井筒摩阻计算
第一节水头损失及其分类
实际流体具有粘性，在通道内流动时，流体内部流层之间存在相对运动和流动阻力。流动阻力和水头损失的规律，因流体的流动状态和流动的边界条件而异.
一、水头损失分类
流体在流动的过程中，在流动的方向、壁面的粗糙程度、过流断面的形状和尺寸均不变的均匀流段上产生的流动阻力称之为沿程阻力，或称为摩擦阻力。沿程阻力的影响造成流体流动过程中能量的损失或水头损失（习惯上用单位重量流体的损失表示）。沿程阻力均匀地分布在整个均匀流段上，与管段的长度成正比，一般用f h 表示。
另一类阻力是发生在流动边界有急变的流场中，能量的损失主要集中在该流场及附近流场，这种集中发生的能量损失或阻力称为局部阻力或局部损失，由局部阻力造成的水头损失称为局部水头损失。
二、水头损失分类 1.沿程阻力损失
2g
v
4R l λ
h 2
f =
对于圆管：
g v d l h f 22
λ
=
式中：l —管长；R —水力半径；d —管径；v —断面平均流速；g —重力加速度；λ—沿程阻力系数，也称达西系数。一般由实验确定。
式中的无量纲系数λ不是一个常数，它与流体的性质、管道的粗糙程度以及流速和流态有关，在大多数工程问题中，f h 确实与2
v 成正比。此外，这样做可以把阻力损失和流速水头合并在一起，便于计算。
2.局部阻力损失
g
v h j 22
ζ
=
式中：ζ——局部阻力系数，一般由实验确定。整个管道的阻力损失，应该等于各管段的
沿程损失和所有局部损失的总和。
第二节粘性流体流动流态
一、粘性流体流动流态
当流速较小时，沿程损失与流速一次方成正比，当流速较大时，沿程损失几乎与流速的平方成正比，如图所示，并且在这两个区域之间有一个不稳定区域。
当阀门B 慢慢打开，并打开颜色水阀门D ，此时管中的水流流速较小，可以看到玻璃管中一条线状的颜色水。它与水流不相混合，如图6—3(b )所示。从这一现象可以看出，在管中流速较小时，管中水流沿管轴方向呈层状流动，各层质点互不掺混，这种流动状态称为层流。
当阀门B 逐渐开大，管中的水流流速也相应增大。此时会发现，在流速增加到某一数值时，颜色水原直线的运动轨迹开始波动，线条逐渐变粗，如图6—3(c )所示。继续增加流速，则颜色水迅速与周围的清水混合，6—3(d )所示。这表明液体质点的运动轨迹不规则，各层液体相互剧烈混合，产生随机的脉动，这种流动称为紊流。水流流速从小变大。沿程阻力曲线的走线为A →B →C →D 。如图6—2所示。
若实验时流速由大变小。则上述观察到的流动现象以相反的程序重演，但有紊流转变为层流的流速c v (下临界流速)要小于由层流转变为紊流的流速'
c v (上临界流速)。如图6—2所示。沿径阻力曲线的走线为D -C -A 。如图6—2所示。
实验进—步表明，同一实验装置的临界流速是不固定的，随着流动的起始条件和实验条件不同，外界干扰程度不同，其上临界流速差异很大，但是，其下临流流速却基本不变。在实际工程中，扰动是普遍存在的，上临界流速没有实际意义，一般指的临界流速即指下临界流速。
二、流态的判别准则
流态不仅与断面平均流速v 有关系，而且与管径d 、液体粘性μ、密度ρ有关。即流态既反映管道中流体的特性，同时又反映管道的特性。
将上述四个参数合成一无量纲数(无具体单位)，称为雷诺数，用e R 表示。
ν
μνμ==
=ρ
ρvd
vd R e
式中：e R ——雷诺数，v ——流速，m/s ，ρ——流体密度，kg/m 3，μ——流体粘度，Pa.s ；
ν——运动粘度，m 2/s
注，粘度单位1Pa.s=1N*s/m2=10P=103cp=1Kcps=1kg/(m*s)1N=1kg*m/s 2
对应于临界流速的雷诺数，称为临界雷诺数，通常用表示。大量实验表明，在不同的管道、不同的液体以及不同的外界条件下临界雷诺数不同。通常情况下，临界雷诺数总在2300附近，Re c =2300
【例6—1】 有一直径mm d
25=的室内上水管，如管中流速s m v 0.1=水温10=t ℃。
(1).试判别管中水的流态；
(2).试求管内保持层流状态的最大流速为多少？ 解：（1）l0℃时，水的运动粘性系数s m v
261031.1-?=,此时，管内雷诺数
=
=
ν
vd
R e 2300191001031.1025
.0016>≈???-，故管中水流为紊流。
（2）保持层流的最大流速就是临界流速，2300Re ==ν
d
v c
所以12.0025
.01031.123006
=??=-c v s m
第三节沿程水头损失与切应力的关系
一、均匀流动方程式
沿程阻力(均匀流内部流层间的切应力)是造成沿程水头损失的直接原因。建立沿程水头损失与切应力的关系式，再找出切应力的变化规律，就能解决沿程水头损失的计算问题。 在圆管恒定流均匀流段上设1—l 和2—2断面，如图所示。作用于流段上的外力：压力、壁面切应力重力相平衡。即：
cos 21=-+-l Al A p A p w χταγ
式中w τ——壁面切应力，χ——湿周，α——圆管倾斜角，A ——圆管断面截面积，l ——管段长度。 由几何关系得：
21cos z z l -=α，除以A γ整理得：
A l p z p z w γχτγγ=???
? ??+-???? ??+2211 并由断面1和断面2的能量方程得：f h p z p z =????
??+-???? ?
?+γγ2211，故： R l A l h w w f γτγχτ==Rl l
h R f
w γγτ==
式中：R ——水力半径，χ
A
R
=
；
J ——水力坡度，l
h J f =
。
二、圆管过流段面上切应力分布
w
r r ττ0=
即圆管均匀过流断面上切应力呈直线分布，管轴处0=τ，管壁处切应力达最大值w ττ
=
三、壁剪切速度
下面在均匀流动方程式的基础上，推导沿程摩阻系数λ和壁面切应力的关系。
将g
v d l J 22λ=代入均匀流动方程式，整理得：
8
λ
ρ
τv w
=，定义ρ
τw
v =
*具有速度的量纲，称为壁剪切速度（摩
擦速度）。则：
8
λ
v
v =*
上式是沿程摩阻系数和壁面切应力的关系式，该式在紊流的研究中广为引用。
第四节、圆管中的层流运动
层流常见于很细的管道流动，或者低速、高粘流体的管道流动，如阻尼管、润滑油管、原油输油管道内的流动。
一、 圆管中层流运动的流动特征
v
如前述，层流各流层质点互不掺混，对于圆管来说，各层质点沿平行管轴线方向运动。
与管壁接触的一层速度为零，管轴线上速度最大，整个管流如同无数薄壁圆筒一个套着一个滑动。各流层间切应力服从牛顿内摩擦定律，即满足式
dy
du μ
τ=r
r y -=0dr
du
μ
τ-=
二、圆管层流的断面流动分布
因讨论圆管层流运动，所以可用牛顿内摩擦定律来表达液层间的切应力：
dr du dy du μ
μτ-==
式中μ为动力粘性，u 为离管轴距离r 处的切应力（即离管壁距离y 处）的流速。 对于均匀管流而言，在半径等于r 处的切应力应为：
J
r 2
γτ=
于均匀管流而言，根据式（6—21），在半径等于r 处的切应力应为：
J
r 2
γτ=
rdr J
du μ
γ2-
= 积分得：
C r J u +-=2
4μ
γ
利用管壁上的边界条件，确定上式中的积分常数C 。
当0r r =时0=u ，得：2
04r J C μ
γ= )(422
0r r J u -=μ
γ
上式表明，圆管中均匀层流的流速分布是一个旋转抛物面，如图6—6所示。过流断面上流速呈抛物面分布，这是圆管层流的重要特征之一。 将0=r 代入上式，得到管轴处最大流速为
20max
4r J u μ
γ=
平均流速为：
2
22020
2
00
824)(1
2r J rdr r r J r r rdr
A
udA A
Q v r
r
A
μ
γπμγπππ=-==
=
=?
??
三、圆管层流的沿程阻力损失
将直径d 代替式（6—34）中的02r ，可得：
2232)2(8d J
d J v μ
γμγ==
进而可得水力坡度
v d
J 2
32γμ=以f h J =/l 代入上
式，可得沿程阻力损失为：
v d
l h f 232γμ= 这就从理论上证明了圆管的均匀
层流中．沿程阻力损失f h 与平均流速v 的一次方成正比，这与雷诺实验的结果相符。 上式还可以进一步改写成达西公式的形式
g v d l g v d l g v d l vd v d
d h f 22R
e 64264322
222
λμ
ργμ====
由上式可得：
Re 64
=
λ
该式为达西和魏斯巴哈提出的著名公式，此公式表明圆管层流中的沿程阻力系数λ只是雷诺数的函数，与管壁粗糙情况无关。
[例题6—2] 设有一恒定有压均匀管流．已知管径mm d
20=，管长mm l 20=，管中水流流速，
s m v 12.0=，水温10=t ℃时水的运动粘度s m v 2
610306.1-?=。求沿程阻力损失。
解：2300183810306.102
.012.0Re 6
<=??=
=
-ν
vd
为层流
035.01838
64Re 64===
λ O mH g v d l h f 22
2026.08
.92)12.0(02.020035.02=???==λ
第五节紊流运动分析
一、粘性底层
在紊流运动中，并不是整个流场都是紊流。由于流体具有粘滞性，紧贴管壁或槽壁的流体质点将贴附在固体边界上，无相对滑移，流速为零，继而它们又影响到邻近的流体速度也随之变小，从而在紧靠近面体边界的流层里有显著的流速梯度，粘滞切应力很大，但紊动则趋于零。各层质点不产生混掺，也就是说，在取近面体边界表面有厚度极薄的层流层存在，称它为粘性底层或层流底层，如图6— 8所示。在层流底层之外，还有一层很簿的过渡层。在此之外才是紊层，称为紊流核心区。
在粘性底层中，速度按线性分布，在壁面上速度为零。粘性底层虽然很薄，但它对紊流的流速分布和流速阻力却有重大的影响。
紊流过流断面上流速成对数曲线分布，同层流过流断面上流速成抛物线分布相比，紊流的流速分布均匀很多。
第六节沿程水头损失系数的变化规律
λ是计算沿程损失的关键。但由于紊流的复杂性，直到目前还不能像层流那样严格地从
理论上推导出适合紊流的λ值来，所以λ值的确定，现有的方法仍然只有经验和半经验方法。
一、阻力系数λ的影响因素
在紊流中，λ除与反映流动状态的雷诺数有关之外，还因为突入紊流核心的粗突起会直接影响流动的紊动程度，因而壁面粗糙度是影响阻力系数λ的另一个重要因素。
可以采用一个指标即检验突起高度s k 来表示壁面的粗糙程度，s k 称为绝对粗糙度。绝对粗糙度具有长度量纲，所以仍感到有所不便，因而引入了量纲的相对粗糙度，即s k 与直径(或半径)之比d k s
（或0r k s ），它是一个能够在不同直径的管流中用来反映管壁粗糙度
的量，由以上分析可知，影响紊流沿程阻力系数λ的因素是雷诺数和相对粗糙度d k s
，写
成函数关系式为)(Re,d k f s =λ
二、尼古拉兹实验
尼古拉兹在1933在人工粗糙管中系统地进行了沿程阻力系数λ和断面流速v 的测定。他的实验涉及的参数范围比较大，相对粗糙度范围为10141~301=d k s
；雷诺数范围为
610~500Re =纵坐标为)100lg(λ，横坐标为Re lg ，再算出λ和Re ，取对数点绘在坐标
纸上，就得到)(Re,d k f s =λ
曲线，即尼古拉兹曲线图。
管道的流动可分为五个区域。
第—个区域是层流区，对应的雷诺数)36.3Re (lg 2300
Re <<，试验点均落在直线ab 上。表明λ与相对粗糙d k s
无关，只是Re 的函数，并符合Re 64=λ。还可知，沿程阻力损
失f h 与断面平均流速v 成正比，这也与雷诺试验的结果一致。
第二个区域为层流与紊流之间的过渡区，)6.3~36.3Re (lg 4000
~2300Re ==试验点落在bc 附近，表明λ与相对粗糙d k s
无关，只是Re 的函数。此区是层流向紊流过渡，这个
区的范围很窄，实用意义不大，不予讨论。
第三个区域为紊流光滑区，)6.3Re (lg 4000
Re >>不同的相对粗糙管的试验点都先后落 在同一条cd 线上。表明λ与相对粗糙d k s
无关，是Re 的函数。随着Re 的增大，d k s 大
的管道，实验点在Re 较低时便离开此线，而d k s
较小的管道，在Re 较大时才离开。
第四个区域是紊流过渡区，不同的相对粗糙管实验点分别落在不同的曲线上。表明λ既与
Re 有关，又与d k s 有关。
第五个区域是紊流粗糙区，不同的相对粗糙管实验点分别落在不同水平直线上，表明λ与
d k s 有关，与R
e 无关。在这个阻力区里，对于一定的管道（d k s 一定），λ是常数。沿
程水头损失与流速的平方成正比，故有称为阻力平方区。
三、速度分布 1.紊流光滑区
5.5lg 75.5+=**νyv v u
2.紊流粗糙区
半经验公式:
48.8lg 75.5+=*s
k y
v u
指数公式:
n
r y u u
)(0
max
=
四、λ的半经验公式 1.光滑区沿程摩阻系数
尼古拉兹光滑管公式:
51.2Re lg
21
λλ
=
2.粗糙区沿程摩阻系数
尼古拉兹粗糙管公式:
s k d 7.3lg
21
=λ
本科毕业设计（论文）开题报告 题目：钻井井筒温度场计算 学生姓名： 院（系）： 专业班级： 指导教师： 完成时间：2012 年3 月日
1.课题的意义 随着世界能源需求的增加和石油工业的发展,钻深井、超深井已成为油气开发的重要途径,目前国内钻深井和超深井已相当普遍。然而,在钻井工程过程中,复杂条件下深井探井钻井常遇到的复杂情况(喷、漏、塌、卡、斜……)是目前阻碍油气勘探进程的重大障碍,也是至今未能很好解决的重大技术难题。低安全密度窗口已成为钻深井、超深井的主要技术瓶颈。发展深井、超深钻井液是解决这一难题的重要发展方向。由于在钻井过程中,油井工作液与地层间存在温度差，井内流体同近井壁地层发生热量交换，使井壁温度发生改变，导致井周地层岩石产生附加温变应力，改变井壁周围应力状态分布，从而对井壁的稳定性产生显著影响。因此分析钻井过程中井壁及近井壁地层的温度分布特征、扰动变化规律及其影响因素，显得尤为必要。井下循环温度对深井、超深井的钻井与完井工程的影响越来越突出。它不但影响钻井液性能变化、钻井液当量密度的预测、安全密度窗口的确立,而且关系到注水泥作业的成败与注水泥质量的高低。同时它还与井内压力平衡、井壁稳定、套管和钻柱强度设计密切相关。因此,准确预测钻井过程中井内温度值,掌握其分布和变化规律对钻井作业安全、快速的钻进具有十分重要的意义。 其次，井筒的温度分布是气井设计和动态分析必不可少的参数，可以通过直接测量或者计算两种方法得到。但是目前对于一些超深、高温高压或井况复杂的气井，难以进行直接测量；对于高气液比气井，井筒温度分布的计算方法存在计算精度低和可用性问题。因此，研究井简内的温度分布十分必要。 钻井工艺始终贯穿于油气田勘探开发的地质勘探、区域勘探和油田开发的三个阶段中。在深井、超深井的钻井工艺中，受地层加热的作用，温度已成为影响深井快速、安全、经济钻进的重要因素。因此，研究钻井中井筒内的传热具有非常重要的意义。2．国内外研究现状 （1）钻井技术 ?公元二百多年前在我国自贡开始用“顿钻”法钻盐井和天然气井。 ?公元1820年，钻井深度已超过一千米。 ?世界上第一口油井，Drake Well,Titusville（泰特斯维尔城）, Pennsylvania, USA, Sunday, August 28, 1859.(69.5 ft)，爱德温·德雷克； ?1900年左右，开始使用“旋转钻”进法； ?1976.4.30，钻成我国第一口超深井，四川女基井(井深6011米)； ?1978.1.31，钻成四川关基井，井深7175米(1141天)； ?1979.4.27，钻成新疆固2井，井深7002米(352天)； ?现在，德国、美国和苏联的钻井深度已接近或超过一万米。美国，1974年，井深：9583m；德国，1994年，井深：9101米；前苏联，90年,12260m。
井筒防冻设计计算 为防止冬季井筒结冰，保证生产和人员安全，根据《煤炭工业矿井设计规范》的要求，矿井工业场地各进风井均应设置井筒防冻装置，对入井空气进行加热。本矿主井为立井、副井为斜井，通风容易时期主井进风量为28 m3/s，副井进风量为8m3/s，通风困难时期主井进风量为6 m3/s，副井进风量为30m3/s。主、副立井采用有风机冷热风在井筒混合的井筒防冻方式，井筒防冻室外计算温度取历年极端最低温度平均值为-11.7℃，空气加热室出口温度65℃，混合至2℃由热风道送至井筒。热风计算温度为30℃，主立井和副立井加热热媒为工业场地锅炉房提供的0.3MPa（表压）的饱和蒸汽,饱和温度为133.6℃。 一、井口空气加热方式 冷、热风在井筒内混合。 二、空气加热量的计算 1、设计参数 （1）通风容易时期主井进风量为28 m3/s，副井进风量为8m3/s，通风困难时期主井进风量为6 m3/s，副井进风量为30m3/s。 （2）主井为立井、副井为斜井。 （3）井筒防冻室外计算温度取当地历年极端最低温度平均值为-11.7℃。 （4）主井空气加热室出口温度65℃，斜井空气加热室出口温度45℃。 （5）冷、热在井筒内混合，混合温度取2℃。 （6）热媒采用0.3MPa饱和蒸汽,饱和温度为133.6℃。 2、空气加热量的计算 Q=ａMｃｐ(ｔｈ-ｔ1) 式中: Q总—井口空气总加热量，KW； M—井筒进风量，㎏/ｓ； ａ—热量损失系数，井口房不封闭取1.1； ｔｈ—冷、热风混合温度取2℃； ｔ1—室外冷风温度，℃，取当地历年极端最低温度平均值为-11.7℃；
ｃｐ—空气定压比热，ｃｐ=1.10ＫＪ／（㎏.K) 。 通风容易时期：Q 总主=1.1×28×1.297×1.10×(2 - -11.7) =602KW Q 总副=1.1×8×1.297×1.10×(2 - -11.7) =172 KW 通风困难时期：Q 总主=1.1×6×1.297×1.10×(2 - -11.7) =129 KW Q 总副=1.1×30×1.297×1.10×(2 - -11.7) =645 KW 3、通过空气加热量的计算 l h l h t t t t aM M --=01，Kg/s 式中: M1—通过空气加热器的风量； M —井筒进风量，㎏/ｓ； ａ—热量损失系数，井口房不封闭取1.1； ｔｈ0—加热后加热器出口热风温度，℃，立井取65℃，斜井取45℃； ｔｈ—冷、热风混合温度取2℃； ｔ1—室外冷风温度，℃，取当地历年极端最低温度平均值为-11.7℃。 通风容易时期：M1主=1.1×28×1.2977 .11657.112----?=7.14㎏/ｓ M1副=1.1×8×1.2977.11457.112----? =2.76㎏/ｓ 通风困难时期：M1主=1.1×6×1.2977 .11657.112----?=1.53㎏/ｓ M1副=1.1×30×1.2977 .11457.112----? =10.34㎏/ｓ 4、空气加热器能够供给的热量 ? Q ‘＝kS △t p ， KW 式中 Q ＇─空气加热器能够供给的热量，KW ，)('01h p t t C M Q +??= ? K ─空气加热器的传热系数，KW/（m 2·K ），空气加热器传热系数：K=P ·（v ρ）q 式中：p ，q--经验公式的系数和指数，一般井口房不密闭时(v ρ)＇可选4～ 8Kg/m 2.s,井口房密闭时(v ρ)＇可选2～4Kg/m 2.s ，K=()13.3566.1449.0=?； ? S ─空气加热器的散热面积，m 2；
第15卷第5期2008年10月 特种油气藏 Special O il and Gas Reservoirs Vol 115No 15Oct 12008 收稿日期:2008-04-03;改回日期:2008-04-11 基金项目:本文受国家自然科学基金项目“高含硫气藏储层硫沉积机理及渗流规律研究” (50574079)资助 作者简介:杨帆(1984-),男,2005年毕业于中国地质大学(北京)油气田开发专业,现为该校在读博士研究生,主要研究方向为油气储层地质。 文章编号:1006-6535(2008)05-0063-03 气井多相垂直管流段压力损失敏感性分析 杨 帆 (中国地质大学,北京 100083) 摘要:井筒垂直多相管流是整个油气生产系统中非常重要的部分,流体在垂直管流中的压力损失也在其中占有很大的比例。利用广泛使用的Hagedorn -B r own 垂直管流计算公式,分别改变井筒尺寸、气液比、气相和液相的相对密度以及气液界面张力,以此分析垂直管流段的压力损失和井底最小携液产量的变化。研究结果表明,井筒尺寸越大,气液比越高,气相或液相相对密度越大,界面张力越小,均会导致井底压力升高,最小携液产量变大。利用该研究结果可以减小生产环节的压力损失,优化工作制度,对气井设计和生产有指导意义。关键词:多相垂直管流;压力损失;敏感性分析;Hagedorn -B r own 公式中图分类号:TE33 文献标识码:A 前 言 目前大部分气井采用直井进行开采,气体在井筒管柱中的流动可以看成是垂直管流。分析垂直管流段的压力分布,是为了正确地选择完井管柱,预测井的自喷产能,判断井底积液,计算携液产量,设计人工举升设施以及进行生产井动态分析。 早在1797年石油工程师们就已经意识到多相管流问题的存在,随后的100多年间,Duns 和Ros [1],Griffith 、Hagedorn 和B r own,Beggs 和 B rill [2] 、Mukherjee 以及O rkisze wski 等人都提出了 预测垂直多相管流的相关式,国内西南石油大学和四川石油管理局也提出了自己的S W P I -SP A [3] 模型。Hagedorn 和B r own 根据现场大量的试验数据反算持液率,提出了可用于各种流型下的两相垂直上升管流的压降关系式,此关系式不需要判别流型,特别适用于产水气井的流动计算,因此得到油气藏工程师的广泛使用。 流体在井筒中的管流是地层流动段、射孔完井段、井筒流动段和气嘴段等生产系统中非常重要的部分,流体在井筒中的压力损失也在整个生产系统中占有很大的比例 [4] 。为尽可能减小生产环节的 压力损失,从井筒垂直管流段着手,分析不同参数对井筒管流段压力损失的影响以及影响因素的敏 感性,可以有针对性地调整工作制度,减小垂直管流段的压力损失。 1 分析方法 111 理论公式 垂直多相管流的计算思路主要是利用能量守恒原理,即进入管路断面的流体所拥有的能量,加上在入口断面和出口断面之间对该流体任何额外所做的功,再减去该体系在入口断面和出口断面之间的任何能量损耗,应等于出口断面的该流体所携带的能量。多相流的能量方程式为 [5] : d p ρ +u d u +g d L sin θ+d ω+d L w =0(1) 式中:d p 为垂直管压力增量,MPa;g 为重力加速度, m /s 2 ;θ为流体流动方向与水平方向的夹角,(° );u d u 为动能项,Pa /m;g d L sin θ为举升项,Pa /m;d ω为外界对系统作的功,J;d L w 为摩阻项,Pa /m 。 对于气体垂直流动,θ=0,d ω=0,d L =0,而且动能损失相对于总的能量损失可以忽略不计,即u d u =0,则气体在垂直管流中的流动公式可简化为: d p ρ+g d h +fu 2 d h 2d =0(2) 式中:f 为摩阻系数;u 为气体流速,m /s;h 为垂向
压裂施工管柱摩阻计算 苏权生 摘要：压裂施工管柱摩阻计算对压裂施工过程中压力波动判断和压后净压力拟合具有重要意义。目前对压裂液在层流状态下的摩阻计算比较成熟，计算结果可信度高，但对压裂液在紊流状态下性质还未找出一定的规律，摩阻计算结果误差较大。本文以降阻比法为基础进行压裂管柱摩阻计算，通过理论计算与现场实测数据进行对比分析，提高计算精度。 关键词： 管柱摩阻 紊流 降阻比 计算精度 压裂管柱摩阻计算是压裂施工过程中压力变化判断的基础，是进行井底压力和裂缝净压力计算的关键。在实际压裂设计中经常采用经验估计法对管柱摩阻进行粗略计算，往往不能准确地预测实际管柱摩阻。本文以降阻比法为基础，分别对HPG 压裂液的前置液、携砂液沿程管柱摩阻进行理论计算，并结合胜利油田现场施工井的实际数据进行对比分析，对影响管柱摩阻计算的影响因素进行修正，提高理论计算和现场施工数据的一致性，形成适合胜利油田压裂施工管柱摩阻计算的相关计算程序。 1、降阻比管柱摩阻计算 Lord 和MC Gowen 等人在前人研究的基础上提出了HPG 压裂液前置液，携砂液摩阻计算的新方法，称为降阻比法，其基本原理是在相同条件（如排量、管径、管长相同）下，压裂液摩阻与清水摩阻之比称为降阻比，用公式表示为: w f p f P P )()(??= δ (1) 式中：p f P )(?：压裂液摩阻，Mpa ；w f P )(?：清水摩阻，Mpa ；δ：降阻比系数,无单位。 1.1 清水摩阻计算 从公式（1）可以看出，降阻比法要首先计算清水摩阻，且其值的准确性对压裂液摩阻计算有较大的影响，水力学中伯拉休斯清水摩阻计算式: L Q D P ***10*779.775.175.461--=? (2) 式中： 1P ?：清水摩阻，Mpa ； D ：管柱内径，m ； Q ：施工排量m 3 /s ； L: 管柱长度，m ；
井筒传热计算中Ramey 函数的推导 在井筒传热计算中，从水泥环外侧到地层的热传导一般采用Ramey 的方法，即使用边界温度恒定的无限大平面热传导替代真实地层的变边界温度的热传导，从而简化计算。 对于地层中的微元，根据热力学基本方程，在忽略微元位移和体积变化时，有 d d dQ dt dt ρεΩ =??? (1) 因为忽略体积变化，密度ρ不是时间的函数，再忽略压力随时间的变化故 ()p d d p T T d d c d dt t p t T t t ρεεεερ ρρΩ Ω ΩΩ Ω ??????=Ω=+Ω=Ω?????????????????? (2) 假设地层的热导率为各向同性张量且不随空间变化 2()S S dQ q dS T dS T d Td dt λλλΩΩ =-=?=??Ω=?Ω?????????? (3) 由式(2)和式(3)得到 2p T c d Td t ρλΩ Ω ?Ω=?Ω??????? (4) 因为式(4)对任意形状的微元都成立，所以 2p T c T t ρλ?=?? (5) 或写成 21T T t χ??= ? (6) 其中，p c λ χρ= 为热扩散系数。
对于均质无限大地层中的点源，温度分布(,)T r t 满足如下方程和定解条件 21T T t χ??=- ? (7) 02r T Q r r h πλ→??? = ? ??? (8) (,)o T r t T →∞= (9) (,0)o T r T = (10) 求解得到 244o Q r T T Ei h t πλχ?? =-- ??? (11) 当24r t χ足够小时（比如<0.05），22 ln 44r r Ei t t γχχ??-≈+ ??? ，γ为欧拉常数，值约为0.5772，所以 2 (ln )44o Q r T T h t γπλχ=-+ (12) 如果水泥环外侧半径为c r ，则由式(12)可以得到地层热阻 214(ln )4o c t T T r R Q h χγπλ --= = (13) 或 () f t R λ = (14) 其中()f t 为Ramey 函数 214()(ln )4c t f t r χγπ= - (15)
The Baker Hughes CSAP gravel pack system has all of the same field proven features of CS-300 system. The definition of CSAP is Cake-Saver-Acid-Placement, before running in hole with the gravel pack assembly, displace the open hole section in casing to brine. It’s critical to the successive hole cleaning to maximize the fluid velocity at 300 ft/min near the well bore wall. 贝克休斯CSAP砾石充填系统具有CS-300已经验证的所有相同的属性。在向井下下砾石充填的组合工具时，向套管下的裸眼部分打入盐水，这对裸眼井壁附近液流速度达到300英尺每分，连续地洗井起着非常关键的作用。 For this reason, it’s important to fully maintain turbulent fluid possible. Low-viscosity fluids are desired to help to retain turbulence. However, while low-viscosity fluids help maximize velocity near the wall. It’s commonly assumed that their use also makes it somewhat more difficult to remove solids from the wellbore. To carry solids completely out of the wellbore,elevated flow velocities are required. 由于这个原因，完全保持湍流的液体很重要。低剪切速度的液体有助于保持湍流。然而，尽管低剪切速度的流体能保证井壁附近的流体高流速。但是通常它们也存在一个缺点那就是更难将井眼的固体携带出来。为了将固体百分之百地携带出井眼，就要求液体具有很高的流速。 The steps to compete the procedure are: 步骤如下： 1、Pick up gravel pack assembly and run in hole to setting depth. 将砾石充填组合工具下放到井下预定的深度。 2、Circulate brine down the work string and out the GPV shoe around the screen annulus at a rate below 25ft/sec pass the SC packing element. 将盐水循环到工作管住从GPV引鞋流出，到筛管环空周围，速度为25英尺没秒以内，通过防砂充填工具。 3、Drop a stainless steel ball to set the SC packer, this section will shift the ball seat isolation sleeve downward, opening the return bypass ports in the crossover tool, and locking the primary ball on the ball seat. 将一个不锈钢球丢手，坐在防砂封隔器上，会使球座封隔套筒向下移动，打开crossover tool 的回路旁通通道，将初始的那个不锈钢球锁在球座上。 4、Set the packer, pull the packer tech-unit, perform an anchor test on the SC packer. 坐封隔器，拉动封隔器部分，在防砂封隔器上做一个锚定测试。 5、Pull 30000 pounds over the last recorded up-weight, followed by slacking off 30,000 pounds below the last recorded down-weight. This is your running in hole position. Followed by picking up the work string to confirm the crossover tool is free from the gravel pack packer assembly. 最后一个记录的上提载荷重加到30000磅，然后将最后一个记录的释放重量加到30000磅。这是下工具的位置。接下来上提工作管住以确保crossover tool脱离了防砂封隔器组合，可以自由上提下放。 6、Pick up the work string to position the SMART Collet above the first indicating coupling, slack off 30,000 pounds, this is your test packer position. Apply the required test pressure to the annulus, to confirm the SC packing element is packed off on the casing inside diameter. 上提工作管住到SMART Collet 的第一个位置指示接箍，释放30000磅的重量，这个是测试封隔器的位置。对环空进行要求的压力测试，来保证防砂封隔工具坐封在了套管避上。7、Pick up the work string to position the SMART Collet above the second indicating coupling.
压裂施工中摩阻计算-标准化文件发布号：（9556-EUATWK-MWUB-WUNN-INNUL-DDQTY-KII
*川西地区压裂施工过程中管柱摩阻计算摘要：以降阻比法为基础，分别对有机硼交联(HPG) 压裂液的前置液、携砂液的沿程管柱摩阻计算方法进行分析，结合川西地区部分井压裂施工现场的施工数据，对管柱摩阻计算公式进行修正改进后，提高了压裂施工设计和数值模拟中摩阻参数计算的准确性；同时用计算机程序实现了施工过程管柱沿程摩阻的计算，可用于模拟压裂施工全过程的摩阻计算。对四川川西地区以油管方式注入井的水力压裂施工设计及现场施工过程中井底压力的分析具有重要意义。 关键词：压裂施工；降阻比；管柱摩阻；公式；计算前言 压裂施工管柱沿程摩阻值的准确性直接影响到压裂工艺的设计过程，是确定井底压力的必要数据，也是压裂施工成功与否的主要因素。在实际压裂设计中，大多数采用经验估计法对管柱的摩阻损失进行计算，往往不能准确地预测实际摩阻，尤其不能模拟压裂施工整个过程的实际摩阻值。管柱的摩阻计算单纯的从流变学和水力学的角度去计算，目前还不能被实际应用。文章以降阻比法为基础，分别就HPG压裂液、相应的携砂液沿程管柱摩阻计算方法进行分析对比，并结合川西地区大部分压裂井的现场施工数据，对压裂液的沿程摩阻有关计算公式进行改进，实现压裂施工全过程摩阻计算的计算机程序化。实例计算表明，改进后的摩阻计算公式以及压裂施工过程摩阻计算结果与现场实际数据有较高的符合率，可以用于川西地区压裂施工过程摩阻的模拟计算。 1 压裂液摩阻的计算 Lord和MC Gowen等人[1,2]利用其他人的实验资料提出了计算溶胶及混砂液摩阻的方法。采用延迟交联技术，使交联HPG与HPG溶胶在井筒中的摩阻相差不大，因此，Lord等人仍用溶胶的数据提出了一个降阻比（δ）的概念：（1） 式中：(△Pf)0为清水的摩阻损失，MPa；(△Pf)P为压裂液的摩阻损失，MPa。清水的摩阻损失可以用经典水力学雷诺数与摩阻系数关系进行计算，或者同样采用Lord等人提出的回归公式： （2） 式中：D为压裂油管柱的内径，mm；Q为施工过程泵注排量，m3/min；H为油管长度，m。 在实验数据处理中认为，降阻比δ是压裂液平均流速υ、稠化剂浓度CHPG、支撑剂浓度CP的函数，通常表示为δ＝f（υ、CHPG、CP）。通过对1 049个实验数据的线性回归，结合实际矿场条件，提出了实用于HPG压裂液降阻比的计算经验关系式： （3） 式中：CP为支撑剂的浓度，kg/m3；CHPG为稠化剂HPG的浓度，kg/m3。 从本质上讲，降阻比就是牛顿流体与非牛顿流体的不同流变特性在摩阻方面的表现，其值大小主要受物料来源及交联特性的影响[3]。因此，由上述公式计算所得到的压裂液摩阻与现场实测数据还有很大的误差，必须利用获得的实际压裂液的摩阻损失值进行现场校正，以便更为真实地反映压裂液的摩阻值。 前置液摩阻计算
1 砾石充填防砂井砾石尺寸设计实例 砾石充填类防砂是目前主流的防砂工艺，砾石尺寸设计是砾石充填类防砂设计的关键步骤之一，砾石尺寸的大小会影响防砂效果和油气井生产动态。较大的砾石尺寸有利于获得较高的产能，但会导致地层砂侵入砾石层；相反，较小的砾石尺寸挡砂效果好，但对油井产能的影响较大。油气井防砂领域使用的标准砾石尺寸如表1所示。 目前国内外的主要砾石尺寸设计方法为三类： (1) 第一类：设计依据简单，仅依据地层砂某一特征尺寸的设计方法，包括Karpoff、Smith、Tausch&Corley、Saucier等四种设计模型； (2) 第二类：信息依据丰富，基于地层砂筛析曲线的设计方法，主要包括DePriester和Schwartz两种设计模型； (3) 第三类：基于砾石层孔喉结构模拟的砾石尺寸设计方法。 上述砾石尺寸设计方法均已在中国石油大学(华东)研制开发的Sand control Office软件中实现。 我国西部某出砂气田S-14井地层砂为粉细砂，图3中的曲线D为其筛析曲线，经粒度分析，d10= 0.151 mm，d40= 0.082mm，d50=0.065mm，d70=0.032 mm，d90=0.008mm，分选系数2.043，均匀系数10.036，标准偏差系数0.231。 表1 油气井防砂领域使用的标准砾石尺寸 第一类设计方法的设计结果如表2所示。 使用DePriester方法进行砾石尺寸设计结果如图2所示。设计中的取值为：A=5.5，Cmin=1.5，Cmax=3.0，计算得到系数B的取值范围为[25.4，35.9]。图中曲线A、B分别为B取最小值和最大值时的砾石尺寸分布曲线；曲线C为B取平均值时得到砾石尺寸范围曲线，对应的设计结果为砾石尺寸范围0.227～0.560mm，匹配的砾石标准为0.25～0.42mm。 使用Schwartz方法设计该井的砾石尺寸，设计中的取值为：Cmin=1.2，Cmax=1.5；选择设计点为d70，设计结果如图3所示。曲线A、B分别为Cg= Cmin和为Cg= Cmin和时得到砾石尺寸分布曲线；曲线C为Cg取平均值1.35时得到砾石尺寸范围曲线，对应的设计结果为砾石尺寸范围0.160～0.300mm，匹配表1中的标准砾石尺寸为0.21～0.25mm。
采油工程课程设计 课程设计 姓名：孔令伟 学号：201301509287 中国石油大学（北京） 石油工程学院 2014年10月30日
一、给定设计基础数据： (2) 二、设计计算步骤 (3) 2.1油井流入动态计算 (3) 2.2井筒多相流的计算 (4) 2.3悬点载荷和抽油杆柱设计计算 (12) 2.4抽油机校核 (16) 2.5泵效计算 (16) 2.6举升效率计算 (19) 三、设计计算总结果 (22) 四、课程设计总结 (23)
一、给定设计基础数据： 井深：2000+87×10=2870m 套管内径：0.124m 油层静压：2870/100×1.2 =34.44MPa 油层温度：90℃ 恒温层温度：16℃ 地面脱气油粘度：30mPa.s 油相对密度：0.84 气相对密度：0.76 水相对密度：1.0 油饱和压力：10MPa 含水率：0.4 套压：0.5MPa 油压：1 MPa 生产气油比：50m3/m3 原产液量(测试点)：30t/d 原井底流压(测试点)：16.35Mpa 抽油机型号：CYJ10353HB 电机额定功率：37kw 配产量：50t/d 泵径：56mm 冲程：3m 冲次：6rpm 柱塞与衬套径向间隙:0.3mm 沉没压力：3MPa
二、设计计算步骤 2.1 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。因而，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Petro bras 方法Petro bras 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，是按产量加权平均;预测产量时,按流压加权平均。 (1) 采液指数计算 已知一个测试点： wftest P 、txest q 和饱和压力b P 及油藏压力P 。 因为 wftest P ≥b P ，1j =txwst wfest q P P -=30/(34.44-12)= 1.3/( d.Mpa) (2) 某一产量t q 下的流压Pwf b q =j(b P P -1)=1.4 x （34.44-10）=34.22t/d m o zx q =b q +8.1b jP =34.44+1.4*10/1.8=42.22t/d omzx q -油IPR 曲线的最大产油量。 当0?q t ?b q 时，令q 1t =10 t/d ，则p 1wf =j q P t - 1=15.754 Mpa 同理，q 2t =20 t/d ，P 2wf =13.877 Mpa q 3t =30 t/d ，P 3wf =12.0 Mpa 当q b ?q t ?omzx q 时，令q 4t =50 t/d,则按流压加权平均进行推导得： P 4wf =f )(1j q P t w -+0.125(1-f w )P b =8.166Mpa
浅析桩基负摩阻力产生的原因及其计算 【摘要】桩周土体由于某种原因发生下沉时对桩身产生相对向下的位移，这就使桩身承受向下作用的摩擦力，这种摩擦力就是桩基的负摩擦阻力。本文针对桩基负摩擦阻力产生的机理及原因，并通过实例计算分析桩基负摩擦阻力。 【关键词】桩基；负摩擦阻力；机理及原因；实例计算 rough discuss the reason and count of pile foundation force of negative friction wang zhigang1 liang guankao2 (1.fifth geological mineral exploration and development institute of inner mongolia, baotou 014010, p.r.china;2.inner mongolia geology engineering co.,ltd, hohhot.010010,p.r.china) 【abstract】owing to some reasons ,the soil around pile foundation occur subside will produce displacement downward to pile foundation，so pile foundation will bear downward friction force，this friction force is negative friction force。this paper point at the reason of pile foundation negative friction force and analysis pile foundation negative friction force by living example。 【key words】pile foundation; negative friction force;the mechanisation and reason；living example account
采油工程课程设 计课程设计 姓名：孔令伟 学号： 201301509287 中国石油大学（北京） 石油工程学院 2014年 10月 30日
一、给定设计基础数据： (2) 二、设计计算步骤 (3) 2.1油井流入动态计算 (3) 2.2 井筒多相流的计算 (4) 2.3 悬点载荷和抽油杆柱设计计算 (12) 2.4 抽油机校核 (16) 2.5 泵效计算 (16) 2.6 举升效率计算 (19) 三、设计计算总结果 (22) 四、课程设计总结 (23)
一、给定设计基础数据： 井深： 2000+87×10=2870m 套管内径： 0.124m 油层静压： 2870/100×1.2 =34.44MPa 油层温度： 90℃ 恒温层温度： 16℃ 地面脱气油粘度： 30mPa.s 油相对密度： 0.84 气相对密度： 0.76 水相对密度： 1.0 油饱和压力： 10MPa 含水率： 0.4 套压： 0.5MPa 油压： 1 MPa 生产气油比： 50m3/m3 原产液量 (测试点 )：30t/d 原井底流压 (测试点 )：16.35Mpa 抽油机型号： CYJ10353HB 电机额定功率： 37kw 配产量： 50t/d 泵径： 56mm 冲程： 3m 冲次： 6rpm 柱塞与衬套径向间隙 :0.3mm 沉没压力： 3MPa
二、设计计算步骤 2.1 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。因而，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 Petro bras 方法 Petro bras 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， 是按产量加权平均 ;预测产量时 ,按流压加权平均。 (1) 采液指数计算 已知一个测试点： P wftest 、 q txest 和饱和压力 P b 及油藏压力 P 。 q txwst 因为 P wftest P =PP wfest =30/(34.44-12)= 1.3/( d.Mpa) b ， j 1 (2) 某一产量 q t 下的流压 Pwf q b =j( P 1 P b )=1.4 x （34.44-10）=34.22t/d jP b q o m zx = q b + 1.8 =34.44+1.4*10/1.8=42.22t/d q omzx -油 IPR 曲线的最大产油量。 q t 当 0 q b 时，令 q ，则 P 1 t t1 wf 1 j q =10 t/dp = =15.754 Mpa 同理， q t 2 =20 t/d ， P wf 2 =13.877 Mpa q t 3 =30 t/d ， P wf 3 =12.0 Mpa 当 q b q t q omzx 时，令 q t 4 =50 t/d,则按流压加权平均进行推导得： w ( P 1 q t ) 81 80( q t q b )] P wf 4 =f j +0.125(1-f w )P b [-1+ q omzx q b =8.166Mpa
利用ABAQUS进行桩侧摩阻力仿真计算 [摘要] 桩侧摩阻力的大小直接确定了桩的实际承载力。因而如何确定桩的侧摩阻力对于桩基设计计算的意义重要。此处借用ABAQUS有限元软件对桩的侧摩阻力进行仿真计算。[关键词] 有限元软件桩侧摩阻力仿真计算 一、引言 桩基设计的核心问题，不外是沉降和承载力两个方面。在现行的规范中，桩侧摩阻力主要通过原位测试、当地经验值、规范给定值三种方式经过修订而得的。事实上，桩侧摩阻力的值是随着桩顶载荷、地层情况，以及深度等各种因素而变的，而且深度效应较为明显。 对于摩擦型单桩，其承载力主要由桩侧摩阻力承担。因此如何正确分析和计算桩侧摩阻力的分布及影响因素至关重要。传统的方法是通过原位贯入试验测得桩的侧摩阻力。通过现场原位试验虽然可以有效的得到设计需要的数据。但是现场原位试验既费工又费钱，而且试验技术有一定的困难。现代计算机技术的飞速发展，因此如何根据室内试验得到的有关资料，利用仿真分析的方法来确定桩侧摩阻力作用情况，进而确定桩侧摩阻力，是值得广泛关注和讨论的问题。 二、桩土计算模型 在考虑土的非线性、桩周土分层、桩土间非线性相互影响、桩端有存渣、桩端及桩侧注浆加固、桩长及桩直径变化等因素时，有限元法是现阶段最适用的方法，它能解决由于试桩困难及实测费用大的问题。为了方便阐述和演示，本次仿真计算采用了很大的简化。本次计算只考虑桩打入土层之后的摩阻力的变化，土层只取一层。桩取直径0.5米，长度为10米，并简化为弹性本构模型，土水平边界设置为10米，深度方向设置为30米，并简化为弹塑形本构模型。
图1：计算模型 三、计算过程 在几何模型上，采用大尺寸来模拟半无限空间体系，土体的边界半径去10米（桩半径的40倍），土体深度方向上去30米（桩长度的3倍）。 在ABAQUS的Part模块中根据工程条件通过轴对称的方式建立图1的计算几何模型，并将模型分别建成2个part，一个桩的part，一个土的part。在桩的part中只保留桩的部分，在土的part中只保留土的部分。在桩和土接触问题上，要求在土和桩相接触的地方分别建立接触面。 在 ABAQUS的Property模块中，分别建立相应的混凝土材料和土体材料，并赋值给相应 的部件。
第四节 油井井筒传热模型及温度计算 正确计算油井井筒温度是进行油井动态分析，特别是油井结蜡预测和井筒热力分析的基础性工作之一。本节根据能量守恒原理导出井筒传热基本方程，重点介绍Shiu & Beggs 井筒温度计算方法。 一、油井井筒传热模型 将流体在井筒油管内流动考虑为稳定的一维问题，建立如图1-21所示的坐标系。对管流dz 微元段，建立下式能量守恒方程（SI 单位制）。 sin =--dh dq vdv g dz dz dz θ (1-107) 式中 h ——流体比焓； q ——流体径向热流量。 由热力学基本方程可导出流体比焓梯度。 =-f p p J dT dh dp c c dz dz dz α (1-108) 式中c p ——流体的定压比热； T f ——油管内流体流动温度； αJ ——焦耳－汤姆孙系数； 以上其它符号的意义同前。
考虑油套管同心，其井筒径向结构如图1-26所示。若忽略油管内壁水膜及金属的热阻，根据复合多层圆筒壁热阻串联原理，考虑环空流体和水泥环热阻的井筒总传热系数为 图1-26 井筒径向温度分布 ()1 ln 1to wb co to r c cem r r r U h h K -??=+?? +?? （1-109） T e
式中 r wb 、r to 、r co ——井眼半径、油、套管外半径（图1-26）； K cem ——水泥环导热系数； h r 、h c ——环空流体辐射系数、对流换热系数。 在单位井段上，产出流体从油管至井壁的热流量梯度为 ()2=--to to f h m r U dq T T dz W π (1-110) 式中 T h ——井壁温度（图1-26）； W m ——产出流体质量流量。 应用Ramey 推荐的无因次时间函数f(t D )，上式可表示为 () ()2=--e h e m D K dq T T dz W f t π (1-111) 式中 K e 、T e ——地层传热系数、地层初始温度； 用Hasan-Kabir(1991)公式(1-112)计算f(t D )。
第一节概述 石油工业中，油井生产出砂(sand production)是个普遍性问题，而且油井生产出砂问题的研究十分困难，原因是： ①无法直接观测出砂过程。油田开发在地层深处进行，在地面无法直接观测； ②岩石力学性质(rock mechanical properties)复杂。地层岩石的力学性质可能在较大范围内变化，地层深部取心不但花费昂贵，而且也有一定的偶然性、局限性，如地层深部的含水率、温度和压力条件在地面上难以保持，而这些因素对地层岩石的力学性质有很大影响； ③储层条件复杂。随着生产的进行和各种增产措施的实施，使储层变得十分复杂，这也给研究出砂机理带来困难。 ④油井出砂影响因素多。油井出砂受许多复杂因素的影响，如；地质条件、岩石力学性质、生产参数等； 在一口井最终完成之前以及在其生产过程中，准确地预测其是否出砂是至关重要的，因为无论采取何种防砂(sand control)措施费用都会很高，所以不必要的采取防砂措施，不仅使生产费用增加，而且污染油气层，降低生产效率。 但是对那些因出砂而被放弃或不能继续开发的井，采取防砂措施又是使油井成为有开采价值的唯一方法。 第二节油井出砂的过程及危害 一、油井出砂的基本过程 地层砂可分为两种：充填（松散）砂和骨架砂(framework sand)。 当流体的流速达到一定值时，首先使得充填于油层孔道中的未胶结的砂粒发生移动，油井开始出砂，这类充填砂的流出是不可避免的，而且起到疏通地层孔隙通道的作用；反之，如果这些充填砂留在地层中，有可能堵塞地层孔隙，造成渗透率下降，产量降低。因此充填砂不是防治的对象。 当流速和生产压差达到某一数值时，岩石所受的应力达到或超过它的强度，造成岩石结构损坏，使骨架砂变成松散砂，被流体带走，引起油井大量出砂。防砂的主要对象就是骨架砂，上述情况是在生产过程中应尽量避免的。 根据以上情况可以把油井出砂过程分为两个阶段： 第一阶段是由骨架砂变成自由砂，这是导致出砂的必要条件； 对于出砂的该阶段来说，应力因素：如井眼压力(borehole pressure)、原地应力状态(in site stresses state)及岩石强度(rock strength)等是影响出砂的主要因素。 第二阶段是自由砂的运移。 要运移由于剪切破坏而形成的松散砂，液力因素是主要影响因素：如流速、渗透率(permeability)、粘度以及两相或三相流动的相对渗透率等的作用等。 生产过程中，只要满足以上两方面条件，油井就会出砂。 因此，对于具有一定胶结强度(cementation strength)的地层而言，要实现有效的防砂(sand control)，首先要防止地层发生破坏，即不让出砂的必要条件得到满足，这主要通过控制应力因素：如保持储层压力、减小生产压差(draw-down)等来实现。 但是，随着生产的进行，储层压力衰减，岩石强度降低都是必然要发生的，那么，岩石不可避免要发生破坏。这样，过程就由出砂的第一阶段过渡到第二阶段，这时主要通过控制流速来阻止自由砂的运移达到防砂(sand control)的目的，即控制产量（流速）。 同样，对于弱胶结和未胶结储层而言，出砂第一阶段的条件很容易满足，这样防砂(sand control)的关键在于不让出砂第二阶段所需要的条件得到满足，即可通过控制流速和生产压差来达到防砂的目的。 二、出砂的危害
1、采油指数定义为产油量与生产压差之比，或者单位生产压差下的油井产油量；也可定义 为每增加单位生产压差时，油井产量的增加值，或IPR 曲线的负倒数。 2、采油工程是油田开采过程中根据开发目标通过产油井和注入井对油藏采取的各项工程 技术措施的总称。 3、产液指数：单位生产压差下的生产液量。 4、油井的流动效率：指该井的理想生产压差与实际生产压差之比。 5、由于油、气密度的差异和泡流的混合物平均流速小，因此，在混合物向上流动的同时， 气泡上升速度大于液体流速，气泡将从油中超越而过，这种气体超越液体上升的现象称为滑脱。 6、影响持液率的因素：倾斜校正系数ψ；系数C；气液两相流阻系数λ与无滑脱气液两相流 阻系数λ’的比值。 7、自喷：利用油层本身的能量使地层原油喷到地面的方法。 8、油井流入动态是指油井产量与井底流动压力的关系。 9、表示产量与流压关系的曲线称为流入动态曲线，简称IPR曲线，也称指示曲线。 10、持液率，又称真实含液率或截面含液率，它是指在水气两相流动过程中，液相的过 流断面面积占总过流面积的比例。 5、节点系统分析法：应用系统工程原理，把整个油井生产系统分成若干子系统，研究各子 系统间的相互关系及其对整个系统工作的影响，为系统优化运行及参数调控提供依据。 6、临界流动是流体的流速达到压力波在流体介质中的传播速度即声波速时的流动状态。 7、气锁：抽汲时由于气体在泵内压缩和膨胀，吸入和排出阀无法打开，出现抽不出油的现 象。 8、等值扭矩，就是用一个不变化的固定扭矩代替变化的实际扭矩，使其电动机的发热条件 相同，则此固定扭矩即为实际变化的扭矩的等值扭矩。 9、水力功率是指在一定时间内将一定量的液体提升一定距离所需要的功率。 10、光杆功率就是通过光杆来提升液体和克服井下损耗所需要的功率。 11、在抽油井生产过程中，实际产量Q一般都比理论产量Q t要低，两者的比值叫泵效。 12、示功图是由载荷随位移的变化关系曲线所构成的封闭曲线图。 13、注水井指示曲线是稳定流动条件下，注入压力与注水量之间的关系曲线。 14、相对吸水量是指在同一注入压力下，某一层吸水量占全井吸水量的百分数。 15、当产生裂缝时，井筒内注入流体的压力即为地层的破裂压力。 16、破裂梯度是指地层破裂压力与地层深度的比值。 17、填砂裂缝的导流能力是在油层条件下，填砂裂缝渗透率与裂缝宽度的乘积。 18、当酸浓度降低到一定浓度时，酸液基本上失去溶蚀能力，称为残酸。 19、酸液由活性酸变为残酸之前所流经裂缝的距离，称为活性酸的有效作用距离。 20、用酸液作为压裂液，不加支撑剂的压裂称为酸化压裂(简称酸压)。 21、酸化是油气井增产、注入井增注的又一项有效的技术措施。其原理是通过酸液对岩石 胶结物或地层孔隙、裂缝内堵塞物(粘土、钻井泥浆、完井液)等的溶解和溶蚀作用，恢复或提高地层孔隙和裂缝的渗透性。 22、为了调整注水井的吸水剖面，提高注入水的波及系数，改善水驱效果，向地层中的高渗 透层注入化学药剂，药剂凝固或膨胀后，降低油层的渗透率，迫使注入水增加对低含水部位的驱油作用，这种工艺措施称为注水井调剖。 23、自喷井的节点：各流动过程的分界点，是一个位置的概念。包括普通节点和函数节点。 24、求解点：以其它中间节点，作为使问题获得解决的节点。 25、普通节点：两段不同流动规律的衔接点。普通节点本身不产生于流量相关的压力损失。