第一章 气液两相管流-2013

自喷井生产系统及压力损失2/1/20231

第二节气液两相管流基本概念及基本方程两相管流：占油气井系统总压降35%-90%核心问题：沿程压力变化及其影响因素2/1/20232一、气液两相管流的滑脱现象及特性参数滑脱现象气液两相上升流动时，由于气液两相间的密度差异所产生气相超越液相流动。相对于气相而言，有一部分液相被滞留于管段中。密度增加，压降损失增加2/1/20233

持液率(LiquidHoldup)

流动状态下单位长度管段内液相容积所占份额混合物密度存在滑脱2/1/20234流速相平均流速实际流速表观流速关系混合物流速滑脱速度2/1/20235无滑脱滑脱损失

无滑脱时：存在滑脱时：无滑脱持液率(No-slipLiquidHoldup)

管流截面上液相体积流量与气液混合物总体积流量的比值。（条件：）

关系/A()/A2/1/20236则:式中第一项是无滑脱密度ρns(VG=VL)AALAG3、实际密度qG=vGAG，vG，则AGA=AL+AG，AG，AL若无滑脱时液相面积AL滑脱时增加ΔAL密度所引起的压力变化是油气流动时不可避免的压力损耗,叫有效损耗。式中第二项是滑脱引起的密度增量,它所引起的压力变化叫滑脱损失。二、气液两相管流的流型

纯液流（p>pb）无气相，管内均质液体流体密度最大，压力梯度最大溶解气开始从油中析出，气体以小气泡分散在液相中泡流（p<pb）液相是连续相，气相是分散相液相滑脱损失严重，易水淹摩阻小，重力损失为主特点2/1/20238液相是连续相，气相是分散相气体体积变大，摩阻增加滑脱较小，总压力损失最小特点混合物继续向上流动，压力降低，小气泡合并形成大气泡，在井筒中形成一段气，一段液流动结构，气托着油向上运动。段塞流2/1/20239液相由连续相过渡为分散相，气相相反气体流量大，摩阻增加特点压力继续降低，部分大气泡从中间突破液段形成短气柱，把液体挤到环壁。液体靠中心气流的摩擦携带作用向上运移。过渡流（环流）2/1/202310气相是连续相，液相是分散相摩阻增加，重力损失最小特点压力进一步降低，中心气柱逐渐增大，壁面液膜厚度降低，液体以液滴分散于气相中。雾状流2/1/202311纯液流泡流段塞流过渡流雾状流油井生产中可能出现的流型自下而上依次为：纯油流（液流），泡流，段塞流，过渡流，雾状流。实际上，在同一口油井中，一般不会出现完整的流型变化。总结Hp2/1/2023122.水平管流气液两相流流型分层流上部气流、下部液流气液界面平滑或波状中心气流携带液滴管壁液环流动2/1/202313大气泡沿管子顶部流动，管子下部为液流间歇流塞流段塞流大液体段塞流与几乎充满管子的高速气泡的交替流。2/1/202314气流量高、液流量低气流中夹带液滴分散流大气泡集中在管子的上半部。2/1/202315四、气液两相管流压力梯度方程及求解步骤1.压力梯度方程压降梯度=重力梯度+摩阻梯度+动能梯度单相气体一维稳定流动z的正向为流体流向为管子与水平方向的夹角单相流多相流水平管流(θ=0)，且忽略动能？2/1/202317分析泡流段塞流过渡流雾流井筒L处p，TL=L1,L2,L3---Lnp=p1＋△p1+△p2---△pn-12/1/202318迭代计算步骤pwf，Twfp1=pwf－△p1？p1，T1p1=pwf－△pxpwfBo,Bg,Bw,Rs,μo,μg等vm,vsg,vsl判别流型计算HL(ρm)泡流段塞流过渡流雾流泡流段塞流过渡流雾流动能＋摩阻＋重力△px2△px,-

△px2<Ep1=pwf－△px2△H2/1/202319压力梯度方程求解步骤（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（7）计算dp/dh和ΔP'（8）比较ΔP'与ΔP,若相差超过允许值,以ΔP代入。（9）重复第4步到第8步也可以选择假设压降值ΔP,来计算区间ΔH',比较ΔH与ΔH'的方法。

第三节气液两相管流计算方法早期均匀流方法（总摩阻系数法）1952Poettmann—Carpenter80’s陈家琅λ'~(NRe)2经验相关式1963Duns－Ros无因次化处理NvL、Nvg、ND、NL1965Hagedorm－Brow现场实验1967Orkiiszewski流型组合1973Beggs－Brill倾斜管实验1985Mukherijee－Brill改进实验条件现代机理模型1985Hasan&Kaber1990Ansari2/1/202321

垂直管流Orkiszewski方法

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。然后分不同流型择其优者，综合他的研究成果得出四种流型的压降计算方法。流型选用方法泡流段塞流过渡流雾状流Griffith和Wallis密度项对Griffith和Wallis公式作了修正，摩阻项用Orkiszewski方法Ros和DunsRos和Duns2/1/2023221.总压降梯度公式一般动能较小，只在雾流情况下才有意义。只考虑气体的压缩性：？(1-66)(1-67)(1-68)2/1/202323伴随生产1m3地面脱气原油产出的油、气和水的总质量，kg/m3。总压降梯度公式？(1-68)(1-66)(1-69)(1-72)(1-71)2/1/2023242、流型判别多相管流流态的影响因素共有13个，主要因素：VSL、VSG、ρL、σ1）影响流态的因素2）无因次处理2/1/202325Ros流型图版2/1/202326NGV<LS段塞流NGV>LSNGV<LM过渡流NGV>LM雾状流段塞流与过渡流界限值为:雾流与过渡界限值为:？泡流与段塞流分界vmqG/qm1.00.1323/8段塞流泡流41/2431/227/81.9泡流与段塞流分界当qG/qm<0.13时,无论其他参数如何均为泡流当LB<0.13时则取LB=0.132/1/202328

Orkiszewski方法流型界限流型界限泡流qG/qm<0.13或0.13<qG/qm<LB段塞流qG/qm>LB，NGV<LS过渡流LM>NGV>LS雾流NGV>LM3、混合物密度与摩阻梯度的计算a.混合物的密度1）泡流与滑脱速度有关实验表明：泡流时vs=0.244？2/1/202330下标SC－－标准状态RS－－溶解油气比（p,T状态，式1-95）Rp－－生产油气比（标准状态）Zg－－天然气偏差系数（p,T状态）2/1/2023312/1/202332b.摩阻梯度泡流中气体以小气泡分布于液体中，靠近管壁主要是液体。其摩阻压力梯度按液相计算。？紊流（Re>2300）

层流（Re≤2300）

泡流一般为层流。（泡流条件下动能项忽略）2/1/2023332.段塞流a.混合物密度？液体分布系数Co由连续液相的类型及混合物速度分别选用相应的公式连续液相vm，m/sCo计算公式水<3.0481－86a水>3.0481－86b油<3.0481－86c油>3.0481－86d2/1/202334vb计算方法一迭代计算2/1/202335vb计算方法二当Reb≤3000时当3000<Reb

<8000时当Reb

≥8000时假定Reb范围，计算Vb；再用Vb计算Reb以满足设定范围为准！2/1/202336b.摩阻梯度（段塞流条件下动能项可忽略）2/1/2023373.雾状流a.混合物密度雾状流一般发生在高气液比、高流速条件下，液相以小液滴形式分散在气柱中呈雾状，这种高速气流携液能力强，其滑脱速度甚小，一般可忽略不计。b.摩阻梯度？气相雷诺数液膜相对粗糙度确定e/D

根据无因次韦伯系数选择公式。当Nw≤0.005时当Nw>0.005时液膜的相对粗糙度，取0.001－0.52/1/2023404．过渡流

用段塞流和雾流计算后内插。段塞流雾流解：（1）以井口或井底为起点(由已知压力位置定) 起始点：井口压力p1=pwh，T1=Twh，H1=0（2）选择计算区间长度:ΔH一般取50～100m

选取计算区间长度：ΔH=100m

（3）假设这一区间的压降值ΔP(由经验定)

假设深度ΔH对应的压力增量ΔP=0.6MPa补充：井深H：2500m，井底温度100℃（或温度剃度ΔT3℃/100m），求井底压力。℃/100m例1-6某不含水自喷井产油量Qo为38m3/d，产气量Qg为2027.4m3/d，原油和天然气的相对密度分别为0.85和0.65，原油饱和压力8.66MPa，油压2.352MPa（表压）井口温度Twh为25℃，油管内径62mm。试用Orkiszewski方法计算井口压力梯度。2/1/202342（4）计算出区间的平均温度和平均压力Pav,Tav

Pav=

P1+ΔP/2 Tav=T1+

ΔT×ΔH/2（5）确定Pav和Tav下的物性参数

计算Rs、Bo、μo、σo、Zg、μg、Bg等（6）判断流态计算NGV、LB、LS、LM、qG/qm等，利用表1-6判断流型，分别计算混合物平均密度、摩擦系数与摩阻梯度（7）计算dp/dh和ΔP′

根据流态计算ρm、f等，计算dp/dh则：ΔP′=dp/dh×ΔH2/1/202343（8）比较ΔP′与ΔP,若相差超过误差限,以ΔP代替ΔP返回到（4）重新计算到第8步。 如果，则进行下一段计算:P1=P1+ΔP，H1=H1+ΔH，T1=T1+ΔT×ΔH直至井底。也可以选择假设压降值ΔP,来计算区间ΔH',比较ΔH与ΔH'的方法。2/1/202344二、倾斜（水平）管两相流计算方法Mukherjee和Brill（1985）实验装置：内径38mm的倒U形倾斜管，中部可以升降，可与水平方向在0～±90°范围内变化实验介质：空气+煤油或润滑油温度：-7.8~55.6℃σ，mN/mρ，kg/m3μ，mPas煤油268172润滑油3584929根据所测得的1500个实验数据，通过回归分析，提出了倾斜管气液两相流的持液率及摩阻系数经验公式。适于垂直井、斜直井、定向井和水平井的两相管流压力计算。

2/1/202345Mukherjee和Brill（1985）对比：2/1/202346与水平方向的夹角（0～+90o）a.持液率流向向上和水平流向下流流型所有分层流其它系数值c1-0.380113-1.33082-0.516644c20.1298754.8081390.789805c3-0.1197884.1715840.551627c42.34322756.26226815.519214c50.47756860.0799510.371771c60.2886570.5048870.3939522/1/202347无因次液相粘度

无因次液相速度

无因次气相速度

2/1/202348若则为环流，否则为泡流–段塞流。条件：向上或水平（水平井段）流动

分泡流–段塞流和环流，判别式为b.确定摩阻系数泡流–段塞流——无滑脱摩阻系数无滑脱！nsns2/1/202349

fm为相对持液率HR和无滑脱摩阻系数fns

的函数确定步骤：(1)计算相对持液率HR＝λL/HL

(2)根据HR按下表确定摩阻系数比fR；(3)根据Rens由摩阻系数公式（1-80）计算f，即为fns；(4)fm＝fR·fns

。环流HR0.100.200.300.400.500.701.00fR1.000.981.201.251.301.251.002/1/202350三、环形空间流动的处理方法模型：采用圆管内气液两相管流压降计算方法修正环形空间流动：管径和管壁粗糙度相当粗糙度eo,ei分别为环空内管、环空外管有效粗糙度。eo应考虑油管或抽油杆接箍的局部摩阻影响。2/1/202351圆管时，Di=0，故R=D0/4，水力相当直径De=4R。所以环空的水力相当直径为：水力当量直径将圆管管径采用环空的水力半径代替。环空流动可用相当直径Ｄe代替涉及到管径为一次方关系的公式中，如雷诺数和摩阻压降等。但计算两相流有关流速时仍用实际过流截面积!。

2/1/20235213-405井压力计算结果对比13-117井压力计算结果对比2/1/2023532/1/202354

第四节油井井筒传热模型及温度计算

一、油井井筒传热模型将流体在井筒油管内流动考虑为稳定的一维问题。能量方程dq/dt？2/1/202355焓是工质在某一状态下所具有的总能量（内能U与压力势能ＰＶ之和，为一个复合状态参数。比焓梯度焦耳－汤姆逊系数2/1/202356井筒内稳定传热油管隔热层套管地层流体环空水泥环rtirhrcorcirtorinsTfTtiTtoTinsTciTcoTh忽略油管内壁水膜及金属的热阻

2/1/202357热流梯度方程地层内不稳定传热2/1/202358热流梯度比焓梯度能量方程井筒温降梯度方程2/1/202359松弛距离A

任意流通断面的地温（静温）按井筒内流体流动温度梯度gf，折算到流温曲线所产生的相对距离。

Te(z)Tf(z)gfA2/1/202360井筒温降计算需要确定油套环空流体和水泥环及周围地层的一系列物性参数。为此，Ramey（1962）、Satter（1965）、Shiu&Beggs（1980）、Hasan&Kabir（1990）等提出了多个井筒温度简化计算方法。2/1/202361松弛距离A

为产出流体质量流量、管径、产出流体物性和油压的函数。应用370口油气井（直井、定向井）现场测温资料进行线性回归处理得到了A的系数。

二、Shiu&Beggs温度计算方法

考虑油井在稳定生产情况下，上述物性等参数变化不大，故均视为常数，导出任意z截面的温度

2/1/202362解：

【例1-7】油层中深3000m处温度为82℃，地温梯度1.9℃/100m，其它数据同例1-6。用上述方法计算井口温度，并绘制产油量分别为38和200m3/d井