基于FLUENT的流量控制閥優(yōu)化設計及試驗

(中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術分公司，天津 300452)①

水平井的開發(fā)方式大幅提高了油井泄油面積和開發(fā)效率，但同時也伴隨著許多問題，例如儲層非均質性、流體黏度差異等導致的底水錐進，水平井沿程阻力損失導致的跟趾效應等因素引起的油層出水現(xiàn)象，嚴重影響著水平井的高效開采[1]。

自適應流量控制閥作為油氣田穩(wěn)油控水的一項新技術，已在國內外不同的油氣藏開展了廣泛的現(xiàn)場應用，一定程度上延緩了水平井見水時間及含水上升速度，起到了良好的增產效果[2-3]。但是，水平井控水具有井筒結構多樣、流體性質復雜、生產制度差異大等技術難點，需針對特定工況開展合理化的裝置優(yōu)化設計，最大程度提高裝置使用效果。開展水平井流量控制閥優(yōu)化設計對延長水平井低含水采油期、均衡產液剖面、提高控水增油效果和提高油田采收率有著重要意義。

1 初始模型建立

常見浮盤式流量控制閥采用浮盤來調節(jié)過流面積實現(xiàn)流體控制，在不同流體性質和流動條件下可自動調節(jié)浮盤的位置，實現(xiàn)流量的調節(jié)[4-5]。

在ANSYS軟件中建立初始仿真計算模型，利用對純水(1 mPa·s)和純油(400 mPa·s)進行仿真初步模擬，壓力云圖如圖1～2所示。當介質為低黏度的水時，浮盤處于上方，過流通道減??；當介質為高黏度的油時，浮盤處于下方，過流面積增大。

圖1 水介質條件下壓力云圖

圖2 油介質條件下壓力云圖

2 仿真方法研究

2.1 模型維度選擇

FLUENT軟件可以從二維和三維空間模擬流體流動問題，表1是采用初始原理模型，采取相同的求解器設置，分別使用三維、二維仿真模型得到的仿真結果。

表1 3D和2D模型仿真結果對比

從表1的模擬數(shù)據(jù)可以看出，在相同輸入條件下，高黏度的油和水的流量比最高為4.4倍，3D和2D模型仿真結果有很高的相似性，而兩者差異甚小。二維模型較三維模型極大地簡化了仿真過程，且二維仿真模型可以通過點集的方式把幾何點輸入到ICEM中，通過創(chuàng)建線面的方法，建立形式簡單的仿真模型，所以后續(xù)采用2D模型進行裝置的優(yōu)化設計。

2.2 湍流模型的選擇

湍流模型主要有S-A模型,k-ε模型,K-w模型和雷諾應力模型,而能夠很好地適用本裝置的只有k-ε模型和雷諾應力模型。k-ε模型廣泛地被應用到工程仿真計算中，它能夠很好地處理可壓縮和不可壓縮流體的湍流仿真計算。模型中的修正系數(shù)通過大量試驗數(shù)據(jù)擬合而成，可以處理包括浮力、壓縮性、粘性加熱等多種物理現(xiàn)象[6-8]。

3 結構仿真優(yōu)化

經過分析，可能影響浮盤型流量控制閥控流性能的參數(shù)主要包括浮盤尺寸、入口尺寸、出口尺寸3個方面。

3.1 浮盤尺寸

為模擬不同浮盤尺寸對控水效果的影響，在3 MPa壓差下，分別選取15.0 、17.5、20 .0 mm 3種浮盤尺寸，進行控水效果分析。如圖3是不同浮盤尺寸下的流量與黏度關系曲線。

由上圖3得：

1) 浮盤尺寸越大，對應的黏度敏感范圍越大。

2) 在黏度敏感范圍內，同一黏度下，浮盤尺寸越小，流體流量越大。

3) 隨著黏度不斷增大，3種尺寸裝置分別在200、400、500 mPa·s黏度達到最大開度。由于粘滯阻力，黏度超過此值后流量逐漸減小。

圖3 不同浮盤尺寸下的流量與黏度關系

為保證裝置發(fā)揮最大控水性能，結合目標A油田常見的200 mPa·s原油黏度，選取15.0 mm浮盤尺寸。

3.2 入口直徑

當入口直徑較大時，流體大部處于層流狀態(tài)，油與水的流動過程中，內摩擦損耗降低，油水流動粘滯阻力差別變小，同壓差下油水流量比值變小；當入口直徑較小時，入口的減壓作用增強，實際作用到浮盤上的壓力變小，浮盤的作用減弱，同壓差下油水流量比值變小。仿真中分別設置入口直徑為5～10 mm，計算壓力為3 MPa，流體分別為200 mPa·s油和水的條件下的過流排量，求解不同入口尺寸、同壓差下油水流量比。該值越大，表明裝置控水性能越強。計算結果如圖4所示。

圖4 不同入口尺寸下油水流量比

計算結果表明，隨著入口直徑的增大，控水效果呈現(xiàn)先增強后減弱的趨勢，入口尺寸存在1個合理的取值。針對此模型，該取值設計為7 mm，此時對應最高的油水流量比為9.2。

3.3 出口過流面積

經過分析，出口在流量控制閥結構中起到導流的作用，基本不產生節(jié)流效果，出口的過流面積≥內部最小過流面積，故出口尺寸對控水效果基本沒有影響。

4 性能參數(shù)仿真分析

4.1 入口壓力及黏度的影響

采用以上優(yōu)化分析后的模型，設定壓差分別為0.5、1.0、1.5、2.0、2.5、3.0 MPa，黏度分別為1、30、50、100、200、250 mPa·s，分析流量控制閥在不同壓差和黏度工況條件下的流量，仿真結果如表2所示。

表2 不同壓差及黏度條件下裝置流量

分析表2得出：

1) 隨著壓差增大，流體的流速變大，單位時間內流過流量控制閥的流量增多,流率增大。

2) 隨著黏度增大，流體流量增大，體現(xiàn)了裝置對黏度的敏感性，黏度超過200 mPa·s時流量不再增加，增幅較小，說明流體黏度超過200 mPa·s時，裝置的敏感性變弱或消失。

3) 黏度超過200 mPa·s后，該裝置流道已達到最大，表現(xiàn)為節(jié)流特性。

4.2 流體密度的影響

分別選取密度為1.00、0.94、0.85 g/cm3的流體在壓差為3 MPa，黏度分別為30 mPa·s和200 mPa·s的條件下進行仿真研究，計算結果如表3所示。

表3 不同密度及黏度條件下流體流量

1) 在相同黏度和壓差下，密度越小，流體流量越小。

2) 黏度為30 mPa·s、密度為1～0.85 g/cm3時，流量減小0.2 m3/h，變化率6%。

3) 黏度200 mPa·s，密度為1～0.85 g/cm3時，流量減小0.7 m3/h，變化率9%。

綜合以上分析：密度對流量控制閥流量的影響相對較小。

5 試驗評估

為驗證流量控制閥的仿真計算結果，搭建控流試驗裝置，測試其在純水和不同黏度純油情況下的過流性能[9]。試驗裝置主要由柱塞泵、攪拌罐、流量計、壓力傳感器和測試段等組成，如圖5所示。通過調節(jié)測試段的排量，分別測試測試段的入口壓力p1、出口壓力p2和排量Q，測試段壓差△p=p1-p2。

圖5 流量控制閥地面測試流程

采用高黏度原油加柴油稀釋的方式配置試驗所需不同黏度的油。采用黏度為220、188、122、90、60、20 mPa·s的油對流量控制閥進行了性能測試。

試驗過程采用純數(shù)字采集系統(tǒng)，每間隔相同時間采集一次數(shù)據(jù)，采集壓力及流量數(shù)據(jù)各持續(xù)5 min，將采集的數(shù)據(jù)按照指數(shù)回歸法繪制性能參數(shù)曲線，如圖6所示。

圖6 純液態(tài)通過流量控制閥的壓差與排量關系

測試結果表明：

1) 在相同壓差下，介質黏度越高，排量越大，表現(xiàn)出明顯的自適應控水增油特性。

2) 對比表1中初始模型計算結果及表2中優(yōu)化仿真計算結果，流量控制閥的油水流入控制比從初始模型的4.4倍提高到8.5倍，試驗結果與優(yōu)化后計算數(shù)據(jù)變化規(guī)律相同，實測數(shù)據(jù)與計算結果偏差10.2%左右，證明所采用的模擬計算方法較好地完成了流量控制閥的優(yōu)化設計。

6 結論

1) 基于FLUENT流體分析軟件對流量控制閥進行數(shù)值模擬仿真。浮盤尺寸影響其黏度適用范圍，入口尺寸影響其控水性能。結合實際應用條件，可通過改變裝置結構，形成針對性強的流量控制閥，實現(xiàn)最佳的流量控制比。

2) 流體黏度和壓差對流量控制閥的控水過流效果影響明顯。流體密度對流量的影響較小。

3) 通過試驗裝置對優(yōu)化設計的流量控制閥進行驗證試驗。結果表明，所采用的仿真計算方法精確度較高，所設計的流量控制閥的最高油水控制比達到8.5倍，在水平井控水工藝中具有較高應用價值[10]。