算可以采用各种模型,如单相流模型、多相流模型等。

根据实际情况选择合适的模型是计算的基础。

在计算模型中,需要考虑不同位置的流动和储层条件,如井口、沉积层、含水层、油藏等。

通过建立合适的方程和模型,可以计算得到井筒压力分布。

4.压力分布计算的方法:压力分布计算可以采用数值解或解析解的方法。

数值解的方法包括有限差分法、有限元法以及计算流体力学等,可以通过数值计算软件进行实现。

解析解的方法包括解析公式的应用,但这种方法一般只适用于简单的模型和边界条件。

5.压力分布的实现步骤:(1)确定井筒的几何结构和边界条件;(2)根据井筒的几何结构和流动特征选择适当的计算模型;(3)建立流动方程和初始条件;(4)采用选择的计算方法进行压力分布计算;(5)根据计算结果进行评估和优化。

6.压力分布计算的结果分析和应用:通过井筒压力分布的计算,可以得到不同位置的压力分布情况。

分析计算结果,可以评估井身的完整性和安全性,预测井筒的生产能力和产量,评估井筒的优化效果。

根据计算结果,可以进行进一步的设计和改善,以提高井筒的效益和生产能力。

总结:井筒压力分布的计算是石油工程中的重要任务,它可以评估井筒的完整性和效果,为井筒的生产和开发提供重要的参考依据。

东北石油大学石油工程课程设计采油工程部分井筒压力分布计算

东北石油大学石油工程课程设计采油工程部分井筒压力分布计算

东北石油大学课程设计任务书课程石油工程课程设计题目井筒压力分布计算专业石油工程姓名赵二猛学号 100302240115主要内容、基本要求、主要参考资料等1.设计主要内容:根据已有的基础数据,利用所学的专业知识,完成自喷井系统从井口到井底的所有相关参数的计算,最终计算井筒内的压力分布。

① 计算出油井温度分布;② 确定平均温度压力条件下的参数;③ 确定出摩擦阻力系数;④ 确定井筒内的压力分布;2. 设计基本要求:要求学生选择一组基础数据,在教师的指导下独立地完成设计任务,最终以设计报告的形式完成本专题设计,设计报告的具体内容如下:① 概述;② 基础数据;③ 能量方程理论;④气液多相垂直管流压力梯度的摩擦损失系数法;⑤ 设计框图及结果;⑥ 结束语;⑦ 参考文献。

设计报告采用统一格式打印,要求图表清晰、语言流畅、书写规范,论据充分、说服力强,达到工程设计的基本要求。

3. 主要参考资料:王鸿勋,张琪等,《采油工艺原理》,石油工业出版社,1997陈涛平等,《石油工程》,石油工业出版社,2000万仁溥等,《采油技术手册第四分册-机械采油技术》,石油工业出版社,1993完成期限 2013年7月1日—2013年7月20日指导教师张文专业负责人王立军2013年6月25日目录第1章概述 (1)1.1 设计的目的和意义 (1)1.2 设计的主要内容 (1)第2章基础数据 (2)第3章能量方程理论 (3)3.1 能量方程的推导 (3)3.2多相垂直管流压力分布计算步骤 (6)第4章气液多相垂直管流压力梯度的摩擦损失系数法 (8)4.1 基本压力方程 (8)4.2 平均密度平均流速的确定方法 (8)4.3 摩擦损失系数的确定 (11)4.4 油气水高压物性参数的计算方法 (12)4.5 井温分布的的计算方法 (16)4.6 实例计算 (17)第5章设计框图及结果 (21)5.1 设计框图 (21)5.2 设计结果 (22)结束语 (29)参考文献 (30)附录 (31)第1章概述1.1 设计的目的和意义目的:确定井筒内沿程压力损失的流动规律,完成自喷井系统从井口到井底的所有相关参数的计算,运用深度迭代方法计算多相垂直管流的压力分布。

考虑井筒热效应的气体井底压力计算

考虑井筒热效应的气体井底压力计算

考虑井筒热效应的气体井底压力计算摘要:将井筒热效应考虑成一维热对流,将地层简化成热传导,使用Ramey定义的综合换热系数将井筒温度与地层温度联系起来,从而建立温度方程,通过解析求解得到温度变化函数.由气体状态方程将温度与压力联系起来,得到由于温度变化而产生的附加压力,将这一附加压力通过内边界条件加入到气体渗流方程中,最终得到考虑井筒热效应的井底压力表达式(详见油田一个实例验证了考虑热效应时井底压力表达式的正确性.符号表T/℃地层温度ρ/ (kg·m-3 ) 地层中岩石及流体的综合密度T W/℃井筒温度 C/(J·kg-1·℃-1 )地层中岩石及流体的综合比定压热容λ/(w·m-1·℃-1 ) 地层中岩石及流体的综合热传导系数u/(W ·m ) 井简单位长度的热通量U/(W·m-2·℃-1) 地层与井筒之间的综合热传导系数T C/℃气井产层的地层温度T O/℃地面温度Q/(m-3·s-1 ) 流体的体积流量g/(m ·s-2 ) 重力加速度r w/m 井筒半径Dj/(℃ ·m-1 ) 对应于气体的常数T Gj/(℃ ·m ) 第j层的地层静温梯度K0(χ) 零阶虚宗量Bessel函数K1(χ) 一阶虚宗量Bessel函数J0(χ) 第一类零阶Bessel函数Y0(χ) 第二类零阶Bessel函数J1(χ) 第一类一阶Bessel函数Y1(χ) 第二类一阶Bessel函数p/MPa 气体压力T/℃气体温度M 气体摩尔量μ/(MPa·s-1)粘度z 偏差因子C g/(MPa)-1 压缩系数R 普适气体常数k/μm2 多孔介质渗透率φ孔隙度q/(m3·d-1) 气体流量B 气体的体积系数C/(m3·(MPa)-1 )井筒存储常数h/m 气藏有效厚度S 表皮因子r w/m 油井半径下标j 第j层的物理量及参数w 井筒中的物理量及参数f 与流体有关的物理量及参数i 初始状态的物理量及参数0引言在气井试井分析中几乎没有考虑井筒温度变化对井底压力的影响,但对温度研究及气体渗流的研究国内外已开展了大量的研究工作.Ramey等[1]在1962年提出了符合实际情况的简化井筒传热模型,建立了井内温度与井深和生产试井的函数关系式,它是在只有油管和套管内有流体流动、而地层没有流体流动的条件下建立起来的,迄今为止仍被广泛地应用.1991年Hasan[2] 用Ramey的思路,根据能量平衡的方法建立了求解两相流温度分布模型,并且也考虑了焦耳一汤姆森效应.由于Ramey模型只适合不可压缩液体和理想气体,1992年Alive等[3] 推广了Ramey的方法,推广到真实气体,并且Alive的模型是个比较全面的模型,可用于多相流、任意真实气体、任意倾斜角的井筒,而且也考虑了焦耳一汤姆森效应和摩擦力等.2000年Tian等[4]建立计算井筒温度的水力学模型,在他们的模型中流体密度的参数是作为瞬时变量来处理的,并且他们的模型可应用于生产井和注人井,而且考虑了相变.2003年Holmes等[5] 提出了漂移流模型来求解多相流井筒中的温度分布,这种模型的优点在于模型是连续的,而且求解速度比较快,但是要有大量经验参数,这些参数是通过模拟试验获得的.2004年Cazarez-Candia等[6]改进了Alive模型中将压力梯度作为常量的不足,在他们的文献中压力是作为变量来处理的国内也有许多学者研究井筒温度问题,2000年姜晓燕等[7]对温度试井解释方法进行了研究2001年安耀清等[8] 对地面温差与稠油产能关系进行了分析;2002年卢德唐等[9]提出了多层地层中的井筒及地层温度解析解;2003年汪泓[10]建立了电加热的井筒温度场模型;2004年单学军等[11]对稠油开采中井筒温度影响因素进行了分析;2005年郭永存等[12]建立了地层静温预测的非牛顿流体数学模型.国内外的学者对气体渗流研究较多[13] ,气井的井底压力计算一般都使用拟压力法,同时都假设温度不变.但在气体的生产中,由于产层温度较高,当气体流过井筒时,井筒与地层不断的交换热量,使得远离产层处的井筒附近地层温度升高.当关井(尤其地面关井)时,井筒附近的温度逐渐恢复到地层静温,如果在远离产层处进行压力恢复测试,由于气体压力受温度影响较大(近似呈线性关系),对恢复压力的计算就必须考虑温度影响.1 数学模型1.1 井简中的温度模型当气体在井筒中流动时,考虑到地层不同深度岩石类型不同,当气井生产时,井筒中的气体通过对流传递热量,然后通过环空、水泥环等与地层进行热量交换,由热传导进入地层,假设地层是由个具有不同的热力学及物理性质的多孔介质层组成,整个系统由井筒区、热表皮区(包括套管、环空、水泥环等)及地层三部分组成(如图1,图2所示).计算井筒中的温度采用以下假设:(I)同流动中的流体热对流相比,井筒中的流体垂直方向的热传导可忽略不计.(Ⅱ)每个小层中的热力学参数、物理性质参数及初始温度梯度为常数.(Ⅲ)与水平方向的热流量相比,地层中垂直方向的热传导可忽略不计.(IV)用热表皮处理地层与井筒之间的热流量,同时引进热量储存常数.图1 井筒和地层温度分布曲线图2 给定时间下生产井温度剖面图(实例) 根据以上假设,地层第j层的热传导方程为(1)在井筒中,流体的控制方程(2)由Ramey定义的综合热传导系数 Uj,可表示为(3)初始及边界条件可写成:(4)(5)(6)(7)(8)式中定义如下的无量纲量:(I)无量纲地层及井筒温度TDj ,TWD定义为(II)无量时间及无量纲距离tD,rD,zD定义为(Ⅲ)热表皮、无量纲热储存常数及热力学参数比STj, j,mj定义为(IV)Laplace空间上的无量纲地层及井筒温度定义为根据上述定义的无量纲量,可以给出Laplace空问上温度所满足的方程及定解条件:(9)(10)(11)(12)(13)(14)式中,求解上述方程,可以得到Laplace空间上的无,量纲地层及井筒温度分别为(15)(16)式中,使用围道积分可以得到方程(15)、(16)的Laplace解析反演解,即无量纲井筒温度、地层温度分布实空间的解对第一层,无量纲井筒温度可表示为(17)式中,对于j=2,3,4,⋯,n层,无量纲井筒温度可表示成式中,地层无量纲温度分布可表示为(19)式中,1.2 气体渗流方程气体状态方程(20)达西定律(21)连续性方程(22)将气体的状态方程(2O)、达西定律(21)代人连续性方程(22)(不考虑源汇项,可以得到(23)在等温条件下,M/RT是常数,这样式(23)变成:(24)在 为常数的条件下,方程(24)的左边项可写为(25)根据定义的气体压缩系数方程 (25)可以变为(26)定义气体的拟压力函数,于是(27)(28)整理式(28)、(27)和(26)并代人式(25),最后得到气体拟压力所满足的方程为由于气体拟压力φ单位是MPa /mPa·S,所以气体拟压力φ的数值很大,这在数值输出及图形输出上,有许多不便之处.因此,在实际的压力计算中,常用气体标准压力re(p)代替气体拟压力φ,气体标准压力m(p)的定义为:.这样,方程(29)变为(30)使用无量纲方程考虑井筒漏摩影响后的气体渗流方程及定解条件为(为方便起见以均质无限大地层为例)(31)(32)(33)(34)式中,分别为无量时间及无量纲拟压力;为无量纲井筒存储常数;IT/WD为井底拟压力;mTD为温度引起的附加拟压力,温度可以从方程(19)中计算,再由气体状态方程(20)可计算由于温度引起的附加压力,最后由拟压力表达式计算温度引起的附加拟压力.2、结果及讨论对拟压力方程进行求解(受文章篇幅限制这里仅给出计算结果,其中未考虑温度变化的方程求解请参见文献[13]),可以得到考虑温度变化的井底压力变化曲线,图3给出了组合参数时未考虑温度变化井底无量纲拟压力及拟压力导数与无量纲时间图.这是一个标准的图版,当时间较小时无量纲拟压力及拟压力导数曲线重合,且/T/WD—tD/CD,当时间趋于无限大时,拟压力导数趋于1/2.图3 未考虑温度变化的拟压力曲线图4是考虑温度变化的气井井底拟压力及导数双对数曲线,这里假设地层各层的热力学参数相同,根据热表皮s 及无量纲热储存常数的定义可以组合为J。

井筒压力计算报告

井筒压力计算报告

井筒压力计算报告一、引言井筒压力(Wellbore pressure)是指钻井过程中井筒内的压力状态。

准确计算井筒压力对于控制井筒稳定、评估井筒强度以及预测井底压力等方面都具有重要意义。

本报告将通过数学模型和计算方法,对井筒压力进行详细的计算和分析。

二、数学模型井筒压力的计算可以通过以下的方程模型来实现:P = Rho * g * h + P_static + P_d其中,P为井筒压力,Rho为井液密度,g为重力加速度,h为井深,P_static为静态压力,P_d为动态压力。

三、计算方法1.静态压力的计算:静态压力主要指的是井液的静态部分所施加的压力。

其计算可以通过以下公式来实现:P_static = Rho * g * h_static其中,Rho为井液密度,g为重力加速度,h_static为从地面到测井点的垂直深度。

2.动态压力的计算:动态压力主要指的是钻井液在井筒中运动和循环所产生的压力。

其计算可以通过以下公式来实现:P_d=(1/144)*Q*S_d其中,Q为泵入井筒的钻井液流量,单位为gpm(加仑/分钟),S_d为钻井液循环阻力。

3.井筒压力的计算:井筒压力可以通过将静态压力和动态压力相加来计算得出:P = P_static + P_d四、实际案例分析以井的数据为例,该井的井深为5000ft,井液密度为10lb/gal,泵入井筒的钻井液流量为800gpm,钻井液循环阻力为30psi。

1.计算静态压力:假设从地面到井底的垂直深度为h_static = 5000ft,井液密度为Rho = 10lb/gal,重力加速度为g = 32.2ft/s²,则静态压力可以计算为:P_static = 10 * 32.2 * 5000 = 1,610,000 psi2.计算动态压力:钻井液流量为Q = 800 gpm,循环阻力为S_d = 30 psi,则动态压力可以计算为:P_d = (1/144) * 800 * 30 = 166.7 psi3.计算井筒压力:将静态压力和动态压力相加,可以计算得出井筒压力:P = 1,610,000 + 166.7 = 1,610,166.7 psi五、结果分析通过以上的计算,我们得到了该井的井筒压力为1,610,166.7 psi。

井筒流压计算

井筒流压计算

根据λ与NRe2的关系,查图得λ, 求得dp/dh。
2.Gilbter图版法 优点:使用简便 缺点:不够精确
3.Orkiszewski方法 Griffith和Wallis及Duns和Ros方法在低流 速范围比较精确,但在高流速下不够准确。
他将Griffith计算段塞流的相关式改进,推
广到高流速区。采用Ros的方法处理过渡流
(1-80)
对于层流(Re≤2300)
(1-80a)
对于泡流,一般为层流。
(1-79)
fw-含水率 fw=1-fo
f.动能项
fo-含油率
(泡流条件下忽略)
2.段塞流
a.混合物密度
CO- 液体分布系数; U1-油膜与油滴的体积; U2-气泡的体积; Wm-混合物质量流量。
气泡雷诺数: 混合物速度雷诺数:
采油方式优选及工艺设计
孙艾茵 副教授
2011年3月
一、求解单元段压力梯度的步骤:
(1)以井口或井底为起点(由已知压力的位置定) (2)选择一个计算区间长度:ΔH一般取50~100m (3)假设这一区间的压降值ΔP(由经验定) (4)计算出区间的平均温度和平均压力Pav,Tav (5)确定Pav和Tav下的物性参数 (6)判断流态
2、变量的无因次化
应用π定理对上述因素进行处理(参变量
的无因次数组化,基本物理量:g、 L、),
得出二个无因次变量:
无因次液体速度
(1-100)
无因次气体速度
(1-73)
3、流态划分
ROS通过实验研究: I 区为泡流区; NLV
II 区为段塞流区;
III 区为雾状流区; 介于II 区和III 区 Ⅰ Ⅱ Ⅲ
(1-85a)

压井计算公式

压井计算公式

压井计算公式-CAL-FENGHAI.-(YICAI)-Company One1井控公式1.静液压力:P=ρ H MPa ρ-密度g/cm3;H-井深 m。

例:井深3000米,钻井液密度1.3 g/cm3,求:井底静液压力。

解:P=**3000= MPa2,压力梯度: G=P/H=ρ kPa/m =ρMPa;例:井深3600米处,密度1.5 g/cm3,计算井内静液压力梯度。

解:G=*==kPa/m3.最大允许关井套压 Pamax =(ρ破密度-ρm) MPa H—地层破裂压力试验层(套管鞋)垂深,m。

Ρm—井内密度 g/cm3例;已知密度1.27 g/cm3,套管鞋深度1067米,压力当量密度1.71 g/cm3,求:最大允许关井套压解; Pamax =(-)*1067= MPa4.压井时(极限)关井套压 Pamax =(ρ破密度-ρ压) MPa Ρ压—压井密度 g/cm3 (例题略)5.溢流在环空中占据的高度 hw=ΔV/Va mΔV—钻井液增量(溢流),m3;Va—溢流所在位置井眼环空容积,m3/m。

6.计算溢流物种类的密度ρw=ρm- (Pa-Pd)/ hw g/cm3;ρm—当前井内泥浆密度,g/cm3;Pa —关井套压,MPa;Pd —关井立压,MPa。

如果ρw在~0.36g/cm3之间,则为天然气溢流。

如果ρw在~1.07g/cm3之间,则为油溢流或混合流体溢流。

如果ρw在~1.20g/cm3之间,则为盐水溢流。

7.地层压力 Pp =Pd+ρm gHPd —关井立压,MPa。

ρm—钻具内钻井液密度,g/cm38.压井密度ρ压=ρm+Pd/gH9、(1)初始循环压力 =低泵速泵压+关井立压注:在知道关井套压,不清楚低泵速泵压和关井立压情况下,求初始循环压力方法:(1)缓慢开节流阀开泵,控制套压=关井套压(2)排量达到压井排量时,保持套压=关井套压,此时立管压力=初始循环压力。

(2)求低泵速泵压:(Q/Q L)2=P/P L例:已知正常排量=60冲/分,正常泵压=,求:30冲/分时小泵压为多少解:低泵速泵压P L=(60/30)2= MPa10.终了循环压力= (压井密度/原密度)X低泵速泵压(一)注:不知低泵速泵压,求终了循环压力方法:(1)用压井排量计算出重浆到达钻头的时间,此时立管压力=终了循环压力。

含水气井井筒压力计算方法

含水气井井筒压力计算方法

出发 , 运用 两相流 知识 , 讨论 了模 型推导 中涉及 的气一 水 井流 密度 、 气一 水井 流质量 流量 、 气一 水 井 流体 积流速 、 气一 水 井流 Mod 摩 阻 系数 的计算 方法 , 出 了各参 数 的实 用公 式 , ov 给 将公 式代 入 气体 稳定 流动 能量方 程 , 出适用 于高 气水 比气 井井 筒压力 计算 的修 正 C lne 和 S t 型。 经计 得 uedr l mi h模
1 dr S t 方 法计算 井筒 压力 的精度 。 e e 和 mi n h 气井 井筒 气 流 中有气 水 两相 存 在 时 , 际上 已 实 属 于两相 流体 力 学 研究 范 围 , 用 现有 的各 种 两 相 应 流计算 方 法 是 可 以解 决 含 水 气 井 井 筒 压 力 计 算 问
维普资讯
第l 6卷
第 4期
杨志伦 : 含水 气井 井筒 压力计算方法

建模 思路 新颖 之点 在 于运用 气一 液两 相流 知识
4 气一 水 井流 Mod 摩 阻 系数 的计 算 . oy
建立这一模型。对此作假设 : ①微小 的凝析水滴悬 浮于气流 中, 内气 流是水滴 的载 体 , 管 气体是 连续 相 , 滴 是 分散 相 , 水 气一 液 两 相无 相 对 运 动 ; 从 流 ② 态讲 , 内两相 流态属 雾状 流 , 阻损耗 主要 受气相 管 摩 控制 。 模 型推 导 的关键之 处 在于确 定气 一水 井 流 的密 度、 质量流量、 体积流速和 Mod 摩阻系数 的计算 oy
年 C lne 和 S i uedr l mt h提出的模 型_ 至今仍为气 藏 1 工程 中井筒 压力 计 算 的 首选 方 法 , 被广 泛应 用 于 干 气井井筒压力计算。天然气藏既使没有边水 或底 水, 天然气 中或 多或 少 都会 有 水 气 冷凝 形 成 的凝 析 水 。天然 气 中含 水 量 的 多 少 , 接 影 响 采 用 C 1 直 u.

空气钻井偏心井筒压力及注气量计算

空气钻井偏心井筒压力及注气量计算

空气钻井偏心井筒压力及注气量计算
空气钻井技术以其诸多优势已经在国内外得到迅速发展和推广,其理论研究也得到了进一步发展,但是到目前为止,基本上所有的理论公式推导都是建立在同心环空的基础之上,没有考虑到钻柱偏心所造成的影响。

本文在深入调研的基础上,从空气钻井偏心工况循环系统分析入手,分别建立了直井段、造斜井段、稳斜井段井筒压力模型,引入了偏心环空当量直径,对正循环系统井筒压力分布公式进行了推导,并以文献[13]中所提供的数据作为原始计算数据,以直井为例,计算了直井井筒沿程水力摩阻系数、压力、流体密度和流速,并对其规律进行分析。

可知偏心度对井筒压力、密度、流速的影响不可忽略,而且环空中流体流速和气体单位体积动能的最低值出现在“关键点”处,而非井底,此处是环空携屑最困难的地方之一。

分别讨论了气体最小动能标准和岩屑沉降末速度标准,以及偏心度、钻速、井底压力、井深和注气量之间的关系。

井筒内的压力及相互关系

井筒内的压力及相互关系

井控技术讲义第二章井筒内的压力及相互关系 2-32009-09-18 00:01(4)用地层压力系数来表示地层压力当用地层压力当量钻井液密度表示地层压力时,人们在叙述时要说某地区正常地层压力为1.07g/cm3。

为了叙述方便起见,人们往往把单位去掉,而说某地层压力为1.07,这就是地层压力系数。

地层压力系数是指某地层深度的地层压力与该深度处的淡水静液柱压力之比。

地层压力系数无单位,其数值等于平衡该地层压力所需钻井液密度的数值。

2-5 如2000m深度的地层压力为20.972MPa,相同深度的淡水静液柱压力为1×0.0098×2000=19.6MPa,则:地层压力系数=20.972MPa/19.6MPa=1.07。

在钻井工作中谈到地层压力时,上述四种表示方法都可能用到,当用地层压力当量钻井液密度表示地层压力时,可以不再说明是地层压力当量钻井液密度而直接称之为地层压力。

由于它们的数值与单位都相同,所以要按上下文的意思进行理解,以与钻井液密度相互区别。

在前面我们提到地层压力、地层压力梯度、地层压力当量钻井液密度、地层压力系数时仅对正常地层压力进行了一些阐述。

实际上上述概念也适用于其它压力,如异常高压层、异常低压层、静液柱压力、地层破裂压力等。

[例题]如地层液体密度为1.20g/cm3,试求垂直深度为2000m处地层压力,地层压力梯度,地层压力当量压井液密度,地层压力系数。

解:地层压力Pp=0.0098ρpH=0.0098*1.20*2000=23.52MPa;地层压力梯度Gp=0.0098ρp=0.0098*1.20=0.01176MPa/m;地层压力当量压井液密度ρe=ρp=1.20g/cm3;地层压力系数K=1.20。

图2-4 砂岩层的正常与异常压力2.2异常地层压力在钻井过程中所遇到的压力不单是正常地层压力,还经常会遇到异常低压地层和异常高压地层。

2.2.1异常低压层异常低压层是指地层压力低于正常地层压力的地层。

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第四章 软件编写.................................................... 20 4.1 编写工具的选取 .............................................20 4.2 BCB 软件简介 ...............................................20 4.3 软件主界面 .................................................20 4.4 物性参数子程序 .............................................21
本次设计选择按照压力增量迭代的方式来计算。
3
开始
调用已知数据
确定起始点及该点深度、压力、温度、 油井或气井产量和生产气油比等
选取迭代压力增量 ∆h
估计对应于∆h的管长增量 ∆P1
计算∆h间隔内流体的平均温 度、平均压力及对应工况的物性参
根据 Hasan-Kabir 计算该段的压力梯度(������������/������������)������
1
开始
调用已知数据
确定起始点及该点深度、压力、温度、 油井或气井产量和生产气油比等
选取迭代压力增量 ∆������
估计对应于∆������的管长增量 ∆������0
计算∆������0段内流体的平均温 度、平均压力及对应工况的物性参

根据 Hasan-Kabir 计算该段的压力梯度(������������/������������)������
物性参数,比如溶解气油比、原油体积系数、原油黏度、气体密度、气体黏度、
混合物黏度及表面张力等。
(4)计算该段的压力梯度������������。
������ℎ
(5)计算对应于∆h的压力增量∆������������
=
∆h(������������)。
������ℎ
(6)比较压力增量的估计值∆P与计算值∆P������,若两者之差不在允许范围内,则
第三章 计算井筒压力分布的 Hasan-Kabir 方法..........................11 3.1 流动型态的划分 .............................................11 3.2 流动型态的判别 .............................................11 3.3 压力梯度 ...................................................15
∆P1 = ∆P������ N
计算对应于∆h的压力增量∆Pi
Y
|∆P������ − ∆P1|/∆P������ ≤ ������
计算下一节点的位置和相应的压力、 温度
是否完成设计的管流 范围
Y 结束 图 1-2 压力增量迭代流程图
4
i=i+1 N
第二章 流体物性参数计算步骤
2.1 流体物性参数计算步骤
第二章 流体物性参数计算步骤.........................................5 2.1 流体物性参数计算步骤 ........................................5 2.2 流体物性参数计算方法 ........................................5 2.2.1 原油的 API 重度 ........................................5 2.2.2 溶解气油比 ............................................5 2.2.3 原油泡点压力 ..........................................7 2.2.4 原油体积系数 ..........................................7 2.2.5 原油密度 ..............................................8 2.2.6 天然气压缩因子 ........................................8 2.2.7 天然气黏度算例 ........................................9 2.2.8 原油---天然气表面张力 .................................9 2.2.9 原油黏度 ..............................................9 2.2.10 气液就地流量 ........................................10 2.2.11 就地的气体、液体及混合物的表观速度 ..................10 2.2.12 液、气及总的质量流量 ................................10
当 API≤ 15°API 时,使用 Standing 相关式计算原油溶解气油比:
������������
=
������������ 5.615
[(7.9688(������
+
0.1)
+
1.4)10������]1.2048
A = 0.0125API − 0.00091(1.8t + 32)
5
式中������������------在当前位置平均压力 P 和平均温度 t 下的原油溶解气油比, (标)������3⁄������3。
1.1.1 按深度增量迭代的步骤 (1)已知任意一点(井口或井底)的压力������������,将其作为起点,任选一个合适
的压力降∆P作为计算的压力间隔。一般选∆P = 0.5~1.0MPa。 (2)估计一个对应∆P的深度增量∆h,根据温度梯度估算该段下端的温度T1。 (3)计算出该管段的平均温度���̅���及平均压力���̅���,并计算在该���̅���和���̅���下的全部流体
第六章 结论........................................................30 参考文献........................................................... 31 致 谢.............................................................32 附 录.............................................................33
第一章 井筒压力分布计算
1.1 井筒压力分布计算步骤
井筒中多相流体共流时,多相流体的密度、黏度及混合物的物理性质都会 随着压力和温度发生变化,所以不同位置处的压降梯度是不同的。为此,需要将 井筒分成多段,逐段计算不同位置处的压降。在此过程中,需要预先求得该位置 处的流体性质参数。然而,这些参数是压力和温度的函数,而压力又是计算中需 要求得的未知数。所以,多相管流通常采用迭代法进行计算。常用的迭代途径包 括按深度增量迭代和按压力增量迭代。
以计算值作为新的估计值,重复(2)~(5)步,直到两者之差在允许范围ε内为止。
(7)计算该段下端对应的深度������������ 及压力������������ : ������������ = ������∆h,������������ = ������0+∑������������=1 ∆������������(i=1,2,3,⋯,n) (8)以������������ 处的压力������������ 为起点,重复(2)~(7)步,计算下一段的深度������������+1和压力 ������������+1,直到各段的累加深度等于或大于管长(������������ ≥ ������)为止。 按压力增量迭代的流程图如下图 1-2 所示。
∆������0 = ∆������������ N
计算压力增量∆������对应的管长增量 ∆������������
Y
|∆������������ − ∆������0|/∆������������ ≤ ������
i=i+1
输出 i 节点的位置和相应的压力、 温度 N
������������ ≥ ������ Y
2.2 流体物性参数计算方法
2.2.1 原油的 API 重度
原油的 API 重度为: API = 141.5 – 131.5
������������
式中 API-------API 重度,°API; ������������--------地面条件下原油的相对密度,小数。
2.2.2 溶解气油比
1)Standing 相关式
井筒中多相流体共流时,每相流体的密度、黏度及混合物的物理性质都会随 压力和温度发生变化,所以不同位置处的压降梯度是不同的。为此,需要将井筒 分成多段,逐段计算不同位
流体物性参数计算步骤为: (1)计算原油的 API 重度。 (2)计算指定管段的平均压力和平均温度。 (3)计算平均压力和平均温度下的溶解气油比。 (4)计算平均温度下的泡点压力。 (5)计算平均压力和平均温度下的原油体积系数。 (8)计算平均压力和平均温度下的原油黏度。 (9)计算平均压力和平均温度下的其他物性参数。
物性参数,比如溶解气油比、原油体积系数、原油黏度、气体密度、气体黏度、 混合物黏度及表面张力等。
(4)计算该段的压力梯度������������。
������ℎ
(5)计算对应于∆P的该段管长(深度差)∆h计。 (6)将第(5)步计算得到的∆h计与第(2)步估计的∆h进行比较,若两者之差超 过允许的范围,则以新的∆h作为估计值,重复第(2)~(5)步的计算,直到计算的 ∆h计与估计的∆h之差在允许范围ε内为止。 (7)计算该段下端对应的深度������������ 及压力������������ : ������������ = ∑������������=1 ∆ℎ������,������������ = ������0+i∆P(i=1,2,3,⋯,n) (8)以������������ 处的压力为起点,重复(2)~(7)步,计算下一段的深度������������+1 和压力������������+1 , 直到各段的累加深度等于或大于管长(������������ ≥ ������)为止。 按管长增量迭代的流程图如下图 1-1 所示。
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