临兴区块致密气井动态携液规律研究

李紫晗，刘宇沛，张滨海，黄 晶，周颖娴

(1.中海油研究总院有限责任公司，北京 100028；2.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028)

0 引言

临兴区块致密气主力目的层分布于上石盒子组、下石盒子组及太原组，需要通过压裂手段实现生产。该区块投产致密气具有典型的“两段式”生产特征:初期产气递减较快，后长期处于低压、低产临界产气状态，迫切需要采取排水采气措施助排[1-3]。受现场条件制约，由于多层合采直井、定向井及水平井井下存在封隔器，因此无法根据油、套压差分析井筒积液趋势[4-5]；且各生产井均未下入压力计，无法监测井底流压，缺乏单井产水计量，只能通过实测压力梯度诊断气井积液[6-7]，但该方法成本较高，有时因井筒遇阻无法测试且不能及时预警气井积液，导致排采措施滞后。因此，及时预测致密气井携液临界流量对排采措施介入时机和提高采收率具有重要意义[8-9]。

该文开展临兴区致密气井不同工况下井筒气液两相流实验，针对直井段、斜井段及水平段进行携液能力分析，利用实验结果对井筒连续携液液滴模型和液膜模型进行评价，建立修正Belfroid液膜模型预测临兴区致密气井临界携液流量。该研究成果误差满足现场使用范围，且在10°～90°内应用良好，对于及时预测井筒积液趋势，提早介入排采措施具有一定指导意义。

1 实验装置与实验方法

如图1所示，该实验装置模拟气、水在井筒内0°～90°不同倾角管道中多相流动，通过有机玻璃管及水平段、垂直段监控设备观察从气泡流至雾状流各种流型，测量管道中多相流体的流量、压力、压差、温度等参数，测量不同气量下每秒气体携液能力。气体流量、液体流量以及水平段进液、进气位置实现手动控制。

图1 井筒气液两相流实验流程示意图Fig.1 Experimental flow chart of gas liquid two phase flow in wellbore

通过开展不同气体流量、液体流量下水平井全井筒单管携液实验，对不同气液条件下气流携液作出定性定量规律性分析，找出压降、流型、气液比等因素对携液能力的影响规律[10-11]。在常温下进行室内管流实验，模拟井口通过缓冲筛网连接液体计量罐，将排液出口放空，水平气井井身结构设置为直井段90°、斜井段曲率完整、水平段0°，采用60 mm实验管径，液体流量设置为固定值(即0.1 m3/h，0.2 m3/h，0.4 m3/h)，将气体流量设置为敏感性参数(由55 m3/h调小至4 m3/h)。分别记录气液两相流动趋势及现象、注气量和注水量、井口排液量、管线上压力数据等关键实验参数。井口排液量计量时是以0.01 s为单位进行计量，处理过程中以20 s为一个稳定段进行井口排液量的数据整理对比。

2 致密气井筒携液特征评价分析

2.1 井筒流动特征分析

2.1.1 水平管

如图2所示，在水平管道中，随着气体流量逐渐增加，逐渐由分层流转换成环状流，在转换的过程中管底液膜逐渐变薄，流速逐渐增加，管道中液膜逐渐均匀，同时向管道顶部蔓延。在临界携液状态下，管道出现波状分层流，油管底部液膜变薄。

图2 水平管流型随气体流量增加的变化(Qq=0.42 m3/h)Fig.2 Variation of flow pattern in horizontal pipe with increasing gas flow rate

2.1.2 倾斜管

如图3所示，倾斜管道中，液相在管道中分布规律受其重力的影响逐渐减小，在未达到临界携液状态之前，出现大量的液相回流，液膜较厚，随着气体流量的逐渐增加，在临界状态下，管道段塞流消失，

图3 倾斜管流型随气体流量增加的变化(倾角45°，Qq=0.42 m3/h)Fig.3 Variation of flow pattern in horizontal pipe with increasing gas flow rate

出现搅动流，液相回流减少，管壁上的液膜逐渐变薄，下落的液膜速度减小，当气体流量继续增加时，管道中液相几乎均匀分布在管道四周，管道底部的液膜较厚，此时出现环状流。

2.1.3 垂直管

如图4所示，在垂直管道中，管道中液相中包含的气泡较多，流动状态复杂。在临界状态之前，管道中主要是段塞流，其中液塞中的气泡较多，液塞密度较小，随着气体流量逐渐增加，管道中液相逐渐出现呈现轴对称分布，管壁液膜均匀。

图4 垂直管流型随气体流量增加的变化(Qq=0.42 m3/h)Fig.4 The change of vertical pipe flow pattern with the increase of gas flow rate

通过对直井段、倾斜段及水平段的气液两相流实验结果分析，明确不同井段下气、水流动规律及最易积液井段。气液两相流经斜井段时，需克服管壁剪切应力做功以及重力做功，与直井段类似，但斜井段由于其轨迹变化明显，气液两相流经斜井段时流动方向发生改变，流体会撞击管壁产生额外的能量损失。斜井段会改变气液两相流动方向，会造成气液紊流严重，气液两相相互作用剧烈，也会产生额外的能量损失。水平段气流携液是压差作用的结果，但对于气液两相在一定产液产气条件下呈现波状流的流型，水平段气流能够有效携液，所需气体流速只需克服气液界面的剪切应力及管壁的剪切应力。因此，在相同管径、压力、温度等条件下，斜井段最难携液，如表1所示。

表1 不同井段携液结果分析Table 1 Analysis of liquid carrying results in different well sections

2.2 井筒压降变化规律

如图5所示，随着液量不断增大，导致临界携液状态所需气体流量越高；随着倾斜角度的逐渐放大，该角度下的临界携液流速变化趋势为先增大后减小，特别是在倾斜角为50°时达到最大携液气体流速，因此说明50°时气流携液能力最差，为最难携液角度。

图5 60 mm管径临界携液流速变化曲线Fig.5 Variation curve of critical liquid carrying velocity of 60 mm pipe diameter

通过单管完整水平井气、水流动模拟实验，对直井段、斜井段及水平段中气、水流动时压力梯度进行分析。如图6所示，气、水流动过程中斜井段压力梯度占比最大，表明斜井段是水平井各井段中最易积液的井段。随着气体流量的逐渐减小，各井段压力梯度占比中斜井段逐渐增加，而直井段压力梯度占比增加较为缓慢，水平段压力梯度占比逐渐减小。气、水流动过程中斜井段压力梯度最大，表明斜井段是水平井各井段中最难携液的井段。

图6 流态分布及各相流速Fig.6 Flow pattern distribution and velocity of each phase

3 携液模型评价及修正

3.1 携液模型评价及分析

在研究气井气流携液方面，普遍认可的仍是1969年Tuner的悬浮液滴理论[12]。Tuner模型经历了40余年的生产实际检验，基本能反应气井积液问题。然而与Tuner模型不一致的气井时有出现，国内外研究集中在对Tuner模型的修订上，在此需要对现有模型进行整体的整合[13-18]。

Turner模型作为第一种被普遍认可的临界携液模型，分析了垂直管流中液相的流动方式，认为液滴模型可以较准确预测积液的形成，其模型中液滴呈球形，曳力系数取0.44，界面张力为60 mN/m，模型适用条件为气液比大于1 367 m3/m3，液态属于雾状流。之后许多学者分别在液相流动方式、液滴形状等方面做了改进，提出了系列临界携液流量的计算公式，如表2所示。

表2 常用临界携液流量计算模型Table 2 Common calculation models of critical liquid loading model

如图7所示，通过将不同模型计算结果比对实验室条件下测得的临界携液流量，不难发现:在垂直管流条件下，Coleman模型和Belfroid模型预测的临界携液流速与实测结果更为吻合；Belfroid模型预测的临界携液流量随角度变化规律与实验结果更为近似。 因此， 考虑基于Belfroid临界携液模型进行修正，建立适用于临兴区块致密气井筒积液排采预测综合模型。

图7 临界携液模型预测流速与实验测试结果对比Fig.7 Comparison of predicted velocity with experimental results by critical liquid carrying model

3.2 建立修正综合模型

对Belforid模型进行修正[18]:

(1)

修正后:

vc=0.962 9vc-b

(2)

式中:vc-b为原模型临界携液流速，m/s；ρg为气体密度，kg/m3；ρl为液体密度，kg/m3；θ为井斜角，(°)；vc为修正模型临界携液流速，m/s。

将实验数据带入新模型后，得到的结果如图8所示。对Belforid模型进行修正得到的公式，与实验得到结果相比发现，Belforid模型与考虑韦伯数、变形参数情况下得到的常规液滴模型，效果均满足现场实际需要。对不同角度下液滴模型、综合模型的误差进行分析，确定修正Belforid模型综合模型适用范围。通过误差分析认为，使用综合模型作为临界携液流速预测模型，其误差满足现场使用范围，误差均小于15%(如表3所示)，且在10°～90°内应用良好。

图8 综合模型预测流速与实验结果对比Figure.8 Comparison of predicted velocity with experimental results by critical liquid carrying model

表3 液滴模型与修正综合模型误差分析Table 3 Error analysis of droplet model and modified comprehensive model

3.3 临兴区致密气实例分析及应用

由于临兴区块致密气先导试验区及调整井、浅层气已进入低压、低产临界产气状态阶段，亟待开展致密气井井筒携液能力摸排，及时采取排水采气措施[19-22]。针对临兴区已投产气井，应用修正Belforid综合模型预测单井携液流量并判断积液趋势。临兴区块单井积液预测如图9所示。

图9 临兴区块单井积液预测Fig.9 Prediction of single well liquid loading in Linxing block

基于修正临界携液模型分析临兴区已投产气井排采措施效果，目前38.1 mm(1.5 in)速度管改造效果好、持续时间长；泡排效果其次，措施前需具备一定自喷能力方可见效[23]；48.26 mm(1.9 in)小油管尺寸偏大，油压、气产呈现大幅波动状态，流动呈段塞流状态；尽管LX-A-3H及LX-B-3D分别试用涡流及柱塞排采工艺，但下入时机欠佳，效果一般。建议现场采用“38.1 mm(1.5 in)连续油管+泡排”的配套工艺进行排采作业，提高措施效果，实现排水稳产。

4 结论

1)开展临兴区致密气井筒积液模拟评价实验，揭示垂直段、倾斜段及水平段动态流动携液规律，依据气、水流动过程中斜井段压力梯度结果，表明斜井段中倾角45°～60°为最难携液的井段。

2)依据气液两相流瞬态流动实验结果，开展临界携液模型评价，结果表明Belfroid模型预测的临界携液流量随角度变化规律与实验结果相似，因此通过系数修正建立适用于临兴区块积液预测的修正综合模型。

3)使用综合模型预测临兴区已投产气井积液趋势，误差均小于15%，满足现场使用范围，且在10°～90°之间应用良好，可针对已投产气井预测携液趋势。

4)针对临兴区致密砂岩气田多井低产、普遍产水特征，完善“积液井摸排—积液量确定—措施优选—效果分析—制度优化—工艺评价”排水采气精细管理模式，持续优化排水采气工艺技术系列。