深水氣井測試清井誘噴瞬態(tài)流動模擬

何玉發(fā) 李紫晗 高 飛 張濱海 黃 晶 李瑩瑩

中海油研究總院

0 引言

深水氣井測試作業(yè)中，清井誘噴是準(zhǔn)確獲得氣井測試資料并確保氣井正常生產(chǎn)的重要工藝環(huán)節(jié)。清井誘噴時，在井筒內(nèi)發(fā)生多相流體的混合流動，屬于典型的非穩(wěn)態(tài)流動[1-3]。受深水氣井井筒長、井底壓力高、溫差大及存在工作液被產(chǎn)出氣驅(qū)替等復(fù)雜測試工況的影響[4-6]，該工藝的參數(shù)設(shè)計目前主要是依據(jù)現(xiàn)場施工作業(yè)經(jīng)驗來獲得。由于缺乏對實際放噴過程中井筒內(nèi)流態(tài)、壓力、溫度變化的準(zhǔn)確認(rèn)識，無法判斷關(guān)鍵參數(shù)設(shè)計是否合理，同時，前述工況變化對深水氣井測試設(shè)備的影響也無法準(zhǔn)確評估。

為此，基于建立的井筒多相流瞬態(tài)流動模型，以實際深水測試氣井為研究對象，進行清井誘噴瞬態(tài)數(shù)值仿真模擬，真實再現(xiàn)了實際工況下井筒內(nèi)驅(qū)替工作液流動情況，量化了清井誘噴過程中沿程壓力、溫度剖面非穩(wěn)態(tài)變化，并對清井誘噴關(guān)鍵參數(shù)進行了敏感性分析，為深水氣井測試工藝設(shè)計和校核提供了分析手段，并針對工藝設(shè)計提出了建議。

1 井筒多相流瞬態(tài)流動模型

1.1 多相流控制方程

井筒多相流瞬態(tài)流動模擬基于歐拉—拉格朗日兩相流模型，針對井筒建立二維模型，在通道中選取微元體，依據(jù)質(zhì)量守恒定律構(gòu)建多相流控制方程[7-9]。

1.1.1 質(zhì)量守恒方程

井筒中氣相質(zhì)量守恒方程為：

1.1.2 動量方程

氣相和液滴的動量方程為：

壁面處液相動量方程為：

1.1.3 能量方程

氣液混合物能量方程為：

1.2 井筒壓力、溫度場計算模型

井筒壓力梯度方程為[10-11]：

深水氣井井筒中流體除向周圍地層傳熱，還需考慮井筒海水段傳熱，井筒的瞬態(tài)溫度模型為[8]：

1.3 輔助方程

清井誘噴期間，井筒內(nèi)涉及多種流體，包括儲層產(chǎn)出氣、測試液、誘噴液墊及環(huán)空中鉆井液等。其中產(chǎn)出氣利用SRK-Peneloux方程計算得到其熱力學(xué)物性參數(shù)，其他工作液流體數(shù)據(jù)則由現(xiàn)場測試得到，用于混合物的氣液平衡計算[12]；氣井產(chǎn)氣量與壓力的動態(tài)關(guān)系則由二項式產(chǎn)能方程計算得到[13]。

2 深水測試氣井清井誘噴動態(tài)模擬

2.1 模擬井井身結(jié)構(gòu)

深水測試氣井A井為定向井，最大井斜角為65°，氣藏埋深為3 060 m，作業(yè)水深為1 416 m，泥面溫度介于3～4 ℃。該測試氣井井身結(jié)構(gòu)按照實際的套管、油管及鉆完井液、水泥漿、海水和土壤條件來建立，構(gòu)建模型時設(shè)置3 m厚的土壤層作為最外層的壁面結(jié)構(gòu)。

2.2 井筒內(nèi)流體分布變化

A井開井誘噴前井筒內(nèi)充滿工作液，針對其清井誘噴作業(yè)開展瞬態(tài)模擬。分別設(shè)置井口、泥線、井底為觀測點，輸出各點持液率隨時間的變化曲線（圖1），整個模擬過程共用時8 280 s。初開井時泥線以下井筒內(nèi)充滿工作液，開井清噴后，儲層產(chǎn)出氣體驅(qū)替工作液向上移動，井底觀測點持液率不斷降低，至2 460 s時，井底持液率降為0，此時井底已無工作液，全部為氣相；隨著泥線以下井筒內(nèi)工作液被不斷驅(qū)替，氣液兩相界面不斷上移，在3 430 s時泥線持液率降為0；隨著儲層中大量氣體產(chǎn)出，在4 000 s時工作液被全部驅(qū)替出井筒，此時井口持液率降為0。

圖1 井口、泥線、井底持液率變化曲線圖

對該過程的產(chǎn)出氣體動態(tài)質(zhì)量流進行分析，如圖2所示。清井誘噴從0 s開始到1 200 s左右，由于開井初期井筒中充滿大量工作液，井底回壓較高，限制了儲層產(chǎn)氣，初期對測試管柱內(nèi)測試液及誘噴液墊的驅(qū)替較慢，泥線溫度穩(wěn)定在22 ℃左右。1200～2 460 s，氣體質(zhì)量流量呈指數(shù)變化規(guī)律上升，高溫氣體將井筒加熱，導(dǎo)致泥線溫度逐漸上升，隨著井筒內(nèi)液相被大量排出，井底壓力急劇下降。2 460～4000 s，氣體質(zhì)量流量小幅增加，此時工作液已被全部驅(qū)替出井筒。4 000 s后，氣體質(zhì)量流量基本維持在25 kg/s左右，井底流壓維持在32.0 MPa左右，泥線溫度維持在40 ℃左右。

對比實際油嘴開度下的模擬油壓與實測油壓，結(jié)果顯示，模擬油壓與實測油壓的最大誤差在±5%左右（圖3），擬合效果較好，驗證了模型的準(zhǔn)確性及可靠性。

圖2 氣體質(zhì)量流量、泥線溫度及井底流壓變化曲線圖

圖3 模擬、實測井口油壓對比圖

2.3 3D動態(tài)顯示

對A井的清井過程進行動態(tài)顯示，清晰地展示出了清井誘噴不同時刻井筒內(nèi)的氣液分布變化，0 s時井筒內(nèi)充滿大量工作液（即藍(lán)色部分），1 200 s 時井筒下部工作液被逐漸驅(qū)替，2 460 s時工作液界面接近泥線附近，4 000 s時工作液基本上被全部驅(qū)替出（圖4）。

3 關(guān)鍵參數(shù)敏感性分析

3.1 油嘴尺寸

深水氣井測試清井誘噴工藝設(shè)計中，油嘴尺寸對清井誘噴時間、地面測試設(shè)備及流程都有較大影響。以A井為例，選擇4種油嘴內(nèi)徑進行分析?？梢钥闯觯∮妥旃?jié)流壓降大，限制了氣體產(chǎn)出，工作液返排速度低，導(dǎo)致井口持液率下降緩慢，清井誘噴所需時間長（表1）；油嘴內(nèi)徑越大，越有利于工作液快速返排，井口持液率下降越迅速（圖5）；當(dāng)油嘴內(nèi)徑大于0.025 4 m后，產(chǎn)氣量增加的幅度有所降低（圖6）。

圖4 清井誘噴不同時刻測試管柱內(nèi)氣液分布3D動態(tài)顯示圖

表1 不同油嘴尺寸下清井誘噴時間統(tǒng)計表

圖5 不同油嘴內(nèi)徑下井口持液率變化曲線圖

3.2 工作液比例

深水氣井測試初期，測試管柱內(nèi)部充滿工作液，即上段充滿誘噴液墊，下段充滿測試液，在壓差作用下產(chǎn)出氣體將井筒內(nèi)工作液驅(qū)替至井口[14-15]。為探究誘噴液墊、測試液高度對清井誘噴作業(yè)的影響，設(shè)置不同工作液比例進行敏感性分析。如圖7所示，隨著低濃度誘噴液墊高度增加，高濃度測試液相對減少，井底回壓相對降低，從而使氣井測試初期獲得較高產(chǎn)量，井口持液率降至0所需時間變短，清井誘噴所需時間變短（表2），從而實現(xiàn)了快速清井放噴求產(chǎn)。

圖6 不同油嘴內(nèi)徑下氣體質(zhì)量流量變化曲線圖

圖7 不同誘噴液墊高度下井口持液率變化曲線圖

表2 不同誘噴液墊高度下清井誘噴時間統(tǒng)計表

隨著誘噴液墊高度增加，測試液減少，測試管柱內(nèi)井底壓力與地層壓力之間的壓差增大，氣體產(chǎn)出的初始速度增加，造成測試管柱泥線處的壓力波動明顯。如圖8所示，當(dāng)設(shè)置誘噴液墊高度為2 038 m時，開井清噴后氣體迅速驅(qū)替管柱內(nèi)工作液，從而使泥線處壓力快速達(dá)到峰值。隨著工作液被驅(qū)替至井口，氣液界面迅速上移，此時泥線處基本以氣相為主，壓力趨于平穩(wěn)。

圖8 不同誘噴液墊高度下泥線壓力變化曲線圖

3.3 測試管柱管徑

測試管柱內(nèi)徑小，返排速度較慢，清井誘噴時間相對較長，且清井誘噴時間隨測試管柱內(nèi)徑減小呈近對數(shù)上升（圖9）。可見，小管徑測試管柱的使用，不利于清井誘噴，若氣井測試產(chǎn)氣量較大，建議采用大管徑測試管柱，以滿足深水測試現(xiàn)場作業(yè)需要。

圖9 清井誘噴時間與測試管柱內(nèi)徑的關(guān)系曲線圖

4 結(jié)論

1）實例井的模擬結(jié)果顯示，模擬油壓與實測油壓的最大誤差在±5%左右，擬合效果較好，驗證了模擬方法的準(zhǔn)確性及可靠性。

2）小油嘴節(jié)流壓降大，限制了地層氣的產(chǎn)出，從而降低了工作液返排速度，分析得出隨著油嘴尺寸的減小，清井時間呈指數(shù)上升式的規(guī)律增加，深水測試作業(yè)綜合日費用高，需要綜合考慮地面設(shè)備能力盡可能選用大油嘴清井。

3）井筒內(nèi)測試液及誘噴液墊配比對清井誘噴造成影響，誘噴液墊越高，測試液相對較少，氣體從井底流出的初始速度越快，短時間內(nèi)快速驅(qū)替測試管柱內(nèi)工作液，造成激動壓力越大，清噴時間越短，需要在保障管柱設(shè)備安全、穩(wěn)定的前提下設(shè)定合理的誘噴液墊高度。

4）清井誘噴時間隨測試管柱內(nèi)徑減小呈近對數(shù)上升，若測試管徑較小，不利于深水氣井清井誘噴作業(yè)，在滿足經(jīng)濟性的前提下，盡可能采用大管徑測試管柱清井誘噴。

符 號 說 明

t表示時間，s；βg、βl、βd分別表示氣相、壁面處液膜、液滴體積分?jǐn)?shù)，βg＋βl＋βd=1；ρg、ρl分別表示氣相、液相密度，kg/m3；A表示井筒過流面積，m2；vg、vl、vd分別表示氣相、壁面液膜及液滴流速，m/s；p表示流體壓力，Pa；vr表示相對速度，m/s；va表示相變部分流速，m/s；vI表示分界面速度，m/s；g表示重力加速度，m/s2；θ表示井筒與水平方向的夾角，（°）；ψg、ψe、ψd分別表示兩相間質(zhì)量傳遞速率、液滴夾帶速率、液滴沉積速率，kg/(m3·s)；Gg、Gl、Gd分別表示氣相、壁面液膜及液滴的重力，方向垂直于管壁，N；Sg、Si分別表示氣體、氣液界面處的濕周，m；λg、λl分別表示氣相、液滴摩擦系數(shù)；d表示測試管柱內(nèi)徑，m；Eg、El、Ed分別表示氣相、壁面相液膜及液滴單位質(zhì)量內(nèi)能，J/kg；h表示高程，m；Hg、Hl、Hd分別表示氣相、壁面相液膜及液滴的焓，J/kg；Hs表示質(zhì)量源的焓，J/kg；U表示管壁傳熱量，J；ρm表示混合流體密度，kg/m3；vm表示混合流體流速，m/s；f表示摩阻系數(shù)；rn、rw分別表示測試管柱內(nèi)、外半徑，m；Te、Tf分別表示地層、井筒瞬態(tài)溫度，K；Uo表示井筒系統(tǒng)總傳熱系數(shù)，W/(m2·K)；Ke表示地層導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m·K)；TD表示無因次溫度分布函數(shù)；Cf表示地層巖石比熱容，J/(kg·K)。