臨興區(qū)塊致密氣井動態(tài)攜液規(guī)律研究

李紫晗，劉宇沛，張濱海，黃 晶，周穎嫻

(1.中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京 100028；2.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京 100028)

0 引言

臨興區(qū)塊致密氣主力目的層分布于上石盒子組、下石盒子組及太原組，需要通過壓裂手段實現(xiàn)生產(chǎn)。該區(qū)塊投產(chǎn)致密氣具有典型的“兩段式”生產(chǎn)特征:初期產(chǎn)氣遞減較快，后長期處于低壓、低產(chǎn)臨界產(chǎn)氣狀態(tài)，迫切需要采取排水采氣措施助排[1-3]。受現(xiàn)場條件制約，由于多層合采直井、定向井及水平井井下存在封隔器，因此無法根據(jù)油、套壓差分析井筒積液趨勢[4-5]；且各生產(chǎn)井均未下入壓力計，無法監(jiān)測井底流壓，缺乏單井產(chǎn)水計量，只能通過實測壓力梯度診斷氣井積液[6-7]，但該方法成本較高，有時因井筒遇阻無法測試且不能及時預(yù)警氣井積液，導(dǎo)致排采措施滯后。因此，及時預(yù)測致密氣井?dāng)y液臨界流量對排采措施介入時機和提高采收率具有重要意義[8-9]。

該文開展臨興區(qū)致密氣井不同工況下井筒氣液兩相流實驗，針對直井段、斜井段及水平段進行攜液能力分析，利用實驗結(jié)果對井筒連續(xù)攜液液滴模型和液膜模型進行評價，建立修正Belfroid液膜模型預(yù)測臨興區(qū)致密氣井臨界攜液流量。該研究成果誤差滿足現(xiàn)場使用范圍，且在10°～90°內(nèi)應(yīng)用良好，對于及時預(yù)測井筒積液趨勢，提早介入排采措施具有一定指導(dǎo)意義。

1 實驗裝置與實驗方法

如圖1所示，該實驗裝置模擬氣、水在井筒內(nèi)0°～90°不同傾角管道中多相流動，通過有機玻璃管及水平段、垂直段監(jiān)控設(shè)備觀察從氣泡流至霧狀流各種流型，測量管道中多相流體的流量、壓力、壓差、溫度等參數(shù)，測量不同氣量下每秒氣體攜液能力。氣體流量、液體流量以及水平段進液、進氣位置實現(xiàn)手動控制。

圖1 井筒氣液兩相流實驗流程示意圖Fig.1 Experimental flow chart of gas liquid two phase flow in wellbore

通過開展不同氣體流量、液體流量下水平井全井筒單管攜液實驗，對不同氣液條件下氣流攜液作出定性定量規(guī)律性分析，找出壓降、流型、氣液比等因素對攜液能力的影響規(guī)律[10-11]。在常溫下進行室內(nèi)管流實驗，模擬井口通過緩沖篩網(wǎng)連接液體計量罐，將排液出口放空，水平氣井井身結(jié)構(gòu)設(shè)置為直井段90°、斜井段曲率完整、水平段0°，采用60 mm實驗管徑，液體流量設(shè)置為固定值(即0.1 m3/h，0.2 m3/h，0.4 m3/h)，將氣體流量設(shè)置為敏感性參數(shù)(由55 m3/h調(diào)小至4 m3/h)。分別記錄氣液兩相流動趨勢及現(xiàn)象、注氣量和注水量、井口排液量、管線上壓力數(shù)據(jù)等關(guān)鍵實驗參數(shù)。井口排液量計量時是以0.01 s為單位進行計量，處理過程中以20 s為一個穩(wěn)定段進行井口排液量的數(shù)據(jù)整理對比。

2 致密氣井筒攜液特征評價分析

2.1 井筒流動特征分析

2.1.1 水平管

如圖2所示，在水平管道中，隨著氣體流量逐漸增加，逐漸由分層流轉(zhuǎn)換成環(huán)狀流，在轉(zhuǎn)換的過程中管底液膜逐漸變薄，流速逐漸增加，管道中液膜逐漸均勻，同時向管道頂部蔓延。在臨界攜液狀態(tài)下，管道出現(xiàn)波狀分層流，油管底部液膜變薄。

圖2 水平管流型隨氣體流量增加的變化(Qq=0.42 m3/h)Fig.2 Variation of flow pattern in horizontal pipe with increasing gas flow rate

2.1.2 傾斜管

如圖3所示，傾斜管道中，液相在管道中分布規(guī)律受其重力的影響逐漸減小，在未達到臨界攜液狀態(tài)之前，出現(xiàn)大量的液相回流，液膜較厚，隨著氣體流量的逐漸增加，在臨界狀態(tài)下，管道段塞流消失，

圖3 傾斜管流型隨氣體流量增加的變化(傾角45°，Qq=0.42 m3/h)Fig.3 Variation of flow pattern in horizontal pipe with increasing gas flow rate

出現(xiàn)攪動流，液相回流減少，管壁上的液膜逐漸變薄，下落的液膜速度減小，當(dāng)氣體流量繼續(xù)增加時，管道中液相幾乎均勻分布在管道四周，管道底部的液膜較厚，此時出現(xiàn)環(huán)狀流。

2.1.3 垂直管

如圖4所示，在垂直管道中，管道中液相中包含的氣泡較多，流動狀態(tài)復(fù)雜。在臨界狀態(tài)之前，管道中主要是段塞流，其中液塞中的氣泡較多，液塞密度較小，隨著氣體流量逐漸增加，管道中液相逐漸出現(xiàn)呈現(xiàn)軸對稱分布，管壁液膜均勻。

圖4 垂直管流型隨氣體流量增加的變化(Qq=0.42 m3/h)Fig.4 The change of vertical pipe flow pattern with the increase of gas flow rate

通過對直井段、傾斜段及水平段的氣液兩相流實驗結(jié)果分析，明確不同井段下氣、水流動規(guī)律及最易積液井段。氣液兩相流經(jīng)斜井段時，需克服管壁剪切應(yīng)力做功以及重力做功，與直井段類似，但斜井段由于其軌跡變化明顯，氣液兩相流經(jīng)斜井段時流動方向發(fā)生改變，流體會撞擊管壁產(chǎn)生額外的能量損失。斜井段會改變氣液兩相流動方向，會造成氣液紊流嚴(yán)重，氣液兩相相互作用劇烈，也會產(chǎn)生額外的能量損失。水平段氣流攜液是壓差作用的結(jié)果，但對于氣液兩相在一定產(chǎn)液產(chǎn)氣條件下呈現(xiàn)波狀流的流型，水平段氣流能夠有效攜液，所需氣體流速只需克服氣液界面的剪切應(yīng)力及管壁的剪切應(yīng)力。因此，在相同管徑、壓力、溫度等條件下，斜井段最難攜液，如表1所示。

表1 不同井段攜液結(jié)果分析Table 1 Analysis of liquid carrying results in different well sections

2.2 井筒壓降變化規(guī)律

如圖5所示，隨著液量不斷增大，導(dǎo)致臨界攜液狀態(tài)所需氣體流量越高；隨著傾斜角度的逐漸放大，該角度下的臨界攜液流速變化趨勢為先增大后減小，特別是在傾斜角為50°時達到最大攜液氣體流速，因此說明50°時氣流攜液能力最差，為最難攜液角度。

圖5 60 mm管徑臨界攜液流速變化曲線Fig.5 Variation curve of critical liquid carrying velocity of 60 mm pipe diameter

通過單管完整水平井氣、水流動模擬實驗，對直井段、斜井段及水平段中氣、水流動時壓力梯度進行分析。如圖6所示，氣、水流動過程中斜井段壓力梯度占比最大，表明斜井段是水平井各井段中最易積液的井段。隨著氣體流量的逐漸減小，各井段壓力梯度占比中斜井段逐漸增加，而直井段壓力梯度占比增加較為緩慢，水平段壓力梯度占比逐漸減小。氣、水流動過程中斜井段壓力梯度最大，表明斜井段是水平井各井段中最難攜液的井段。

圖6 流態(tài)分布及各相流速Fig.6 Flow pattern distribution and velocity of each phase

3 攜液模型評價及修正

3.1 攜液模型評價及分析

在研究氣井氣流攜液方面，普遍認(rèn)可的仍是1969年Tuner的懸浮液滴理論[12]。Tuner模型經(jīng)歷了40余年的生產(chǎn)實際檢驗，基本能反應(yīng)氣井積液問題。然而與Tuner模型不一致的氣井時有出現(xiàn)，國內(nèi)外研究集中在對Tuner模型的修訂上，在此需要對現(xiàn)有模型進行整體的整合[13-18]。

Turner模型作為第一種被普遍認(rèn)可的臨界攜液模型，分析了垂直管流中液相的流動方式，認(rèn)為液滴模型可以較準(zhǔn)確預(yù)測積液的形成，其模型中液滴呈球形，曳力系數(shù)取0.44，界面張力為60 mN/m，模型適用條件為氣液比大于1 367 m3/m3，液態(tài)屬于霧狀流。之后許多學(xué)者分別在液相流動方式、液滴形狀等方面做了改進，提出了系列臨界攜液流量的計算公式，如表2所示。

表2 常用臨界攜液流量計算模型Table 2 Common calculation models of critical liquid loading model

如圖7所示，通過將不同模型計算結(jié)果比對實驗室條件下測得的臨界攜液流量，不難發(fā)現(xiàn):在垂直管流條件下，Coleman模型和Belfroid模型預(yù)測的臨界攜液流速與實測結(jié)果更為吻合；Belfroid模型預(yù)測的臨界攜液流量隨角度變化規(guī)律與實驗結(jié)果更為近似。 因此， 考慮基于Belfroid臨界攜液模型進行修正，建立適用于臨興區(qū)塊致密氣井筒積液排采預(yù)測綜合模型。

圖7 臨界攜液模型預(yù)測流速與實驗測試結(jié)果對比Fig.7 Comparison of predicted velocity with experimental results by critical liquid carrying model

3.2 建立修正綜合模型

對Belforid模型進行修正[18]:

(1)

修正后:

vc=0.962 9vc-b

(2)

式中:vc-b為原模型臨界攜液流速，m/s；ρg為氣體密度，kg/m3；ρl為液體密度，kg/m3；θ為井斜角，(°)；vc為修正模型臨界攜液流速，m/s。

將實驗數(shù)據(jù)帶入新模型后，得到的結(jié)果如圖8所示。對Belforid模型進行修正得到的公式，與實驗得到結(jié)果相比發(fā)現(xiàn)，Belforid模型與考慮韋伯?dāng)?shù)、變形參數(shù)情況下得到的常規(guī)液滴模型，效果均滿足現(xiàn)場實際需要。對不同角度下液滴模型、綜合模型的誤差進行分析，確定修正Belforid模型綜合模型適用范圍。通過誤差分析認(rèn)為，使用綜合模型作為臨界攜液流速預(yù)測模型，其誤差滿足現(xiàn)場使用范圍，誤差均小于15%(如表3所示)，且在10°～90°內(nèi)應(yīng)用良好。

圖8 綜合模型預(yù)測流速與實驗結(jié)果對比Figure.8 Comparison of predicted velocity with experimental results by critical liquid carrying model

表3 液滴模型與修正綜合模型誤差分析Table 3 Error analysis of droplet model and modified comprehensive model

3.3 臨興區(qū)致密氣實例分析及應(yīng)用

由于臨興區(qū)塊致密氣先導(dǎo)試驗區(qū)及調(diào)整井、淺層氣已進入低壓、低產(chǎn)臨界產(chǎn)氣狀態(tài)階段，亟待開展致密氣井井筒攜液能力摸排，及時采取排水采氣措施[19-22]。針對臨興區(qū)已投產(chǎn)氣井，應(yīng)用修正Belforid綜合模型預(yù)測單井?dāng)y液流量并判斷積液趨勢。臨興區(qū)塊單井積液預(yù)測如圖9所示。

圖9 臨興區(qū)塊單井積液預(yù)測Fig.9 Prediction of single well liquid loading in Linxing block

基于修正臨界攜液模型分析臨興區(qū)已投產(chǎn)氣井排采措施效果，目前38.1 mm(1.5 in)速度管改造效果好、持續(xù)時間長；泡排效果其次，措施前需具備一定自噴能力方可見效[23]；48.26 mm(1.9 in)小油管尺寸偏大，油壓、氣產(chǎn)呈現(xiàn)大幅波動狀態(tài)，流動呈段塞流狀態(tài)；盡管LX-A-3H及LX-B-3D分別試用渦流及柱塞排采工藝，但下入時機欠佳，效果一般。建議現(xiàn)場采用“38.1 mm(1.5 in)連續(xù)油管+泡排”的配套工藝進行排采作業(yè)，提高措施效果，實現(xiàn)排水穩(wěn)產(chǎn)。

4 結(jié)論

1)開展臨興區(qū)致密氣井筒積液模擬評價實驗，揭示垂直段、傾斜段及水平段動態(tài)流動攜液規(guī)律，依據(jù)氣、水流動過程中斜井段壓力梯度結(jié)果，表明斜井段中傾角45°～60°為最難攜液的井段。

2)依據(jù)氣液兩相流瞬態(tài)流動實驗結(jié)果，開展臨界攜液模型評價，結(jié)果表明Belfroid模型預(yù)測的臨界攜液流量隨角度變化規(guī)律與實驗結(jié)果相似，因此通過系數(shù)修正建立適用于臨興區(qū)塊積液預(yù)測的修正綜合模型。

3)使用綜合模型預(yù)測臨興區(qū)已投產(chǎn)氣井積液趨勢，誤差均小于15%，滿足現(xiàn)場使用范圍，且在10°～90°之間應(yīng)用良好，可針對已投產(chǎn)氣井預(yù)測攜液趨勢。

4)針對臨興區(qū)致密砂巖氣田多井低產(chǎn)、普遍產(chǎn)水特征，完善“積液井摸排—積液量確定—措施優(yōu)選—效果分析—制度優(yōu)化—工藝評價”排水采氣精細管理模式，持續(xù)優(yōu)化排水采氣工藝技術(shù)系列。