1、 目录 第一章 井筒压力分布计算 . 1 1.1井筒压力分布计算步骤 1 1.1.1 按深度增量迭代的步骤 1 1.1.2 按压力增量迭代的步骤 3 第二章 流体物性参数计算步骤 . 5 2.1流体物性参数计算步骤 5 2.2流体物性参数计算方法 5 2.2.1 原油的 API重度 5 2.2.2 溶解气油比 5 2.2.3 原油泡点压力 7 2.2.4 原油体积系数 7 2.2.5 原油密度 8 2.2.6 天然气压缩因子 8 2.2.7 天然气黏度算例 9 2.2.8 原油 -天然气表面张力 . 9 2.2.9 原油黏度 9 2.2.10 气液就地流量 10 2.2.11 就地的气体、液体
2、及混合物的表观速度 10 2.2.12 液、气及总的质量流量 10 第三章 计算井筒压力分布的 Hasan-Kabir 方法 11 3.1流动型态的划分 . 11 3.2流动型态的判别 . 11 3.3压力梯度 . 15 第四章 软件编写 20 4.1编写工具的选取 . 20 4.2 BCB软件简介 . 20 4.3软件主界面 . 20 4.4物性参数子程序 . 21 第五章 软件验证 24 5.1物性参数的实例计算验证 . 24 5.2软件井筒压力迭代结果与 大赛数据对比 . 26 5.3迭代结果与 PIPESIM软件计算结果对比 . 27 第六章 结论 30 参考文献 . 31 致 谢 .
3、 32 附 录 . 33 1 第一章 井筒压力分布计算 1.1 井筒压力分布计算步骤 井筒中多相流体共流时， 多 相流体的密度、黏度及混合物的物理性质都会随 着 压力和温度发生变 化，所以不同位置处的压降梯度是不同的。为此，需要将井筒分成多段，逐段计算不同位 置处的压降。在此过程中，需要预先求得该位置处的流体性质参数。然而，这些参数是压力和温度的函数，而压力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。常用的迭代途径包括按深度增量迭代和按压力增量迭代。 1.1.1 按深度增量迭代的步骤 (1)已知任意一点（井口或井底）的压力 ，将其作为起点，任选一个合适的压力降 P作为计算
4、的压力间隔。一般选 P = 0.51.0MPa。 (2)估计一个对应 P的深度增量 h，根据温度梯度估算该段下端的温度 T1。 (3)计算出该管段的平均温度 及平均压力 ，并计算在该 和 下的全部流体物性参数，比如溶解气油比、原油体积系数、原油黏度、气体密度、气体黏度、混合物黏度及表面张力等。 (4)计算该段的压力梯度 。 (5)计算对应于 P的该段管长（深度差） h计 。 (6)将第 (5)步计算得到的 h计 与第 (2)步估计的 h进行比较，若两者之差超过允许的范围，则以新的 h作为估计值，重复第 (2)(5)步的计算，直到计算的h计 与估计的 h之差在允许范围 内为止。 (7)计算该段下
5、端对应的深度 及压力 ： = =1 ， = 0+iP（ i=1， 2， 3， ， n） (8)以 处的压力为起点，重复 (2)(7)步，计算下一段的深度 +1和压力 +1，直到各段的累加深度等于或大于管长（ ） 为止。 按管长增量迭代的流程图如下图 1-1所示。 2 图 1-1 管长增量迭代流程图 开始 调用已知数据 确定起始点及该点深度、压力、温度、油井 或气井 产量和生产气油比等 选取迭代压力增量 估计对应于 的管长增量0 计算 0段内流体的平均温度、平均压力及对应工况的物性参数 根据 Hasan-Kabir计算该段的压力梯度 (/) 计算压力增量 对应的管长增量 0 = | 0|/ 输出
6、 i节点的位置和相应的压力、温度 结束 i=i+1 N N Y Y 3 1.1.2 按压力增量迭代的步骤 (1)已知任意一点（井口或井底）的压力 ，选取合适的深度间隔 h（一般可选 50100m，将管长等分为 n段）。 (2)估计一个对应于计算间隔 h的压力增量 P。 (3)计算出该管段的平均温度 及平均压力 ，并计算在该 和 下的全部流体物性参数，比如溶解气油比、原油体积系数、原油黏度、气体密度、气体黏度、混合物黏度及表面张力等。 (4)计算该段的压力梯度 。 (5)计算对应于 h的压力增量 = h()。 (6)比较压力增量的估计值 P与计算值 P，若两者之差不在允许范围内，则以计算值作为新
7、的估计值，重复 (2)(5)步，直到两者之差在允许范围 内为止。 (7)计算该段下端对应的深度 及压力 ： = h， = 0+ =1 （ i=1， 2， 3， ， n） (8)以 处的压力 为起点，重复 (2)(7)步，计算下一段的深度 +1和压力+1，直到各段的累加深度等于或大于管长（ ）为止。 按压力增量迭代的流程图如下图 1-2所示。 本次设计选择按照压力增量迭代的方式来计算。 4 图 1-2 压力增量迭代流程图 P1 = P 是否完成设计的管流范围 结束 |P P1|/P 计算下一 节点的位置和相应的压力、温度 计算 对应于 h的 压力增量 Pi 选取迭代压力增量h 估计对应于 h的管
8、长增量P1 计算 h间隔 内流体的平均温度、平均压力及对应工况的物性参根据 Hasan-Kabir计算该段的压力梯度 (/) i=i+1 确定起始点及该点深度、压力、温度、油井 或气井 产量和生产气油比等 开始 调用已知数据 N N Y Y 5 第二章 流体物性参数计算步骤 2.1 流体物性参数计算步骤 井筒中多相流体共流时，每相流体的密度、黏度及混合物的物理性质都会随压力和温度发生变 化，所以不同位置处的压降梯度是不同的。为此，需要将井筒分成多段，逐段计算不同位 流体物性参数 计算步骤为 : (1)计算原油的 API重度 。 (2)计算指定管段的平均压力和平均温度。 (3)计算平均压力和平均
9、温度下的溶解气油比。 (4)计算平均温度下的泡点压力。 (5)计算平均压力和平均温度下的原油体积系数。 (8)计算平均压力和平均温度下的原油黏度。 (9)计算平均压力和平均温度下的其他物性参数。 2.2 流体物性参数计算方法 2.2.1 原油的 API 重度 原油的 API 重度为： API = 141.5 131.5 式中 API-API重度， API； -地面条件下原油的相对密度，小数。 2.2.2 溶解气油比 1)Standing 相关式 当 API 15API时，使用 Standing 相关式计算原油溶解气油比： = 5.615(7.9688( +0.1)+1.4)101.2048 A
10、 = 0.0125API0.00091(1.8t+32) 6 式中 -在当前位置平均压力 P 和平均温度 t 下的原油溶解气油比，（标） 3 3 。 -地面条件下天然气的相对密度，小数； t-当前管段的平均温度， ； -当前管段的平均压力， MPa。 2)Lastater 相关式 当 API 15API时，使用 Lastater 相关式计算原油溶解气油比： = 23650 1 式中 -地面脱气原油的有效相对分子量； -天然气的摩尔分数，小数。 (1)地面脱气原油的有效相对分子质量 的计算方法。 若 API 38.3API，则： = 100.663113462.1 若 API 时， = exp
11、( ) =1433 +28.075 +17.2(1.8t+32)1180gs +12.61API100000 式中 -在当前温度和压力下的原油体积系数，小数； -泡点压力下的原油体积系数，小数； -地面分离气的相对密度（本设计中取为天然气的相对密度），小数； P-当前压力， MPa； 1， 2， 3-参数。取值如表 2-1所示。 表 2-1 原油体积系数计算公式参数 参数 API 30API API 30API 1 2.622103 2.620103 2 1.100105 1.751105 3 7.507109 -1.062 107 8 2.2.5 原油密度 原油密度按下式计算： = 1000
12、（ +0.001206）式中 -当前位置平均压力 P 和平均温度 t 下的原油密度， kg/3。 2.2.6 天然气压缩因子 1)计算天然气的对比温度 天然气的对比温度按下式计算： = 273.15 + = 92.22 +176.67 式中 -天然气的对比温度，小数； -天然气的临界温度， K。 2)计算天然气的对比压力 天然气的对比压力按下式计算： = = 106(4.880.39) ( 0.7) = 106(4.780.25) ( 0.7) 式中 -天然气的对比压力，小数； -天然气的临界压力， Pa。 3)计算天然气压缩因子 首先假设压缩因子 Z=1，代入下式计算天然气的对比密度 ： =
13、 0.27106式中： -天然气的对比密度，小数。 然后根据下式重新计算压缩因子 Z： Z = 1+(0.3151 1.04670.57833 ) +(0.5353 0.6123 )2 +0.68153 2 9 比较压缩因子 Z的计算值与假设值，若误差较大，则令假设值等于计算值，重复以上步骤，进行迭代计算，直到误差在允许范围内。 2.2.7 天然气黏度算例 天然气黏度按下式计算： = ()104 其中： a = 9.4+0.02209+19+1.5， b = 3.5+ 986 +0.01 c = 2.40.2b， T = 1.8(t+273.15)， = 28.97 = 28.97( +0.1
14、)10000.008314( +273.15) 式中： -管路条件下的天然气黏度， mPas； -管路条件下的天然气密度， 3 ； -温度， ； -天然气平均相对分子质量； -天然气相对密度。 2.2.8 原油 -天然气表面张力 原油 -天然气表面张力按下式计算 : = 42.40.047(1.8 +32)0.267exp 0.1015( +0.1) 式中 -原油 -天然气的表面张力， 。 2.2.9 原油黏度 原油黏度可按下式计算： = A = 10.715(5.6146 +100)0.515 B = 5.44(5.6146 +150)0.338 = 10 1 x = y(1.8t+32)1
15、.163 y = 3.0324 0.02023API 式中 -原油黏度， Pas。 10 2.2.10 气液就地流量 = ( )86400 = 86400 2.2.11 就地的气体、液体及混合物的表观速度 = 2 4 = = = + 2.2.12 液、气及总的质量流量 = = = + 11 第三章 计算井筒压力分布的 Hasan-Kabir 方法 1986 年哈桑 (Hasan)和卡比尔 (Kabir)通过对铅直圆管中气液两相流动型态转变的机理性分析，得出了每 -种流动型态的判别准则，进而给出了各种流动型态下的压力梯度的计算方法。与此同时，对铅直环空中气液两相流动的个别问题也进行了讨论。 3.
16、1 流动型态的划分 哈桑 (Hasan)和卡比尔 (Kabir)按照气液两相介质分布的外形，将流动型态分为气泡流、段塞流、搅动流和环状流四种，如图 3-1 所示。哈桑和卡比尔研究了各种流动型态转变的水动力学条件，井且得出了流动型态的判别准则，进而给出了各种流动型态下压力梯度的计算方法。 图 3-1 流动型态图 3.2 流动型态的判别 哈桑 (Hasan)和卡比尔 (Kabir)认为，气液两相的流动型态除了主要受各相的速度、密度等参数的影响外，气液两相流动的形成过程、偏离水动力学就地平衡的程度和少量的杂质的存在等，也都可能对流动型态有 -定影响。人们通常用流动型态分布图来描述不同流动型态存在的范
17、围。为了使流动性态分布图具有 -般性，需要对所有的参数加以选择，是指足以能够 反映各种流动型态的转变。然而，由于不同的流动型态受不同的水动力学条件的限制，因此真正广义的流动性态分布12 图实际上是得不到的。于是哈桑 (Hasan)和卡比尔 (Kabir)利用水动力学原理，通过机理性的分析，得出了流态的判别准则。 1、 泡状流 从小气泡分散在整个过流断面的状态，转变到大气泡大到足以充满整个过流断面的状态，需要一个气泡聚集的过程。小气泡在液体中上升时，通常是以不规则的路线前进的。这就导致了小气泡的碰撞，形成大气泡。这 -聚集过程随着气体流量的增大而加快。当气泡碰撞与聚集达到 -定程度时，泡状流转变
18、为段塞流。许多学者证实，这 -转变发生于空隙率为 0.250.30 时，哈桑 (Hasan)和卡比尔 (Kabir)也发现这 -转变约发生于空隙率为 0.25 时，甚至在油井的油套环空间也是如此。 哈桑 (Hasan)和卡比尔 (Kabir)取空隙率 =0.25 作为有泡状流转变为段塞流的准则，但他们将这 -准则用可以测量的变量来表示。他们在泡状流的空隙率与气体折算速度之间用了如下关系： 02.1 vvvv msgg 或： 2.112.1 0 vvv slsg式中 vg-气相的真实速度， m/s； vsg-气相的折算速度， m/s； vsl-液相的折算速度， m/s； 空隙率，无量纲； vm
19、气液温合物的速度 ， m/s； v0 气泡的最终上升速度， m/s 取 =0.25，即得 03 5 7.04 2 9.0 vvv slsg 从另 -方面看，当几乎占据整个管子过流断面的泰勒气泡速度小于气液混合物的速度时，则上升的小气泡将逼近泰勒气泡的尾部，与之合并而使泰勒气泡的体积增大，最终导致转变为段塞流。 13 哈桑 (Hasan)和卡比尔 (Kabir)通过以上的理论分析并借助于前人的工作，得出了泡状流的判别准则为： 03 5 7.04 2 9.0 vvv slsg 及 Tvv 0 其中 0v 由下式 确定 0 = 1.53()214 根据尼克林（ Nicklin）公式，有 lglT g
20、Dv )(35.0 式中 vT 泰勒气泡的上升速度， m/s； g 重力加速度， m/s2； l 液相的密度， kg/m3 g 气柜的密度， kg/m3； D 管子的直径， m 哈桑 (Hasan)和卡比尔 (Kabir)指出，式 只能用于较小的和中等的流量下泡状流与段塞流之间的转变。在大流量下，稳流已聚集的气泡具有破碎作用，因此抑制了向段塞流的转变。在这种情况下，甚至当空隙率超过 0.25 时，任然保持泡状流。这种泡状流是由于液体中大气泡的破裂和分散而形成的，所以叫分散泡状流。这时的判别准则为： 52.0 及泰勒公式： 08.06.05.048.02.1 88.5 lmlglm gDv 式中
21、 m 气液温合物的密度， kg/m3 l 液相的粘度， Pa s 表面张力， N/m 2、 段塞流 14 在段塞流中，由小气泡聚集成的泰勒气泡几乎占据了整个过流断面，液体段塞被泰勒气泡所分割，并且在管壁处围绕泰勒气泡形成下落的液膜。随着流量的增加，下落的液膜与上升的泰勒气泡之间的相互作用也会增加，当相互作用大到足以破坏泰勒气泡时，将出现段塞流的上限，形成向扰动流的转变。 哈桑 (Hasan)和卡比尔 (Kabir)根据 上式 和休伊特 罗伯茨（ Hewitt-Roberts）流动型态分布图中段塞流向扰动流转变的界限，得出段塞流的判别准则为： 03 5 7.04 2 9.0 vvv slsg 及
22、 )4.74(9.38)l g (4.25 2l22 slsllsgg vvv 如果 或 )4.74()(0051.0 2l7.122 slsllsgg vvv 如果 3、 扰动流 当气体的流量足够大时，扰动流或段塞流将转变为环状流。环状流时，有液体沿管壁流动，形成液膜，同时气体在管子中央核心部分向上流动。液膜具有波形的表面，并且有时会破裂而以液滴的形式进入中央气流。因此，在环状流的气流中携带有保持悬浮状态的液滴。如果气体的速度不足以保持液滴处于悬 浮状态，则液滴将下落，聚集、形成液桥，最终成为扰动流或段塞流。保持液滴处于悬浮状态所需要的气体最低速度可以用来作为判别扰动流（或段塞流）与环状流之
23、间转变的依据。该最低速度可以由作用在液滴上的拖曳力与重力之间的平衡来确定。哈桑 (Hasan)和卡比尔 (Kabir)借助于特纳（ Turner）、泰勒尔等的研究成果，得出这 -最低速度为： 25.02)(1.3 gglsg gv 哈桑 (Hasan)和卡比尔 (Kabir)根据上式的分析 ， 得出扰动流的判别准则为： 25.02)(1.3 gglsg gv 及： )4.74(9.38)l g (4.25 222 sllsllsgg vvv 如果 15 或： )4.74()(0051.0 2l7.122 slsllsgg vvv 如果 4、 环状流 根据上式 得出 环状流的判别准则为： 25.
24、02)(1.3 gglgv s g 3.3 压力梯度 哈桑 (Hasan)和卡比尔 (Kabir)指出，气液两相流动和单相流动 一 样，其总压力梯度是重位梯度、摩阻压力梯度和加速度梯度之和，即 afrh dzdpdzdpdzdpdzdp )()()( 式中 P a / mdzdpP a / mdpP a / mdpP a / m加速度压力梯度，摩阻压力梯度，重位压力梯度，总压力梯度，afrhdzdzdzdp上式也可以写成： dzdvvDvfgdzdp mmmmmmm 22 式中： fm 范宁阻力系数，无因次； z 标高， m 其中，气液混合密度为 lgm )1( 16 对于垂直气液气液两相管流
25、来说，除了环状流之外，重力梯度在总压力梯度中始终是主要的，而气体的空隙率在计算混合物密度和重力梯度方面是很重要的。因此，在气液两相流动的计算中要准确地预测空隙率。 摩擦梯度项，哈桑和卡比尔是按范宁公式计算的。 加速梯度项， 一 般来说总是很小的，可以忽略不计。并且由 上式 可以看出，它很容易计算。 下面针对不同的流动型态，分别介绍空隙率和摩擦梯度的计算方法。 1、 泡状流 1） 空隙率 空隙率，有 0vvCvmosg 其中， 0v 按照 上式 计算。对于圆管： 2.10C 对于环形空间 iDDC 00 371.02.1 式中 Do 套管内径， m Di 油管外径， m 2） 摩阻压力梯度 此时
26、，哈桑 (Hasan)和卡比尔 (Kabir)将两相流动视为均相流，于是根据范宁公式，有 Dvfdzdp mmmfr 22其中， fm 是根据lmmDv 按照范宁曲线求得， m 按照 上式计 算。哈桑 (Hasan)和卡比尔 (Kabir)指出，在泡状流中，摩阻压力梯度在总压力梯度中所占的份额 -般小于 5%。 2、 段塞流 17 1） 空隙率 对于段塞流的分析类似于泡状流的分析。有 Tmlsg vvC v 对于圆管： 2.1lC 而 Tv 按 上式 计算； 对于环形空间： il DDC 090.02.1 5.00022.030.0 lgliiTDDgDDv 2） 摩阻压力梯度 哈桑 (Has
27、an)和卡比尔 (Kabir)指出，在段塞流中，大部分液体是在液体段塞中向上流动，但也有小部分液体沿着液膜向下流动，所以液体实际流动的距离为 1z 。根据这样的认识，取： )1(2 2 Dvfdzdp mmmfr 3、 扰动流 1） 空隙率 对于扰动流，人们研究甚少。暂时仍仿照段塞流计算空隙率， Tmlsg vvC v 不过，在扰动流中，由于流体流动的混掺作用，使得混合物的速度分布和气体的浓度分布趋于平坦，所以取： Cl=1.0。 2） 摩阻压力梯度 暂时仿照段塞流计算摩阻压力梯度 )1(2 2 Dvfdzdp mmmfr 18 4、 环状流 在环状流中，油体的大部分通常以液滴的形式被携带于中
28、央气流中，因此管子核心部分的流体密度不同于单纯气体的密度。这时，如果假设液滴的速度与核心部分的气体速度相等，则总压力梯度的表达式可以写成： dzdvvDvfgdzdp gggcgcc 22 利用气体状态方程式，上式可以进 -步写成 pvDvfgdzdpcccgcc2212 式中 c 管于核心部分的流体密度， kg/m3 cf 气体沿液膜“粗糙”面流过时的范宁阻力系数，无量纲 p 压力， Pa 于是，间题被简化为如何计算 c 和 cf 。 1） 核心部分的液体密度 c 为了计算核心部分的液体密度，需要知道被携入气体核心的液体量占总体积的份数 FE。斯蒂恩（ Steen）和沃利斯指出：在液膜呈现完
29、全紊流的情况下，即液相雷诺数大于 3000 时， FE 是 csgv)( 的函数， csgv)( 的定义如下： glgmlggsgcscxGvv5.0)()( 式中 g 气相的粘度， Pa s 如果 410)( 4 csgv ，则 86.24100055.0 csgvFE 如果 410)( 4 csgv ，则 20.010)(lg857.0 4 cscvFE 19 进而可以得出， slsglslgsgc FEvv FEvv 2） 摩阻系数 计算摩阻系数 cf 采用沃利斯提出的相关式： 25.0)( R e 1751079.01751 ggc ff 式中 gf 气相的摩阻系数，无因次 gRe 气
30、相的摩阻系数，无因次 可以按照洛克哈特 马蒂内利（ Lockhart-Martinelli)相关规律计算： 3 7 8.08.0 )1( X 式中 X 洛克哈特 马蒂内利参数，无因次 当气液两相呈现紊流时， X 可以通过质量含气率和流体性质计算如下： 1.05.09.01 glglx xX 在计算质量含气率时，应当计入被携入中央核心部分的液滴的质量。 20 第四章 软件编写 4.1 编写工具的选 取 井筒压力计算软件 是 一款交互式软件。为了达到软件界面友好，直观清楚，交互性强 。 这次软件 编写 采用了 Interprise(Borland)公司推出的基于 C+语言的快速应用程序开发工具 B
31、orland C+ Builder。 4.2 BCB 软件简介 软件开发工具 Borland C+ Builder 是最先进的开发应用程序的组件思想和面向对象的高效语言 C+融合的产物。 C+ Builder 充分利用了已经发展成熟的Delphi 的可视化组件（ Visual Component Library,VCL） ,吸收了 Borland C+ 6.0这个编译器的诸多优点。 C+ Builder 结合了先进的基于组件的程序设计技术，成熟的可视化组件库和优秀编译器，调试器。发展到 6.0 版本， C+ Builder 已经成为一个非常成熟的可视化应用程序开发工具，不仅功能强大而且效率高。
32、 4.3 软件 主 界面 本次设计 编写 的软件 的最终 主 界面如下图 4-1 所示。 打开软件后，程序根据大赛的数据对相关参数已经赋 初值 并 在界面上显示出来 。 图 4-1 软件 主 界面图 略 21 软件 主界面大致分为菜单栏、 油管已知数据 、 边界 条件 、 最终计算结果、 物性 参数计算结果 ， 井筒压力迭代结果 等模块 。 打开 软件后，如果 想要 更改 相关参数 的 值 ， 则 在软件 的 界面上 做 出相应的更改设置 即可 。 若 直接 点击 计算， 软件 根据 默认 的 大赛 提供 的数据进行计算，计算后的软件界面如下图 4-2所示 。 图 4-2 计算 后的 软件界面
33、图 4.4 物性 参数 子程序 本次软件的 编写 ，是 为了 迭代 求解 井筒压力。整个 计算 求解的过程中物性参数的计算比较重要。 为了 逐个 验证相关物性参数计算公式的可行，并 得到更准确的物性参数值，保证井筒压力计算的准确 ， 编写了物性参数的子程序， 先分开 计算平均压力和温度下的 各个 物性参数 。 计算 某一个 物性参数时 ， 根据给定的条件，利用不同的方法计算，对计算出来的结果进行对比分析，选择最适合的算法加入到主程序中。 并且 ， 在以后 需要单独计算某 条件 下的某个物性参数时，还可以调用此次软件编写的物性参数子程序。 软件编写的过程中，一共编写了 天然气 临界压力计算 、天
34、然气 偏差系数计算、天然气 密度、 天然气 等温压缩系数、 天然气 粘度、 原油 泡点压力、 不饱和 原油等温压缩系数、 标准 状态原油密度、 原油 密度、 天然气 在原油中的溶解度、 原油粘度 、 油气 表面张力计算 一共 十二个物性参数计算的子程序。 通过 主界面的菜单栏的 编辑调用各 子程序，如图 4-3所示。 略 22 图 4-3 物性 参数 子程序调用 例如 ，在这些子程序中， 天然气偏差 系数的 子程序 的 界面如下图 4-4 所示。原油粘度 计算的子程序如下图 4-5所示。 图 4-4 天然气偏差 系数子程序界面 略 23 图 4-5 原油粘度计算 子程序界面 打开 软件后， 各
35、子程序 中 需要知道 的 条件 ， 都 已经 被 给定 了 一个初 值。在实际 物性参数 计算 时， 把 实际 知道 的已知条件 带入计算即可。 24 第五章 软件验证 通过 对井筒压力计算理论知识的学习，根据相关参考书籍的计算公式编写 出井筒压力迭代计算软件。 5.1 物性 参数 的实例 计算 验证 利用 张琪主编的 采油 工程 原理 书上 的 44页附录 A的例子所给 已知 条件 ，用 软件 计算相关的物性参数， 然后 跟书上 计算 出的物性参数对比验证。 附录 A的截图如下图 5-1所示。 图 5-1 例子截图 由 此 经典例题可 知道 已知 条件 有 ， 产油量 为 50m3 d ，生
36、产 汽油比为1003 3 ，原油 相对密度为 0.85， 天然气相对密度为 0.7， 计算管段为 100 米 ，平均 的压力和温度为 4.5MPa和 40。 在 软件中直接设置 平均 温度和平均压力为上面对应的值，设置管长为 100米 ，将已知的日产油 量 和日产气量 以及 原油和天然气的相对密度带入 。点击 计算进行求解。 设置 如下图 5-2 所示 。 25 图 5-2 在软件输入已知 条件 在 软件中 设置好 已知条件后，点击计算 ， 求得如图 5-3 所示的物性参数的计算结果。 图 5-3 软件 中 物性参数 计算结果 将上面软件 计算得到的物性 参数的 结果与书上经典例题中求解得到的
37、物性参数 列表 5-1 进行对比分析。 26 表 5-1 软件计算 结果与书上例子物性结果对比 物性 书上 软件 物性 书上 软件 原油 体积系数 1.066 1.06 液体 流量 0.000617 0.0006107 压缩因子 0.899 0.830 气体 速度 0.34 0.3568 溶解 汽油比 23.46 23.31 液体 速度 0.21 0.2022 原油 表面张力 0.0122 0.012 混合物 速度 0.55 0.5591 原油粘度 3.47 3.847 气 质量流量 0.04 0.0439 原油 密度 817.30 814.89 液 质量流量 0.5 0.4976 天然气 密
38、度 40.05 40.837 混合物 流量 0.54 0.5415 气体 流量 0.00101 0.0010774 对上面 软件计算的结果和 书上 经典例题计算出来的结果对比 ， 得出软件计算出来的物性参数值和书上计算的物性参数值基本吻合。 5.2 软件井筒 压力 迭代 结果与大赛数据对比 根据第七届 中国石油工程设计大赛基础数据 。 可得到 已知条件有，产油量为126.993 ,产气量 为 261763 ， 原油相对密度为 0.803， 天然气相对密度为0.7601。油压 为 28.31MPa， 油管内径 62mm，井口 温度为 16.94。 且 可间接得到温度梯度为 0.0199 。 将上
39、述 数据输入编写的软件中，点击计算，运行后的结果如下 图 5-4 所示 。 图 5-4 软件井筒压力 迭代结果 图 5-5 大赛已知 的压力数据 27 大赛 提供 了一部分的 井 深 压力的 数据 ， 如上图 5-5所示 。 将 软件计算井筒压力的迭代结果 （其中摩阻 压降部分乘了一个系数 f=22） 与大赛数据列表对比分析如下。 表 5-2 软件井筒压力 迭代结果与 大赛数据 对比 井深（ m） 大赛 压力（ MPa） 软件 压力 (MPa) 大赛 温度（ ） 软件 温度（ ） 4700 59.84 59.524 110.470 4800 60.46 60.173 112.460 5100
40、62.30 62.114 118.430 5300 63.52 63.406 122.410 5400 64.13 64.051 124.400 5500 64.74 64.696 126.25 126.390 5600 65.35 65.340 128.15 128.380 5700 65.96 65.984 130.35 130.370 在 对摩阻压降乘以一个系数的前提下。 对上面 软件计算的 井筒 压力的迭代结果和 大赛的 压力 温度 数据对比 ， 得出软件计算出 的 井筒压力 迭代结果和大赛给的数据基本吻合。 5.3 迭代 结果与 PIPESIM 软件计算 结果对比 利用 Pipesi
41、m 软件建模， 如下图 5-6所示。然后进行相应参数的设置，如图5-7所示。 图 5-6 Pipesim 软件建模 28 图 5-7 Pipesim 软件 设置 通过上面的建模求解，得到压强随深度变化曲线如下图 5-8所示。然后导出深度与压强的数据的 excel表。 图 5-8 压强与深度图 29 列表将软件计算的结果与 Pipesim软件计算的结果作对比。如下 表 5-3所示。 表 5-3 软件井筒压力 迭代结果与 Pipesim 结果 对比 深度 (m) 软件 压强（ MPa） Pipesim 压强 (MPa) 5700 63.517 62.792 5000 59.325 58.637 4
42、300 55.100 54.346 3600 50.843 49.916 2900 46.549 45.808 2200 42.217 41.872 1500 37.843 37.353 700 32.787 32.438 为了做充分对比，每隔 700米取数据对比。由上表的分析可知，当深度较深时候，本次编写的软件与 Pipesim软件计算出来的结果有一定的误差。但是随着深度的减小，两个软件计算出来的结果越来越吻合。最后基本相同。 误差分析：两个软件内部的计算算法不完全相同，此次编写的软件存在一定的缺陷，软件编写过程中采用的有的物性参数的计算公式是有一定的条件限制，并不太适合高压条件，当然 Pipesim 软件肯定对内部的算法作了很多优化，而本次自己编写的软件比较粗糙。
