秦峰 唐圣來 閆正和 羊新州 洪舒娜 蘇作飛 鐘海全

(1. 中海石油(中國(guó))有限公司深圳分公司 2. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司3. 西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室)

0 引 言

在天然氣開采過程中，除了產(chǎn)出天然氣以外，還會(huì)產(chǎn)出一定量的液體，如果氣體流速太低，液體將積聚在井底形成積液[1-11]。積液是氣井生產(chǎn)過程中普遍遇到的生產(chǎn)難題。氣井的攜液理論與試驗(yàn)研究主要針對(duì)直井，出現(xiàn)了多種預(yù)測(cè)氣井臨界攜液流量模型[1-9]。在水平井的臨界攜液研究方面，國(guó)內(nèi)外學(xué)者提出了基于 Turner模型的角度修正模型或以液膜反轉(zhuǎn)作為積液起始的攜液模型[12-17]，以及考慮持液率影響或從能量角度分析的攜液模型[9，18-19]。但這些模型的前提是要滿足環(huán)霧流條件，且所得到的臨界攜液流速未達(dá)到環(huán)霧流條件，或與正常生產(chǎn)的氣井井筒實(shí)際流態(tài)相矛盾[3-8，20]；同時(shí)，這些模型未考慮水平井的全井筒井身結(jié)構(gòu)變化對(duì)井筒流態(tài)及攜液的影響。為此，本文開展了水平井全井筒可視化攜液模擬試驗(yàn)，測(cè)試水平井各井段之間相互影響、傾斜段不同角度及不同系統(tǒng)壓力條件下的攜液臨界流速，并基于試驗(yàn)測(cè)試數(shù)據(jù)，結(jié)合Kelvin-Helmholtz(K-H)不穩(wěn)定氣液兩相流理論[21-22]，建立了修正K-H波動(dòng)理論攜液模型。所得結(jié)論有助于水平井臨界攜液流速的判斷。

1 試驗(yàn)裝置及方法

為開展水平井全井筒攜液模擬試驗(yàn)，本文研制了一套水平井全井筒可視化攜液模擬試驗(yàn)裝置。該試驗(yàn)裝置總長(zhǎng)度約16.5 m，主管路采用透明PVC管，耐壓1.0 MPa，安裝6支傳感器，主要管段長(zhǎng)度約15.0 m，分水平段、傾斜段及垂直段。水平段測(cè)點(diǎn)間距2.00 m；傾斜段測(cè)點(diǎn)間距0.75 m，設(shè)置快關(guān)閥(手動(dòng)閥)測(cè)試持液率；垂直段測(cè)試間距1.00 m。圖1為水平井全井筒攜液模擬試驗(yàn)管路示意圖。

試驗(yàn)采用空氣和水作為流體介質(zhì)，通過出口節(jié)流閥(手動(dòng)閥)控制系統(tǒng)壓力，傾斜段與水平段及垂直段采用耐壓透明軟管連接，便于調(diào)整傾斜管段角度，試驗(yàn)溫度為常溫(約25 ℃)。調(diào)整好傾斜管段角度開始測(cè)試，試驗(yàn)時(shí)先計(jì)量氣、液流量后注入試驗(yàn)管路，同時(shí)出口端用水箱記錄出口液量，調(diào)節(jié)出口節(jié)流閥，使系統(tǒng)壓力控制在試驗(yàn)所需的壓力范圍；通過觀測(cè)水平段、傾斜段及垂直段流態(tài)和液體回落及水箱液量，判斷各段和全井筒的攜液狀態(tài)，改變?nèi)肟跉?、液流量，調(diào)節(jié)出口節(jié)流閥控制系統(tǒng)所需壓力進(jìn)行測(cè)試觀察；改變傾斜角度重復(fù)上述試驗(yàn)。

2 試驗(yàn)結(jié)果與分析

2.1 試驗(yàn)現(xiàn)象

試驗(yàn)測(cè)試傾斜角(與垂直方向上的夾角)包括90°、75°、60°、45°、30°、10°和0°，其中90°通過水平觀測(cè)段測(cè)試，0°通過垂直觀測(cè)段測(cè)試，其余角度通過調(diào)整傾斜段角度進(jìn)行測(cè)試。當(dāng)傾斜段角度為45°，系統(tǒng)壓力為100 kPa，氣體流量Qg分別為40、70、100及120 m3/h時(shí)，全井筒流態(tài)變化情況、各段液體流動(dòng)特征、系統(tǒng)流入液量QL，in和流出液量QL,out情況如圖2所示。

圖2中，當(dāng)氣體流量為40 m3/h時(shí)，水平段液體的流動(dòng)主要依賴于液體供給，如無液體供給，水平段內(nèi)液體幾乎不流動(dòng)，出口幾乎沒有液體流出；傾斜段及垂直段均有液體明顯回流，系統(tǒng)流入液量遠(yuǎn)大于流出液量，隨著全井筒液量增加，系統(tǒng)壓力增大，井筒積液明顯。

圖2 不同氣體流量下全井筒流動(dòng)特征

當(dāng)氣體流量為70 m3/h時(shí)，水平段液體可以在氣體作用下流動(dòng)(不依賴于液體供給)；傾斜段表現(xiàn)為攪動(dòng)流特征，液體回流明顯；垂直段表現(xiàn)為攪動(dòng)流-環(huán)狀流特征，有少量液體回落，系統(tǒng)流入液量大于流出液量(在無穩(wěn)定液體供給時(shí)，仍能帶出部分管內(nèi)存儲(chǔ)的液體)，井筒存在積液。當(dāng)氣體流量為100 m3/h時(shí)，水平段呈現(xiàn)波狀層流，液體可以在氣體作用下流動(dòng)(不依賴于液體供給)；傾斜段表現(xiàn)為攪動(dòng)流特征，液體存在一定的回落；垂直段表現(xiàn)為環(huán)狀流特征，液體幾乎無回落，系統(tǒng)流入液量約等于流出液量，井筒基本無積液。當(dāng)氣體流量為120 m3/h時(shí)，水平段呈現(xiàn)波狀層流，管頂部有少量液體水珠沿管壁移動(dòng)分散，氣流中心攜帶有少量液滴；傾斜段則表現(xiàn)為攪動(dòng)流-環(huán)狀流特征，液體幾乎無回落；垂直段表現(xiàn)為環(huán)狀流-霧狀流特征，液體無回落，系統(tǒng)流入液量約等于流出液量，井筒無積液。

由圖2可知，相同或相近壓力、溫度條件下，傾斜管段更易滯留液體，最難攜液，但不應(yīng)單純地看某一段有、無液體回落(只有在極高的氣體流速條件下才不會(huì)有液體回落，常見的段塞流、攪動(dòng)流及環(huán)狀流等流型條件下均可見液體回落)來判斷積液起始，應(yīng)按全井筒液量有、無增加和各段液體回落程度來綜合判斷積液起始，如果某段液體回流影響到系統(tǒng)壓力增加，則應(yīng)考慮液體回落作為積液起始判斷標(biāo)準(zhǔn)，否則，應(yīng)將全井筒液量有、無增加作為積液起始的判斷標(biāo)準(zhǔn)。

2.2 臨界攜液流速測(cè)試結(jié)果與分析

根據(jù)上述判斷積液方法，系統(tǒng)壓力p在100、300、500和700 kPa時(shí)，測(cè)試不同井斜角臨界攜液流速，結(jié)果如表1所示。由表1可知：系統(tǒng)壓力增大，臨界攜液流速降低；最大攜液流速發(fā)生在井斜角45°～60°時(shí)(不能單純以井斜角判斷積液位置，實(shí)際井筒不同井斜角深度處流動(dòng)條件相差較大)，井斜角90°時(shí)(即水平)臨界攜液流速最小，攜帶方式既不是液滴，也不是液膜，而主要為波狀層流的形式(氣流中幾乎沒有液滴，也沒有液膜的整體移動(dòng)，主要體現(xiàn)為管底部液體表面波的移動(dòng)或不穩(wěn)定)。

表1 不同井斜角時(shí)臨界攜液流速

3 井筒攜液模型評(píng)價(jià)

根據(jù)水平井全井筒攜液試驗(yàn)測(cè)試結(jié)果，按試驗(yàn)條件采用Turner模型[1]、李閩模型[3-4]、Turner角度修正模型[12]及K-H波動(dòng)理論模型[21-22]預(yù)測(cè)不同井斜角時(shí)臨界攜液流速(壓力為100 kPa，介質(zhì)為空氣和水)，結(jié)果如表2所示。

從表2可以看出，Turner模型與李閩模型沒有考慮井斜角的影響，其臨界攜液流速與角度無關(guān)，這與測(cè)試結(jié)果不吻合。將Turner角度修正模型及K-H波動(dòng)理論模型與測(cè)試流速比較，Turner角度修正模型與測(cè)試結(jié)果趨勢(shì)基本一致，但其值明顯高于測(cè)試結(jié)果；K-H波動(dòng)理論模型預(yù)測(cè)值與測(cè)試值范圍接近，但趨勢(shì)不一致。不同井斜角模型誤差對(duì)比如表3所示。

表2 不同攜液模型預(yù)測(cè)結(jié)果對(duì)比

由表3可以看出：Turner角度修正模型平均絕對(duì)誤差高達(dá)77.633%；K-H波動(dòng)理論模型平均絕對(duì)誤差僅35.975%。

表3 不同井斜角模型誤差對(duì)比

4 模型修正與驗(yàn)證

從K-H波動(dòng)理論模型與測(cè)試結(jié)果相比較來看，數(shù)值較為接近，但趨勢(shì)有較大差異，尤其是在井斜角為0°與90°附近。為此，借鑒Belfroid模型的角度修正項(xiàng)，對(duì)K-H波動(dòng)理論模型進(jìn)行修正。

K-H不穩(wěn)定流理論臨界速度為[21-25]：

(1)

采用Belfroid模型的角度修正項(xiàng)[12]可將式(1)修正為：

(2)

式(1)和式(2)中θ為井深與水平方向的夾角，角度適用范圍為 5°≤θ≤90°；當(dāng)θ=0°時(shí)，按式(3)計(jì)算；當(dāng)0°<θ<5°時(shí)，采用式(2)和式(3)進(jìn)行線性插值計(jì)算。

(3)

式中：g為重力加速度，m/s2；σ為表面張力，N/m；ρg、ρl分別為氣、液密度，kg/m3。

K-H波動(dòng)理論模型修正后的計(jì)算結(jié)果如表4所示。由表4可知，K-H波動(dòng)理論模型修正后最大誤差為19.530%，平均絕對(duì)誤差為7.734%，較修正前精度顯著提高。

表4 不同井斜角修正模型誤差分析

利用系統(tǒng)壓力300、500及700 kPa時(shí)測(cè)試的攜液流速對(duì)修正模型進(jìn)行驗(yàn)證，結(jié)果如圖3所示。從圖3可以看出，K-H波動(dòng)理論修正模型預(yù)測(cè)攜液流速與測(cè)試結(jié)果很接近。系統(tǒng)出口壓力分別在300、500及700 kPa時(shí)，K-H波動(dòng)理論修正模型預(yù)測(cè)時(shí)的平均絕對(duì)誤差分別為7.43%、8.11%及7.23%，滿足不同系統(tǒng)壓力下的預(yù)測(cè)精度要求。

圖3 不同系統(tǒng)壓力下K-H波動(dòng)理論修正模型預(yù)測(cè)結(jié)果與測(cè)試結(jié)果比較

5 積液預(yù)測(cè)模型應(yīng)用

本文收集了中國(guó)海洋石油總公司11口(13井次)有井筒壓力溫度測(cè)試的氣井，其中：WELL-1～WELL-4井油管直徑為114.3 mm(內(nèi)徑100.5 mm)，WELL-5井油管直徑為139.7 mm；WELL-6～WELL-8井均采用?73.0 mm油管生產(chǎn)，WELL-9井采用組合油管(?88.9 mm×1 005 m+?73.0 mm×3 750 m)生產(chǎn)；WELL-10及WELL-11井均采用?88.9 mm油管生產(chǎn)。根據(jù)井筒壓力、溫度測(cè)試得到氣井生產(chǎn)狀況，按本文建立的K-H波動(dòng)理論修正模型對(duì)11口氣井(13井次)進(jìn)行積液診斷分析，結(jié)果如表5所示。

由表5可知，全井筒診斷結(jié)果與實(shí)際生產(chǎn)狀況基本一致，僅WELL-11井診斷為接近積液。從全井筒最大攜液流量所在井斜角及井深來看，不能單純以井斜角范圍確定所需最大攜液流量所在位置，其主要原因在于不同井斜角深度處流動(dòng)條件相差較大。按井口流動(dòng)條件診斷WELL-7井(1)、WELL-7井(2)及WELL-11井未積液，與實(shí)際生產(chǎn)狀況相反。由此可見，以井口條件來判斷氣井?dāng)y液流量/流速存在誤判，應(yīng)按全井筒流動(dòng)條件來綜合判斷。

表5 積液預(yù)測(cè)及診斷結(jié)果

6 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

(1)設(shè)計(jì)并搭建了水平井全井筒攜液模擬試驗(yàn)測(cè)試裝置，開展了水平井全井筒攜液模擬試驗(yàn)。試驗(yàn)結(jié)果表明，水平井?dāng)y液困難主要在傾斜管段，傾斜管段是水平井積液的起始位置，但不應(yīng)單純地看某一段有、無液體回落，應(yīng)按全井筒液量有、無增加與各段液體回落程度來綜合判斷積液起始。

(2)試驗(yàn)測(cè)試研究表明：在相同流動(dòng)條件下，最大攜液流速發(fā)生在井斜角45°～60°之間，約為12.4 m/s(系統(tǒng)壓力約100 kPa)；井斜角90°時(shí)(即水平)最小，其攜帶方式既不是液滴，也不是液膜，而主要以波狀層流的形式，其攜液臨界流速約為6.3 m/s(系統(tǒng)壓力約100 kPa)；系統(tǒng)壓力對(duì)臨界攜液流速影響明顯。

(3)根據(jù)K-H波動(dòng)理論，建立了K-H波動(dòng)理論修正攜液模型。通過試驗(yàn)測(cè)試，修正攜液模型預(yù)測(cè)結(jié)果與測(cè)試結(jié)果很接近，平均絕對(duì)誤差小于9%；利用所建立的修正模型對(duì)海上11口(13井次)氣井進(jìn)行了全井筒攜液預(yù)測(cè)診斷，診斷結(jié)論與實(shí)際生產(chǎn)情況吻合，以井口條件判斷氣井?dāng)y液流速存在誤判，應(yīng)按全井筒流動(dòng)條件來綜合判斷。