北京采油课程设计(3)

（3）原油体积系数的计算

Bo?0.972?0.000147（3-4） ?F1.175

式中，F?5.615Rs（4）溶解油气比的计算

1）当yAPI?15时，使用standing的相关式

RS?0.17812?yg?(8.0558p?10A?6)1.2048 （3-5）

式中，A?0.0125?yAPI?0.00091?(1.8t?32) T—温度，℃；

P—泡点压力（在多相管流中取计算段的平均压力P），Pa。

2）当yAPI?15时，使用Lastater的相关式 RS?23650?ygyo?2.25t?40

yngyo （3-6） ?mo1?yng式中，mo—地面脱气原油的有效分子量； yng—天然气的摩尔分数。

其中，mo和yng可以通过差图来获得。为便于计算，我们可以采用以下公式

计算mo和yng。

mo的计算

当API?38.3时 m0?10当oAPI?38.3时 mo?o0.6631?in(1346yAPI?2.1) （3-7）

61.933?yAPI （3-8）

0.0943yng的计算； 先计算泡点压力系数；xg?8.0558?p?yg105?(t?27..15)xg0.5967 （3-9）

当xg?3.448时 yng?0.3531?in

（3-10）

11

当0.7?xg?3.448时 yng?0.2401?in（5）油水混合液体的密度

xg0.1223 （3-11）

pz?po?(1?fw)?pw?fw （3-12）

式中，fw——体积含水，小数。

（6）液体黏度

1）原油黏度 “ 死油”（脱气油）黏度

?od?10x?11000 x?y?(32?1.8t)?1.163 式中，y?102

z?3.0354?0.02023yAPI

2）“活油”（饱和油）黏度； ??A?(1000??OD)BOD1000式中，A?10.715?(5.615R515S?100)?0.

B?5.44?(5.615R.338S?150)?0

?OD,?O—原油死油与活油黏度，Pa?s。

2）水的黏度

.003?1.479?10?2(32?1.8t)?1.982?10?5?(32?1.8t)2 ?w?e11000 式中，?w—水的黏度，Pa?s

3）液体的黏度

?w??o?(1?fw)??w?fw

（7）油、天然气的表面张力

（3-13）（3-14）3-15）

（12

?og[42.4?0.047(1.8t?32)?0.267(yAPI)]?e?1.015?10?1000m?7p （3-16）

式中，?og—油、气的表面张力，N

（8）水、天然气的表面张力 ?(t)?{其中 ， ?(23.33)；

248?1.8t[?(23.33)??137.78]??(137.78)} （3-17） 206?776e?3.62575?10?1000?p

?(137.78)52.5?8.7018?10?7?p?

1000式中，?(t)—温度为t℃时水、气的表面张力，Nm （9）天然气的压缩因子

压缩因子指的是实际真实的气体与理想气体的比值。 假设天然气的成分全都是甲烷。

则由此可得：Ppc=4.640 Mpa Tpc=190.55 k 采用Gopal方法计算：

与对于Ppr为0.2~5.4及Tpr为1.05~3.0时，用下式计算：

Z= Ppr（ATpr+B）+CTpr+D （3-18） 对于Ppr为5.4~15.0及Tpr为1.05~3.0时，则用下式计算：

Z=Ppr（ATpr+B）-1.4667+C/(0.319Tpr+0.522)+D （3-19） 上面的公式中：Ppr----拟对比压力 Ppr=P/Ppc

Tpr——拟对比温度 Tpr=T/Tpc

其中A，B，C，D都为常数，可由下表差的，将其带入上式可得到不同温度和压力下得Z值。

表4-1 A，B，C，D数据表 Ppr 0.2~1.2 Tpr 1.05~1.2 1.2~1.4 1.4~2.0 A 1.6643 0.5222 0.1391 B -2.2114 -0.8511 -0.2988 C -0.3647 -0.3647 0.0007 D 1.4385 1.0490 0.9969 13

2.0~3.0 1.2~2,.8 1.05~1.2 1.2~1.4 1.4~2.0 2.0~3.0 2.8~5.4 1.05~1.2 1.2~1.4 1.4~2.0 2.0~3.0 5.4~15.0 1.05~3.0 0.0295 -1.3570 0.1711 0.0984 0.0211 -0.3278 -0.2521 -0.0284 0.0041 0.711 -0.0825 1.4942 -0.3232 -0.2053 -0.0527 0.4725 0.3871 0.0625 0.0039 3.66 0.0009 4.6315 0.5896 0.0621 0.0127 1.8233 1.6084 0.4714 0.0607 -1.637 0.9967 -4.7009 0.1229 0.8580 0.9549 -1.9036 -1.6635 -0.0011 0.7927 2.071

3. 井筒多相管流计算

根据多相管流的压力梯度就可计算出沿程压力分布。由于多相管流

中每相流体影响流动的物理参数(密度、粘度等)及混合物密度和流速都随压力和温度而变，沿程压力梯度并不是常数。因此，多相管流需要分段计算，并要预先求得相应段的流体性质参数。然而，这些参数又是压力和温度的函数，压力却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。

（1）按深度增量迭代，计算下泵的深度

以井底为起点开始计算：

已知井底的流压力5.58MPa，沉没压力为3MPa，

① 则假设压力降?P=2.58MPa,估计压降?P对应的深度增量1530m

该段上断点的井深为1430m 该段P上=3MPa P下=5.58MPa

则其平均压力P=（3+5.58）/2=4.29 MPa 由井深温度曲线可知道： T上=85.210C T下=123.690C

14

则该管段的平均温度T=（85.21+123.69）/2=104.450C ② 在该段平均温度104.450C 平均压力4.29 MPa，

由以上（3-2）---（3-17）的参数确定的方程可知道：

溶解气油比 Rg= 7.82 m3/ m3 原油体积系数 Bo=1.15 气体密度 ?g=0.983 kg/m3 气体的粘度 ?g=0.0121 mpa.s 混合物的表面张力 ?=0.03N

气体的体积系数 Z气=0.9376

液体的体积系数 B=1.04

液体的粘度 u液=3.04 mpa.s 液体的密度 ρ液=0.903 g/cm3 ③ 然后利用Orkiszewski方法判断流型， 气液的流量：

p0TZ(Rp?RS)q086400pTo??qg=

=

0.101?273?0.9376?(50?7.8)?55.6 （3-20）

86400?4.29?293=5.5 ?10-4 m3/s

qt=55.31/86400=6.4 ?10-4 m3/s Ap=3.14 ?0.124 ?0.124=0.04828 m3

Vg为无因此气体流速，LB为泡流界限，Ls为段塞流界限，LM为雾流界限。

Vg=

qgAP(?10.25) （3-21） g?LB?1.071?0.7277Vt/D （3-22）

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