稠油大斜度井机械采油技术研究-技术研究报告.doc

稠油大斜度井机械采油技术研究技术研究报告中国石油大学(华东)目 录第1章 前言11.2该项目的研究意义11.3国内外研究进展11.4项目的研究内容及技术关键11.4.1主要研究内容11.4.2技术关键31.4.3 项目运行及分工3第2章 桩139块的开发现状12.1地质概况12.2开发概况2第3章 大斜度稠油井的温度分布33.1流体物性参数计算方法33.2大斜度稠油井井筒的温度分布63.3大斜度稠油井采取降粘工艺井筒的温度分布9第4章 大斜度稠油井的压力梯度计算124.1理论模型的建立124.1.1用Beggs和Brill方法预测压力分布124.1.2泵入口压力预测124.2压力梯度的计算方法144.2.1 井筒中的物性分布154.2.2 基本压降公式及流态划分界限19第5章 大斜度稠油井抽油杆受力分析245.1抽油杆柱的受力245.2大斜度井井眼抽油杆柱系统动力学微分方程255.2.1大斜度井眼的几何描述255.2.2大斜度井眼中抽油杆柱的屈曲描述275.2.3大斜度井眼中抽油杆柱受力分析325.2.4抽油杆柱本构方程385.2.5动量定理和动量矩定理385.2.6抽油杆柱运动的平衡方程395.2.7大斜度井眼中抽油杆柱系统动力学微分方程395.3抽油杆柱的受力分析415.3.1单级抽油杆柱轴向力的组成415.3.2单级抽油杆柱中和点位置的确定415.3.3单级杆柱失稳方程的建立435.3.4多级杆的受力485.3.5多级杆柱中和点位置的确定485.3.6多级杆柱弯曲失稳方程的建立495.3.7失稳方程的求解过程49第6章 腐蚀加剧磨损试验536.1实验目的536.2实验原理与组成536.2.1试验设备组成536.2.2摩擦试样556.2.3工况556.2.4试验步骤566.3试验数据566.4数据处理586.5结果分析586.5.1含水量的变化586.5.2含砂量的变化61第7章 大斜度稠油井有杆泵采油技术研究647.1抽油机的选取647.2抗磨副的应用667.2.1空心杆抗磨副667.2.2实心杆抗磨副667.2.3加重杆抗磨副677.2.4油管抗磨副的研究687.3抽油泵的选取687.3.1斜井抽油泵687.3.2液力反馈抽稠油泵707.4抽油泵柱塞自旋器的应用717.4.1柱塞自旋器设计思路717.4.2柱塞自旋器结构727.4.3柱塞自旋器工作力矩727.4.4现场应用及结论737.5扶正器安装间距的计算737.6大斜度稠油井杆柱组合优化设计757.7井筒掺化学剂降粘787.7.1稠油化学降粘剂的优选787.7.2化学剂井筒降粘的矿场应用787.8皮带抽油机平衡的研究797.8.1皮带抽油机平衡的原理807.8.2调节皮带抽油机平衡的方法807.9大斜度井稠油油藏防砂工艺技术研究817.9.1砾石充填防砂工艺817.9.2双层预充填筛管防砂工艺827.9.3金属棉滤砂管防砂工艺837.9.4金属毡滤砂管防砂工艺847.9.5化学防砂工艺847.10可插入式桥塞在二次固井中的应用847.10.1结构及工作原理857.10.2施工工艺及结论86第8章 电泵井生产系统优化设计研究898.1电潜泵油井生产系统898.2设计方法908.3设计步骤918.4电泵井井筒温度场模型研究958.4.1电潜泵井筒温度场模型的建立968.4.2各井段温度场模型的建立988.5电缆保护器1048.5.1电缆保护器的结构和作用原理1048.5.2电缆保护器的使用和安装105第9章 开采方式的优化1069.1国内、外机械采油方式的水平及适应性1069.2采油方式确定108第10章 软件运行的软硬件环境11010.1硬件环境11010.2软件运行的软件环境11010.3软件的安装11010.4软件功能介绍11310.4.1数据管理11310.4.2空心杆加降粘剂计算12210.4.3产能预测12310.4.4杆柱优化设计12510.5软件功能示例130第11章 现场应用与分析13611.1高造斜、大斜度热采井防砂配套技术13711.1.1储层出砂分析13711.1.2压裂防砂13711.1.3针对储层特点，优化防砂工艺，应用封隔高压一次充填防砂降低成本13911.2应用射流喷头配套滑动扶正器解堵工艺，解决大斜度井中心管解堵难点14211.3高造斜、大斜度稠油井筒举升技术14311.3.1合理确定杆柱扶正位置，改进抗磨副结构14311.3.2空心杆掺降粘剂配套工艺144第12章 经济效益评价14612.1投入费用14612.2经济效益146第13章 研究成果与结论14713.1建立了稠油大斜度井井筒温度场计算方法14713.2建立了稠油大斜度井井筒压力场计算方法14713.3建立了稠油大斜度井有杆泵采油抽油杆柱受力分析与杆柱组合设计方法14713.4建立了稠油大斜度井有杆泵采油抽油杆柱防偏磨技术14713.5旋流自旋器的发明14713.6稠油大斜度井空心抽油杆加化学剂工艺的应用14813.7稠油大斜度井的电潜泵举升工艺14813.8研制完成了稠油大斜度井机械采油优化设计软件14813.9研究了稠油大斜度井开采方式148附录149参考文献150IV第1章 前言1.2该项目的研究意义本项目对于桩139块的大斜度稠油井以及其他区块的大斜度井有杆采油举升系统的研究都具有重要的意义，其具体分为以下几点：(1)通过本项目的研究，可以延长抽油机井的检泵周期，减少由于频繁更换抽油杆及油管所带来的采油成本，间接的带来了收益。(2)通过本项目的研究，形成了一系列稠油大斜度井人工举升的相关工艺及其配套技术，对于其他具有相似点区块的开发具有很好的参考方案。对于直井的杆管偏磨问题的解决和预防都有一定的借鉴作用。1.3国内外研究进展本区块的特点是油藏埋藏较深，地层敏感性较强，胶结疏松，出砂严重，而且受地理条件限制，必须通过修建进海路和人工岛打大斜度井才能开发到目的层。国内有利用斜井注蒸汽开发稠油油藏的成功范例，胜利油田有限公司现河采油厂利用丛式井组打斜井开发稠油油藏。滨南采油厂单6东稠油区块敏感性较强，通过采用综合措施有效保持地层渗透率。但大斜度井超深稠油的采油方式选择与优化设计报道还没有见到。特别是大斜度稠油井自然和环空降粘状态井筒温度分布、抽油杆柱受力分析以及扶正器优化设计研究较少。1.4项目的研究内容及技术关键1.4.1主要研究内容1研究桩139块大斜度稠油井自然状态和采取降粘工艺状态的井筒温度分布规律通过对大斜度稠油油井自然状态和采取降粘工艺（如：电加热、热流体循环和化学降粘等）状态井筒的温度分布规律研究，建立大斜度稠油油井井筒温度分布计算模型和方法，可以计算得到每口井的井筒温度分布规律曲线，并能实现计算数值与实际数值接近吻合。井筒产出液沿井深的温度分布对高粘度，高凝固原油的生产有重大影响，研究井下自控温伴热电缆的组成性能及伴电热缆恒功率，变功率加热时的井温沿井深的分布，应用传热学、热力学的理论，对各井段进行分析，从而确定油井自然井温分布，油井的结蜡深度、恒功率加热时井温分布、总功率，优化加热时温度分布，变功率趋热，总功率以及节能百分率等参数。2研究桩139块大斜度稠油油井井筒多相流计算，建立大斜度稠油井压力梯度的计算模型研究稠油区块流体物性，建立大斜度油井井筒多相流计算方法。在稠油生产过程中，井筒内流体温度过低会增大抽油机负荷，造成抽油杆断脱等事故。因此，求出产液温度分布后需要进行压力计算和抽油工况计算，（包括悬点载荷、杆柱折算应力、最大扭矩和功率等的计算）。在含水率和生产油气比不同的情况下，各种垂直气、液两相流压降的计算方法以Orkiszewski方法最佳。井筒中产液的流动为油、气、水三相流动。由于从井底至井口，压力、温度、流体物性、流动参数及流态都在变化，所以只能将井筒分成若干微元段，逐段求出每段的压力降，然后求其总和。根据国内外的经验，对于油、气、水混和输送管道中水平多相流的压力降计算，较好的方法是BeggsBrill方法。3大斜度油井有杆泵采油抽油杆柱受力分析研究研究大斜度油井抽油杆柱受力分析，建立描述三维弯曲井眼中抽油杆柱受力的动力学方程，研究非线性动力学方程的数值求解方法，确定相应的边界条件，提供计算方法，利用数值分析方法，确定抽油杆柱上各点的载荷和应力，进行杆柱组合优化设计。4大斜度稠油井有杆抽油系统杆柱组合设计研究在大斜度井的抽油杆柱组合设计中，建立杆、管柱在三维弯曲井眼中载荷分布和变形规律的一般性力学方程；通过方程的求解，得到抽油杆、管柱在三维弯曲井眼中的载荷分布和变形规律，为杆管之间正压力以及抽油杆应力和变形分析提供依据；通过杆管之间正压力和抽油杆内力、应力和变形分析准确计算分析大斜度井抽油杆、管柱的力学参数，并将上述理论和方法形成大斜度稠油井有杆抽油系统优化设计软件中的杆柱组合设计模块。5研究大斜度稠油井防偏磨设计，研究抽油杆柱扶正器设计方法与模型研究大斜度井中抽油杆任意一点最小轴向力的计算方法，建立计算相邻扶正器之间抽油杆变形的力学模型，并以抽油杆与油管的间隙作为抽油杆最大允许挠度，假设相邻扶正器之间抽油杆柱变形曲线为抛物线，进而计算扶正器处理抽油杆的最大允许转角。建立从泵端沿抽油杆柱向上扶正器间距的计算方法，并编制软件，软件能根据抽油杆柱受力分析和力学计算，得到抽油井的杆柱扶正器安置位置和安放间距，指导生产实施。1.4.2技术关键该课题的关键是自然和采取降粘状态井筒温度、压力分布规律、大斜度稠油井抽油杆柱受力分析研究。1.4.3 项目运行及分工为了将该项目的研究成果，能及时地指导现场施工，在项目的运行期间，对项目的涉及的单位进行明确分工，由石油大学负责项目的理论研究，桩西采油厂负责现场数据的收集与现场应用。由于项目推广应用前景十分广阔，项目实施过程中一直受到桩西采油厂和石油大学的高度重视。在项目攻关中，桩西采油厂缪明才副厂长给予全面的指导，工艺研究所所长尚朝辉、副所长杜勇，桩西采油厂三采室邹群、张勇、张桂花等同志负责该项目现场试验方案编写和现场实施，他们克服了许多困难，为本课题的完成做了出色的工作。石油大学(华东)工程学院王海文等同志在理论研究和室内实验研究方面做了细致扎实的工作，为项目上水平做出了重要的贡献。 为了及时发现问题、解决问题、交流双方阶段性成果、保证进度，桩西采油厂与石油大学石油工程系定期召开工作协调会，这种工作方式对本课题的完成起了积极作用。2第2章 桩139块的开发现状2.1地质概况1、储层及物性特征桩斜139块馆上段储层为曲流-辫状河砂体，分为11个砂体，主力含油砂体为Ng6、Ng10，位于馆上段底部，油层埋深1550-1650m，岩性以细砂岩为主，粒度中值一般在0.17-0.3mm，陆源碎屑成份以石英为主，长石次之，次圆状、分选中等-好，胶结类型以接触式为主，孔隙类型为粒间孔。由于该块控制井数少，因此利用测井约束反演技术对两个主力砂体的分布进行预测，从预测的砂体图上看：Ng6砂体均有分布，Ng6砂体厚度2.9-12.7米，在南北界断层附近桩斜138井、埕北35-5井沉积较厚，向四周砂岩逐渐变薄，为曲流河沉积；Ng10分布较稳定，对比性较好，Ng10砂体厚度17.8-27.5米，呈近乎南北向河道沉积，最厚处为埕北35-5井，为辫状河沉积。储层物性好（高孔隙度、高渗透率），根据桩斜138井馆上段取芯物性分析，孔隙度21.5-41.6%，平均为34%，渗透率为103-414010-3um2，平均为1803.610-3um2。2、流体性质根据桩斜138井、埕北35-5井试油资料分析，原油性质具密度高、粘度高的特性，平均原油密度0.9837g/cm3，平均粘度2765mPa.s，含硫0.3-0.45%，含蜡2.64%，含胶46.5%，沥青质3.18%，初馏点198。3、地层压力系统根据桩斜138井试油资料分析，桩斜138井油层中深1554米，测得地层压力13.41MPa，压力系数为0.86，属偏低压力系统。4、油藏类型桩斜139块位于构造较高部位，油气成藏主要受岩性和构造双重控制，为岩性构造油藏。2.2开发概况桩139块目前完钻井28 口，水平井2口，大位移定向井26口。根据试油桩斜139和开发准备井桩139-斜1总结出的采油工艺经验基础上，针对桩139块油藏和井身特点，应用了封隔高压一次充填防砂、组合隔热管环空充氮保温、防砂注汽一体化管柱、大斜度井实心抗磨副改进和空心杆泵上掺药等滩海深层稠油开采配套工艺。自2003年8月区块进入全面投产，现已投产18口井，其中热采井13 口，冷采井5 口，区块日产油139.5 吨，累计产油42513.5 吨（见表1）。表2-1：139块生产动态桩139块由于受地面环境影响，全部完钻井均属于高造斜、大位移稠油井，举升开采工艺难度很大。在没有国内外目前尚无成功的经验可以借鉴情况下，应用多项稠油开采的新工艺、新技术，并结合生产中的实际情况对部分工艺进行了改进和完善。第3章 大斜度稠油井的温度分布3.1流体物性参数计算方法1)原油密度的计算 (3-1)式中:为在压力及温度下的原油密度；2)溶解油气比的计算(1)standing的相关式当 (3-2)式中， 为温度；为泡点压力(在多相管流中取计算段的平均压力)； (3-3) (3-4) (2)Lastater的相关式：当时： (3-5)式中，为地面原油的有效分子量(kg分子量)3)油水混合液体的密度 （3-6）式中，为水油体积比4)液体粘度 (1)原油粘度“死油”(脱气油)粘度： (3-7)式中 “活油”粘度： (3-8)式中 为地面原油API比重 为原油死油与活油粘度，。 (2)水的粘度 (3-9)式中，为水的粘度。5)水的表面张力 (3-10)式中，为水的表面张力；为常数(不同液体，其值不同)，对于水，。6)天然气粘度 (3-11)式中，为天然气粘度； 为天然气分子量，分子量7)天然气的压缩因子 (3-12)式中 为临界温度；为压力和临界压力。临界温度及临界压力的计算公式见表3-1。表3-1 临界温度及临界压力的计算公式油井液体的凝析物各种混合气体3.2大斜度稠油井井筒的温度分布井筒中的温度分布预测是油井设计和动态分析的重要基础；另外，准确地预测井筒中的压力梯度，也需要有准确的井温分布预测相配合。 关于井筒中的温度分布预测，常用的方法并不多，主要有Kirkpatrick，Shiu，Salar等方法。Kirkpatrick方法是最早的一种经验方法，它假定井口与井底间的温度呈直线分布。Shi M方法是一种近似方法，它未考虑焦尔汤姆森效应和相变引起的温度变化等因素。1989年Sagar等发表的方法是在相变引起的温度变化可忽略的假定下得出的一种简化方法。上述方法多数都是针对垂直井导出的。与直井比较，斜井中描述温度分布的基础(即能量方程)将有所不同，井周围的环境温度算法也不一样，所以最终的温度计算公式将与直井有明显的差别。迄今为止，似乎尚未见到有关斜井井筒中流动温度计算方法的报道。因此，本研究将根据油气在井中流动的特点，从基本方程出发，结合wmhite，saBar等人的研究成果，来探讨斜井井筒中温度分布的计算方法。1 预测方法的导出井筒中，气液同时向上流，取长为的微元控制体，假定为定常流，则可写出连续性方程 (3-13)和能量方程 (3-14)式中，为井筒的长度，；为混合物的总质量流量，；为混合物的流速，；为控制体所做的功，；为外界传给控制体的热量，；为重力加速度，；为热功当量，；为气液混合物的热焓，；为井筒与水平面的夹角，。假定控制体不对外做功，即；且地温按线性分布，梯度为，油层中部深度的温度为，则处对应的底层温度为： 假设控制体与外界稳定传热，则为式中，为处对应井筒的内流动温度，；为总传热系数，；为油管内经，。以式(1)和式(2)为基础，结合气体定律，可得出下列微分方程 (3-15)而 式中，为处对应的流动压力，；为气相密度，；为气相的体积流量，；为焦耳-汤姆森系数；为气相的质量流量，；为混合物的比热，；（其中，为天然气的比热，；为液相的比热，；为气相质量含量，分数）；为气相的热焓，；为液相的热焓，；为计算段内的平均压力梯度，；。取井筒中某一小段为积分段。在该校小段内，可取定值。以及取该段内的平均值。这样，在段内也为常数。因此，式(3-15)为一常系数微分方程，取边界条件；对其积分得(3-16)显然，用式(3-16)即可求出井筒中的流动温度分布。而则由下式求出式中，为井筒流体到沙层面的总的传热系数，；为地层的热传导系数，；是地层瞬时热传导时间函数。对于长时间生产的油井，可用下式计算式中，为水泥环外经，；相关的文献认为，由于钢具有很高的热传导率，因此，与油套环空中的流体比较起来，油管、套管的热阻可以忽略。假定辐射和对流忽略不计，则可得出下列计算的计算公式式中，为套管内径，；为套管外径，；为水泥环的热传导系数，；为环空中流体的热传导系数，；实质上包含了焦耳-汤姆森效应及动能项，Sagar和Doty以392口两相流井实测资料为基础，得出了计算的公式。当时当时式中，为井口流压，；分别为油、气相对密度；为气液比。至于，有井筒的压力梯度计算结果可以求出。3.3大斜度稠油井采取降粘工艺井筒的温度分布图3-1为油套环空掺化学剂工艺管柱结构示意图。该工艺是采用封隔器将油井封隔形成两条通路，化学剂从井口由油套环形空间注入油井，经泵上或泵下掺液器进入油管或泵下尾管中。由于抽油机井井筒流体流动的脉动性，使得化学剂能够与流入井筒的油层流体很好地混合，乳化降粘后的流体(包括油层采出流体和化学剂)被举升到地面。图3-1 油套环空掺化学剂降粘工艺管柱结构简图空心抽油杆掺化学剂工艺的原理见图3-2。空心抽油杆与地面掺化学剂的流程相连接，化学剂从空心抽油杆内空通道注入，经空心抽油杆底部的掺液器流到油管中与油层的采出流体混合，使原油发生乳化降粘然后被举升到地面。图3-2 空心抽油杆掺化学剂工艺管柱结构简图三种工艺条件下井筒流体的温度场的计算公式如下(1)常规采油井井筒流体温度计算公式 (3-17)式中，为井筒流体至周围底层间的传热系数，；为地表恒温层温度，；为地温梯度，；为沿井深方向井的铅直深度，；和分别为液体和气体的流量，；为热源强度，为采出液的水当量，；为油层中部深度，。(2)空心抽油杆掺产化学剂工艺井筒流体温度场计算式为 (3-18)其中 式中，为掺入化学剂的温度，；为掺入化学剂的水当量，；为空心杆内外流体间的传热系数，；为杆管环空流体与周围地层间的传热系数，；和微积分常数，是化学剂井口掺入温度和掺入深度的函数。(3)油套环空掺化学剂工艺井筒流体温度场计算式为 (3-19)其中式中，为油管内外流体间的传热系数，；为油套环空中的流体于底层间的传热系数，；和为积分常数，是化学剂井口掺入温度和掺入深度的函数。在采用空心抽油杆和油套环空掺化学剂工艺时，井筒流体温度场沿井筒深度分为两段，以掺液器深度为界，掺液器深度以下的井筒流体温度不受掺入化学剂温度的影响，而掺液器深度以上的井筒流体温度要受掺入化学剂温度的影响。63第4章 大斜度稠油井的压力梯度计算4.1理论模型的建立4.1.1用Beggs和Brill方法预测压力分布Beggs和Brill方法适用于圆管内的压降计算，所以将该方法应用于抽油机井油管与抽油杆之间的环空压降计算时，可做如下假设：(1)在油管抽油杆之间的环空流体压降计算时，可以引入当量直径的处理方法，该值随油管和抽油杆直径的改变而变化；(2)在下冲程时流体因抽油杆运动而产生的惯性损失可以忽略不计。总压力梯度可以写成 (4-1)式中，为管道内平均压力，；为轴向的流动距离，；为液相的密度，；为气相的密度， ；为持液率，；为重力加速度，；为油管与水平的夹角，度；为两相流动的阻力系数，无因次；为混合物的质量流量，；为混合物的平均流速，；为气相的折算速度，；为油管的直径，；为油管的截面积，。4.1.2泵入口压力预测(1)油、气、水混合物流过抽油泵时的能量方程对于大斜度井，当抽油泵设在斜井段时，其能量守恒方程可写成 (4-2)式中，为泵吸入口的深度，；为泵排出口深度，；为多变指数，气体流过抽油泵为一个多变过程，对于泵内的天然气来说，可以近似的取1.1；为泵吸入口处单位质量流体中气体的体积，；为泵吸入口处的压力（绝对），；为泵排出口处的压力（绝对），；为单位质量流体中的液体的体积，可视为常数，；为泵吸入口处油、气、水混合物的平均流速，；为泵排出口处油、气、水混合物的平均流速，；为抽油泵的扬程，；为抽油泵与垂直方向的夹角，度；方程(4-2)的物理意义：是抽油泵举升单位质量流体的位置所消耗的能量；是在多变过程中，抽油泵为提高单位质量流体中气体的压力所消耗的能量；是抽油泵为提高单位质量的压力所消耗的能量；为抽油泵提高单位质量流体的动能所消耗的能量；是抽油泵给与单位质量流体的能量。(2)抽油泵的效率抽油泵的效率简称为泵效，它是指抽油泵输出功率与输入功率之比，可写成： (4-3)将式(2)代入式(5),则得： (4-4)式中，为泵效，无因次；为抽油泵的输入功率，；为抽油泵的输出功率，；为油、气、水混合物的质量流量，。(3)泵效与排量系数的关系抽油泵的排量系数是抽油机的实际产液量与抽油泵的理论产液量之比，即 (4-5)式中，为抽油泵的排量系数，无因次；为抽油机井的实际产液量，；为抽油泵的理论排量，；尽管泵效与排量系数从不同的角度描述抽油泵的工作状况，二者之间仍存在着一定的联系，泵效与排量系数之间的的关系式 (4-6)在式(8)中，值得注意的是：泵效与排量系数之间并非简单的线性关系。4.2压力梯度的计算方法流体在井筒中的流动以及在油管中的流动为多相垂直管流，在环空中为多相垂直环空流，其压力分布用目前被广泛应用且较为精确的orkiszewki方法进行计算。由于井筒中自下而上，压力、温度逐渐降低，多相垂直管流中每相流体影响流动的物理参数(如密度、粘度等)及混合物密度和流速都随压力和温度而变。沿程压力梯度也不是常数。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，这些参数都是压力和温度的函数，压力却又是计算中所要求的未知数，所以，多相垂直管流常采用迭代法进行计算。其迭带步骤如下：1)已知任意一点(井底或井口压力)选取合适的深度间隔，(一般可选50100m)；2)估计一个对应于计算间隔的压力增量；3)估计该段的和，以及在、下的流体性质参数；4)计算该段压力梯度(dp/dh)；5)计算对应于h的压力增量；6)比较压力增量的估计的与计算的，若两者之差不满足|，则以计算值为新的估算值，重复26步，直到满足为止；7)计算该段下端对应的深度和压力； ，i1，2，n8)以处的压力为起始压力，重复27步。计算下一段的深度和,直到各段累加深度等于或大于管长()时为止；机采井的井底压力是进行机采井生产分析的重要资料。然而由于受机采井的井筒结构所限，许多精确的直接测压方法难以实施。与之相比，液面的测试简便易行，并具有足够的准确性，在生产中得到了广泛应用。因此，如何利用液面资料来准确地确定机采井的井底压力，一直是广大工程技术人员普遍关注的问题。4.2.1 井筒中的物性分布机采井的井底压力是井口套压与井筒中的流体联合作用的结果。当井口套压一定时，井筒中流体的物性及其分布状况，对井底压力有着重要的影响。因此，为了利用液面资料准确地计算机采井的井底压力，有必要对井筒中的物性分布进行探讨。机采井正常生产时井筒中的物性分布与关井后井筒中的物性分布有明显的区别，现分别讨论如下。1)正常生产时井筒中的物性分布按照套管的生产状况，可以将机采井分为两类：一类是产气量较大的井，在油管出油的同时从套管生产天然气；另一类是产气量较小的井，套管不生产天然气。按照机采井的含水状况，机采井又可以分为含水井与不含水井。考虑到目前现场的抽油井大多为含水井，且不含水井可以看作是含水井的一个特例，现只就含水井在不同生产状况下井筒中的物性分布进行讨论。2)套管不产气井套管不产气的机采井稳定生产时，由于重力分离作用，井口至油层中部的物性分布可以简化为三段，如图21(a)所示。图4-1 井筒中物性分布3)气柱段从井口至动液面之间可视为静止的天然气。天然气的密度与其组分、井口套压及井筒温度有关。对某一确定的机采井，其气体组分与井筒温度分布已确定，此时，井口套压越高，气柱中天然气的密度也越大。4)油柱段从动液面至油管进油口之间为原油。当压力低于泡点压力时，原油将会脱气。但由于该脱气过程是在密闭的空间进行的，脱气并不完全，原油中仍有溶有天然气。另外，原油中水的分离也是不完全的，原油中仍有少量乳化水存在，且乳化水的含量与油、水性质有关。一般情况下，该段油柱中的含水率都低。据我国某油田测试，该段原油中含水率仅在3%以内。5)液柱段从油管进油口至油层中部为油水混合的液柱段。当其中的压力低于泡点压力时，天然气将从油中逸出，从而使液柱中混有天然气，成为油、气、水混合段。需要指出的是，由于油、气、水的密度差异，加之套管直径较大，混合物的流速较油管中慢，不仅气液之间存在着滑动，而且油水之间也存在着严重的滑动，从而使该段液柱中的含水率比地层产出液或地面生产液的含水率大得多。有时虽然地面含水率很低，但因地层中产出的油气在这一段中可能是以泡滴状的形式从几乎静止不动的水中浮升上来，所以该段液柱的含水率却会相当高。6)套管产气井当套管产气的机采井稳定生产时，井筒中的物性分布也可分为三段，如图51(b)所示。7)气柱段当套管产气时，天然气将从油中逸，通过油套环空，流向井口。所以此时的气柱为流动的气柱。然而，对于产气量不太高的机采井来说，该气柱的流速成也不会很高，常常可以近似地按静气柱处理。8)油柱段套管产气时，动液面至油管进油口的油柱不流动，但气体却从中穿过，因而是混气的油柱。其中的含水率一般也很低，水主要是以乳化水的状态存在于油柱中。有人也将这段油柱看成是液相流量为零的气液两相流动，从而按气液两相流动进行处理。9)液柱段该段与套管不产气井的情况类似，多为油气水混合物。气液之间和油水之间都存在着滑动，从而使该段的组成地层产出物的组成有很大的差别。油井产量越低，这种差别越大。由此可知，无论对套管产气井，还是套管不产气井，其井筒中的物性分布都可以简化为三段分布。然而，这只是一种近似的处理方法。随着机采井环空测试技术的发展，许多环空测试资料都明，机采井井筒的物性分布有时是很复杂的。这种复杂性主要表现在以下四个方面：第一，井筒中气柱与油柱之间常常没有明显的油气界面，而是存在着一个饱沫状的过渡段，称为泡沫段。在井筒密度分布曲线上，表现为气柱密度与油柱密度之间并非突变，而是逐渐变化的，如图42所示。泡沫段的形成与许多因素有关，目前对它的形成机理还不十分清楚。对于存在泡沫段的井，可以采用物质平衡法进行环空测试，求得其拟液面深度，而后近似地按三段落分布处理。第二，由于抽油泵的抽吸作用及油管进油口以上油柱的作用，使得在油管进油口附近出现一个低密度段。该段的密度比其上下段的密度都低，如图42所示。对于低密度段，目前尚无单独的处理方法，只是在进行井底压力计算时，从整体上加以考虑，进行适的修正。第三，油井环空中可能存在死油，即使动液面下降到死油以下，死油也不会跟随下降，在用回声仪测试动液面时就会以死油位置为动液面，从而造成严重的测试误差。第四，随着油井动液面深度增加，用回声仪测试动液面的误差也在增加。图4-2 井筒内密度分布示意图10)关井后井筒中的物性分布机采井关井后，在重力作用下，井筒中的流体将要重新分布，当其达到稳定时，无论正常生产时套管是否产气，关井后的物性分布都可以分三段。11)静气柱段关井后，井底压力不断恢复，油套环空的液面逐渐上升，除一部分天然气溶于油中外，其余的则上浮于井筒上部，当达到稳定时，在井口至静液之间形成一个静气柱。通常，静气柱的长度(静液面深度)要比正常生产时的气柱长度(动液面深度)小，但其压力和密度都比正常生产时高。12)静油柱段关井后在静液面至某一深度处为静油柱。油柱中溶有天然气，其溶解气量可根据溶解系数和压力来确定。13)静水柱段关井后，井筒中的水因密度差异而沉于井筒最底部。假如抽油泵不漏失，则静水柱中的总水量是正常生产时井筒中的水量与关井后续流到井筒中的水量之和。关井后井筒中不在存泡沫段和低密度段，且各段流体的组成也较正常生产时要简单。但由于续流到井筒中的流体组成与正常生产时地层产出物的组成不尽相同，且油管与抽油泵常常不可避免地存在着漏失，因而即使已知正常生产时井筒中的物性分布，欲准确地确定关井后静油柱与静水柱的分界面，也并非易事。4.2.2 基本压降公式及流态划分界限1)基本压降公式 (4-7)式中， 为摩擦损失；为重力损失；为动能损失；摩擦损失梯度；为重力加速度等于；为混合物密度； 为混合物流速。动能损失只有在雾流时才有明显的意义，根据气体定律： (4-8)式中，为管子流通截面积；为流体总质量流量；为计算管段的平均压力；为气体体积流量。则基本压降公式为： (4-9)式中 为压力梯度；2)流态的划分不同流态下的和的计算方法不同，因此，计算中首先要判断流态。表4-1 流态类型的划分流态界限泡流段塞流过渡流雾流式中 (4-10) (4-11) (4-12)式中，为体积密度；为液体表面张力；为无因次气体速度； 分别为液体、气体、及总的体积流量 , ；(1)泡流上限的计算公式： (4-13)式中，为泡流上限，当时取；为在、下总的流体速度(混合液表观速度)；为水力直径。(2)平均密度与摩擦损失梯度的计算纯液流时 (4-14)式中为，其中为目前产液量；为油的体积流量；为水的体积流量；为脱气原油密度；为产出水密度；为天然气密度；为原油体积密度。 (4-15)式中为天然气相对密度(空气密度1)；为计算段的平均温度；为下的溶解油气比；当地面脱气原油密度时，采用standing公式计算。；当时采用Lasater公式计算。 (4-16)式中；为液体流速；为摩阻系数，可根据雷诺数查MOODY图得到，程序中已回归成相关式：雷诺数 (4-17) 为液体粘度。泡流时 (4-18) (4-19)式中为气相存容比，小数；为在、下气相的密度； 为气体滑脱速度； 段塞流时 (4-20) (4-21)式中 (4-22) 时 (4-23) 时 (4-24) 时 (4-25) (4-26)值取决于连续相的类别及气流总流速连续液相Vt(m/s)的公式号水3.048(A-1-21)水3.048(A-1-22)油3.048(A-1-23)油3.048(A-1-24) (4-27) (4-28) (4-29) (4-30) 计算得的必须满足下面条件： 时， 时， 过渡流时：(段塞)+ (雾流) (4-31)(段塞)+(雾流) (4-32)雾流时： (4-33) (4-34) (4-35)第5章 大斜度稠油井抽油杆受力分析5.1抽油杆柱的受力直井中抽油杆柱受力不同于水平井及大斜度井，抽油杆在直井中承受的侧向力要比水平井及定向井小，井斜角及方位角的变化都可以使抽油杆受到的侧向力发生变化。抽油杆柱的受力如下：(1)抽油杆重力，方向铅直向下，沿杆柱均匀分布。(2)扶正器重力，方向铅直向下，集中作用于扶正器所在抽油杆处。该力作用点随扶正器的位置而变化。(3)抽油杆所受浮力，方向铅直向上，集中作用于柱塞上，仅在下冲程时才有浮力。(4)惯性力：该力与抽油杆和液柱的质量有关，还与加速度的大小成正比，但方向相反。抽油杆的惯性力是均布力，液柱的惯性力是集中力，作用于柱塞上。(5)液体通过游动阀的阻力，上冲程无，下冲程有，方向向上，集中作用于柱塞上，计算时取最大值。(6)泵筒与柱塞间的摩擦力，与抽油杆运动方向相反，集中作用在柱塞上。(7)普通斜井泵柱塞上的液柱载荷，上冲程时有，下冲程时无，与抽油杆运动方向相反，集中作用于柱塞上。(8)液柱与抽油杆间的摩擦力，有抽油杆运动的方向相反，上冲程无，下冲程有，均匀作用于抽油杆柱上。(9)液柱与油管间的摩擦力，上冲程有，下冲程无，与抽油杆运动方向相反，集中作用于柱塞上。(10)扶正器与油管之间的摩擦力，与抽油杆的运动方向相反，集中作用于扶正器所在的抽油杆处。(11)振动载荷，集中作用于悬点上，方向向下。(12)扶正器所受的有关的支反力，集中作用于扶正器所在抽油杆处，方向垂直于该段抽油杆的轴线方向，由平面和平面所产生的支反力合成。(13)液体通过旋转扶正器的阻力，与抽油杆的运动方向相反，集中作用于旋转扶正器所在的抽油杆处。(14)液体通过滚轮扶正器的阻力，与抽油杆运动方向相反，集中作用在滚轮扶正器所在的抽油杆处。(15)抽油杆接箍活塞效应产生的阻力，与抽油杆运动方向相反，上冲程无，下冲程有，作用于抽油杆的接箍上。5.2大斜度井井眼抽油杆柱系统动力学微分方程在三维空间井眼轨迹的基础上，考虑井眼轨迹、抽油杆柱的构成、抽油杆柱与油管的滑动摩擦力及油液的内摩擦力，采用微元矢量分析方法，建立了描述大斜度井抽油杆柱力学分析的微分方程。5.2.1大斜度井眼的几何描述因为实际井眼轨迹是一条空间曲线，所以可以用空间直角坐标系来描述。以井口为原点，建立右手直角坐标系。用分别表示沿坐标轴(北)，(东)和(下)的单位矢量，井眼轴线上的任一点在三维空间的几何位置可用矢径来描述： (5-25)其相应的增量为： (5-26)其中，为过点沿井眼轴线轨迹切线方向上的单位矢量。与之间的夹角称为井斜角；在平面上的投影与之间的夹角成为方位角；为井眼的弧长。图5-1 三维弯曲井眼的几何关系相应的空间几何关系如图5-1所示，则有： (5-27) (5-28) (5-29) (5-30)相应井眼轨迹曲线的曲率和挠率分别为：， (5-31)将(5-30)式代入(5-31)式化简得： (5-32) (5-33)点处井眼轴线轨迹的主法线的次法线方向的单位矢量，分别为：(5-34) (5-35)自然坐标系与直角坐标系之间有如下的变换矩阵：(5-36)当时，存在且：。则： (5-37)其中：当、已知，便可以确定相应的井眼轴线轨迹的曲率、挠率以及切线、主法线及次法线方向的单位矢量、。根据微分几何理论可知，、之间有如下的微分关系(Frenet)： (5-38) (5-39) (5-40)5.2.2大斜度井眼中抽油杆柱的屈曲描述5.2.2.1大斜度井眼中抽油杆柱轴线形状的几何描述设在时刻点处井眼轨迹的法平面截抽油杆柱轴线于点，那么，点在三维空间的位置可用矢径来描述：其中：，分别为抽油杆柱相对于井眼的有效间隙和偏转角。为抽油杆柱变形前的弧长，为时间变量。表示抽油杆柱变形后的弧长。图5-2抽油杆在三维井眼中的几何变形关系假设抽油杆柱处于线弹性变形阶段，则：其中为井眼轴线上的微弧元长度，为微弧元两端的法平面所截抽油杆柱的微元弧长度。对于实际的井眼轴线轨迹曲线和抽油杆柱而言，曲率、挠率及有效间隙都是很小的几何量，他们都远小于1。因此，在以后讨论分析过程中，为简便起见将其高阶项及其各阶导数项，可略去不计，则： (5-41)由于，则有：在抽油杆柱处于不失稳状态或正弦屈曲状态时，、皆为极小量，可忽略，则有。而在抽油杆柱处于螺旋屈曲状态时，较大，不能忽略，则：弹性位移在实际生产过程中，相对于抽油杆为极小量，一般不超过10米，所以 可确定相应曲率和挠率： (5-42) (5-43)则自然坐标系与自然坐标系之间有如下的变换矩阵： (5-44) (5-45)其中：5.2.2.2大斜度井眼中抽油杆柱轴线轨迹的描述生产过程中，油管在自重的作用下靠在下井壁上。在上行程，抽油杆被拉直，油管下端局部失稳；下行程，油管被拉直，抽油杆下端局部失稳。由于现场生产时油管下端被锚定或加了尾管和比较密集的扶正器，且本论文研究的重点在于抽油杆柱的屈曲形态，故可假设在生产过程中油管不失稳，油管轴线与井眼轴线平行，所以只需考虑抽油杆的变形即可。在上行程，抽油杆柱受拉，不失稳。在下行程，轴力零点以上的抽油杆柱受拉不失稳，轴力零点以下的抽油杆柱受压，当轴压超过临界屈曲载荷后将失稳，呈现出正弦屈曲或不等距螺旋屈曲状态。根据Lubinski对中性点的定义，上述抽油杆柱轴力零点即