2022全国石油工程设计大赛之六采油工程设计报告范文

全国石油工程设计大赛之六采油工程设计报告范文2022全国石油工程设计大赛材料之六采油工程设计本次采油工程设计的主要内容是进行有杆抽油生产系统设计，通过设计计算，让学生了解有杆抽油生产系统的组成、设计原理及设计思路

1.有杆泵抽油生产系统设计

1.1有杆抽油生产系统设计原理有杆抽油系统包括油层，井筒流体、泵、油管、抽油杆、抽油机、电动机、地面出油管线直到油气分离器有杆抽油系统设计就是选择合理的机，杆，泵，管以及相应的抽汲参数，目的是挖掘油井潜力，使生产压差合理，抽油设备工作安全、高效及达到较好的经济效益在生产过程中，井口回压ph基本保持不变，可取为常数它与出油管线的长度、分离器的入口压力有关，此处取phi.OMPao抽油井井底流压为pwf向上为多相管流,至泵下压力降至泵的沉没压力或者吸入口压力pn,抽油泵为增压设备,故泵出口压力增至pz,称为泵的排出口压力.在向上,为抽油杆油管间的环空流动.至井口，压力降至井口回压ph1设计内容对刚转为有杆泵抽油的井和少量需调整抽油机机型的有杆抽油井可初选抽油机机型对大部份有杆抽油油井抽油机不变，为己知对于某一抽油机型号，设计内容有泵径、冲程、冲次、泵深及相应的泵径、杆长，并求载荷、应力、扭矩、功率、产量等技术指标[

42.

40.

0471.8t

320.267yl.01510API]eog100022式中，og—油、气的表面张力，N；P-压力,Pa.8水、天然气的表面张力

2481.8twg206[

23.

33137.78]

137.78}23其中,76e

3.62575107P

23.

33100052.

58.

7018107137.78plOOO式中，wg—温度为t°C时水、气的表面张力，Nm；P-压力,Pa.9油水混合物和天然气的表面张力loglfw wgfw10天然气的压缩因子ZTc

92.

22176.67gP6cl

04.

880.39gg

0.7PC

1064.

780.25g g

0.7Tr

273.15tTcPPrPcP

0.27PrRZT迭代T rZ

10.31506P2RR此处迭代过程Z取初值

1.迭代1次P-压力,Pa.11天然气的密度g

3.4844103gPZt

273.15Kg/m3;P-压力Pa12天然气的粘度天然气粘度取g

1.22102mPa

1.4井筒温度场计算迭代-2根据经验公式计算沿井筒的温度分布ttotrtoBATALleBATAHL24BATAHBATAKP2KPG1FWG

10001.

15735.4246eQL100024式中，QL——油井产液量，t/d；Fw——分量含水率，小数；to恒温层温度，℃；tr——油层温度，℃;H——油层中部深度，m；L——井筒中任意点深度，mo

1.5井筒多相流计算井筒多相流压力梯度方程井筒多相管流的压力梯度包括因举高液体而克服重力所需的压力势能、流体因加速而增加的动能和流体沿管路的摩阻损失，其数学表达式如下2dvmmvmdpmgi nmvmfm25dhdhd2式中m为多相混合物的密度；vm为多相混合物的流速；fm为多相混合物流动时的磨擦阻力系数；d为管径；p为压力；h为深度；g为重力加速度；为井斜角的余角

1.

5.2多相垂直管流压力分布计算步骤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，沿程压力梯度并非常数因此，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有两种不同的迭代途径按深度增量迭代和按压力增量迭代1）按深度增量迭代的步骤

①已知任一点（井口或者井底）的压力Po作为起点，任选一个合适的压力降P作为计算的压力间隔具体要根据流体流量（油井的气、液产量）、管长（井深）及流体性质来定

②估计一个对应P的深度增量h,以便根据温度梯度估算该段下端的温度T1并确定在该和下的全部流

③计算出该管段的平均温度及平均压力，体性质参数（溶解气油比Rg、原油体积系数Bo和粘度o、气体密度g和粘度g,混合物粘度m及表面张力…等）

④计算该段的压力梯度dPo

⑤计算对应于P的该段管长（深度差）h计

⑥将第步计算得的h计与第

②步估计的h进行比较，两者之差超过允许范围，则以新的h作为估算值，重复

②~

⑤的计算，使计算的与估计的h之差在允许范围内为止

⑦计算该段下端对应的深度Li及压力PiLihPPiPJjl1o*1i=l,2,3,…n

⑧以Li处的压力为起点，重复

②~

⑦步，计算下一段的深度Lil和压力P1L直到各段的累加深度等于或者大于管长（LnL）时为止2）按压力增量迭代的步骤

①已知任一点（井底或者井口）的压力P0,选取合适的深度间隔h（可将管L等分为n段）

②估计一个对应于计算间隔h的压力增量Po

③计算该段的和，以及、下的流体性质参数dP

④计算该段压力梯度odP

⑤计算对应于h的压力增量Pih

⑥比较压力增量的估计量P与计算值Pi,若二者之差不在允许范围内，则以计算值作为新的估计值，重复第

②⑤步，使两者之差在允许范围0之内为止〜

⑦计算该段下端对应的深度Li和压力PiLiihPiPoPili

⑧以Li处的压力Pi为起点压力重复第

②⑦步，计算下一段的深度Lil和压力〜P1L直到各段累加深度等于或者大于管长L时为止为了简化计算，通常对各段选取同样的增量间隔而在有些情况下，各段的增量间隔可以不同，这样既能节约计算时间，而又能较好地反映出压力分布L

5.3计算气-液两相垂直管流的Orkizewki方法本设计井筒多相流计算采用Orkizewki方法Orkizewki法提出的四种流动型态是泡流、段塞流、过渡流及环雾流如图1所示在处理过渡性流型时，采用内插法在计算段塞流压力梯度时要考虑气相与液体的分布关系针对每种流动型态提出了存容比及磨擦损失的计算方法图1气液混合物流动型态Orkizewki

1.压力降公式及流动型态划分界限由前面垂直管流能量方程可知，其压力降是磨擦能量损失、势能变化和动能变化之和由式2-36可直接写出多项垂直管流的压力降公式:dPf dhgmdhmvmdvm26式中P—压力，Pa；f一磨擦损失梯度，Pa/m；h—深度，m；g—重力加速度，m/2；m—混合物密度，kg/m3；vm—混合物流速，m/o动能项只是在雾流情况下才有明显的意义浮现雾流时，气体体积流量远大于液体体积流量根据气体定律，动能变化可表示为mvmdvmWtqgdp272P式中Ap—管子流通截面积，m2；Wt一流体总质量流量，kg/；qg—气体体积流量，m3/o将式27代入式26,并取dhhk,dPpk,mm,P经过整理后可得Pk[mgflt2gAphk28式中Pk一计算管段压力降，Pa；hk一计算管段的深度差，m；一计算管段的平均压力，Pao表1流型界限流动型态界限不同流动型态下的m和f的计算方法不同，为此，计算中首先要判断流动形态该方法的四种流动型态的划分界限如表1所示

2.平均密度及磨擦损失梯度的计算由于不同流动型态下各种参数的计算方法不同，下面按流型分别介绍⑴泡流平均密度mHLLHgg1HgLHggHLHgl29式中Hg一气相存容比含气率，计算管段中气相体积与管段容积之比值；HL—液相存容比持液率，计算管段中液相体积与管段容积之比值;g、L、m一在下气、液和混合物的密度，kg/m3o气相存容比由滑脱速度V来计算滑脱速度定义为气相流速与液相流速之差VLgtgggpgpg30可解出Hg Hgl[lqtlqt2g31ppp式中V一滑脱速度，由实验确定，m/；vg、VL一气相和液相的表观流泡流磨擦损失梯度按液相进行计算:tfLvLHvLHqLpg32式中f一磨擦阻力系数；vLH一液相真实流速，m/o磨擦阻力系数f可根据管壁相对粗造度/D和液相雷诺数NRe查图2液相雷诺数NReDvLL33L式中L—在下的液体粘度，油、水混合物在未乳化的情况下可取其体积加权平均值，Pa.o2段塞流混合物平均密度mWtLvApL34tp式中一液体分布系数；V一滑脱速度，m/o⑵需要数据井井深，套管直径，油层静压，油层温度混合物油、气、水比重,饱和压力生产数据含水率，套压，油压，生产气油比，原产量，原流压（或者原动液面）O

（3）设计方法这里介绍给定配产时有杆抽油系统的设计方法首先需要获得油层的IPR曲线若没有井底流压的测试值，可根据测试液面和套压计算得井底流压，从而计算出采液指数及IPR曲线1）根据测试液面计算测试点流压从井口到井底可分为三段从井口到动液面为气柱段，若忽略气柱压力，则动液面顶端压力仍为套压从动液面到吸入口为纯油柱段，可以将这一段分为许多小段，采用迭代压力方法可求出每小段油的密度，最后求出吸口处的压力从吸入至油层中部份多相管流段通过分小段计算多相管流压力分布，可求得测试点流压2）根据测试点流压和产量计算IPR曲线3）给定配产量时有杆泵油井设计步骤（简化设计方法）a.利用IPR曲线，由给定产量Q计算流压b.按Q由流压向上进行多相管流计算，得不同深度处的压力分布普通分若干小段进行压力分布计算为了计算简便，此处可按深度增量迭代方法分两段计算若井底流压pwf高于饱和压力pb,则以饱和压力点pb为分界线分为两段，pwf从到pb为一段，从pb到零为一段若井底流滑脱速度可用Griffith和Walli提出的公式计算C1C235V3过渡流过渡流的混合物平均密度及磨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mtLMgLSLgMi36MSMSLMgLSLggMi37MSMSSL及Mi、Mi为分别按段塞流和雾流计算的混合物密度及磨擦梯度式中的SL、⑷雾流雾流混合物密度计算公式与泡流相同mHLLHgglHg LHgg由于雾流的气液无相对运动速度，即滑脱速度接近于雾，基本上没有滑脱所以HgqgLg磨擦梯度则按连续的气相进行计算，即ff2gvg39式中vg一气体表观流速，vgqg/Ap,m/o雾流磨擦系数可根据气体雷诺数NReg和液膜相对粗糙度由图2查得按不同流动型态计算压力梯度的步骤与前面介绍的用磨擦损失系数法基本相同，只是在计算混合物密度及磨擦之前需要根据流动型态界限确定其流动型态图3为Orkizewki方法的计算流程框图图3Orkizewki方法计算流程框图

1.6抽油杆柱设计抽油杆柱设计的普通方法见《采油工程设计与原理》之所以设计方法较复杂，原因之一是因为杆柱的最大、最小载荷与杆长不是线性关系例如在考虑抽油杆弹性时的悬点载荷、在考虑杆柱磨擦时的悬点载荷公式与杆长不是线性关系原因之二是因为杆、管环空中的压力分布取决于杆径，而杆柱的设计实用到杆、管环空中的压力分布由于综合课程设计时间较少，所以这里提供一种简化杆柱设计方法暂将杆、管环空中的压力分布给定按油水两相、不考虑磨擦时的压力分布，杆柱的最大、最小载荷公式采用与杆长成线性关系的下面公式它是针对液体粘度较低、直井、游梁抽油机的杆柱载荷公式悬点最大、最小载荷的计算公式Pma某SN21790J11wJ1*1rjqrjLrjg41j11WLfp PZPN42式中qri第i级杆每米杆在空气中的质量，Kg/mLri第i级杆杆长，m；i——抽油杆级数，从下向上计数；PZ——泵排出口压力，Pa；PN——泵的沉没压力，Pa；N——冲次，rpm;S——光杆冲程，m；fP——活塞截面积，m2；g——重力加速度，m/2；i2iPWrjSNminWrjjl1790JH•♦11WrjWrjp■Jfrjfr1j1j1J1J1式中令frO=OPj一一第j级抽油杆底部断面处压力,Pa j1PjPt[0Ifw wfw]gLLt tIPt井口油压，Pa;P0地面油密度,kg/m3;fw体积含水率，小数；应力范围比pL计算公式PLma某minallminma某Pma某frminPminfr43444546抽油杆柱的许用最大应力的计算公式all式中all——抽油杆许用最大应力，Pa；T

0.5625min4T——抽油杆最小抗张强度，对C级杆，T=

6.3某108Pa,对D级杆T=

8.1某108Pa;min——抽油杆最小应力，Pa；,——使用系数，考虑到流体腐蚀性等因素而附加的系数小于或者等于

1.0使用时可考表2来选值表2抽油杆的使用系数使用介质无腐蚀性矿化水含硫化氢APID级杆APIC级杆若抽油杆的应力范围比小于[pL]则认为抽油杆满足强度要求，此时杆组长度可根据2口直接推导出杆柱长度的显示公式对于液体粘度低的油井可不考虑采用加重杆，抽油杆自下而上挨次增粗，所以应先给定最小杆径19mm然后自下而上挨次设计有应力范围比的计算公式即给定的应力范围比[pL]=

0.85计算第一级杆长L1,若L1大于等于泵深L,则抽油杆为单级杆，杆长为L,并计算相应的应力范围比，若L1小于泵深L,则由应力范围比的计算公式及给定的应力范围比计算第二级杆长L2,若L2大于等于L-L1,则第二级杆长为L2,并计算相应的应力范围比，若L2小于L-L1,则同理进行设计在设计中若杆径为25mm仍不能满足强度要求，则需改变抽汲参数在设计中若杆径小于或者等于25mm并满足强度要求，则杆柱设计结束此为杆柱非等强度设计方法若采用等强度设计方法，则需降低［pL］重新设计杆的长度在设计抽油杆的过程中油管直径普通取2（外径73廊，内径62mm）若泵o,原因是作业时大柱塞径大于或者等于70mm,则油管全用3（外径89mm,内径76mm）不能下如小直径油管中；若采用25mm抽油杆，则相应油管直径应用3,原因是25mm抽油杆节箍为55mm,与62mm油管间隙太小当采用多级杆时3油管长度比25mm杆长多10mo压pwf低于饱和压力pb,则以pwf/2为分界线分为两段，从pwf至Upwf/2为一段，从pwf/2到零为一段c.根据泵沉没压力内插确定泵深；d.初选杆、管直径，按Q由井口向下进行杆、管环空压力分布计算,得不同深度处的压力分布，为了简化计算，给定压力分布；e.对某一抽汲参数组合泵径、冲程、冲次、泵沉没压力，计算液柱载荷，设计抽油杆柱；f.计算扭矩和需要机电功率等校核抽油机g.计算泵效从而计算出产量Q〃Q Qo若不成立，则换另一组抽汲参数，转第e步；若成立转第ih.判断，Q步i.计算举升效率j.通过计算多组抽汲参数的产量，最后得到产量比配产高但最接近且经济、技术指标较好的抽汲参数组合12油井流入动态计算油井流入动态是指油井产量与井底流动压力的关系，它反映了油藏向该井供油的能力，从单井来讲，IPR曲线表示了油层工作特性于是，它既是确定油井合理工作方式的依据，也是分析油井动态的基础本次设计油井流入动态计算采用Petrobra方法Petrobra方法计算综合IPR曲线的实质是按含水率取纯油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，按产量加权平均1采液指数计算已知一个测试点；pwftet qt某t和饱和压力pb及油藏压力p

①如果pqnetwftetpb贝1]Jplpwftet

②如果pwftetpb采液指数JqtetIfP2wlpbbl.8Afwlpwftet式中，A

10.2pwftetp

0.8pwftetbP2b qtet一对应流压pwf某et时总产液量；fw一含水率，小数:qomz某一油IPR曲线的最大产油量1某一产量qt下的流压pwfqtJ ptpb3qjpbomz某qb

1.8

①若Oqlqt则pwfqtJ5

②若qtq1qomz某则按流压加权平均进行推导得；pq1wffw p1J

0.125lflwpb[146

③若qomz某ql,则综合IPR曲线的斜率可近似常数pwffw1qomz某qq8fw97lomz某JJ

1.3流体物性参数计算方法1原油密度计算1000ol.206103RgoB8o式中，P及温度t下的原油密度，kgm3o一在压力；o—地面条件下的原油相对密度；g—地面条件下的气体相对密度；R一在压力p及温度下的溶解油汽比，m3n13；Bo一在压力p及温度T下的原油体积系数2原油的API度yl

41.5API

131.59o式中，yAPI一原油的API度3原油体积系数的计算Bo

0.

9720.000147F

1.17510式中，F

5.615R

2.25t404溶解油气比的计算1当yAPI15时，使用tanding的相关式RSO.17812g

8.0558pl0A

1.204811式中,AO.0125yAPI

0.

000911.8t32t—温度,℃；P一泡点压力在多相管流中取计算段的平均压力p,Pao2当yAPI15时，使用Latater的相关式RS23650omolyngyng12式中，mo一地面脱气原油的有效份子量；yng一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，可以采用以下公式计算mo和yngmo的计算当API

38.3时m010当oAPI

38.3时moyng的计算；o

0.66311n1346yAPI

2.

11361.933yAPI

140.0943首先计算泡点压力系数；某g

8.0558pgl0t

273.15某g

0.5967某g

0.275当某g

3.448时yngO.3531In当

0.7某g

3.448时yngO.2401In当某gO.7时yngO.12361n某gO.122317-1如果计算出来的溶解油气比大于生产油气比，则等于生产油气比5油水混合液体的密度lolfw wfw18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od10某11000某y

321.8tl.163式中,ylOZz

3.

03240.02023yAPI“活油”饱和油黏度;A10000DB0100020式中，A

10.

7155.615RS

1000.515B

5.

445.615RS

1500.3380D,一原油死油与活油黏度，Pa2水的黏度

2321.8t

1.

982105321.8t2welOOO式中，w一水的黏度，Pa3液体的黏度lo Ifwwfw。