油水兩相流攜砂能力全尺寸模擬實驗研究*

高 宏 汪志明 曹硯鋒 王小秋 王東營 文 敏

（1.中國石油大學(xué)（北京）井筒復(fù)雜流動與完井工程實驗室 北京 102249； 2.海洋石油高效開發(fā)國家重點(diǎn)實驗室 北京 100028）

油水兩相流攜砂能力全尺寸模擬實驗研究*

高 宏1汪志明1曹硯鋒2王小秋1王東營1文 敏2

（1.中國石油大學(xué)（北京）井筒復(fù)雜流動與完井工程實驗室 北京 102249； 2.海洋石油高效開發(fā)國家重點(diǎn)實驗室 北京 100028）

渤海疏松砂巖油藏適度出砂開采過程中產(chǎn)出砂粒隨稠油進(jìn)入水平井筒后容易沉積形成砂床，造成油層砂埋、油管砂堵等，因此需要分析研究砂粒在井筒中的運(yùn)移、沉降規(guī)律。本文基于全尺寸井筒多相復(fù)雜流動室內(nèi)試驗平臺，根據(jù)渤海疏松砂巖油藏的基本參數(shù)，以白油和水作為試驗介質(zhì)，固相采用不同粒度的砂粒，通過改變含水率、主流流量、壁面入流、砂粒直徑等參數(shù)，得到了不同流動條件下的流型變化及井筒中砂床高度與井筒壓降的變化規(guī)律。實驗結(jié)果表明：井筒砂床高度受主流流量影響比較大，壁面入流對其影響比較小；砂床高度隨著粒徑的增大而增大；在主流流量大于30 m3/h的條件下，粒徑小于20目的砂粒會形成懸浮層；隨著井筒流速的增大，懸浮層含砂體積濃度變大，而隨著含水率的增大，懸浮層含砂體積濃度變小。本文實驗結(jié)果可為渤海疏松砂巖油藏適度出砂開采工藝設(shè)計提供理論依據(jù)。

疏松砂巖油藏；適度出砂；砂床高度；井筒壓降；攜砂能力

渤海淺層油藏油層厚度大、層數(shù)多，大多為膠結(jié)疏松的稠油油藏，油藏開發(fā)面臨的突出問題是疏松砂巖儲層容易產(chǎn)生微粒運(yùn)移、油井出砂和單井產(chǎn)能低。目前，這類油藏的開發(fā)主要采取防砂方式，雖然能收到一定的防砂效果，但是通常不能從根本上將砂防死，況且采用防砂方式既會影響油井產(chǎn)能，又會因頻繁作業(yè)而影響生產(chǎn)時間，還會增加防砂工具等投資，因此提出了適度出砂提高單井產(chǎn)能的技術(shù)措施。適度出砂是通過優(yōu)化產(chǎn)量和油井產(chǎn)能，在防砂生產(chǎn)和出砂生產(chǎn)之間確定最優(yōu)的生產(chǎn)策略。具體來說，適度出砂技術(shù)是指有選擇地防砂，或者有限度地出砂。對于出砂油藏，在原油開采過程中，不同粒徑的油層砂隨地下原油運(yùn)移，根據(jù)運(yùn)移的油層砂粒度大小及分布，有選擇地阻止大于或者等于一定粒徑的油層砂隨原油運(yùn)移，并通過這些粒徑的油層砂的堆積而形成濾砂屏障，阻擋較小粒徑的油層砂隨原油運(yùn)移，在形成濾砂屏障以前允許更小粒徑的油層砂隨原油運(yùn)移，從而達(dá)到改善近井眼地層的油層物性，充分發(fā)揮油層產(chǎn)能。

適度出砂生產(chǎn)技術(shù)帶來的問題就是井筒中砂粒的攜帶問題，大量的出砂容易堆積在井筒形成砂堵而使油氣井生產(chǎn)無法進(jìn)行，因此必須研究砂粒在井筒中多相存在情況下的攜帶問題。目前固液兩相流動實驗研究主要針對3個方面：①固液圓管流動，主要應(yīng)用于水力輸送固體介質(zhì)［1-3］，如水力輸煤、水力輸砂等，實驗研究過程中多是采用清水作為實驗流體介質(zhì)，排量相對較高［4-5］；②固液環(huán)空流動，主要應(yīng)用于鉆井過程中環(huán)空攜巖［6-10］，實驗過程中同樣多是采用清水模擬鉆井液，排量相對較高；③固液明渠流動，主要應(yīng)用于河流攜砂流動，如黃河水利委員會針對黃河含砂量較大開展的一系列實驗研究［11］，但實驗過程中同樣采用清水作為實驗流體介質(zhì)，排量相對較高。相比而言，目前針對稠油攜砂流動實驗研究相對較少［12-16］，僅有的實驗研究也只是采用清水作為流體介質(zhì)［17-19］，簡單模擬清水-砂粒圓管流動特性，不能真實地反映稠油攜砂的特性。筆者著眼于水平井筒生產(chǎn)段的變質(zhì)量流量流動，通過改變井筒主流流量、壁面支流流量、原油黏度、砂粒粒徑、含水率等參數(shù)，基于全尺寸模擬實驗裝置模擬井筒生產(chǎn)的全過程，實驗觀察砂粒在井筒中運(yùn)移過程，分析總結(jié)主流流量、壁面入流、入口含砂體積濃度、黏度、含水率、砂粒直徑等參數(shù)對油水兩相流體攜砂能力的影響規(guī)律，可為油水兩相攜砂理論研究提供物理模擬基礎(chǔ)。

1 實驗裝置

本次實驗是在中國石油大學(xué)（北京）井筒復(fù)雜流動與完井實驗室的全尺寸油、氣、水、砂多相復(fù)雜流動實驗裝置上進(jìn)行。該實驗裝置主要由井筒模擬環(huán)路段、實驗流體供給與控制系統(tǒng)、壓力采集與處理系統(tǒng)和砂液分離系統(tǒng)等4部分組成。

1）井筒模擬環(huán)路段。采用全尺寸φ139.7 mm的有機(jī)玻璃管，分為前穩(wěn)定發(fā)展段、實驗段和觀察段，長度分別為3、2和2.5 m，如圖1所示。實驗段布有螺旋射孔，射孔密度為12孔/m，射孔直徑為0.01 m，射孔相位角為45°；實驗段前后各布有1個測壓點(diǎn)，與壓力采集與處理系統(tǒng)連接，能夠?qū)崟r測量實驗段的壓降；實驗段前后分布2個取樣點(diǎn)。前穩(wěn)定發(fā)展段和觀察段分別與實驗段用法蘭連接。為了能夠直觀清晰地觀察井筒內(nèi)流動規(guī)律及流型情況，實驗管道采用透明有機(jī)玻璃管，同時方便實驗過程中使用高像素高速相機(jī)采集流態(tài)照片。

圖1 全尺寸多相復(fù)雜流動井筒環(huán)路段模擬裝置Fig.1 Large-scale experiment simulator of multiphase flow in horizontal wellbore loop section

2）實驗流體供給與控制系統(tǒng)。主要包括2臺螺桿泵以及2個控制箱、1個蓄水罐、1個儲油罐。該系統(tǒng)的主要功能是給實驗管道提供流體以及控制流體流量、流體速度和提供一定壓力，其中蓄水罐和儲油罐是為了使流體實現(xiàn)循環(huán)利用。

3）壓力采集及處理系統(tǒng)。主要包括測壓表和1臺裝有壓力采集和處理軟件的電腦，如圖2所示。實驗段兩端測壓點(diǎn)的壓力通過壓差傳感器以一定的頻率連續(xù)輸出到接收端并在電腦上以直觀的曲線圖表示出來，并且可以通過處理軟件直接讀取導(dǎo)出保存。

圖2 壓力采集及處理系統(tǒng)Fig.2 System of pressure gathering and treating

4）砂液分離系統(tǒng)。主要包括1個沉砂箱、1個大圓柱罐、1個螺桿泵及1個離心泵，起過濾實驗砂粒并使油水液相實現(xiàn)循環(huán)的作用。

2 實驗方法及過程

2.1 實驗方案設(shè)計

實驗方案設(shè)計主要是實驗參數(shù)的設(shè)定，包括井筒主流流量以及壁面支流流量、原油黏度、砂粒粒徑、含水率等敏感參數(shù)。實驗過程中井筒主流流量選取范圍為5～40 m3/h，壁面支流流量選取范圍為0～4 m3/h，含水率分別為10%、30%、50%、70%、90%，含砂體積濃度設(shè)計值為0.5‰（本實驗中最高濃度為0.5‰，最低濃度為0.1‰），最大排砂量為0.02 m3/h。地層出砂使用石英砂，其砂粒直徑分別選取20～50目、50～100目、100～200目。選用37 mPa·s的白油替代稠油進(jìn)行實驗。

2.2 實驗步驟

1）取37 mPa·s的白油0.5 m3，加入0.056 m3的自來水，配成含水率為10%的液相混合液；調(diào)節(jié)主流流量范圍1～40 m3/h；

2）選取20～50目的石英砂，同步調(diào)節(jié)加砂量，配置含砂體積濃度為0.1‰～10‰的混合液，觀察調(diào)節(jié)過程中流型變化及砂粒運(yùn)動變化。

3）調(diào)節(jié)壁面入流流量，使主流流量與壁面入流流量成一定的比例，并觀察隨著壁面入流流量的變化，井筒流型及砂粒沉積運(yùn)移變化規(guī)律。待井筒流動發(fā)展穩(wěn)定后，測取實驗段的壓差。若出現(xiàn)砂床，則記錄砂床高度。

4）分別取50～100目、100～150目的石英砂，重復(fù)第2～4步。

5）配置含水率分別為30%、50%、70%、90%的油水混合物，重復(fù)第2～4步。

3 實驗結(jié)果分析

3.1 流型變化規(guī)律

不同壁面入流條件下，隨著含水率與主流流量的變化，實驗觀察段中流體流型的變化如圖3～5所示，可以看出：當(dāng)含水率較低時，隨著井筒主流流量的增加，流型會由油水純分層流動先過渡到上層分散的擬分層流動，最后演變成油包水流動；當(dāng)含水率較高時，隨著井筒主流流量的增加，流型會由純分層流動過渡到下層分散、上層為純油的擬分層流動，進(jìn)而發(fā)展成水包油流動；當(dāng)含水率比較適中時，隨著井筒主流流量的增加，純分層流動中的水層與油層都會過渡到分散流動，從而形成上層油包水、下層水包油的擬分層流動。

圖3 油水兩相攜砂流動流型圖（壁面入流0.4 m3/h）Fig.3 Experimental flow pattern maps of oil/water flow（inflow rate 0.4 m2/h）

圖4 油水兩相攜砂流動流型圖（壁面入流2 m3/h）Fig.4 Experimental flow pattern maps of oil/water flow（inflow rate 2 m2/h）

圖5 油水兩相攜砂流動流型圖（壁面入流4 m3/h）Fig.5 Experimental flow pattern maps of oil/water flow（inflow rate 4 m2/h）

3.2 砂床運(yùn)移規(guī)律

實驗過程中添加示蹤砂粒后，砂粒在整個井筒中的運(yùn)動狀態(tài)如圖6所示，可以看出，砂粒在井筒中向前推進(jìn)的狀態(tài)為：小流量下，砂粒在砂床表面呈現(xiàn)翻滾前進(jìn)；大流量下，砂粒的躍起高度增加，大部分砂粒以“躍移質(zhì)”前進(jìn)。加砂過程中，入口含砂體積濃度控制為0.5‰，井筒主流流量調(diào)至5 m3/h，隨著加砂過程的繼續(xù)，首先有小砂堆出現(xiàn)在水平井筒底部，實驗發(fā)現(xiàn)后面的砂床是在此小砂堆的基礎(chǔ)上發(fā)展而成，故定義其為“砂核”。隨著實驗的繼續(xù)進(jìn)行，沉積在“砂核”上的砂粒越來越多，慢慢形成“砂堆”，并且相鄰砂堆之間漸漸相互連接，即形成連續(xù)固定的砂床。實驗再繼續(xù)一段時間，砂床高度慢慢繼續(xù)升高，但固定砂床表面砂粒沒有發(fā)生滾動，這是由于入口含砂體積濃度較低，實驗周期較短，砂床高度沒有超過此流速和入口含砂體積濃度下的臨界高度。

圖6 砂粒移動示意圖Fig.6 Schematic diagram of the sand sedimentation and sand bed moving

圖7為大流量條件下砂粒的運(yùn)動狀態(tài)放大圖，可以看出，較大流量時砂床中后面的砂粒在流體的攜帶作用下躍起或者翻滾前進(jìn)，砂床前方出現(xiàn)流體漩渦，砂粒減速沉積在其中，這樣的往復(fù)不斷推動砂床整體向前移動。

圖7 砂床中砂粒的移動Fig.7 Moving schematic diagram of bedload

3.3 砂床高度及壓降的變化規(guī)律

3.3.1 主流流量的影響

當(dāng)含水率及砂粒直徑一定時，不同壁面入流條件下井筒中砂床高度與井筒壓降隨主流流量的變化規(guī)律分別如圖8、9所示，可以看出，隨著主流流量增大，砂床高度逐漸降低，井筒壓降不斷增大，且當(dāng)主流流量大于30 m3/h后，砂床高度基本消失，進(jìn)入井筒的砂粒都被攜帶出井筒。由此可見，主流流量對井筒壓降與砂床高度的影響非常明顯，因此設(shè)計合理的生產(chǎn)制度需要計算合理的生產(chǎn)壓差，以達(dá)到單井經(jīng)濟(jì)效益最大化。

圖8 不同壁面入流條件下砂床高度隨主流流量的變化規(guī)律（含水率30%，砂粒直徑20～50目）Fig.8 Change of sand-bed height with main flow rate under different inflow rate（water rate 30%，sand size 20～50 mesh）

圖9 不同壁面入流條件下井筒壓降隨主流流量的變化規(guī)律（含水率30%，砂粒直徑20～50目）Fig.9 Change of measured pressure drop with main flow rate under different inflow rate（water rate 30%，sand size 20～50 mesh）

3.3.2 砂粒直徑的影響

當(dāng)含水率及主流流量一定時，不同砂粒直徑條件下井筒中砂床高度和井筒壓降隨壁面入流的變化規(guī)律分別如圖10、11所示，可以看出，砂粒直徑對砂床高度的影響比較大，在相同流速條件下，隨著砂粒直徑的減小，砂床高度迅速降低；砂粒直徑對井筒壓降的影響較小，不同目數(shù)的砂粒對應(yīng)的井筒壓降差別不大。因此，在同樣的產(chǎn)液量和生產(chǎn)壓差下，為使井筒安全生產(chǎn)，必須設(shè)置合適的防砂篩管擋砂精度，以確保較大顆粒直徑的砂粒不能進(jìn)入井筒，而進(jìn)入井筒中的砂?？梢员粩y帶出井筒。反之，要想將大顆粒直徑砂粒攜帶出井筒，必須選擇較大的產(chǎn)液量和生產(chǎn)壓差。

圖10 不同粒徑下砂床高度隨壁面入流的變化規(guī)律（含水率30%，主流流量25 m3/h）Fig.10 Sand-bed height vs.inflow rate with different particle sizes（water rate 30%，main flow rate 25 m3/h）

圖11 不同粒徑下井筒壓降隨壁面入流的變化規(guī)律（含水率70%，主流流量20 m3/h）Fig.11 Change of measured pressure drop with inflow rate under different particle sizes（water rate 70%，main flow rate 20 m3/h）

3.3.3 壁面入流的影響

當(dāng)含水率及砂粒直徑一定時，不同主流流量條件下井筒中砂床高度和井筒壓降隨壁面入流流量的變化規(guī)律分別如圖12、13所示，可以看出，壁面入流對砂床高度和井筒壓降的影響都不明顯，因此在砂床高度和井筒壓降計算中可以忽略壁面入流的影響。

圖12 不同主流流量下砂床高度隨壁面入流的變化規(guī)律（含水率50%，砂粒直徑20～50目）Fig.12 Change of sand-bed height with inflow rate under different main flow rate（water rate 50%，sand size 20～50 mesh）

圖13 不同主流流量下井筒壓降隨壁面入流的變化規(guī)律（含水率10%，砂粒直徑20～50目）Fig.13 Change of measured pressure drop with inflow rate under different main flow rate（water rate 10%，sand size 20～50 mesh）

3.3.4 含水率的影響

當(dāng)壁面入流及砂粒直徑一定時，不同主流流量條件下井筒中砂床高度與井筒壓降隨含水率的變化規(guī)律分別如圖14、15所示，可以看出，隨著含水率的增大，井筒壓降呈現(xiàn)先增大后降低的趨勢，而砂床高度呈現(xiàn)先降低后增大的趨勢。分析原因在于，油水混合后混合相黏度先增大后減小，存在一個混合相黏度峰值點(diǎn)（即反相點(diǎn)），反相點(diǎn)以前為油包水，反相點(diǎn)以后為水包油。因此，反相點(diǎn)的計算對于準(zhǔn)確計算混合物黏度具有非常重要的意義，本次實驗條件下反相點(diǎn)在含水率30%左右。

圖14 不同主流流量下壓降隨含水率的變化規(guī)律（壁面入流0.8 m3/h，砂粒直徑20～50目）Fig.14 Change of measured pressure drop with water rate under different main flow rate（inflow rate 0.8 m3/h，sand size 20～50 mesh）

圖15 不同主流流量下砂床高度隨含水率的變化規(guī)律（壁面入流0.8 m3/h，砂粒直徑20～50目）Fig.15 Change of sand-bed height with water rate under different main flow rate（inflow rate 0.8 m3/h，sand size 20～50 mesh）

3.4 井筒砂埋規(guī)律分析

從上述實驗結(jié)果來看，水平井筒中最容易發(fā)生堵塞的是井筒趾端。在水平井筒中，流量從趾端到根端逐漸增大，流體攜砂能力逐步增強(qiáng)，進(jìn)入井筒中的砂粒更容易被攜帶前進(jìn)。在同樣尺寸的井筒中，趾端的流速最低，流體攜砂能力最弱，砂粒更容易沉積形成砂床，因此理論上水平井筒最容易發(fā)生堵塞的地方是趾端。另外，從單井生產(chǎn)周期來說，生產(chǎn)初期由于含水率低，流體黏度大，流體攜砂能力強(qiáng)，此時不容易發(fā)生堵塞，而到生產(chǎn)后期，含水率增大，流體攜砂能力弱，易發(fā)生堵塞。因此，對于單井生產(chǎn)來說，隨著生產(chǎn)周期的延長，洗井周期會越來越短，單井經(jīng)濟(jì)效益會越來越低，所以為了延長單井洗井周期，必須采取措施延長無水生產(chǎn)期，例如采用ICD等提高單井經(jīng)濟(jì)效益。

4 結(jié)論

基于全尺寸油、氣、水、砂多相井筒復(fù)雜流動模擬實驗裝置，根據(jù)渤海疏松砂巖油藏的基本參數(shù)，采用白油代替稠油，選用不同目數(shù)的石英砂作為出砂，模擬了油水砂三相在全尺寸井筒中的流動，得到了流型變化規(guī)律與砂床運(yùn)移規(guī)律；同時通過改變不同的流動參數(shù)，得到了主流流量、壁面入流流量、出砂粒徑、含水率等參數(shù)對砂床高度與井筒壓降的影響規(guī)律。本文實驗結(jié)果可為渤海疏松砂巖油藏適度出砂開采工藝設(shè)計提供理論依據(jù)。

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Research on the sand carrying capacity of heavy oil-water based on full-size simulation equipment

GAO Hong1WANG Zhiming1CAO Yanfeng2WANG Xiaoqiu1WANG Dongying1WEN Min2
（1.Wellbore Complex Flow and Well Completion Lab of China University of Petroleum，Beijing102249，China；2.State Key Laboratory of Offshore Oil Exploitation，Beijing100028，China）

The sand is likely to deposit and form sand bed in the horizontal wellbore during the moderate sanding production of the unconsolidated sand reservoirs in Bohai sea，which causes sand burst of the oil zones and plugging of the tubing.Therefore，it is necessary to analyze the pattern of sand migration and settlement in the wellbore.Based on the full-size equipment which simulates multiphase complex flow，various correlations between the height of sand-bed and the pressure drop in different conditions in the wellbore are acquired.The experiment was conducted with the mixture of high viscosity white oil and water as the fluid media and different sizes of sand as the solid phase，and by changing parameters such as the water-cut，wall inflow，main flow rate，and sand size.The experimental results show that the main flow rate has a significant impact on the height of sand-bed while wall inflow is not significant，the height of sand-bed gets higher with increasing sand size；when the sand sizes are finer than 20 meshes，there will be a suspension layer in the condition of main flow rate being higher than 30 m3/h；a faster velocity of flow causes a greater sand concentration in suspension layer while a higher water-cut causes a lower sand concentration.Based on this conclusion，a theoretical support is provided to the design of reasonable sanding production in unconsolidated sand heavy oil reservoirs in Bohai sea.

unconsolidated sand reservoir；reasonable sanding production；height of sand-bed；wellbore pressure drop；sand-carrying capacity

高宏，汪志明，曹硯鋒，等.油水兩相流攜砂能力全尺寸模擬實驗研究［J］.中國海上油氣，2017，29（6）：122-128.

GAO Hong，WANG Zhiming，CAO Yanfeng，et al.Research on the sand carrying capacity of heavy oil-water based on full-size simulation equipment［J］.China Offshore Oil and Gas，2017，29（6）：122-128.

TE243

A

1673-1506（2017）06-0122-07

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.06.016

*國家自然基金項目“水平井油氣水砂多相復(fù)雜流動規(guī)律研究（編號：51474225）”、海洋石油高效開發(fā)國家重點(diǎn)實驗室項目“大斜度井井筒攜砂能力預(yù)測方法研究（編號：CCL2013RCPS0239GNN）”部分研究成果。

高宏，男，中國石油大學(xué)（北京）在讀博士研究生，主要研究方向為井筒復(fù)雜流動。地址：北京市昌平區(qū)府學(xué)路18號中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院（郵編：102249）。E-mail：563848102＠qq.com。

2016-12-23改回日期：2017-03-15

（編輯：孫豐成）