油井流入动态及多相流动计算课件

油井流入动态

WellInflowPerformance井筒气液两相流基本概念BasicConceptionofWellboreTwoPhaseFlow计算气液两相垂直管流的Orkiszewski方法OrkiszewskiCorrelation计算井筒多相管流的Beggs-Brill方法Beggs-BrillCorrelation

主要内容油井流入动态主要内容1自喷井生产系统①—分离器②—地面油嘴③—井口④—安全阀（海上油井）⑤—节流器（海上油井）⑥—井底流压Pwf⑦—井底油层面上的压力Pwfs

⑧—平均地层压力Pr⑨—集气管网⑩—油罐井筒设备：油管、封隔器、配产器；地面设备：井口装置（又称采油树），内含有油嘴。自喷井生产系统①—分离器井筒设备：油管、封隔器、配产器；2油井生产过程井口到分离器的流动（PB→Psep

）－近似水平管流油气从油藏流到井底（Pr→Pwf）－地层中的渗流四个基本流动过程：通过油嘴的流动（Pt→

PB）－嘴流从井底流到井口（Pwf→

Pt）－多相管流（泡流、段塞流、环流、雾流）油井生产过程井口到分离器的流动（PB→Psep）油气从3第一节油井流入动态（IPR曲线）

油气井流入动态：在一定的油层压力下，流体（油，气，水）产量与相应的井底流压的关系，反映了油藏向该井供油气的能力。第一节油井流入动态（IPR曲线）油气井流入动态：在一定的4达西定律线性流径向流IPR曲线表示产量与井底流压关系的曲线(InflowPerformanceRelationshipCurve),称为流入动态曲线，简称IPR曲线。达西定律线性流径向流IPR曲线表示产量与井底流压关系的曲线(5复合型：Pwf<Pb<Pe，单—两相渗流直线型：Pwf>Pb,单相渗流，牛顿流体（刚性水驱）曲线型：a.非牛顿流体单相驱，

b.Pwf<Pb,两相流，溶解气驱，粘弹流体。IPR曲线的影响因素：

油藏驱动类型；完井状况；油藏及流体物性。复合型：Pwf<Pb<Pe，直线型：Pwf>Pb,单相渗6一、单相流体流入动态⑴供给边缘压力不变圆形地层中心一口井的产量公式为：⑵圆形封闭油藏，拟稳态条件下的油井产量公式为：1.符合线性渗流规律时的流入动态（一）单相液体流入动态变为平均地层压力一、单相流体流入动态⑴供给边缘压力不变圆形地层中心一口井的产7⑶非圆形封闭地层,油井产量公式可根据泄油面积形状和油井位置进行校正。⑶非圆形封闭地层,油井产量公式可根据泄油面积形状和油井位置8单相流动时，油层物性及流体性质K、μo、Bo、re、rw、S基本不随压力变化:⑷分析：qo与Pwf的关系？其中成正比，构成一条斜率为采油指数的负倒数的直线。单相流动时，油层物性及流体性质K、μo、Bo、re、rw、S9单位生产压差下的油井产油(液)量，反映油层物性、流体物性、完井条件及泄油面积等与生产有关的综合指标，m3/(d.Mpa)。⑸采油(液)指数的定义单位生产压差下的油井产油(液)量，反映油层物性、流体物性、完10⑹采油指数J的确定：根据试井资料绘制根据油藏参数计算：改变油井工作制度，当油井稳定生产后，测得一系列产量与流压，绘制IPR曲线，IPR曲线斜率的负倒数即为采油指数。

⑹采油指数J的确定：根据试井资料绘制根据油藏参数计算：11注意问题：对于非直线型IPR曲线，由于斜率不是定值，按不同定义求得的采油指数不同。在使用采油指数时，应该说明相应的流动压力，不能简单地用某一流压下的采油指数来直接推算不同流压下的产量。注意问题：对于非直线型IPR曲线，由于斜率不是定值，按不同定12反映了油藏向井的供油能力；反映了油藏压力、油层物性、流体物性、完井质量等对油层渗流规律的影响；通过油井流入动态研究为油藏工程提供检验资料；为采油工程的下一步工作提供依据；检查钻井、固井、完井和各项工艺措施等技术水平的优劣。⑺IPR曲线的应用：反映了油藏向井的供油能力；⑺IPR曲线的应用：13例：A井位于正方形泄油面积的中心，根据系统试井，计算pwf11.210.29.79.1q16.135.946.157.9⑻例题例：A井位于正方形泄油面积的中心，根据系统试井，计算pwf1141）绘制IPR曲线解：pwf11.210.29.79.1q16.135.946.157.9平均地层压力1）绘制IPR曲线解：pwf11.210.29.79.1q1152）计算采油指数3）查表得4）直线外推至q=0,求得5）Pwf=8.8MPa时Qo=20×(12-8.8)=64m32）计算采油指数3）查表得4）直线外推至q=0,求得5）Pw162.符合非线性渗流规律时的流入动态条件：油井产量很高时，在井底附近不再符合线性渗流，呈现高速非线性渗流。胶结地层的紊流速度系数：非胶结地层紊流速度系数：2.符合非线性渗流规律时的流入动态条件：油井产量很高时，在井17

如果试井资料在单相渗流呈现非线性渗流，可绘制与的关系曲线。由此可以看出，与呈线性关系。绘制的直线的斜率为D，其截距则为C。如果试井资料在单相渗流呈现非线性渗流，可绘制18（二）单相气体流入动态1.符合线性渗流规律时的流入动态条件：定压边界、圆形气层中心有一口气井稳定生产时，距井轴r处的流量为：根据气体连续方程和状态方程，将半径r处的流量折算为标准状态下的气井产量qg。

（二）单相气体流入动态1.符合线性渗流规律时的流入动态条件：19引用假(拟)压力的概念:所以用数值积分法或其它方法求得拟压力后，再求得气井产量。

引用假(拟)压力的概念:所以用数值积分法或其它方法20在工程中常近似地用平均压力

求μ和Z即积分得令则在工程中常近似地用平均压力211)绘制与的关系曲线；应用：2)求出斜率D；3)预测稳定线性渗流条件下的气井流入动态。1)绘制与的关系曲线；22

2.符合非线性渗流规律时的流入动态(1)二项式方程

矿场上将与的关系曲线称为二项式特征曲线。2.符合非线性渗流规律时的流入动态(1)二项式方程23利用上式求得一组不同下的，即可绘出气井的流入动态曲线。利用上式求得一组不同下的，即可24将==1.03×105Pa时的产量称为气井的绝对无阻流量

用途：衡量气井生产能力的大小；进行气井间生产能力的比较；是气井配产的依据。将==1.03×105Pa时的产量称为气井的25

C——与气层及流体性质有关的系数；

n——渗流指数，0.5≤＜1。

利用试井资料求出C，n值，求得其绝对无阻流量与液体相比，气体具有更大的压缩性，应注意问题：气体的产量均指标准状态下的产量气井的压力均采用绝对压力而非表压力（2）指数式方程C——与气层及流体性质有关的系数；利用试井资26二、油气两相渗流时的流入动态TwoPhaseFlowIPRo、Bo、Kro都是压力的函数。用上述方法绘制IPR曲线十分繁琐。通常结合生产资料来绘制IPR曲线。平面径向流，直井油气两相渗流时油井产量公式为：(一)垂直井油气两相渗流时的流入动态二、油气两相渗流时的流入动态o、Bo、Kro都是压力的函数271968年，沃格尔对不同流体性质、油气比、相对渗透率、井距、压裂井、污染井等各种情况下的21个溶解气驱油藏进行了计算。低高1.Vogelmethod(沃格尔方法)除高粘度原油及严重污染的油井外，绘制的与具有相似性，这一参考曲线被称为沃格尔曲线。

1968年，沃格尔对不同流体性质、油气比、相对渗透率、井距、28Vogel曲线及方程对某一油田而言，在一定时间内是常数，可通过测试数据确定。Vogel曲线及方程对某一油田而言，在一定时间内是常数，可通29若测得两种不同工作制度下的油井产量，则有：若测得两种不同工作制度下的油井产量，则有：30

a.计算c.根据给定的流压及计算的相应产量绘制IPR曲线。b.给定不同流压，计算相应的产量：①已知地层压力和一个测试点：利用Vogel方程绘制IPR曲线的步骤a.计算c.根据给定的流压及计算的相应产量绘制IPR曲线。31②油藏压力未知，已知两个测试点a.确定油藏平均压力b.计算d.根据给定的流压及计算的相应产量绘制IPR曲线c.给定不同流压，计算相应的产量②油藏压力未知，已知两个测试点a.确定油藏平均压力b.计算d322.费特柯维奇方法Fetkovich’sApproximation油气两相渗流：假设与压力成直线关系，则：2.费特柯维奇方法Fetkovich’sApproxima33令：当时：所以：令：当时：所以：343.非完善井Vogel方程的修正油水井的非完善性：

打开性质不完善；如射孔完成打开程度不完善；如未全部钻穿油层打开程度和打开性质双重不完善油层受到损害酸化、压裂等措施3.非完善井Vogel方程的修正油水井的非完善性：35非完善井:非完善井附加压力降:完善井和非完善井周围的压力分布示意图Super-idealIdealDamaged非完善井:非完善井附加压力降:完善井和非完善井周围Supe36表皮系数渗透率附加压力降流动效率油井不完善性完善井不完善井超完善井油井的流动效率FlowEfficiency

FE：油井的理想生产压差与实际生产压差之比。油井不完善性的确定表皮系数渗透率附加压力降流动效率油井不完善性完善井不完善井超37利用流动效率计算非完善直井流入动态无因次IPR曲线①Standing方法(FE=0.5~1.5)关键是求理想井底流压利用流动效率计算非完善直井流入动态无因次IPR曲线①Sta38Standing方法不完善井IPR曲线的步骤：a.根据已知Pr和Pwf计算在FE=1时最大产量b.预测不同流压下的产量c.根据计算结果绘制IPR曲线Standing方法不完善井IPR曲线的步骤：a.根据已知P39Harrison无因次IPR曲线(FE>1)②Harrison方法查FE曲线IPR曲线（FE一定）当FE>1.5时，应用Standing方法计算结果不合理，可应用Harrison方法：Pwf=0Harrison无因次IPR曲线(FE>1)②Harris40⑴三种图版对应的油井流动效率范围不同⑵Harrison方法和Standing方法图版中的最大产液量是FE=1时的最大产液量，不是油井实际的最大产液量。⑶Harrison方法的图版可以获得高流动效率井和低流压井的最大产液量，而Standing方法不能。Vogel\Standing\Harrison的区别⑴三种图版对应的油井流动效率范围不同Vogel\Standi41(二)溶解气驱油藏斜井和水平井的IPR曲线1.Cheng方法：P′=Pwf/Pr；q′=qo/qomax；A、B、C为取决于井斜角的系数。2.Bendakhlia方法(二)溶解气驱油藏斜井和水平井的IPR曲线1.Cheng方42其它水平井产能计算模型：Borisov模型：Giger模型：Joshi模型：Renard&Dupuy模型：其它水平井产能计算模型：Borisov模型：Giger模型：43组合型IPR曲线三、组合型IPR曲线，单相流，直线型1.2.，也是单相流，直线型油藏中同时存在单相流、油气两相流。组合型IPR曲线三、组合型IPR曲线，单相流，直线型1.2.443.当后，油藏中出现两相流动。直线段采油指数？3.当后，油藏中出现两相流动。直线段？45，直线与曲线的斜率相等：，直线与曲线的斜率相等：46组合型IPR曲线的应用⑴当测试压力，求时的产量并绘制IPR曲线①求J：由②求qc：③求不同qwf下的产量qo：④绘制IPR曲线时时组合型IPR曲线的应用⑴当测试压力，求47⑵当测试压力，求不同下的产量并绘制IPR曲线①求J：由②求qc③求产量qo：④绘制IPR曲线单相流采油指数：时时⑵当测试压力，求不同下的产量并绘制IPR48已知D井平均地层压力为16MPa，Pb为13MPa,Pwf为8MPa时的产量为71.45m3/d，试计算Pwf为14MPa和7MPa时的产量并绘制该井的IPR曲线。

a.计算(注意工作点的位置)例题已知D井平均地层压力为16MPa，Pb为13MPa,Pwf为49

b.计算b.计算50c.计算指定流压下的产量(注意Pwf与Pb的关系)c.计算指定流压下的产量(注意Pwf与Pb的关系)51e.根据给定的流压及计算的相应产量绘制IPR曲线。d.不同流压下，计算相应的产量为：Pwf,MPa161414870Qo,m3/d0203071.4577.69102.22e.根据给定的流压及计算的相应产量绘制IPR曲线。d.不同流52四、油气水三相流入动态(自学)Petrobras提出了计算三相流动IPR曲线的方法。纯水纯油综合IPR曲线的实质: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；当预测产量或流压时,是按流压加权平均。四、油气水三相流入动态(自学)Petrobras提出了计算三53五、多层油藏油井流入动态1.层间无干扰，全井IPR曲线为各层IPR曲线的迭加多层油藏油井流入动态随着流压的降低，供液的小层增加、产量增加、采液指数增加。五、多层油藏油井流入动态1.层间无干扰，全井IPR曲线为各层542.层间有干扰⑴油层压力小于水层压力a.全井IPR曲线b.油层单独测试的IPR曲线c.水层单独测试的IPR曲线A－油层静压PoB－全井静压PeC－水层静压Pw2.层间有干扰⑴油层压力小于水层压力a.全井IPR曲线A－油55当井底流压大于全井静压(Pwf>Pe)时，井口不出液，而此时水层出水，出水量为CB曲线。水去哪了？当Pe>Pwf>Po时，井口出水，但水层出水量高于井口产水量。水又去哪了？当井底流压小于油层静压(Pwf>Po)时，井口同时产出水和油，此时全井的IPR曲线为油、水层IPR曲线的迭加。C当井底流压大于全井静压(Pwf>Pe)时，井口不出液，而此时56在Pwf≥Po之前，井口全部产水，油井含水率为100％。当Pwf<Po时，井口开始产油，含水率开始下降。结论:123时，发生高压层向低压层的倒灌—层间干扰；时，无层间干扰井口含水率随流压的降低而降低，即降低流压既可以提高油井产量，又可以降低含水率（但产水量也增加）。在Pwf≥Po之前，井口全部产水，油井含水率为100％。当57⑵油层压力大于水层压力123油井含水率随流压的降低而上升;时，只产油；时，同时产出水和油;⑵油层压力大于水层压力123油井含水率随流压的降低而上升;58本节小结基本概念：油井流入动态；采液指数；表皮系数；流动效率基本方法：IPR曲线求取基本方法的扩展与修正：液相气液两相液相+气液油气水三相采液指数Vogel组合式PetrobrasStandingHarrison水平井、定向井表皮效应:由于钻井、完井、作业或采取增产措施，使井底附近地层的渗透率变差或变好，从而引起附加流动压力的效应。本节小结基本概念：油井流入动态；采液指数；表皮系数；流59流入动态研究方法Vogel方法费特柯维奇方法Standing方法Harrison方法直井斜井水平井油气两相油气水三相Cheng方法完善井不完善井Petrobras方法Bendakhlia方法Borisov方法Economides方法Joshi方法Giger方法Mutalik等方法流入动态研究方法Vogel方法费特柯维奇方法Standing60作业作业61第二节井筒气液两相流基本概念气-液混合物在垂直管中的流动为第二个流动过程，其多相流动规律研究是进行自喷、气举、抽油井生产分析的基础。研究目的：确定沿程压力损失的流动规律研究途径：基本流动方程实验资料相关因次分析近似关系BasicConceptionofWellboreTwoPhaseFlow第二节井筒气液两相流基本概念气-液混合物在垂直管中的流动62一、井筒气液两相流动的特性(一)气液两相流动与单相液流的比较一、井筒气液两相流动的特性(一)气液两相流动与单相液流的比较63a.出现条件单相单相与多相共存全井多相单相：井底流压多相：+气体膨胀能b.能量供给多相流油（或+水）+气单相流油（或+水）(二)气液混合物在垂直管中的流动结构变化1.油气混合物在垂直管中的流动特征

a.出现条件单相单相与多相共存全井多相单相：井底流压多相：64d.能量消耗单相：重力+摩阻多相：重力+摩阻+动能损失单相：多相：自下而上c.运动参数流压：从油层流到井底后具有的压力。油压：流压作用下，克服静液柱压力和流动阻力后的压力。d.能量消耗单相：重力+摩阻多相：重力+摩阻+动能损失单相：65多相垂直管流+混合物的密度、粘度、流速等会随温度、压力变化而变化流动形态会发生变化能量损失主要包括：重力损失摩擦损失滑脱损失油气混合物在垂直管中的流动特征多相垂直管流+混合物的密度、粘度、流速等会随温度、压力变化而662.气液混合物在垂直管中的流动结构变化根据两相介质分布的外形分为5类：流态FlowPattern（也称流动结构或流型）是指流动过程中油、气的分布状态。它与油气比、流速、界面性质有关。2.气液混合物在垂直管中的流动结构变化根据两相介质分布的外形67从井底到井口，自喷井内可能出现的流态包括纯油(液)流、泡流、段塞流、环流和雾流。实际上，在同一口井内，一般不会出现完整的流态变化。原油从井底流到井口，主要克服重力损失和摩擦损失，压力越来越小，当井筒压力低于饱和压力时，溶解气从油中分离出来，气体体积不断膨胀，导致油气分布状态发生变化。从井底到井口，自喷井内可能出现的流态包括纯油(液)流、泡流、68①纯液流LiquidFlow井筒压力低于饱和压力，溶解气从油中分离出来，气体以小气泡分散在液相中。②泡流BubbleFlow井筒压力大于饱和压力,单相液流，重力损失为主。特点：气体是分散相，液体是连续相；重力损失为主，滑脱现象比较严重。各流态的主要特征泡流①纯液流LiquidFlow井筒压力低于饱和压力，溶解69混合物继续向上流动，压力逐渐降低，气体不断膨胀，小气泡合并成大气泡，井筒内将形成一段液一段气的结构。特点：气体呈分散相，液体呈连续相；一段气一段液交替出现；气体膨胀能得到较好的利用；滑脱损失变小；摩擦损失变大。③段塞流SlugFlow段塞流混合物继续向上流动，压力逐渐降低，气体不断膨胀，小气泡合并成70④环流AnnularFlow特点：气液两相都是连续相；气体举油作用主要是靠摩擦携带；滑脱损失变小；摩擦损失变大。压力继续下降，气泡从中间突破，油管中心是连续的气流，管壁为油环。环流④环流AnnularFlow特点：压力继续下降，气泡从中71压力进一步下降，气体体积流量足够大，占据整个油管，液体以液滴形式分散在气流中。特点：气体是连续相，液体是分散相；气体以很高的速度携带液滴喷出井口；气、液之间的相对运动速度很小；气相是整个流动的控制因素。⑤雾流MistFlow雾流压力进一步下降，气体体积流量足够大，占据整个油管，液体以液滴72(三)滑脱现象及特性参数在垂直管流中，由于流体间密度差异，产生气体超越液体流动的现象。(SlipEffect)1.滑脱现象井筒气液两相流动中，混合物的重力损失一般大于其它能量损失；重力损失的大小直接取决于井深和混合物密度；混合物的密度与滑脱现象有关。(三)滑脱现象及特性参数在垂直管流中，由于流体间密度差异，产73气液两相过流断面示意图因滑脱而产生的附加压力损失称为滑脱损失。通常用有、无滑脱时混合物的密度之差来表示单位管长上的滑脱损失：滑脱损失的实质：液相的流动断面增大引起混合物密度的增加。气液两相过流断面示意图因滑脱而产生的附加压力损失称为滑脱损失74在气液两相流动状态下，液相所占单位管段容积的份额，称为持液率，也称液相存容比。(LiquidHoldup)气相所占单位管段容积的份额，称为空隙率，也称气相存容比。(GasHoldup)2.求取混合物密度在气液两相流动状态下，液相所占单位管段容积的份额，称为持液率75无滑脱持液率（体积含液率）：无滑脱混合物密度：⑴无滑脱时的混合物密度无滑脱持液率（体积含液率）：无滑脱混合物密度：⑴无滑脱时的混76⑵滑脱时的混合物密度⑶滑脱损失⑵滑脱时的混合物密度⑶滑脱损失77总结多相垂直管流特性流态变化压力损失纯油流泡流段塞流环流雾流重力损失：摩擦损失：滑脱损失：计算难度增大关键是计算总结多相垂直管流特性流态变化压力损失纯油流泡流段塞流环流雾流78倾斜管流能量平衡关系示意图-q1122二、井筒气液两相流能量平衡方程及压力分布计算步骤1.能量平衡方程推导质量为m的流体，在一定状态下具有的能量包括：内能、位能、动能和压缩（或膨胀）能。断面1和2流体能量平衡关系：倾斜管流能量平衡关系示意图-q1122二、井筒气液两相流能79写成微分形式：由于（摩擦产生的热量＝消耗的功）m取单位质量1写成压力梯度形式写成微分形式：由于（摩擦产生的热量＝消耗的功）m取单位质量80取z轴方向为自上而下：则：令：负号含义取z轴方向为自上而下：则：令：负号含义81水平管流:垂直管流:多相混合物流动:研究流动过程中混合物密度、速度、摩擦系数的变化规律和计算方法是研究多相管流的中心问题。水平管流:垂直管流:多相混合物流动:研究流动过程中混合物密度82⑧以计算段下端压力为起点，重复②～⑦步。2.垂直多相管流压力分布计算步骤⑥重复②～⑤的计算，直至。⑴按深度增量迭代的步骤①已知任一点(井口或井底)的压力作为起点，任选一个合适的压力间隔p。②估计一个对应的深度增量h’

。③计算该管段的平均温度及平均压力，并确定流体性质参数。④并计算该段的压力梯度dp/dh。⑤计算对应于的该段管长(深度差)h。⑦计算该段下端对应的深度及压力。P0=Pwfh’P1=P0+PhPt⑧以计算段下端压力为起点，重复②～⑦步。2.垂直多相管流压力83⑧以计算段下端压力为起点，重复②～⑦步。⑥重复②～⑤的计算，直至。⑵按压力增量迭代的步骤（自学）①已知任一点(井口或井底)的压力作为起点，以固定的h

将井筒分为n段。②估计一个对应的压力增量p’。③计算该管段的平均温度及平均压力，并确定流体性质参数。④并计算该段的压力梯度dp/dh。⑤计算对应于的该段的压降p。⑦计算该段下端对应的深度及压力。P0=Pwfp’P1=P0+PpPt⑧以计算段下端压力为起点，重复②～⑦步。⑥重复②～⑤的计算，84注意的问题：a.计算压力分布过程中，温度和压力是相关的；b.流体物性参数计算至关重要；c.不同的多相流计算方法差别较大，因此在实际应用中有必要根据油井的实际情况筛选精度相对高的方法。注意的问题：85第三节Orkiszewski方法综合了Griffith&Wallis和Duns&Ros等方法；处理过渡性流型时，采用Ros方法(内插法)；针对每种流动型态提出存容比及摩擦损失的计算方法；提出了四种流型，即泡流、段塞流、过渡流及环雾流。把Griffith段塞流相关式改进后推广到了高流速区；1967年奥其斯泽斯基提出了适用于多相垂直管流计算方法，其主要特点包括：第三节Orkiszewski方法综合了Griffith86过渡流TransitionFlow过渡流TransitionFlow87只有在雾流条件，气体体积流量远大于液体体积流量，近似等于总的体积流量，其它条件动能变化近似为0。一、压力降公式及流动型态划分界限PressureGradientCorrelationandFlowpatternTransitions压力降是摩擦能量损失、势能变化和动能变化之和：根据气体定律：又由于且所以只有在雾流条件，气体体积流量远大于液体体积流量，近似88把梯度变为计算管段，则：计算管段的压降公式为关键是求：混合物密度和摩擦损失梯度把梯度变为计算管段，则：计算管段的压降公式为关键是求：混合物89Orkiszewski方法流型划分界限不同流动型态下和的计算方法不同。、、为平均温度、压力下的液体、气体及总的体积流量Orkiszewski方法流型划分界限不同流动型态下90二、平均密度及摩擦损失梯度的计算气相存容比(含气率)Hg：管段中气相体积与管段容积之比值。液相存容比(持液率)HL：管段中液相体积与管段容积之比值。1.泡流①平均密度:可由滑脱速度来确定二、平均密度及摩擦损失梯度的计算气相存容比(含气率)Hg：91滑脱速度：气相流速与液相流速之差。则：滑脱速度：气相流速与液相流速之差。则：92图1-21雷诺数摩擦阻力系数曲线②泡流摩擦损失梯度按液相进行计算：一般油管的绝对粗糙度为图1-21雷诺数摩擦阻力系数曲线②泡流摩擦损失梯度按液相进行932.段塞流平均密度:段塞流的摩擦梯度：段塞流计算中，关键是滑脱速度vs的计算。目前，vs的计算方法有两种：查图迭代法和经验公式法。流体分布系数2.段塞流平均密度:段塞流的摩擦梯度：段塞流计算中，关键是滑94泡流雷诺数：C1～Nb曲线雷诺数：滑脱速度的计算——迭代法滑脱速度：

C2～NRe′曲线（假设Vs）泡流雷诺数：C1～Nb曲线雷诺数：滑脱速度的计算——迭代法滑95滑脱速度的计算——经验公式法滑脱速度的计算——经验公式法96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。(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97雾流混合物平均密度计算公式与泡流相同：由于雾流的气液无相对运动速度，即滑脱速度接近于零，基本上没有滑脱。雾流摩擦系数可根据气体雷诺数和液膜相对粗糙度查图得。摩擦梯度:(4)雾流所以：雾流混合物平均密度计算公式与泡流相同：由于雾流的气液无相对运98Orkiszewski方法计算流程框图Orkiszewski方法计算流程框图99第四节Beggs&Brill方法水和空气、聚丙烯管实验基础上总结的方法建立流型分布图，将七种流型归为三类，增加了过渡流计算时先按水平管流计算，然后采用倾斜校正系数校正成相应的倾斜管流倾斜度-90°~+90°，分上坡和下坡流动1973年提出，适用于水平、垂直和任意倾斜管流计算第四节Beggs&Brill方法水和空气、聚丙烯100Beggs&Brill两相水平管流型Beggs&Brill两相水平管流型101一、基本方程单位质量气液混合物稳定流动的机械能量守恒方程为：(1)位差压力梯度：消耗于混合物静水压头的压力梯度。假设条件:气液混合物既未对外作功，也未受外界功。一、基本方程单位质量气液混合物稳定流动的机械能量守恒方程为102(2)摩擦压力梯度：克服管壁流动阻力消耗的压力梯度。(3)加速度压力梯度：由于动能变化而消耗的压力梯度。(2)摩擦压力梯度：克服管壁流动阻力消耗的压力梯度。(3)加103忽略液体压缩性、考虑到气体质量流速变化远远小于气体密度变化，则：(4)总压力梯度（Beggs-Brill方法的基本方程）忽略液体压缩性、考虑到气体质量流速变化远远小于气体密度变化，104二、Beggs&Brill方法的流型分布图及流型判别式Beggs-Brill流型分布图分离流间歇流过度流分散流二、Beggs&Brill方法的流型分布图及流型判别式B105Beggs-Brill法流型判别条件NFr为弗鲁德数入口无滑脱持液率Beggs-Brill法流型判别条件NFr为弗鲁德数入口无滑106三、持液率及混合物密度确定(1)持液率Beggs&Brill方法计算倾斜管流时首先按水平管计算,然后进行倾斜校正。a、b、c常数表三、持液率及混合物密度确定(1)持液率a、b、c常数表107实验结果表明，倾斜校正系数与倾斜角、无滑脱持液率、弗洛德数及液体速度数有关。不同EL下的倾斜校正系数实验结果表明，倾斜校正系数与倾斜角、无滑脱持液率、弗洛德数及108根据实验结果回归的倾斜校正系数的相关式为对于垂直管:其中：根据实验结果回归的倾斜校正系数的相关式为对于垂直管:其中：109系数C与无滑脱持液率、弗洛德数和液相速度数有关。表1-6系数d、e、f、g系数C与无滑脱持液率、弗洛德数和液相速度数有关。表1-6110四、阻力系数气液两相流阻力系数与无滑脱气液两相流阻力系数的比值与持液率和无滑脱持液率(入口体积含液率)之间的关系：当1<y<1.2时其中：四、阻力系数气液两相流阻力系数与无滑脱气液两相流阻力系数的比111两相流动的雷诺数：也可用Moody图上的光滑管曲线来确定:气液两相流阻力系数:两相流动的雷诺数：也可用Moody图上的光滑管曲线来确定1121.油井生产中可能出现的流型自下而上依次为：纯油(液)流、泡流、段塞流、环流和雾流。3.多相垂直管流压力分布计算：按深度增量迭代、按压力增量迭代。2.模拟计算多相管流规律的数学相关式及图版研究很多，其基本通式一般都是从基本能量守恒方程出发建立的：小结1.油井生产中可能出现的流型自下而上依次为：纯油(液)流、泡1135.Beggs-Brill方法是可用于水平、垂直和任意倾斜气液两相管流动计算的方法，需要划分流型。先求出水平状态下的流动参数，然后校正为计算角度下的流动参数。4.Orkiszewski方法用于垂直管流计算，需要划分流型，通过计算平均密度及摩擦损失梯度，求压力降：完5.Beggs-Brill方法是可用于水平、垂直和任意倾斜气114使用时，直接删除本页！精品课件，你值得拥有！精品课件，你值得拥有！使用时，直接删除本页！精品课件，你值得拥有！精品课件，你值得115使用时，直接删除本页！精品课件，你值得拥有！精品课件，你值得拥有！使用时，直接删除本页！精品课件，你值得拥有！精品课件，你值得116使用时，直接删除本页！精品课件，你值得拥有！精品课件，你值得拥有！使用时，直接删除本页！精品课件，你值得拥有！精品课件，你值得117气相就地速度：液相就地速度：真实速度滑脱速度：气相表观速度：液相表观速度：不存在的理想速度两相混合物速度：气相就地速度：液相就地速度：真实速度滑脱速度：气相表观速度：118油井流入动态

WellInflowPerformance井筒气液两相流基本概念BasicConceptionofWellboreTwoPhaseFlow计算气液两相垂直管流的Orkiszewski方法OrkiszewskiCorrelation计算井筒多相管流的Beggs-Brill方法Beggs-BrillCorrelation

主要内容油井流入动态主要内容119自喷井生产系统①—分离器②—地面油嘴③—井口④—安全阀（海上油井）⑤—节流器（海上油井）⑥—井底流压Pwf⑦—井底油层面上的压力Pwfs

⑧—平均地层压力Pr⑨—集气管网⑩—油罐井筒设备：油管、封隔器、配产器；地面设备：井口装置（又称采油树），内含有油嘴。自喷井生产系统①—分离器井筒设备：油管、封隔器、配产器；120油井生产过程井口到分离器的流动（PB→Psep

）－近似水平管流油气从油藏流到井底（Pr→Pwf）－地层中的渗流四个基本流动过程：通过油嘴的流动（Pt→

PB）－嘴流从井底流到井口（Pwf→

Pt）－多相管流（泡流、段塞流、环流、雾流）油井生产过程井口到分离器的流动（PB→Psep）油气从121第一节油井流入动态（IPR曲线）

油气井流入动态：在一定的油层压力下，流体（油，气，水）产量与相应的井底流压的关系，反映了油藏向该井供油气的能力。第一节油井流入动态（IPR曲线）油气井流入动态：在一定的122达西定律线性流径向流IPR曲线表示产量与井底流压关系的曲线(InflowPerformanceRelationshipCurve),称为流入动态曲线，简称IPR曲线。达西定律线性流径向流IPR曲线表示产量与井底流压关系的曲线(123复合型：Pwf<Pb<Pe，单—两相渗流直线型：Pwf>Pb,单相渗流，牛顿流体（刚性水驱）曲线型：a.非牛顿流体单相驱，

b.Pwf<Pb,两相流，溶解气驱，粘弹流体。IPR曲线的影响因素：

油藏驱动类型；完井状况；油藏及流体物性。复合型：Pwf<Pb<Pe，直线型：Pwf>Pb,单相渗124一、单相流体流入动态⑴供给边缘压力不变圆形地层中心一口井的产量公式为：⑵圆形封闭油藏，拟稳态条件下的油井产量公式为：1.符合线性渗流规律时的流入动态（一）单相液体流入动态变为平均地层压力一、单相流体流入动态⑴供给边缘压力不变圆形地层中心一口井的产125⑶非圆形封闭地层,油井产量公式可根据泄油面积形状和油井位置进行校正。⑶非圆形封闭地层,油井产量公式可根据泄油面积形状和油井位置126单相流动时，油层物性及流体性质K、μo、Bo、re、rw、S基本不随压力变化:⑷分析：qo与Pwf的关系？其中成正比，构成一条斜率为采油指数的负倒数的直线。单相流动时，油层物性及流体性质K、μo、Bo、re、rw、S127单位生产压差下的油井产油(液)量，反映油层物性、流体物性、完井条件及泄油面积等与生产有关的综合指标，m3/(d.Mpa)。⑸采油(液)指数的定义单位生产压差下的油井产油(液)量，反映油层物性、流体物性、完128⑹采油指数J的确定：根据试井资料绘制根据油藏参数计算：改变油井工作制度，当油井稳定生产后，测得一系列产量与流压，绘制IPR曲线，IPR曲线斜率的负倒数即为采油指数。

⑹采油指数J的确定：根据试井资料绘制根据油藏参数计算：129注意问题：对于非直线型IPR曲线，由于斜率不是定值，按不同定义求得的采油指数不同。在使用采油指数时，应该说明相应的流动压力，不能简单地用某一流压下的采油指数来直接推算不同流压下的产量。注意问题：对于非直线型IPR曲线，由于斜率不是定值，按不同定130反映了油藏向井的供油能力；反映了油藏压力、油层物性、流体物性、完井质量等对油层渗流规律的影响；通过油井流入动态研究为油藏工程提供检验资料；为采油工程的下一步工作提供依据；检查钻井、固井、完井和各项工艺措施等技术水平的优劣。⑺IPR曲线的应用：反映了油藏向井的供油能力；⑺IPR曲线的应用：131例：A井位于正方形泄油面积的中心，根据系统试井，计算pwf11.210.29.79.1q16.135.946.157.9⑻例题例：A井位于正方形泄油面积的中心，根据系统试井，计算pwf11321）绘制IPR曲线解：pwf11.210.29.79.1q16.135.946.157.9平均地层压力1）绘制IPR曲线解：pwf11.210.29.79.1q11332）计算采油指数3）查表得4）直线外推至q=0,求得5）Pwf=8.8MPa时Qo=20×(12-8.8)=64m32）计算采油指数3）查表得4）直线外推至q=0,求得5）Pw1342.符合非线性渗流规律时的流入动态条件：油井产量很高时，在井底附近不再符合线性渗流，呈现高速非线性渗流。胶结地层的紊流速度系数：非胶结地层紊流速度系数：2.符合非线性渗流规律时的流入动态条件：油井产量很高时，在井135

如果试井资料在单相渗流呈现非线性渗流，可绘制与的关系曲线。由此可以看出，与呈线性关系。绘制的直线的斜率为D，其截距则为C。如果试井资料在单相渗流呈现非线性渗流，可绘制136（二）单相气体流入动态1.符合线性渗流规律时的流入动态条件：定压边界、圆形气层中心有一口气井稳定生产时，距井轴r处的流量为：根据气体连续方程和状态方程，将半径r处的流量折算为标准状态下的气井产量qg。

（二）单相气体流入动态1.符合线性渗流规律时的流入动态条件：137引用假(拟)压力的概念:所以用数值积分法或其它方法求得拟压力后，再求得气井产量。

引用假(拟)压力的概念:所以用数值积分法或其它方法138在工程中常近似地用平均压力

求μ和Z即积分得令则在工程中常近似地用平均压力1391)绘制与的关系曲线；应用：2)求出斜率D；3)预测稳定线性渗流条件下的气井流入动态。1)绘制与的关系曲线；140

2.符合非线性渗流规律时的流入动态(1)二项式方程

矿场上将与的关系曲线称为二项式特征曲线。2.符合非线性渗流规律时的流入动态(1)二项式方程141利用上式求得一组不同下的，即可绘出气井的流入动态曲线。利用上式求得一组不同下的，即可142将==1.03×105Pa时的产量称为气井的绝对无阻流量

用途：衡量气井生产能力的大小；进行气井间生产能力的比较；是气井配产的依据。将==1.03×105Pa时的产量称为气井的143

C——与气层及流体性质有关的系数；

n——渗流指数，0.5≤＜1。

利用试井资料求出C，n值，求得其绝对无阻流量与液体相比，气体具有更大的压缩性，应注意问题：气体的产量均指标准状态下的产量气井的压力均采用绝对压力而非表压力（2）指数式方程C——与气层及流体性质有关的系数；利用试井资144二、油气两相渗流时的流入动态TwoPhaseFlowIPRo、Bo、Kro都是压力的函数。用上述方法绘制IPR曲线十分繁琐。通常结合生产资料来绘制IPR曲线。平面径向流，直井油气两相渗流时油井产量公式为：(一)垂直井油气两相渗流时的流入动态二、油气两相渗流时的流入动态o、Bo、Kro都是压力的函数1451968年，沃格尔对不同流体性质、油气比、相对渗透率、井距、压裂井、污染井等各种情况下的21个溶解气驱油藏进行了计算。低高1.Vogelmethod(沃格尔方法)除高粘度原油及严重污染的油井外，绘制的与具有相似性，这一参考曲线被称为沃格尔曲线。

1968年，沃格尔对不同流体性质、油气比、相对渗透率、井距、146Vogel曲线及方程对某一油田而言，在一定时间内是常数，可通过测试数据确定。Vogel曲线及方程对某一油田而言，在一定时间内是常数，可通147若测得两种不同工作制度下的油井产量，则有：若测得两种不同工作制度下的油井产量，则有：148

a.计算c.根据给定的流压及计算的相应产量绘制IPR曲线。b.给定不同流压，计算相应的产量：①已知地层压力和一个测试点：利用Vogel方程绘制IPR曲线的步骤a.计算c.根据给定的流压及计算的相应产量绘制IPR曲线。149②油藏压力未知，已知两个测试点a.确定油藏平均压力b.计算d.根据给定的流压及计算的相应产量绘制IPR曲线c.给定不同流压，计算相应的产量②油藏压力未知，已知两个测试点a.确定油藏平均压力b.计算d1502.费特柯维奇方法Fetkovich’sApproximation油气两相渗流：假设与压力成直线关系，则：2.费特柯维奇方法Fetkovich’sApproxima151令：当时：所以：令：当时：所以：1523.非完善井Vogel方程的修正油水井的非完善性：

打开性质不完善；如射孔完成打开程度不完善；如未全部钻穿油层打开程度和打开性质双重不完善油层受到损害酸化、压裂等措施3.非完善井Vogel方程的修正油水井的非完善性：153非完善井:非完善井附加压力降:完善井和非完善井周围的压力分布示意图Super-idealIdealDamaged非完善井:非完善井附加压力降:完善井和非完善井周围Supe154表皮系数渗透率附加压力降流动效率油井不完善性完善井不完善井超完善井油井的流动效率FlowEfficiency

FE：油井的理想生产压差与实际生产压差之比。油井不完善性的确定表皮系数渗透率附加压力降流动效率油井不完善性完善井不完善井超155利用流动效率计算非完善直井流入动态无因次IPR曲线①Standing方法(FE=0.5~1.5)关键是求理想井底流压利用流动效率计算非完善直井流入动态无因次IPR曲线①Sta156Standing方法不完善井IPR曲线的步骤：a.根据已知Pr和Pwf计算在FE=1时最大产量b.预测不同流压下的产量c.根据计算结果绘制IPR曲线Standing方法不完善井IPR曲线的步骤：a.根据已知P157Harrison无因次IPR曲线(FE>1)②Harrison方法查FE曲线IPR曲线（FE一定）当FE>1.5时，应用Standing方法计算结果不合理，可应用Harrison方法：Pwf=0Harrison无因次IPR曲线(FE>1)②Harris158⑴三种图版对应的油井流动效率范围不同⑵Harrison方法和Standing方法图版中的最大产液量是FE=1时的最大产液量，不是油井实际的最大产液量。⑶Harrison方法的图版可以获得高流动效率井和低流压井的最大产液量，而Standing方法不能。Vogel\Standing\Harrison的区别⑴三种图版对应的油井流动效率范围不同Vogel\Standi159(二)溶解气驱油藏斜井和水平井的IPR曲线1.Cheng方法：P′=Pwf/Pr；q′=qo/qomax；A、B、C为取决于井斜角的系数。2.Bendakhlia方法(二)溶解气驱油藏斜井和水平井的IPR曲线1.Cheng方160其它水平井产能计算模型：Borisov模型：Giger模型：Joshi模型：Renard&Dupuy模型：其它水平井产能计算模型：Borisov模型：Giger模型：161组合型IPR曲线三、组合型IPR曲线，单相流，直线型1.2.，也是单相流，直线型油藏中同时存在单相流、油气两相流。组合型IPR曲线三、组合型IPR曲线，单相流，直线型1.2.1623.当后，油藏中出现两相流动。直线段采油指数？3.当后，油藏中出现两相流动。直线段？163，直线与曲线的斜率相等：，直线与曲线的斜率相等：164组合型IPR曲线的应用⑴当测试压力，求时的产量并绘制IPR曲线①求J：由②求qc：③求不同qwf下的产量qo：④绘制IPR曲线时时组合型IPR曲线的应用⑴当测试压力，求165⑵当测试压力，求不同下的产量并绘制IPR曲线①求J：由②求qc③求产量qo：④绘制IPR曲线单相流采油指数：时时⑵当测试压力，求不同下的产量并绘制IPR166已知D井平均地层压力为16MPa，Pb为13MPa,Pwf为8MPa时的产量为71.45m3/d，试计算Pwf为14MPa和7MPa时的产量并绘制该井的IPR曲线。

a.计算(注意工作点的位置)例题已知D井平均地层压力为16MPa，Pb为13MPa,Pwf为167

b.计算b.计算168c.计算指定流压下的产量(注意Pwf与Pb的关系)c.计算指定流压下的产量(注意Pwf与Pb的关系)169e.根据给定的流压及计算的相应产量绘制IPR曲线。d.不同流压下，计算相应的产量为：Pwf,MPa161414870Qo,m3/d0203071.4577.69102.22e.根据给定的流压及计算的相应产量绘制IPR曲线。d.不同流170四、油气水三相流入动态(自学)Petrobras提出了计算三相流动IPR曲线的方法。纯水纯油综合IPR曲线的实质: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；当预测产量或流压时,是按流压加权平均。四、油气水三相流入动态(自学)Petrobras提出了计算三171五、多层油藏油井流入动态1.层间无干扰，全井IPR曲线为各层IPR曲线的迭加多层油藏油井流入动态随着流压的降低，供液的小层增加、产量增加、采液指数增加。五、多层油藏油井流入动态1.层间无干扰，全井IPR曲线为各层1722.层间有干扰⑴油层压力小于水层压力a.全井IPR曲线b.油层单独测试的IPR曲线c.水层单独测试的IPR曲线A－油层静压PoB－全井静压PeC－水层静压Pw2.层间有干扰⑴油层压力小于水层压力a.全井IPR曲线A－油173当井底流压大于全井静压(Pwf>Pe)时，井口不出液，而此时水层出水，出水量为CB曲线。水去哪了？当Pe>Pwf>Po时，井口出水，但水层出水量高于井口产水量。水又去哪了？当井底流压小于油层静压(Pwf>Po)时，井口同时产出水和油，此时全井的IPR曲线为油、水层IPR曲线的迭加。C当井底流压大于全井静压(Pwf>Pe)时，井口不出液，而此时174在Pwf≥Po之前，井口全部产水，油井含水率为100％。当Pwf<Po时，井口开始产油，含水率开始下降。结论:123时，发生高压层向低压层的倒灌—层间干扰；时，无层间干扰井口含水率随流压的降低而降低，即降低流压既可以提高油井产量，又可以降低含水率（但产水量也增加）。在Pwf≥Po之前，井口全部产水，油井含水率为100％。当175⑵油层压力大于水层压力123油井含水率随流压的降低而上升;时，只产油；时，同时产出水和油;⑵油层压力大于水层压力123油井含水率随流压的降低而上升;176本节小结基本概念：油井流入动态；采液指数；表皮系数；流动效率基本方法：IPR曲线求取基本方法的扩展与修正：液相气液两相液相+气液油气水三相采液指数Vogel组合式PetrobrasStandingHarrison水平井、定向井表皮效应:由于钻井、完井、作业或采取增产措施，使井底附近地层的渗透率变差或变好，从而引起附加流动压力的效应。本节小结基本概念：油井流入动态；采液指数；表皮系数；流177流入动态研究方法Vogel方法费特柯维奇方法Standing方法Harrison方法直井斜井水平井油气两相油气水三相Cheng方法完善井不完善井Petrobras方法Bendakhlia方法Borisov方法Economides方法Joshi方法Giger方法Mutalik等方法流入动态研究方法Vogel方法费特柯维奇方法Standing178作业作业179第二节井筒气液两相流基本概念气-液混合物在垂直管中的流动为第二个流动过程，其多相流动规律研究是进行自喷、气举、抽油井生产分析的基础。研究目的：确定沿程压力损失的流动规律研究途径：基本流动方程实验资料相关因次分析近似关系BasicConceptionofWellboreTwoPhaseFlow第二节井筒气液两相流基本概念气-液混合物在垂直管中的流动180一、井筒气液两相流动的特性(一)气液两相流动与单相液流的比较一、井筒气液两相流动的特性(一)气液两相流动与单相液流的比较181a.出现条件单相单相与多相共存全井多相单相：井底流压多相：+气体膨胀能b.能量供给多相流油（或+水）+气单相流油（或+水）(二)气液混合物在垂直管中的流动结构变化1.油气混合物在垂直管中的流动特征

a.出现条件单相单相与多相共存全井多相单相：井底流压多相：182d.能量消耗单相：重力+摩阻多相：重力+摩阻+动能损失单相：多相：自下而上c.运动参数流压：从油层流到井底后具有的压力。油压：流压作用下，克服静液柱压力和流动阻力后的压力。d.能量消耗单相：重力+摩阻多相：重力+摩阻+动能损失单相：183多相垂直管流+混合物的密度、粘度、流速等会随温度、压力变化而变化流动形态会发生变化能量损失主要包括：重力损失摩擦损失滑脱损失油气混合物在垂直管中的流动特征多相垂直管流+混合物的密度、粘度、流速等会随温度、压力变化而1842.气液混合物在垂直管中的流动结构变化根据两相介质分布的外形分为5类：流态FlowPattern（也称流动结构或流型）是指流动过程中油、气的分布状态。它与油气比、流速、界面性质有关。2.气液混合物在垂直管中的流动结构变化根据两相介质分布的外形185从井底到井口，自喷井内可能出现的流态包括纯油(液)流、泡流、段塞流、环流和雾流。实际上，在同一口井内，一般不会出现完整的流态变化。原油从井底流到井口，主要克服重力损失和摩擦损失，压力越来越小，当井筒压力低于饱和压力时，溶解气从油中分离出来，气体体积不断膨胀，导致油气分布状态发生变化。从井底到井口，自喷井内可能出现的流态包括纯油(液)流、泡流、186①纯液流LiquidFlow井筒压力低于饱和压力，溶解气从油中分离出来，气体以小气泡分散在液相中。②泡流BubbleFlow井筒压力大于饱和压力,单相液流，重力损失为主。特点：气体是分散相，液体是连续相；重力损失为主，滑脱现象比较严重。各流态的主要特征泡流①纯液流LiquidFlow井筒压力低于饱和压力，溶解187混合物继续向上流动，压力逐渐降低，气体不断膨胀，小气泡合并成大气泡，井筒内将形成一段液一段气的结构。特点：气体呈分散相，液体呈连续相；一段气一段液交替出现；气体膨胀能得到较好的利用；滑脱损失变小；摩擦损失变大。③段塞流SlugFlow段塞流混合物继续向上流动，压力逐渐降低，气体不断膨胀，小气泡合并成188④环流AnnularFlow特点：气液两相都是连续相；气体举油作用主要是靠摩擦携带；滑脱损失变小；摩擦损失变大。压力继续下降，气泡从中间突破，油管中心是连续的气流，管壁为油环。环流④环流AnnularFlow特点：压力继续下降，气泡从中189压力进一步下降，气体体积流量足够大，占据整个油管，液体以液滴形式分散在气流中。特点：气体是连续相，液体是分散相；气体以很高的速度携带液滴喷出井口；气、液之间的相对运动速度很小；气相是整个流动的控制因素。⑤雾流MistFlow雾流压力进一步下降，气体体积流量足够大，占据整个油管，液体以液滴190(三)滑脱现象及特性参数在垂直管流中，由于流体间密度差异，产生气体超越液体流动的现象。(SlipEffect)1.滑脱现象井筒气液两相流动中，混合物的重力损失一般大于其它能量损失；重力损失的大小直接取决于井深和混合物密度；混合物的密度与滑脱现象有关。(三)滑脱现象及特性参数在垂直管流中，由于流体间密度差异，产191气液两相过流断面示意图因滑脱而产生的附加压力损失称为滑脱损失。通常用有、无滑脱时混合物的密度之差来表示单位管长上的滑脱损失：滑脱损失的实质：液相的流动断面增大引起混合物密度的增加。气液两相过流断面示意图因滑脱而产生的附加压力损失称为滑脱损失192在气液两相流动状态下，液相所占单位管段容积的份额，称为持液率，也称液相存容比。(LiquidHoldup)气相所占单位管段容积的份额，称为空隙率，也称气相存容比。(GasHoldup)2.求取混合物密度在气液两相流动状态下，液相所占单位管段容积的份额，称为持液率193无滑脱持液率（体积含液率）：无滑脱混合物密度：⑴无滑脱时的混合物密度无滑脱持液率（体积含液率）：无滑脱混合物密度：⑴无滑脱时的混194⑵滑脱时的混合物密度⑶滑脱损失⑵滑脱时的混合物密度⑶滑脱损失195总结多相垂直管流特性流态变化压力损失纯油流泡流段塞流环流雾流重力损失：摩擦损失：滑脱损失：计算难度增大关键是计算总结多相垂直管流特性流态变化压力损失纯油流泡流段塞流环流雾流196倾斜管流能量平衡关系示意图-q1122二、井筒气液两相流能量平衡方程及压力分布计算步骤1.能量平衡方程推导质量为m的流体，在一定状态下具有的能量包括：内能、位能、动能和压缩（或膨胀）能。断面1和2流体能量平衡关系：倾斜管流能量平衡关系示意图-q1122二、井筒气液两相流能197写成微分形式：由于（摩擦产生的热量＝消耗的功）m取单位质量1写成压力梯度形式写成微分形式：由于（摩擦产生的热量＝消耗的功）m取单位质量198取z轴方向为自上而下：则：令：负号含义取z轴方向为自上而下：则：令：负号含义199水平管流:垂直管流:多相混合物流动:研究流动过程中混合物密度、速度、摩擦系数的变化规律和计算方法是研究多相管流的中心问题。水平管流:垂直管流:多相混合物流动:研究流动过程中混合物密度200⑧以计算段下端压力为起点，重复②～⑦步。2.垂直多相管流压力分布计算步骤⑥重复②～⑤的计算，直至。⑴按深度增量迭代的步骤①已知任一点(井口或井底)的压力作为起点，任选一个合适的压力间隔p。②估计一个对应的深度增量h’

。③计算该管段的平均温度及平均压力，并确定流体性质参数。④并计算该段的压力梯度dp/dh。⑤计算对应于的该段管长(深度差)h。⑦计算该段下端对应的深度及压力。P0=Pwfh’P1=P0+PhPt⑧以计算段下端压力为起点，重复②～⑦步。2.垂直多相管流压力201⑧以计算段下端压力为起点，重复②～⑦步。⑥重复②～⑤的计算，直至。⑵按压力增量迭代的步骤（自学）①已知任一点(井口或井底)的压力作为起点，以固定的h

将井筒分为n段。②估计一个对应的压力增量p’。③计算该管段的平均温度及平均压力，并确定流体性质参数。④并计算该段的压力梯度dp/dh。⑤计算对应于的该段的压降p。⑦计算该段下端对应的深度及压力。P0=Pwfp’P1=P0+PpPt⑧以计算段下端压力为起点，重复②～⑦步。⑥重复②～⑤的计算，202注意的问题：a.计算压力分布过程中，温度和压力是相关的；b.流体物性参数计算至关重要；c.不同的多相流计算方法差别较大，因此在实际应用中有必要根据油井的实际情况筛选精度相对高的方法。注意的问题：203第三节Orkiszewski方法综合了Griffith&Wallis和Duns&Ros等方法；处理过渡性流型时，采用Ros方法(内插法)；针对每种流动型态提出存容比及摩擦损失的计算方法；提出了四种流型，即泡流、段塞流、过渡流及环雾流。把Griffith段塞流相关式改进后推广到了高流速区；1967年奥其斯泽斯基提出了适用于多相垂直管流计算方法，其主要特点包括：第三节Orkiszewski方法综合了Griffith204过渡流TransitionFlow过渡流TransitionFlow205只有在雾流条件，气体体积流量远大于液体体积流量，近似等于总的体积流量，其它条件动能变化近似为0。一、压力降公式及流动型态划分界限PressureGradientCorrelationandFlowpatternTransitions压力降是摩擦能量损失、势能变化和动能变化之和：根据气体定律：又由于且所以只有在雾流条件，气体体积流量远大于液体体积流量，近似20