东北石油大学石油工程课程设计采油工程部分井筒压力分.docx

东北石油大学课程设计任务书

课程 石油工程课程设计
题目 井筒压力分布计算
专业 石油工程 姓名 赵二猛 学号 100302240115
主要内容、基本要求、主要参考资料等
1. 设计主要内容：
根据已有的基础数据，利用所学的专业知识，完成自喷井系统从井口到井底的所有相关参数的计算，最终计算井筒内的压力分布。
① 计算出油井温度分布； ② 确定平均温度压力条件下的参数；
③ 确定出摩擦阻力系数； ④ 确定井筒内的压力分布；
2. 设计基本要求：
要求学生选择一组基础数据，在教师的指导下独立地完成设计任务，最终以设计报告的形式完成本专题设计，设计报告的具体内容如下：
① 概述； ② 基础数据； ③ 能量方程理论； ④气液多相垂直管流压力梯度的摩擦损失系数法； ⑤ 设计框图及结果； ⑥ 结束语； ⑦ 参考文献。
设计报告采用统一格式打印，要求图表清晰、语言流畅、书写规范，论据充分、说服力强，达到工程设计的基本要求。
3. 主要参考资料：
王鸿勋，张琪等，《采油工艺原理》，石油工业出版社，1997
陈涛平等，《石油工程》，石油工业出版社，2000
万仁溥等，《采油技术手册第四分册－机械采油技术》，石油工业出版社，1993

完成期限 2013年7月1日—2013年7月20日
指导教师 张文
专业负责人 王立军

2013年6月25日
目 录
第1章 概 述 1
1.1 设计的目的和意义 1
1.2 设计的主要内容 1
第2章 基础数据 2
第3章 能量方程理论 3
3.1 能量方程的推导 3
3.2多相垂直管流压力分布计算步骤 6
第4章 气液多相垂直管流压力梯度的摩擦损失系数法 8
4.1 基本压力方程 8
4.2 平均密度平均流速的确定方法 8
4.3 摩擦损失系数的确定 11
4.4 油气水高压物性参数的计算方法 12
4.5 井温分布的的计算方法 16
4.6 实例计算 17
第5章 设计框图及结果 21
5.1 设计框图 21
5.2 设计结果 22
结束语 29
参考文献 30
附 录 31

第1章 概 述
1.1 设计的目的和意义
目的：确定井筒内沿程压力损失的流动规律，完成自喷井系统从井口到井底的所有相关参数的计算，运用深度迭代方法计算多相垂直管流的压力分布。
意义：利用所学的专业知识，结合已有的基础数据，最终计算井筒内的压力分布。对于油气井的优化设计、稳产高产及测试技术的预测性与精确性具有重要的现实意义。
1.2 设计的主要内容
根据已有的基础数据，利用所学的专业知识，完成自喷井系统从井口到井底的所有相关参数的计算，最终计算井筒内的压力分布。
① 计算出油井温度分布； ② 确定平均温度压力条件下的参数；
③ 确定出摩擦阻力系数； ④ 确定井筒内的压力分布；
详见第四章。

第2章 基础数据
数据表见下表（表2-1）

表2-1 基础数据表
地面脱气原油密度
（kg/m3）
841
地层水比热
（J/kg℃）
4400
天然气密度
（kg/m3）
0.929
天然气比热
（J/kg℃）
2227
水密度
（kg/m3）
1000
天然气分类
（贫气或富气）
富气
水油比
（m3/m3）
0.1
井号
B1-112-P56
井口温度
（℃）
15
井深
（m）
1082
地温梯度
（℃/100m）
3.15
油管内径
（mm）
62
传热系数
（W/m℃）
2.75
油压
（MPa）
0.64
饱和压力
（MPa）
6.28
日产油量
（t/d）
40.5
原油比热
（J/kg℃）
2200
日产气量
（m3/d）
2444.7

第3章 能量方程理论
3.1 能量方程的推导
流体流动系统都可根据能量守恒定律写出两个流动断面间的能量平衡关系：
︱进入断面1的流体能量︱+︱在断面1和2之间对流体额外所做的功︱-︱在断面1和2之间耗失的能量︱=︱从断面2流出的流体的能量︱
根据流体力学及热力学,对质量为m的任何流动的流体，在某一状态参数下（P、T）和某一位置上所具有的能量包括：内能U；位能mgh；动能；压缩或膨胀能。
据此，就可以写出多相管流通过断面1和断面2的流体的能量平衡关系。为了得到各种管流能量平衡的普遍关系，选用倾斜管流。
（3-1）
式中 —流体质量，公斤；
—流体体积，；
—压力，帕；
—重力加速度， ；
—管子中心线与参考水平面之间的夹角，度；
— 液流断面沿管子中心线到参考水平面的距离，，米；
图1-1 流体流动示意图
—流体的内能，包括分子运动所具有的内部动能及分子间引力引起的内部位能以及化学能、电能等，焦尔；
—流体通过断面的平均流速，米/秒。
（3-1）式中，除了内能外，其他参数可用测量的办法求得。内能虽然不能直接测量和计算其绝对值，但可求得两种状态下的相对变化。根据热力学第一定律，对于可逆过程：
或
式中 dq为系统与外界交换的热量；
dU和pdV分别为系统进行热交换时，在系统内所引起的流体内能的变化和由于流体体积改变dV后克服外部压力所做的功。
对于像我们这里所研究的这种不可逆过程来讲：

式中 dqr—摩擦产生的热量。
若以dlw表示摩擦消耗的功，，则由上式可得：
或 （3-2）
改写（3-1）式，可得到两个流动断面之间的能量平衡方程：
（3-1a）
将（3-1a）式写成微分形式：
（3-1b）
将（3-2）式代入（3-1b）式，并简化后得：
（3-3）
积分上式我们就可得到压力为P1和P2两个流动断面的能量平衡方程：
（3-3a）
取单位质量的流体m=1，将代入（3-3）式后得：
（3-3b）
式中 ρ—流体密度，。
用压力梯度表示，则可写为：
（3-4）
由此可得：
式中 ——单位管长上的总压力损失（总压力降）；
——由于动能变化而损失的压力或称加速度引起的压力损失；
——克服流体重力所消耗的压力；
——克服各种摩擦阻力而消耗的压力。
令

则
根据流体力学管流计算公式

式中 f——摩擦阻力系数；
d——管径，米。
在Z的方向为由下而上的坐标系中为负值，如果我们取为正值，则
（3-5）
（3-5）式是适合于各种管流的通用压力梯度方程。
对于水平管流，因θ=0，。若用x表示水平流动方向的坐标，则 （3-6）
对于垂直管流，,sinθ=1 ，若以h表示高度，则
（3-7）
为了强调多相混合物流动，将方程中的各项流动参数加下角标“m”,则

式中 ρm——多相混合物的密度；
vm——多相混合物的流速；
fm——多相混合物流动时的摩擦阻力系数。
单相垂直管液流的；单相水平管液流的及均为零。对于气-液多相管流，如果流速不大，则很小，可以忽略不计。
只要求得ρm、vm及fm就可计算出压力梯度。但是，如前所述，多相管流中这些参数沿程是变化的，而且在不同流动型态下的变化规律也各不相同。所以，研究这些参数在流动过程中的变化规律及计算方法是多相管流研究的中心问题。不同研究者通过实验研究提出了各自计算这些参数的方法。
3.2 多相垂直管流压力分布计算步骤
按气液两相管流的压力梯度公式计算沿程压力分布时，影响流体流动规律的各相物理参数(密度、粘度等)及混合物的密度、流速都随压力和温度而变，而沿程压力梯并不是常数，因此气液两相管流要分段计算以提高计算精度。同时计算压力分布时要先给出相应管段的流体物性参数，而这些参数又是压力和温度的函数，压力却又是计算中要求的未知数。因此，通常每一管段的压力梯度均需采用迭代法进行。有两种迭代方法：用压差分段、按长度增量迭代和用长度分段、按压力增量迭代。
用压差分段、按长度增量迭代的步骤是：
1) 已知任一点(井口或井底)的压力作为起点，任选一个合适的压力降作为计算的压力间隔；
2) 估计一个对应的长度增量,以便根据温度梯度估算该段下端的温度；
3) 计算该管段的平均温度及平均压力，并确定在该和下的全部流体性质参数；
4) 计算该管段的压力梯度
5) 计算对应于的该段管长
；
6) 将第5)步计算得的与第2)步估计的进行比较，两者之差超过允许范围，则以计算的作为估计值，重复2)～5)的计算，直至两者之差在允许范围内为止；
7) 计算该管段下端对应的长度及压力
=,(i=1,2,3,…,n)
8) 以处的压力为起点，重复第2)～7)步，计算下一管段的长度和压力，直到各段的累加长度等于或大于管长(≥L)时为止。

第4章 气液多相垂直管流压力梯度的摩擦损失系数法
4.1 基本压力方程
摩擦损失系数法计算压力梯度的基本方程：

式中　——计算段的混合物平均密度，kg/m3；
——计算段的混合物平均流速，m/s；
——计算段的摩擦损失系数，无因次；
D——管径，m；
g——重力加速度，9.807m/s2；
——计算管段的平均压力梯度，Pa/m。
如果用混合物流量表示流速，则上式可写成：

式中　q0——地面脱气原油的产量，m3/s；
Wt——随1 m3地面脱气原油同时产出的油、水、气混合物的总质量，Kg/m3；其他符号及单位同前。
4.2平均密度、平均流速的确定方法
自喷井沿井筒自下而上各个流过断面处油、气、水混合物质量是始终不变的，而体积流量Qmt和平均流速逐渐增大，所以油、气、水混合物的重度逐渐减小。但是，油井稳定生产时，单位时间内生产的地面（脱气）原油体积是不变的，并从生产日报表中直接查到。为了找出油、气、水混合物的体积流量Qmt沿井筒的变化规律，取固定值1m3地面脱气原油的体积，作为研究混合液流的参考值，则有：

式中 q0——产油量，m3/s；
Vt——在某压力和温度下，伴随每生产1m3地面脱气原油的油、水、气总体积m3，/m3,即：

地面每生产1m3脱气原油，在压力P和温度T下油应具有的体积，等于1m3脱气原油乘以该压力、温度条件下的体积系数。Bo随压力P和温度T的变化关系，可由高压物性资料得出。
当地面每生产1m3脱气原油时，在压力P和温度T下，水应具有的体积可通过生产油水比Vw来表示。生产油水比等于产油量比产油量，单位为m3/ m3。由于水压缩性很小，可以认为井筒内各流过断面处水的体积是不变的。
当地面每生产1m3脱气原油时，在压力P和温度T下天然气应具有的体积Vg可作如下分析，并通过气体状态方程式求得。
设Rp生产油气比，等于产气量比产油量，m3/ m3；Rs溶解油气比，m3/ m3。即在压力P和温度T下，溶解在相当于1m3地面脱气原油中的天然气量。
所以原来在压力P和温度T时，伴随每生产1m3地面脱气原油的天然在标准状态下所占有的体积为：

但是，还需要气休状态方程式将Vg0换算到某压力P与温度T下的体积。根据气体状态方程式，知：

式中 P0——标况压力（绝对），100KPa；
T0——标况温度，293K；
Vg0——在标准压力和温度下的天然气的体积，m3；
P——压力（绝对），Pa；
T——温度，K；
Vg——在压力P和温度T下的天然气的体积，m3；
Z0、Z——气体在标准状态与某压力、温度下的压缩因子、无因次。
所以，当Z0=1时，由上式可整理得：

由上面两式可得出当地面每生产1m3脱气原油时，在压力P和温度T下，天然气（自由气）应具有的体积为：

综合以上的分析，当地面每生产1m3脱气时，在某流过断面处油、气、水混合物在压力P和温度T下的体积为：

当P1和P2相差不大时，可以用上式来计算某压力（P1和P2）和温度（T1和T2）范围内Vt的平均值。只是上式中P应该采用P1和P2的平均值Pavg，T应该采用该温度范围的平均值Tavg。其它随压力和温度而变化的各值如Bo、Z、Rs等也应该采用Pavg和Tavg下的值。于是得：

平均密度为：

式中 ——在平均压力和平均温度下，油、气、水混合物的密度，Kg/m3；
Wt——与1m3地面脱气原油同时产出的油、气、水混合物总质量，Kg/m3；
——与1m3地面脱气原油同时产出的油、气、水混合物在平均压力和平均温度下的总体积，m3/ m3。
总质量Wt为：

式中 ρo——地面脱气原油密度，Kg/m3；
ρg——天然气密度（标准条件下），Kg/m3；
ρw——水的密度，Kg/m3；
Vw——水油比，m3/ m3。
混合物平均流速：

式中 ——在平均压力和温度下（即计算管段）油、气、水混合物的平均流速，m/s。
4.3摩擦损失系数的确定
摩擦损失系数是利用由矿场资料相关的~关系确定。
两相雷诺数与单相雷诺数的关系为：
=
式中 ——气相雷诺数（纯气体流动的雷诺数）

——液相雷诺数（纯液体流动的雷诺数）

——平均温度和平均压力下气体的粘度，Pa·s；
——平均温度和平均压力下液体的粘度，Pa·s；
——与气液质量比有关的常数。
油、水、气三相混合物的液相粘度在未发生乳化的情况下，可根据相应条件下油的粘度。和水的粘度按体积加权平均求得，

式中　——含水（体积比），小数；
常数a和b的选取，应当使两相流在任一极端情况下，即只单相流时，两相雷诺数也应随着成为相应的单相雷诺数，一般取a、b为：

式中　K——气、液质量比，无因次；

——根据矿场资料绘制~相关曲线时选定的常数。
利用大庆油田自喷井资料做的~曲线，在取=10、=1时有较好的相关性。则两相雷诺数为：

再利用下式求取摩擦损失系数

其中：

4.4油气水高压物性参数的计算方法
4.4.1 溶解油气比
需要先计算天然气在689.5kPa表压下的相对密度：

式中，——689.5kPa表压下的天然气相对密度，无因次；
——压力（绝对）和温度下的天然气相对密度，无因次；
——温度，℃；
——压力（绝对），kPa；
——标准状态下，原油的相对密度，无因次。
求得天然气的在689.5kPa表压下的相对密度后，再利用下式即可求得溶解油气比：

式中　C1、C2、C3——系数，其值见表；
P ——压力（绝对），kPa。
系数
0.8762
0.8762
C1
C2
C3
0.0362
1.0937
25.7240
0.0178
1.1870
23.9310
4.4.2 原油体积系数
1、当时
系数C1、C2、C3的值如下表所示：
系数
0.8762
0.8762
C1
C2
C3
4.677×10-4
1.751×10-5
-1.811×10-8
4.670×10-4
1.100×10-5
1.337×10-9
2、当时

其中，
式中 ——泡点压力下的原油体积系数，m3/m3；
a1=-1433.0；a2=5.0；a3=17.2；a4=-1180.0；a5=12.61；a6=105。
4.4.3 天然气压缩系数
当天然气的压力低于35MPa时，它的压缩系数可以按下式计算：

其中，

式中 Z——天然气的压缩系数，无因次；
——对比温度，无因次；
T——温度，K；
——天然气的假临界温度，K
——天然气的对比度，无因次；
——天然气的对比压力，无因次；
——天然气的假临界压力，kPa。
天然气的假临界温度和假临界压力，可以根据不同情况按下列公式计算：
1、富气
当天然气的相对密度（空气为1）时

当时

2、贫气
当时

当时

按上式计算Z值时，需要使用迭代法。一般从设Z=1开始，迭代五次即可。
4.4.4 原油粘度
1、地面脱气原油的粘度

其中

2、饱和原油的粘度

其中

4.4.5 天然气的粘度

其中

式中，——管道条件下天然气的黏度，mPa·s；
——管道条件下天然气的密度，103 Kg /m3。
4.4.6 水的粘度

式中　——水的粘度，mPa.s
4.5 井温分布计算方法
由地面到油层温度是按地温梯度逐渐增加的。所谓地温梯度，即深度每增加100m地层温度的升高值。而在井筒中，由于地层流体不断地向上流动，地层流体便作为热载体将热量也不断地携带上来。通过套管、水泥环向地层传导。因此，井温总是比地温要高。
流体的物性参数随温度变化，因此，计算应采用井温来进行流体参数计算。
计算常规采油和井筒加热时沿井深温度分布的基本方程为：

对于常规采油来说，可取
式中　——油管中L位置处原油的温度，℃；
——总传热系数，W/(m•℃)；
　 ——井底原油温度，℃；
　 ——地层温度梯度，℃/m；
　 ——重力加速度，m/s2；
　 ——内热源，W/m；
　 ——计算段起点高度(井底为0)，m；
　 ——水当量，W/℃。
水当量可如下计算：

式中　——原油的质量流量，kg/s；
——水的质量流量，kg/s；
——井筒中气体质量流量，kg/s；
——产出原油的比热，J/(kg•℃)；
——产出水的比热，J/(kg•℃)；
　　　——产出天然气的比热，J/(kg•℃)。
在同一口油井，地温梯度m和井底温度都是不变的，传热系数则受地层物性和地层热阻、油管环形空间介质及其物性和油井的产量等多种因素的影响，而产量对的影响较小。故在一定的地层条件及井筒状况下，也可近似地认为为一常数。这样，整个井筒的温度分布就只受与油井产量有关的水当量W和距井底的距离L的影响。
4.6 实例计算
某含水自喷井产油量,产气量，油压，内径D=62mm，油井深1082m，试求井底压力。
解：用深度增量迭代方法计算。
1.选取压力间隔=500KPa，假设对应的深度增量=50m,
2.从井口起计算第一段的平均压力及温度：
平均压力

根据井口温度、地温梯度及假定的Δh1算得的平均温度=302.49K
(即29.34℃)。
3.确定下的流体性质参数：
溶解油气比Rs=3.607m3/m3，天然气粘度μg=0.010984mPa•s,气体压缩因子Z=0.9733，原油体积系数Bo=1.0256，原油粘度μo=20.945mPa•s,原油密度ρo=841Kg/m3, ρg=0.929 Kg/m3水的粘度μw=0.8968mPa•s
4.计算混合物平均密度计总质量Wt
（1）下的气体体积Vg
生产油气比 m3/m3
P0=100KPa,T0=20℃

（2）下的混合物总体积Vt

（3）混合物的总质量Wt

(4) 计算混合物的平均密度

5.计算摩擦损失系数λ′
（1）气相雷诺数

（2）液相雷诺数

（3）气、液质量比

（4）两相雷诺数

其中：

6.计算压力梯度及深度增量

7.比较深度增量的假设值和计算值

如果取=0.01m，则

所以，将135.41作为新的假设值，从第2步重新开始计算，即第二次迭代，直到满足要求后再开始计算第二段。

第5章 设计框图及结果
开始
输入基础数据
5.1 设计框图
确定起点压力及计算浓度ΔZ和分段数

假设温度梯度
k=1

初设计算段压降ΔP，并计算下端压力

根据相关公式求出平均温度与平均压力下流体物性参数
确定平均温度及平均压力

根据流体物性参数求出气液混合物压力梯度

No
P21=P22
|P22--P11 |≤ε0

Yes
以下端为起点

Yes
No
k=k+1
结束

5.2 运行界面
5.2.1 程序进入主界面
.
5.2.2 程序运行主界面

5.2.3 数据计算结果显示界面

5.3 设计结果
表5-3-1 计算结果数据表
井深
压力
温度
平均密度
原油粘度
溶解油气比
原油体积系数
天然气压缩系数
天然气粘度
水的粘度
(m)
(MPa)
(℃)
(Kg/m3)
(mPas)
(m3/m3)
(m3/m3)

(mPa•s)
（mPa·s)
0
0.74
28.65
128.45
22.31
2.56
1.0220
0.980
0.0109
0.91
20
0.90
29.21
154.02
21.41
3.24
1.0240
0.976
0.0110
0.90
40
1.04
29.76
175.15
20.67
3.83
1.0270
0.972
0.0110
0.89
60
1.17
30.32
193.59
20.03
4.38
1.0290
0.969
0.0110
0.88
80
1.29
30.87
210.20
19.46
4.89
1.0310
0.966
0.0111
0.87
100
1.40
31.42
225.48
18.95
5.37
1.0330
0.963
0.0111
0.86
120
1.50
31.96
239.74
18.47
5.84
1.0350
0.960
0.0112
0.85
140
1.61
32.51
253.22
18.03
6.30
1.0360
0.958
0.0112
0.84
160
1.71
33.04
266.05
17.61
6.75
1.0380
0.956
0.0113
0.83
180
1.80
33.58
278.35
17.22
7.19
1.0400
0.953
0.0113
0.82
续表
井深
压力
温度
平均密度
原油粘度
溶解油气比
原油体积系数
天然气压缩系数
天然气粘度
水的粘度
(m)
(MPa)
(℃)
(Kg/m3)
(mPas)
(m3/m3)
(m3/m3)

(mPa•s)
（mPa·s)
200
1.90
34.11
290.21
16.84
7.63
1.0420
0.951
0.0113
0.81
220
2.00
34.63
301.70
16.49
8.06
1.0440
0.949
0.0114
0.81
240
2.09
35.15
312.86
16.14
8.50
1.0450
0.947
0.0114
0.80
260
2.19
35.67
323.75
15.81
8.93
1.0470
0.945
0.0115
0.79
280
2.28
36.18
334.38
15.49
9.37
1.0490
0.943
0.0115
0.78
300
2.37
36.69
344.80
15.18
9.80
1.0510
0.941
0.0115
0.77
320
2.47
37.19
355.02
14.88
10.24
1.0520
0.938
0.0116
0.77
340
2.56
37.69
365.06
14.59
10.68
1.0540
0.936
0.0116
0.76
360
2.66
38.18
374.94
14.30
11.13
1.0560
0.934
0.0117
0.75
380
2.75
38.66
384.67
14.03
11.58
1.0580
0.932
0.0117
0.74
400
2.85
39.14
394.26
13.76
12.03
1.0590
0.930
0.0117
0.74
420
2.95
39.61
403.73
13.49
12.49
1.0610
0.928
0.0118
0.73
440
3.05
40.08
413.07
13.24
12.95
1.0630
0.927
0.0118
0.72
460
3.14
40.54
422.30
12.99
13.42
1.0650
0.925
0.0119
0.72
480
3.24
40.99
431.43
12.74
13.89
1.0660
0.923
0.0119
0.71
500
3.34
41.43
440.45
12.50
14.37
1.0680
0.921
0.0120
0.71
520
3.44
41.87
449.37
12.27
14.86
1.0700
0.919
0.0120
0.70
540
3.55
42.29
458.19
12.04
15.35
1.0720
0.917
0.0121
0.69
560
3.65
42.71
466.92
11.81
15.85
1.0740
0.915
0.0121
0.69
580
3.75
43.12
475.56
11.59
16.36
1.0750
0.913
0.0121
0.68
600
3.86
43.53
484.11
11.38
16.87
1.0770
0.911
0.0122
0.68
620
3.97
43.92
492.57
11.17
17.39
1.0790
0.909
0.0122
0.67
640
4.07
44.30
500.94
10.96
17.92
1.0810
0.906
0.0123
0.67
660
4.18
44.67
509.23
10.75
18.45
1.0830
0.904
0.0123
0.66
680
4.29
45.03
517.43
10.56
19.00
1.0850
0.902
0.0124
0.66
700
4.40
45.38
525.55
10.36
19.55
1.0870
0.900
0.0124
0.66
720
4.51
45.72
533.58
10.17
20.11
1.0880
0.898
0.0125
0.65
740
4.63
46.04
541.52
9.98
20.68
1.0900
0.896
0.0125
0.65
760
4.74
46.35
549.38
9.80
21.25
1.0920
0.894
0.0126
0.64
780
4.86
46.65
557.16
9.61
21.84
1.0940
0.892
0.0126
0.64
800
4.97
46.94
564.86
9.44
22.43
1.0960
0.890
0.0127
0.64
820
5.09
47.21
572.47
9.26
23.03
1.0980
0.888
0.0127
0.63
840
5.21
47.46
579.99
9.09
23.65
1.1000
0.885
0.0128
0.63
860
5.33
47.70
587.44
8.92
24.27
1.1020
0.883
0.0128
0.63
880
5.45
47.93
594.79
8.76
24.90
1.1040
0.881
0.0129
0.63
900
5.58
48.13
602.07
8.60
25.54
1.1060
0.879
0.0129
0.62
920
5.70
48.32
609.27
8.44
26.20
1.1080
0.876
0.0130
0.62
续表
井深
压力
温度
平均密度
原油粘度
溶解油气比
原油体积系数
天然气压缩系数
天然气粘度
水的粘度
(m)
(MPa)
(℃)
(Kg/m3)
(mPas)
(m3/m3)
(m3/m3)

(mPa•s)
（mPa·s)
940
5.83
48.49
616.38
8.28
26.86
1.1100
0.874
0.0130
0.62
960
5.95
48.64
623.40
8.13
27.53
1.1120
0.872
0.0131
0.62
980
6.08
48.77
630.35
7.98
28.22
1.1140
0.869
0.0132
0.62
1000
6.21
48.88
637.22
7.83
28.91
1.1150
0.867
0.0132
0.61
1020
6.34
48.96
644.74
7.69
29.62
1.1160
0.865
0.0133
0.61
1040
6.47
49.03
653.15
7.55
30.34
1.1140
0.862
0.0133
0.61
1060
6.60
49.07
661.58
7.41
31.08
1.1120
0.860
0.0134
0.61
1080
6.74
49.08
670.03
7.27
31.83
1.1100
0.857
0.0135
0.61
1082
6.75
49.08
670.88
7.25
31.91
1.1100
0.857
0.0135
0.61
1040
6.47
49.03
653.15
7.55
30.34
1.1140
0.862
0.0133
0.61
1060
6.60
49.07
661.58
7.41
31.08
1.1120
0.860
0.0134
0.61
1080
6.74
49.08
670.03
7.27
31.83
1.1100
0.857
0.0135
0.61
5.4 结果图表
（1） 压力—井深曲线：

图5-4-1压力-井深曲线
压力—井深曲线表现为一段初始阶段向上凹其最终接近于一条直线的曲线段，这说明总体上压力随井深的增加而增加，但是压力梯度是不一样的，在井深小于800m时，压力梯度随井深的增加而增加，而当井深大于800m时，压力梯度几乎不随井深的变化而变化。
这是由于混合物平均密井深小于800m时，平均密度逐随井深的增加而增大，而油管内压力梯度与混合物的密度成正比，所以在井深小于800m时，曲线的斜率随井深的增大而增大；当井深大于800m时，曲线的斜率几乎不变，曲线接近于一条直线。
（2）温度—井深曲线

图5-4-2 温度-井深曲线
由井温曲线分布图可看出随着井深增加井温变化斜率逐渐减小，并在井底处斜率趋近于零。由地面到油层温度是按地温梯度逐渐增加的。所谓地温梯度，即深度每增加100m地层温度的升高值。而在井筒中，由于地层流体不断地向上流动，地层流体便作为热载体将热量也不断地携带上来。通过套管、水泥环向地层传导。因此，井温总是比地温要高。由于井底压力等于油层压力，而井口油管流体温度大于地面温度，所以油管内温度梯度小于地层地温梯度。所以油管内液体随着流体的不断向上流动温度降低速率小于地层温度降低速率，管内温度与地层温度差在井底处为0，并随着井深的减小不断增加，管内流体与地层的传热量逐渐增加，所以管内