水平氣井全井筒攜液模擬試驗研究*

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)有限公司深圳分公司 2. 中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司3. 西南石油大學油氣藏地質及開發國家重點實驗室)

0 引 言

在天然氣開采過程中，除了產出天然氣以外，還會產出一定量的液體，如果氣體流速太低，液體將積聚在井底形成積液[1-11]。積液是氣井生產過程中普遍遇到的生產難題。氣井的攜液理論與試驗研究主要針對直井，出現了多種預測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，國內外學者提出了基于 Turner模型的角度修正模型或以液膜反轉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霧流條件，且所得到的臨界攜液流速未達到環霧流條件，或與正常生產的氣井井筒實際流態相矛盾[3-8，20]；同時，這些模型未考慮水平井的全井筒井身結構變化對井筒流態及攜液的影響。為此，本文開展了水平井全井筒可視化攜液模擬試驗，測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壓力條件下的攜液臨界流速，并基于試驗測試數據，結合Kelvin-Helmholtz(K-H)不穩定氣液兩相流理論[21-22]，建立了修正K-H波動理論攜液模型。所得結論有助于水平井臨界攜液流速的判斷。

1 試驗裝置及方法

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

試驗采用空氣和水作為流體介質，通過出口節流閥(手動閥)控制系統壓力，傾斜段與水平段及垂直段采用耐壓透明軟管連接，便于調整傾斜管段角度，試驗溫度為常溫(約25 ℃)。調整好傾斜管段角度開始測試，試驗時先計量氣、液流量后注入試驗管路，同時出口端用水箱記錄出口液量，調節出口節流閥，使系統壓力控制在試驗所需的壓力范圍；通過觀測水平段、傾斜段及垂直段流態和液體回落及水箱液量，判斷各段和全井筒的攜液狀態，改變入口氣、液流量，調節出口節流閥控制系統所需壓力進行測試觀察；改變傾斜角度重復上述試驗。

2 試驗結果與分析

2.1 試驗現象

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

圖2中，當氣體流量為40 m3/h時，水平段液體的流動主要依賴于液體供給，如無液體供給，水平段內液體幾乎不流動，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，系統流入液量遠大于流出液量，隨著全井筒液量增加，系統壓力增大，井筒積液明顯。

圖2 不同氣體流量下全井筒流動特征

當氣體流量為70 m3/h時，水平段液體可以在氣體作用下流動(不依賴于液體供給)；傾斜段表現為攪動流特征，液體回流明顯；垂直段表現為攪動流-環狀流特征，有少量液體回落，系統流入液量大于流出液量(在無穩定液體供給時，仍能帶出部分管內存儲的液體)，井筒存在積液。當氣體流量為100 m3/h時，水平段呈現波狀層流，液體可以在氣體作用下流動(不依賴于液體供給)；傾斜段表現為攪動流特征，液體存在一定的回落；垂直段表現為環狀流特征，液體幾乎無回落，系統流入液量約等于流出液量，井筒基本無積液。當氣體流量為120 m3/h時，水平段呈現波狀層流，管頂部有少量液體水珠沿管壁移動分散，氣流中心攜帶有少量液滴；傾斜段則表現為攪動流-環狀流特征，液體幾乎無回落；垂直段表現為環狀流-霧狀流特征，液體無回落，系統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有液體回落，常見的段塞流、攪動流及環狀流等流型條件下均可見液體回落)來判斷積液起始，應按全井筒液量有、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壓力增加，則應考慮液體回落作為積液起始判斷標準，否則，應將全井筒液量有、無增加作為積液起始的判斷標準。

2.2 臨界攜液流速測試結果與分析

根據上述判斷積液方法，系統壓力p在100、300、500和700 kPa時，測試不同井斜角臨界攜液流速，結果如表1所示。由表1可知：系統壓力增大，臨界攜液流速降低；最大攜液流速發生在井斜角45°～60°時(不能單純以井斜角判斷積液位置，實際井筒不同井斜角深度處流動條件相差較大)，井斜角90°時(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，主要體現為管底部液體表面波的移動或不穩定)。

表1 不同井斜角時臨界攜液流速

3 井筒攜液模型評價

根據水平井全井筒攜液試驗測試結果，按試驗條件采用Turner模型[1]、李閩模型[3-4]、Turner角度修正模型[12]及K-H波動理論模型[21-22]預測不同井斜角時臨界攜液流速(壓力為100 kPa，介質為空氣和水)，結果如表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，這與測試結果不吻合。將Turner角度修正模型及K-H波動理論模型與測試流速比較，Turner角度修正模型與測試結果趨勢基本一致，但其值明顯高于測試結果；K-H波動理論模型預測值與測試值范圍接近，但趨勢不一致。不同井斜角模型誤差對比如表3所示。

表2 不同攜液模型預測結果對比

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

表3 不同井斜角模型誤差對比

4 模型修正與驗證

從K-H波動理論模型與測試結果相比較來看，數值較為接近，但趨勢有較大差異，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，對K-H波動理論模型進行修正。

K-H不穩定流理論臨界速度為[21-25]：

(1)

采用Belfroid模型的角度修正項[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θ=0°時，按式(3)計算；當0°<θ<5°時，采用式(2)和式(3)進行線性插值計算。

(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波動理論模型修正后的計算結果如表4所示。由表4可知，K-H波動理論模型修正后最大誤差為19.530%，平均絕對誤差為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

利用系統壓力300、500及700 kPa時測試的攜液流速對修正模型進行驗證，結果如圖3所示。從圖3可以看出，K-H波動理論修正模型預測攜液流速與測試結果很接近。系統出口壓力分別在300、500及700 kPa時，K-H波動理論修正模型預測時的平均絕對誤差分別為7.43%、8.11%及7.23%，滿足不同系統壓力下的預測精度要求。

圖3 不同系統壓力下K-H波動理論修正模型預測結果與測試結果比較

5 積液預測模型應用

本文收集了中國海洋石油總公司11口(13井次)有井筒壓力溫度測試的氣井，其中：WELL-1～WELL-4井油管直徑為114.3 mm(內徑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，WELL-9井采用組合油管(?88.9 mm×1 005 m+?73.0 mm×3 750 m)生產；WELL-10及WELL-11井均采用?88.9 mm油管生產。根據井筒壓力、溫度測試得到氣井生產狀況，按本文建立的K-H波動理論修正模型對11口氣井(13井次)進行積液診斷分析，結果如表5所示。

由表5可知，全井筒診斷結果與實際生產狀況基本一致，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條件相差較大。按井口流動條件診斷WELL-7井(1)、WELL-7井(2)及WELL-11井未積液，與實際生產狀況相反。由此可見，以井口條件來判斷氣井攜液流量/流速存在誤判，應按全井筒流動條件來綜合判斷。

表5 積液預測及診斷結果

6 結論及認識

(1)設計并搭建了水平井全井筒攜液模擬試驗測試裝置，開展了水平井全井筒攜液模擬試驗。試驗結果表明，水平井攜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，但不應單純地看某一段有、無液體回落，應按全井筒液量有、無增加與各段液體回落程度來綜合判斷積液起始。

(2)試驗測試研究表明：在相同流動條件下，最大攜液流速發生在井斜角45°～60°之間，約為12.4 m/s(系統壓力約100 kPa)；井斜角90°時(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(系統壓力約100 kPa)；系統壓力對臨界攜液流速影響明顯。

(3)根據K-H波動理論，建立了K-H波動理論修正攜液模型。通過試驗測試，修正攜液模型預測結果與測試結果很接近，平均絕對誤差小于9%；利用所建立的修正模型對海上11口(13井次)氣井進行了全井筒攜液預測診斷，診斷結論與實際生產情況吻合，以井口條件判斷氣井攜液流速存在誤判，應按全井筒流動條件來綜合判斷。