重庆气矿多相管流排水采气新技术课件

井筒多相管流及排水采气新工艺技术钟海全西南石油大学2007.81井筒多相管流及排水采气钟海全西南石油大学1

典型油气田生产系统井筒气相管流井筒多相管流工程常用两相管流模型气举排水采气技术柱塞气举排水采气球塞气举排水采气分体式柱塞气举排水采气2典型油气田生产系统2典型油气田生产系统气田开发方案生产系统优化地面管网分析地面管线及设备井筒生产动态分析油气井流入动态3典型油气田生产系统气田开发方案生产系统优化地面管网分析地面管典型油气井生产系统气体完井方式油嘴井下安全阀油管地面管线增压机分离器产层液体井下油嘴4典型油气井生产系统气体完井方式油嘴井下安全阀油管地面管线增压油气井生产系统中压力损失DP1=PR–PwfsDP2=Pwfs–PwfDP3=PUSV

–PDSVDP5=Pwf–PtfDP6=Ptf–PDSCDP7=PDSC–PRBDP9=Psep–PCDDP8=PRB–PsepDP4=PUWC–PDWC5油气井生产系统中压力损失DP1=PR–PwfsDP2油气井生产系统中温度变化DT3=TUSV–TDSVDT1=TR–TwfsDT2=Twfs–TwfDT6=Ttf–TDSCDT7=TDSC–TRBDT9=Tsep–TCDDT5=Twf–TtfDT8=TRB–TsepDT4=TUWC

–TDWC6油气井生产系统中温度变化DT3=TUSV–TDSVD典型油气田生产系统

井筒气相管流井筒多相管流工程常用两相管流模型气举排水采气技术柱塞气举排水采气球塞气举排水采气分体式柱塞气举排水采气7典型油气田生产系统7将气相管流考虑为稳定的一维问题。在管流中取一控制体，以管子轴线为坐标轴z，规定坐标轴正向与流向一致。定义管斜角θ为坐标轴z与水平方向的夹角。v+dvz+dzdzzp+dpτwpvzρgAdzθ稳定一维气相流动气相管流基本方程8将气相管流考虑为稳定的一维问题。在管流中取一控制体，以管子轴连续方程

由质量守恒得连续性方程（1）气相管流基本方程动量方程

作用于控制体的外力应等于流体的动量变化重力沿z轴分量压力管壁摩擦阻力动量变化9连续方程（1）气相管流基本方程动量方程重力沿z轴分量压力管壁管壁摩擦应力摩阻项可表示为简化得压力梯度方程重力压降梯度摩阻压降梯度动能压降梯度10管壁摩擦应力摩阻项可表示为简化得压力梯度方程重力压降梯度单相管流摩阻系数Moody摩阻系数图版摩阻系数f对比粗糙度e/D雷诺数ReD完全粗糙管区光滑管层流f＝64/Re临界区过渡区11单相管流摩阻系数Moody摩阻系数图版摩阻系数f对比粗雷诺数表示流体惯性力与粘滞剪切力之比值，它是判别层流与紊流的重要参数。通常认为，层流与紊流的分界雷诺数为2100~2300。雷诺数Jain摩阻系数公式管壁粗糙度的取值较困难，因其值不可直接测量。可根据测试的压力梯度计算其摩阻系数，由Moody图反求有效的e/D值。新油管推荐e=0.016mm(0.0006in）。12雷诺数表示流体惯性力与粘滞剪切力之比值，它是判别层流与紊流的根据井口参数计算井底静压或流压；已知输气管线两端压力计算其输气能力；一般的问题是根据管子两端压力或流量中的两个参数计算另一个参数；由于气相管流压力梯度方程目前还不能直接用解析显式表示压力，所以发展了多种不同程度简化和近似的方法。气体管流压降计算13根据井口参数计算井底静压或流压；气体管流压降计算13根据井口参数计算井底压力，取坐标z沿井轴向下为正，井口z=0。垂直井：测深L等于垂深H，θ＝90°，sinθ=1；斜直井：sinθ=H/L定向井：分段处理，

sinθi=ΔHi/ΔLi关井静气柱：摩阻项和动能项压力梯度均为零。垂直井静气柱总压降梯度即为重位压降梯度。分离变量积分静气柱压力计算14根据井口参数计算井底压力，取坐标z沿井轴向下为正，井口z=0由于T，p，Z是沿井深变化的，为了便于直接积分，采用井筒平均温度和平均压力计算平均Z值，积分得15由于T，p，Z是沿井深变化的，为了便于直接积分，采用井筒平均仍以井口为计算起点，沿井深向下为z的正向，与气体流动方向相反。忽略动能压降梯度，垂直气井的压力梯度方程为：

任意流动状态（p,T）下的气体流速可表示为：气井井底流压计算16仍以井口为计算起点，沿井深向下为z的正向，与气体流动方向相反将v代入并化简：分离变量积分油管内流动D即为油管内径；油套环空流动有：D5=(套管内径-油管外径)3(套管内径+油管外径)217将v代入并化简：分离变量积分油管内流动D即为油管内径；油套环设水平输气管线其流动方向与水平方向一致，无高程变化故不存在重位压降。忽略动能压降,故总压降梯度为摩擦压降梯度分离变量积分水平输气管线压降18设水平输气管线其流动方向与水平方向一致，无高程变化故不存在重对于含有重烃的凝析气井，在油管的举升过程中会部分冷凝成液相，形成气液两相流动。由于这类气井的气液比很高且紊流程度严重，气液两相混合较为均匀，可视为均匀的单相流（称为拟单相流）。凝析气井的产出物包括三部分：即经地面分离器分离出的干气、凝析油罐逸出的凝析气和凝析油。当井底流压接近凝析气的上露点压力，油管内可能存在液烃。若气液比大于1780m3（标）/m3，可近似考虑为单相气体流动。计算井底流动压力须对气体流量和相对密度作相应的修正。凝析气的修正19对于含有重烃的凝析气井，在油管的举升过程中会部分冷凝成液相，凝析气总气量的修正复合气相对密度考虑凝析油物性和含量的综合影响，修正公式为20凝析气总气量的修正复合气相对密度考虑凝析油物性和含量的综合影许多自喷井在井口都要安装节流装置——油嘴，用于控制气井的产量。有多种情况要求限制气井的产量，包括防止底水锥进和地层出砂，通过调节油嘴的大小控制井口压力以满足地面设备的耐压要求或防止生成水合物。节流部件种类很多，包括井口油嘴或针形阀，安装在油管鞋附近的井下油嘴，油管上部的井下安全阀(SSSV)，气举阀的气孔等。当气流通过这些流通截面突缩部件时，其流动规律基本一致，可概括为嘴流。气体嘴流动态21许多自喷井在井口都要安装节流装置——油嘴，用于控制气井的产量下图示意圆形孔眼的油嘴，若上游压力p1保持不变，气体流量（标准状态下）将随下游压力p2的降低而增大。但当p2达到某值pc时，流量将达到最大值即临界流量。若p2再进一步降低时，流量也不再增加。p2p1dqpc/p1p2/p1qsc嘴流示意图

嘴流动态关系

22下图示意圆形孔眼的油嘴，若上游压力p1保持不变，气体流量（标“临界流”是流体在油嘴吼道里被加速到声速时的流动状态。在临界流状态下，油嘴下游压力变化对气井产量没有影响，因为压力干扰向上游的传播不会快于声速。因此，为了预测嘴流动态即产量与节流压降的关系，必须确定是否为临界流状态。根据热力学原理，临界压力比为:为临界流；否则为非临界流。k为气体绝热指数由气体嘴流等熵原理，流量与压力比的关系为下式，对于亚临界流状态：将代入上式便可得临界流嘴流最大产气量。

23“临界流”是流体在油嘴吼道里被加速到声速时的流动状态。在临界节流后天然气温度由状态方程，节流上游进口处有节流下游出口处有天然气通过节流装置的流动可视为绝热过程节流下游天然温度24节流后天然气温度由状态方程，节流上游进口处有节流下游出口处有典型油气田生产系统井筒气相管流

井筒多相管流工程常用两相管流模型气举排水采气技术柱塞气举排水采气球塞气举排水采气分体式柱塞气举排水采气25典型油气田生产系统25井筒多相流流动特性大多数的井筒流动是两相流（油气、油水）或三相流（油气水）。油井井筒内的总压差主要是用来克服流体的重力、摩擦损失以及相间的滑脱损失。影响油气井生产情况的参数有：油管直径、流量、气液比、含水率、流体密度、流体粘度、压力、温度。流动方向泡流段塞流环雾流气液两相流主要流型26井筒多相流流动特性大多数的井筒流动是两相流（油气、油水）或三井筒多相流流动特性泡流

气体以小气泡形式分布于原油中。此时气体是分散相，液体是连续相；气体主要影响混合物密度，对摩擦阻力的影响不大；滑脱现象（在混合物向上流动中，气体超越液体的现象）比较严重。段塞流

原油中析出大量气体，小气泡合并成大气泡，气团占据了油管的大部分通道面积，油气混合物呈气团和液柱在油管中交替流动。此时气体的膨胀对液体的举升发挥了很好的作用，滑脱较小；油井的生产不均衡，有压力脉动的现象。环雾流

气量继续增多时，气泡上下扩展，突破了气团间的液柱，液体被挤向管壁，沿管壁向上运动，油管中心是连续的气流而管壁为油环。此时气、液两相都是连续的，气体举油主要是靠摩擦携带。27井筒多相流流动特性泡流27井筒多相流能量损失当井深一定时，重力消耗的大小取决于混合物的密度，而混合物的密度与滑脱现象有关。出现滑脱之后将增大混合物的密度，从而增大混合物的重力消耗。因滑脱而产生的附加压力损失称为滑脱损失。若以油柱表示能量损失，则油气混合物沿井筒流动时总的能量损失H为H=Hm+Hf+HS油气混合物重力消耗摩阻损失滑脱损失气体流量与能量损失关系H,mV，L/s管长1m，管内径73mm，液体流量为2.4L/s。1－V~Hm＋Hs2－V~Hf3－V~HHm＋Hs随气体流量的增加而降低。这是因为气体流量增加，滑脱损失和混合物的密度减小。摩擦损失随气体流量的增加而增加。Hm＋Hs随气体流量的增加而降低。这是因为气体流量增加，滑脱损失和混合物的密度减小。28井筒多相流能量损失当井深一定时，重力消耗的大小取决于混合物的井筒多相流计算模型要准确分析多相管流的流动特征是比较困难的，大多采用现场试验和实验室模拟的方法，结合试验资料进行分析来找出各变量的近似关系，从而得出较为实用的计算公式。应用较广泛的多相管流的相关式主要有：右边各方法中仅Beggs-Brill和Mukherjee-Brill方法考虑了井斜角，其它都是基于垂直流动。因此，上述两种方法也可以用于注入井和丘陵地带地面管线管流计算。其它方法对于定向井多相管流应谨慎使用，并且不应用于注入井多相管流计算。HagedornandBrownDunsandRosGrayOrkizewskiAzizetalBeggs－BrillsMukherjee-BrillFancherandBrownHasan-Kabir机理模型29井筒多相流计算模型要准确分析多相管流的流动特征是比较困难的，A类－不考虑滑脱及流型划分。混合物密度由输入气液比计算，也就是假定气液具有相同的速度，此类计算方法仅需两相流的摩阻系数计算关系式。B类－考虑滑脱，不做流型划分。仅需要两相流持液率和摩阻系数计算关系式。此类方法考虑了气液在管内的不同流速，该方法需要提供预测液相在任意位置所占管内截面积的分数，对于各种流型采用相同的持液率和摩阻系数关系式。C类－考虑滑脱并划分流型。不仅需要两相流持液率和摩阻系数计算关系式，而且需要预测流型的方法，只要确定了流型，就能确定相应的持液率和摩阻系数计算关系式，加速度压降梯度的方法也可以确定。井筒多相流计算模型分类30A类－不考虑滑脱及流型划分。混合物密度由输入气液比计算，也就序号方法类型1FancherandBrownA类2HagedornandBrownB类3GrayB类4DunsandRosC类5OrikiszwskiC类6Azizetal.C类7BeggsandBrillC类8MukherjeeandBrillC类9Hasan-Kabir机理模型31序号方法类型1FancherandBrownA类2HagOGWM软件管流计算方法序号方法适用条件1单相气体修正气井、凝析气井2Hagendorn-Brown(1963)垂直油井、含水气井3Orkiszewski(1967)垂直油井4Duns-Ros垂直油井5Mukherjee-Brill(1985)垂直井、定向井或地面管线6Beggs-Brill(1973)垂直井、定向井或地面管线7持液率优化模型(SPE35612)测试压力数据优化压降模型8无滑脱分析滑脱压降9Aziz(1992)垂直油井、含水气井10Hasan-Kabir(1985)垂直油井、含水气井11Gray(1978)凝析气井、高气液比井12Ansari机理模型(1990)垂直油井、含水气井32OGWM软件管流计算方法序号方法适用条件1单相气体修正气井、典型油气田生产系统井筒气相管流井筒多相管流工程常用两相管流模型气举排水采气技术柱塞气举排水采气球塞气举排水采气分体式柱塞气举排水采气33典型油气田生产系统33工程常用两相管流模型Hagedorn-Brown（1965）Gray（1978）Orkiszewski（1967）Beggs-Brill（1973）Mukherjee-Brill（1985）Duns-Ros(1963年)Hasan-Kabir（1988）Ansari模型34工程常用两相管流模型Hagedorn-Brown（1965）Hagedorn-Brown模型Hagedorn-Brown(1965)针对垂直井中油气水三相流动，基于单相流体和机械能守恒定律，建立了压力梯度模型；并在装有1、11/4、11/2英寸油管的457m深的试验井中，以10、30、35和110mPa.s的油、天然气和水混合物进行了大量的现场试验，通过反算持液率，提出了用于各种流型下的两相垂直上升管流压降关系式。此压降关系式不需要判别流型，适用于产水气井流动条件。

35Hagedorn-Brown模型Hagedorn-BrownGray模型

Gray模型（1978年）适用于凝析油气井，曾与108口井的资料进行了比较。其结果表明比干气井的预测结果好。ξ为从少量的凝析油数据系统中获得的气体体积分数，构成一个反映反转现象的简化模型，与相对密度、压力、温度相关。36Gray模型Gray模型（1978年）适用于凝析油气井，Orkiszewski模型

Orkiszewski（1967）采用148口油井实测数据，对比分析了多个气液两相流模型，对其中最好的关系式与他对段塞流的研究结合起来，提出了一种综合Griffith泡流和段塞流与Dons-Ros的环雾流和过渡流算法的垂直多相管流相关式，通常适合于直井多相流计算。Ros和Duns雾状流Ros和Duns过渡流密度项对Griffith和Wallis公式作了修正，摩阻项用Orkiszewski方法段塞流Griffith和Wallis泡流选用方法流型37Orkiszewski模型Orkiszewski（1967Beggs-Brill模型

Beggs-Brill(1973年)根据均相流动能守恒方程式得出了压力梯度方程，并在直径1"、11/2"长13.7m的倾斜透明管中用水和空气进行了大量的实验，得出了不同倾斜管道中气液两相流动的持液率和阻力系数的相关规律。-900～+900管段倾角0～0.185MPa压力梯度0～0.87持液率25.4、38.1mm管子内径0.25～0.67MPa管段平均压力（绝）0～0.0019m3/s液体流量0～0.098m3/s气体流量变化范围参数38Beggs-Brill模型Beggs-Brill(1973Mukherjee-Brill模型

Mukherjee和Brill（1985）在Beggs和Brill（1973）研究工作的基础上，改进了实验条件，对倾斜管两相流的流型进行了深入研究，提出了更为适用的倾斜管（包括水平管）两相流的流型判别准则和应用方便的持液率及摩阻系数经验公式。M-B持液率只是控制流型的三个无因次参数的函数。无因次液相粘度无因次液相速度无因次气相速度39Mukherjee-Brill模型Mukherjee和BrDuns-Ros(1963年)对影响垂直两相管流中的13个变量按π定理进行了因次分析，以质量、长度和时间作为基本量纲。对因次分析确立的10个无因次量进行了深入研究，总结出四个无因次量（无因次气相速度、无因次液相速度、无因次液相粘度、以及无因次管径）能比较全面的描述两相管流现象。并在实验室中以长10m，直径1.26in-5.6in的垂直管进行了约4000次气液两相管流实验，持液率通过放射示踪迹技术测得，获得了约2万个数据点，总结得出了流态分布图。DUNS-ROS模型NgvNLVI区含气泡流、弹状流和部分沫状流II区含段塞流和沫状流的剩余部分III区为雾状流40Duns-Ros(1963年)对影响垂直两相管流中的13个变Hasan-Kabir模型

Hasan和Kabir（1988年）利用水动力学原理，通过对气液两相流动形态转变的机理性分析，得出了每一种流动形态的判别依据，提出了确定每一流动形态的判别依据和方法。进而给出了相应的压力梯度计算方法。该方法的流动形态分为泡流、段塞流、搅动流和环状流四种。

Hasan&Kabir指出，对于垂直气液两相管流来说，除了环状流以外，重位压力梯度在总压力梯度中始终是主要的，而加速压力梯度一般很小，可以忽略不计。41Hasan-Kabir模型Hasan和Kabir（1988Ansari模型由多相管流压降梯度关系式可知，在计算压力梯度时需要知道混合物的密度、两相摩阻系数，而混合物的密度是持液率HL的函数，因此，两相流持液率HL和两相摩阻系数fm是两相管流计算的两个重要参数。Ansari等在前人研究的基础上建立了井筒中气液两相的流动型态判别方法，并对各种流动型态的流动机理和特点进行了分析，建立了描述泡状流、段塞流和环状流流动特性的模型。安萨瑞利用1775口油井的实测数据，对其方法进行了检验。42Ansari模型由多相管流压降梯度关系式可知，在计算压力梯度典型油气田生产系统井筒气相管流井筒多相管流

工程常用两相管流模型

气举排水采气技术柱塞气举排水采气球塞气举排水采气分体式柱塞气举排水采气43典型油气田生产系统43

气液两相管流滑脱损失

气液两相管流中，由于气体和液体间的物性差而产生气体超越液体上升，气液混合物的密度增大，增大混合物的静水压头（即重力消耗），导致井底回压增高。这种附加的压力损失即为滑脱损失。通常采用两相管流压降与无滑脱压降之差计算。气举排水采气技术44气液两相管流滑脱损失气液两相管流中，由于气体和液体间的物气举排水采气技术随着高气液比油气井地层能量和地层产能的逐渐降低，连续气举井的注气量不断增高，气举效率随之大幅降低。其核心问题是在低压条件下，常规气举过程中气液两相流的液体滑脱现象日趋严重。由于液体的大量回落，增大了井底回压，降低了地层的生产压差，造成了常规气举井产量下降，生产极不稳定，甚至水淹停产，生产形势日趋困难。寻求可靠实用的接替举升配套技术并形成其生产力，已成为油气田提高采收率迫切需要解决的瓶颈问题。问题的提出45气举排水采气技术随着高气液比油气井地层能量和地层产能的逐渐降典型油气田生产系统井筒气相管流井筒多相管流

工程常用两相管流模型气举排水采气技术

柱塞气举排水采气球塞气举排水采气分体式柱塞气举排水采气46典型油气田生产系统46柱塞气举排水采气柱塞减震器弹簧油管限位机构排放阀总阀捕捉器放空阀电缆放喷管三通旁通阀控制屏47柱塞气举排水采气柱塞减震器弹簧油管限位机构排放阀总阀捕捉器放典型油气田生产系统井筒气相管流井筒多相管流

工程常用两相管流模型气举排水采气技术柱塞气举排水采气

球塞气举排水采气分体式柱塞气举排水采气48典型油气田生产系统48柱塞气举优势是利用柱塞固体界面的作用显著降低液体滑脱损失、以提高举升效率；连续气举优势是注采过程稳定，便于配气和生产管理。球塞连续气举将上述两种气举方式组合起来，发挥各自的优势，以适应低压、低效井复杂的开采条件，达到有效降耗增液的目的。球塞气举排水采气49柱塞气举球塞气举排水采气49球塞气举的特点优点能显著降低液体滑脱，提高举升效率和油(气)藏的采收率；对低压井具有很强的适应性，可用于斜井、定向井举升含砂液、高气液比、高凝油、稠油和乳化液等复杂流体；采用钢丝绳投捞固定阀，易实现连续和间歇生产方式的转换；改变操作条件（注气量、注气压力和投球频率等）易实现自动化管理，易适应地层产能的变化；防止油管结蜡，便于注入化学剂有利于防腐和防垢。缺点U型双管柱受套管尺寸的限制（7"套管限于23/8

"油管;51/2"套管限于1.9"油管）；50球塞气举的特点优点能显著降低液体滑脱，提高举升效率和油(气

球

塞

气

举

装

置51

球

塞

气

举

装

置51球塞连续气举实验架52球塞连续气举实验架52典型油气田生产系统井筒气相管流井筒多相管流

工程常用两相管流模型气举排水采气技术柱塞气举排水采气球塞气举排水采气

分体式柱塞气举排水采气53典型油气田生产系统53分体式柱塞气举排水采气活塞筒减震器弹簧油管限位机构排放阀总阀捕捉器放空阀电缆放喷管三通旁通阀控制屏球54分体式柱塞气举排水采气活塞筒减震器弹簧油管限位机构排放阀总阀分体式柱塞气举排水采气普通柱塞气举需要较长的关井时间，才能使柱塞回落到井底。较长的关井时间，不但影响产量，而且驱使井中液体回流入地层，对近井地带产生伤害。分体式柱塞由两部分组成：一个空心圆柱体和一个圆球。生产时让两部分在不同时间下落，从而可以使气体先后从球的两侧和空心圆柱筒的内部通过。一旦圆柱筒到达井底限位总程，将与小球发生撞击，球就会进入圆柱的内腔。这时，气体就只能在圆柱体的底部运动，而不能穿过圆柱体，运动的气流产生了推动力，就会推动这个带有小球的圆柱体向上运动，从而把液体举升到地面。到达地面时，防喷管内铜棒撞击小球，使小球与圆柱体分离，小球就会下落，然后再打开柱塞接收器释放空心圆柱，这样就完成了一次循环。这样的一次循环只需要5～10s的关井时间，比较常规柱塞气举，产量有较大的提高。55分体式柱塞气举排水采气普通柱塞气举需要较长的关井时间，才能使分体式柱塞气举排水采气分体式柱塞气举工作示意图56分体式柱塞气举排水采气分体式柱塞气举工作示意图56分体式柱塞气举排水采气在2002年10月，南德克萨斯州油田安装了分体式柱塞举升系统后，产量增加并一直持续稳产,大约新增产气量850～1416m3/d。在西德克萨斯油田，在其中一口井上，用分体式柱塞替换原来的常规柱塞，使得油井大约每天增产2832m3。在此之后，又对此油田的另外10口井进行改装。这10口井中，有8口井是由普通柱塞举升方式改装成的，另外2口井原来是自喷井。经过改装后，这10口井比较改装前每天产气量增加33980m3/d。57分体式柱塞气举排水采气在2002年10月，南德克萨斯州油田敬请各位专家批评指正！58敬请各位专家批评指正！58井筒多相管流及排水采气新工艺技术钟海全西南石油大学2007.859井筒多相管流及排水采气钟海全西南石油大学1

典型油气田生产系统井筒气相管流井筒多相管流工程常用两相管流模型气举排水采气技术柱塞气举排水采气球塞气举排水采气分体式柱塞气举排水采气60典型油气田生产系统2典型油气田生产系统气田开发方案生产系统优化地面管网分析地面管线及设备井筒生产动态分析油气井流入动态61典型油气田生产系统气田开发方案生产系统优化地面管网分析地面管典型油气井生产系统气体完井方式油嘴井下安全阀油管地面管线增压机分离器产层液体井下油嘴62典型油气井生产系统气体完井方式油嘴井下安全阀油管地面管线增压油气井生产系统中压力损失DP1=PR–PwfsDP2=Pwfs–PwfDP3=PUSV

–PDSVDP5=Pwf–PtfDP6=Ptf–PDSCDP7=PDSC–PRBDP9=Psep–PCDDP8=PRB–PsepDP4=PUWC–PDWC63油气井生产系统中压力损失DP1=PR–PwfsDP2油气井生产系统中温度变化DT3=TUSV–TDSVDT1=TR–TwfsDT2=Twfs–TwfDT6=Ttf–TDSCDT7=TDSC–TRBDT9=Tsep–TCDDT5=Twf–TtfDT8=TRB–TsepDT4=TUWC

–TDWC64油气井生产系统中温度变化DT3=TUSV–TDSVD典型油气田生产系统

井筒气相管流井筒多相管流工程常用两相管流模型气举排水采气技术柱塞气举排水采气球塞气举排水采气分体式柱塞气举排水采气65典型油气田生产系统7将气相管流考虑为稳定的一维问题。在管流中取一控制体，以管子轴线为坐标轴z，规定坐标轴正向与流向一致。定义管斜角θ为坐标轴z与水平方向的夹角。v+dvz+dzdzzp+dpτwpvzρgAdzθ稳定一维气相流动气相管流基本方程66将气相管流考虑为稳定的一维问题。在管流中取一控制体，以管子轴连续方程

由质量守恒得连续性方程（1）气相管流基本方程动量方程

作用于控制体的外力应等于流体的动量变化重力沿z轴分量压力管壁摩擦阻力动量变化67连续方程（1）气相管流基本方程动量方程重力沿z轴分量压力管壁管壁摩擦应力摩阻项可表示为简化得压力梯度方程重力压降梯度摩阻压降梯度动能压降梯度68管壁摩擦应力摩阻项可表示为简化得压力梯度方程重力压降梯度单相管流摩阻系数Moody摩阻系数图版摩阻系数f对比粗糙度e/D雷诺数ReD完全粗糙管区光滑管层流f＝64/Re临界区过渡区69单相管流摩阻系数Moody摩阻系数图版摩阻系数f对比粗雷诺数表示流体惯性力与粘滞剪切力之比值，它是判别层流与紊流的重要参数。通常认为，层流与紊流的分界雷诺数为2100~2300。雷诺数Jain摩阻系数公式管壁粗糙度的取值较困难，因其值不可直接测量。可根据测试的压力梯度计算其摩阻系数，由Moody图反求有效的e/D值。新油管推荐e=0.016mm(0.0006in）。70雷诺数表示流体惯性力与粘滞剪切力之比值，它是判别层流与紊流的根据井口参数计算井底静压或流压；已知输气管线两端压力计算其输气能力；一般的问题是根据管子两端压力或流量中的两个参数计算另一个参数；由于气相管流压力梯度方程目前还不能直接用解析显式表示压力，所以发展了多种不同程度简化和近似的方法。气体管流压降计算71根据井口参数计算井底静压或流压；气体管流压降计算13根据井口参数计算井底压力，取坐标z沿井轴向下为正，井口z=0。垂直井：测深L等于垂深H，θ＝90°，sinθ=1；斜直井：sinθ=H/L定向井：分段处理，

sinθi=ΔHi/ΔLi关井静气柱：摩阻项和动能项压力梯度均为零。垂直井静气柱总压降梯度即为重位压降梯度。分离变量积分静气柱压力计算72根据井口参数计算井底压力，取坐标z沿井轴向下为正，井口z=0由于T，p，Z是沿井深变化的，为了便于直接积分，采用井筒平均温度和平均压力计算平均Z值，积分得73由于T，p，Z是沿井深变化的，为了便于直接积分，采用井筒平均仍以井口为计算起点，沿井深向下为z的正向，与气体流动方向相反。忽略动能压降梯度，垂直气井的压力梯度方程为：

任意流动状态（p,T）下的气体流速可表示为：气井井底流压计算74仍以井口为计算起点，沿井深向下为z的正向，与气体流动方向相反将v代入并化简：分离变量积分油管内流动D即为油管内径；油套环空流动有：D5=(套管内径-油管外径)3(套管内径+油管外径)275将v代入并化简：分离变量积分油管内流动D即为油管内径；油套环设水平输气管线其流动方向与水平方向一致，无高程变化故不存在重位压降。忽略动能压降,故总压降梯度为摩擦压降梯度分离变量积分水平输气管线压降76设水平输气管线其流动方向与水平方向一致，无高程变化故不存在重对于含有重烃的凝析气井，在油管的举升过程中会部分冷凝成液相，形成气液两相流动。由于这类气井的气液比很高且紊流程度严重，气液两相混合较为均匀，可视为均匀的单相流（称为拟单相流）。凝析气井的产出物包括三部分：即经地面分离器分离出的干气、凝析油罐逸出的凝析气和凝析油。当井底流压接近凝析气的上露点压力，油管内可能存在液烃。若气液比大于1780m3（标）/m3，可近似考虑为单相气体流动。计算井底流动压力须对气体流量和相对密度作相应的修正。凝析气的修正77对于含有重烃的凝析气井，在油管的举升过程中会部分冷凝成液相，凝析气总气量的修正复合气相对密度考虑凝析油物性和含量的综合影响，修正公式为78凝析气总气量的修正复合气相对密度考虑凝析油物性和含量的综合影许多自喷井在井口都要安装节流装置——油嘴，用于控制气井的产量。有多种情况要求限制气井的产量，包括防止底水锥进和地层出砂，通过调节油嘴的大小控制井口压力以满足地面设备的耐压要求或防止生成水合物。节流部件种类很多，包括井口油嘴或针形阀，安装在油管鞋附近的井下油嘴，油管上部的井下安全阀(SSSV)，气举阀的气孔等。当气流通过这些流通截面突缩部件时，其流动规律基本一致，可概括为嘴流。气体嘴流动态79许多自喷井在井口都要安装节流装置——油嘴，用于控制气井的产量下图示意圆形孔眼的油嘴，若上游压力p1保持不变，气体流量（标准状态下）将随下游压力p2的降低而增大。但当p2达到某值pc时，流量将达到最大值即临界流量。若p2再进一步降低时，流量也不再增加。p2p1dqpc/p1p2/p1qsc嘴流示意图

嘴流动态关系

80下图示意圆形孔眼的油嘴，若上游压力p1保持不变，气体流量（标“临界流”是流体在油嘴吼道里被加速到声速时的流动状态。在临界流状态下，油嘴下游压力变化对气井产量没有影响，因为压力干扰向上游的传播不会快于声速。因此，为了预测嘴流动态即产量与节流压降的关系，必须确定是否为临界流状态。根据热力学原理，临界压力比为:为临界流；否则为非临界流。k为气体绝热指数由气体嘴流等熵原理，流量与压力比的关系为下式，对于亚临界流状态：将代入上式便可得临界流嘴流最大产气量。

81“临界流”是流体在油嘴吼道里被加速到声速时的流动状态。在临界节流后天然气温度由状态方程，节流上游进口处有节流下游出口处有天然气通过节流装置的流动可视为绝热过程节流下游天然温度82节流后天然气温度由状态方程，节流上游进口处有节流下游出口处有典型油气田生产系统井筒气相管流

井筒多相管流工程常用两相管流模型气举排水采气技术柱塞气举排水采气球塞气举排水采气分体式柱塞气举排水采气83典型油气田生产系统25井筒多相流流动特性大多数的井筒流动是两相流（油气、油水）或三相流（油气水）。油井井筒内的总压差主要是用来克服流体的重力、摩擦损失以及相间的滑脱损失。影响油气井生产情况的参数有：油管直径、流量、气液比、含水率、流体密度、流体粘度、压力、温度。流动方向泡流段塞流环雾流气液两相流主要流型84井筒多相流流动特性大多数的井筒流动是两相流（油气、油水）或三井筒多相流流动特性泡流

气体以小气泡形式分布于原油中。此时气体是分散相，液体是连续相；气体主要影响混合物密度，对摩擦阻力的影响不大；滑脱现象（在混合物向上流动中，气体超越液体的现象）比较严重。段塞流

原油中析出大量气体，小气泡合并成大气泡，气团占据了油管的大部分通道面积，油气混合物呈气团和液柱在油管中交替流动。此时气体的膨胀对液体的举升发挥了很好的作用，滑脱较小；油井的生产不均衡，有压力脉动的现象。环雾流

气量继续增多时，气泡上下扩展，突破了气团间的液柱，液体被挤向管壁，沿管壁向上运动，油管中心是连续的气流而管壁为油环。此时气、液两相都是连续的，气体举油主要是靠摩擦携带。85井筒多相流流动特性泡流27井筒多相流能量损失当井深一定时，重力消耗的大小取决于混合物的密度，而混合物的密度与滑脱现象有关。出现滑脱之后将增大混合物的密度，从而增大混合物的重力消耗。因滑脱而产生的附加压力损失称为滑脱损失。若以油柱表示能量损失，则油气混合物沿井筒流动时总的能量损失H为H=Hm+Hf+HS油气混合物重力消耗摩阻损失滑脱损失气体流量与能量损失关系H,mV，L/s管长1m，管内径73mm，液体流量为2.4L/s。1－V~Hm＋Hs2－V~Hf3－V~HHm＋Hs随气体流量的增加而降低。这是因为气体流量增加，滑脱损失和混合物的密度减小。摩擦损失随气体流量的增加而增加。Hm＋Hs随气体流量的增加而降低。这是因为气体流量增加，滑脱损失和混合物的密度减小。86井筒多相流能量损失当井深一定时，重力消耗的大小取决于混合物的井筒多相流计算模型要准确分析多相管流的流动特征是比较困难的，大多采用现场试验和实验室模拟的方法，结合试验资料进行分析来找出各变量的近似关系，从而得出较为实用的计算公式。应用较广泛的多相管流的相关式主要有：右边各方法中仅Beggs-Brill和Mukherjee-Brill方法考虑了井斜角，其它都是基于垂直流动。因此，上述两种方法也可以用于注入井和丘陵地带地面管线管流计算。其它方法对于定向井多相管流应谨慎使用，并且不应用于注入井多相管流计算。HagedornandBrownDunsandRosGrayOrkizewskiAzizetalBeggs－BrillsMukherjee-BrillFancherandBrownHasan-Kabir机理模型87井筒多相流计算模型要准确分析多相管流的流动特征是比较困难的，A类－不考虑滑脱及流型划分。混合物密度由输入气液比计算，也就是假定气液具有相同的速度，此类计算方法仅需两相流的摩阻系数计算关系式。B类－考虑滑脱，不做流型划分。仅需要两相流持液率和摩阻系数计算关系式。此类方法考虑了气液在管内的不同流速，该方法需要提供预测液相在任意位置所占管内截面积的分数，对于各种流型采用相同的持液率和摩阻系数关系式。C类－考虑滑脱并划分流型。不仅需要两相流持液率和摩阻系数计算关系式，而且需要预测流型的方法，只要确定了流型，就能确定相应的持液率和摩阻系数计算关系式，加速度压降梯度的方法也可以确定。井筒多相流计算模型分类88A类－不考虑滑脱及流型划分。混合物密度由输入气液比计算，也就序号方法类型1FancherandBrownA类2HagedornandBrownB类3GrayB类4DunsandRosC类5OrikiszwskiC类6Azizetal.C类7BeggsandBrillC类8MukherjeeandBrillC类9Hasan-Kabir机理模型89序号方法类型1FancherandBrownA类2HagOGWM软件管流计算方法序号方法适用条件1单相气体修正气井、凝析气井2Hagendorn-Brown(1963)垂直油井、含水气井3Orkiszewski(1967)垂直油井4Duns-Ros垂直油井5Mukherjee-Brill(1985)垂直井、定向井或地面管线6Beggs-Brill(1973)垂直井、定向井或地面管线7持液率优化模型(SPE35612)测试压力数据优化压降模型8无滑脱分析滑脱压降9Aziz(1992)垂直油井、含水气井10Hasan-Kabir(1985)垂直油井、含水气井11Gray(1978)凝析气井、高气液比井12Ansari机理模型(1990)垂直油井、含水气井90OGWM软件管流计算方法序号方法适用条件1单相气体修正气井、典型油气田生产系统井筒气相管流井筒多相管流工程常用两相管流模型气举排水采气技术柱塞气举排水采气球塞气举排水采气分体式柱塞气举排水采气91典型油气田生产系统33工程常用两相管流模型Hagedorn-Brown（1965）Gray（1978）Orkiszewski（1967）Beggs-Brill（1973）Mukherjee-Brill（1985）Duns-Ros(1963年)Hasan-Kabir（1988）Ansari模型92工程常用两相管流模型Hagedorn-Brown（1965）Hagedorn-Brown模型Hagedorn-Brown(1965)针对垂直井中油气水三相流动，基于单相流体和机械能守恒定律，建立了压力梯度模型；并在装有1、11/4、11/2英寸油管的457m深的试验井中，以10、30、35和110mPa.s的油、天然气和水混合物进行了大量的现场试验，通过反算持液率，提出了用于各种流型下的两相垂直上升管流压降关系式。此压降关系式不需要判别流型，适用于产水气井流动条件。

93Hagedorn-Brown模型Hagedorn-BrownGray模型

Gray模型（1978年）适用于凝析油气井，曾与108口井的资料进行了比较。其结果表明比干气井的预测结果好。ξ为从少量的凝析油数据系统中获得的气体体积分数，构成一个反映反转现象的简化模型，与相对密度、压力、温度相关。94Gray模型Gray模型（1978年）适用于凝析油气井，Orkiszewski模型

Orkiszewski（1967）采用148口油井实测数据，对比分析了多个气液两相流模型，对其中最好的关系式与他对段塞流的研究结合起来，提出了一种综合Griffith泡流和段塞流与Dons-Ros的环雾流和过渡流算法的垂直多相管流相关式，通常适合于直井多相流计算。Ros和Duns雾状流Ros和Duns过渡流密度项对Griffith和Wallis公式作了修正，摩阻项用Orkiszewski方法段塞流Griffith和Wallis泡流选用方法流型95Orkiszewski模型Orkiszewski（1967Beggs-Brill模型

Beggs-Brill(1973年)根据均相流动能守恒方程式得出了压力梯度方程，并在直径1"、11/2"长13.7m的倾斜透明管中用水和空气进行了大量的实验，得出了不同倾斜管道中气液两相流动的持液率和阻力系数的相关规律。-900～+900管段倾角0～0.185MPa压力梯度0～0.87持液率25.4、38.1mm管子内径0.25～0.67MPa管段平均压力（绝）0～0.0019m3/s液体流量0～0.098m3/s气体流量变化范围参数96Beggs-Brill模型Beggs-Brill(1973Mukherjee-Brill模型

Mukherjee和Brill（1985）在Beggs和Brill（1973）研究工作的基础上，改进了实验条件，对倾斜管两相流的流型进行了深入研究，提出了更为适用的倾斜管（包括水平管）两相流的流型判别准则和应用方便的持液率及摩阻系数经验公式。M-B持液率只是控制流型的三个无因次参数的函数。无因次液相粘度无因次液相速度无因次气相速度97Mukherjee-Brill模型Mukherjee和BrDuns-Ros(1963年)对影响垂直两相管流中的13个变量按π定理进行了因次分析，以质量、长度和时间作为基本量纲。对因次分析确立的10个无因次量进行了深入研究，总结出四个无因次量（无因次气相速度、无因次液相速度、无因次液相粘度、以及无因次管径）能比较全面的描述两相管流现象。并在实验室中以长10m，直径1.26in-5.6in的垂直管进行了约4000次气液两相管流实验，持液率通过放射示踪迹技术测得，获得了约2万个数据点，总结得出了流态分布图。DUNS-ROS模型NgvNLVI区含气泡流、弹状流和部分沫状流II区含段塞流和沫状流的剩余部分III区为雾状流98Duns-Ros(1963年)对影响垂直两相管流中的13个变Hasan-Kabir模型

Hasan和Kabir（1988年）利用水动力学原理，通过对气液两相流动形态转变的机理性分析，得出了每一种流动形态的判别依据，提出了确定每一流动形态的判别依据和方法。进而给出了相应的压力梯度计算方法。该方法的流动形态分为泡流、段塞流、搅动流和环状流四种。

Hasan&Kabir指出，对于垂直气液两相管流来说，除了环状流以外，重位压力梯度在总压力梯度中始终是主要的，而加速压力梯度一般很小，可以忽略不计。99Hasan-Kabir模型Hasan和Kabir（1988Ansari模型由多相管流压降梯度关系式可知，在计算压力梯度时需要知道混合物的密度、两相摩阻系数，而混合物的密度是持液率HL的函数，因此，两相流持液率HL和两相摩阻系数fm是两相管流计算的两个重要参数。Ansari等在前人研究的基础上建立了井筒中气液两相的流动型态判别方法，并对各种流动型态的流动机理和特点进行了分析，建立了描述泡状流、段塞流和环状流流动特性的模型。安萨瑞利用1775口油井的实测数据，对其方法进行了检验。100Ansari模型由多相管流压降梯度关系式可知，在计算压力梯度典型油气田生产系统井筒气相管流井筒多相管流

工程常用两相管流模型

气举排水采气技术柱塞气举排水采气球塞气举排水采气分体式柱塞气举排水采气101典型油气田生产系统43

气液两相管流滑脱损失

气液两相管流中，由于气体和液体间的物性差而产生气体超越液体上升，气液混合物的密度增大，增大混合物的静水压头（即重力