水平井的油水两相流流态研究与仿真

张　瑜，刘兴斌，刘　鑫，姜兆宇,李　雷

(1.东北石油大学 电子科学学院，黑龙江 大庆 163318；2.大庆油田测试技术服务分公司，黑龙江 大庆 163000；3.哈尔滨工程大学 信息与通信工程学院，黑龙江 哈尔滨150001)



水平井的油水两相流流态研究与仿真

张瑜1，刘兴斌2，刘鑫3，姜兆宇2,李雷2

(1.东北石油大学 电子科学学院，黑龙江 大庆 163318；2.大庆油田测试技术服务分公司，黑龙江 大庆 163000；3.哈尔滨工程大学 信息与通信工程学院，黑龙江 哈尔滨150001)

摘要：油水两相混合流动是石油开采过程中的常见现象，对其流动规律进行探究有着重要的科学价值和工程应用价值。应用GAMBIT软件，建立集流管道长度为600 mm、测量管道长度为1 000 mm的仿真模型，并根据建立的模型完成网格划分。应用Fluent软件，对划分好的网格在不同油水配比率条件下进行相关数据的数值模拟计算，对其数值模拟结果进行Fluent软件的后处理，并将数值模拟计算结果进行可视化处理。根据Fluent软件后处理得到的数据和图像结果可知，流体在水平管流低流量集流条件下达到流型稳定状态所需要的时间，随着流体含水率值的减小而减小，且达到稳定状态所需要的入口距离至少为20 cm。

关键词：数值模拟；水平井；油水两相流

近年来，随着石油需求量的增大，对油田的开采量以及要求也逐渐增加。在石油工业中，经常会遇到油和水混合流动的现象。水平井相比垂直井的主要区别是流型的复杂度增加，介质和速度的分布不再对称，这些都对研究结果产生影响，所以十分有必要对水平井内油水两相流的流动状态进行研究。

本文对油水两相流动的基本参数进行简要的介绍，针对集流条件下的水平管流的模型划分了仿真分析所需要的网格，并应用Fluent软件对划分好的网格进行数值模拟，对比和分析不同工况下流体不同位置和不同时间的流动状态仿真结果。

1油水两相流动的基本参数

根据油水两相流的流变学特性，选择合适的油水两相流参数。因为参数在建立流动模型时，与最后计算的结果有着紧密的联系。而和单相流相比下，流动参数要更复杂，既要有基本的描述单相流参数，还要有表示两相之间关系的相关参数[1]。下述将列举其中重要参数。

在油水两相流动系统中，流体间由于密度的不同存在相对运动，除了混合流体的整体的流动速度外，还包括流体各相的实际流动速度[2]。单位时间内某一相流体通过某一截面的体积Qi比上该相流体在该截面所占的截面积Ai，就是该相流体的实际速度Vi，公式为：

(1)

含水率是指流体单位时间内流过的水相的体积含量，而持水率是指流体在某一截面处水相所占的截面积含量。在流体较为稳定的情况下，流体的持水率与含水率趋于相等。持水率公式可表示为：

(2)

式中，Yw是流体某一截面处的持水率；Aw是该截面处水相流体所占管道截面的截面面积；A是该截面处管道截面的总面积。

2Fluent软件概述

CFD商业软件Fluent是一种通用CFD软件包，用来模拟从不可压缩到高度可压缩范围内的复杂流动。由于采用了多种求解方法和多重网格加速收敛技术，因而Fluent软件能达到最佳的收敛速度和求解精度[3]。灵活的非结构化网格和基于解的自适应网格技术及成熟的物理模型，使Fluent软件在转换与湍流、传热与相变、化学反应与燃烧、多相流、旋转机械、材料加工和燃料电池等方面有广泛应用[4]。

3油水两相流在Fluent软件内模型仿真

3.1网格划分

本文使用GAMBIT软件作为Fluent软件仿真的网格划分软件，网格的划分对于Fluent软件仿真过程中的计算结果有很大的影响。针对水平管段油水两相流体在集流条件下的数值模拟，建立二维模型的结构尺寸(见图1)。

图1　模型结构尺寸

依照图1尺寸在GAMBIT软件中建立二维结构化网格(见图2)，网格左侧设为速度入口，右侧为出口条件，区域内为流体。

图2　二维网格模型

3.2仿真结果

本文应用Fluent软件对集流管径20 cm的水平管流进行了数值模拟，定义水密度为998.2 kg/m3，黏度为0.039 271 2 Pa·s；油密度为879.6 kg/m3，黏度为0.01 Pa·s。模拟总流量为10 m3/d，入口含水率值变化为10%～90%，每种工况相差含水率值为10%。下述简要列出了几种工况下，油水两相流在集流管段的不同时刻、不同位置的流动状态。

1)初始总流量为10 m3/d，含水率值为90%。集流条件下油水两相流的不同时刻的瞬时流动状态如图3所示，图3中从上到下的时刻依次为30、60、90、120和180 s。根据图3中流体的瞬时流动状态可以得出，由于流体在管道中受到重力的作用，较轻的油相位于较重的水相上方，且由于流速较慢，流体在管道内呈现分层流动，即层流状态。油相位于上部，只有在油管内随着时间逐渐累积到一定程度，才能进入位于中间的较细的集流管段内。对比集流管段内流体的流动状态可以看出，120和180 s时刻时，管道内流体的流动状态差异很小基本可以忽略，说明流体在120 s时刻时流体的流动状态已经基本稳定。

图3　含水10%不同时刻时水平油水两相流油相含率分布图

为了更清晰地观察集流管段的油水两相流的分布状态，本文应用Fluent软件的后处理功能，在仿真结果图内设置监测线，监测不同位置处持水率分布情况。设置监测线分别位于距离集流管段入口5、10、15、20和30 cm处。不同监测线在时间为120 s时持水率的分布状况如图4所示。从图4中可以看出，在20和30 cm处流体中油相含率在不同高度处的分布几乎一样，而5、10和15 cm处油相分布高度明显低于20和30 cm处，没有达到稳定状态。由此可以证明，流体在集流条件下，最少要距离入口20 cm才能达到稳定状态。

图4　含水90% 不同入口距离油相含率分布图

2)初始总流量为10 m3/d，含水率值为50%。集流条件下油水两相流不同时刻的瞬时流动状态如图5所示，图5中从上到下的时刻依次为30、60和90 s。根据图5中的流体的瞬时流动状态可以看出，流体在管道内仍然呈现为层流状态。对比可以看出，60和90 s时，管道内流体的流动状态差异很小，基本可以忽略，说明流体在60 s时流体的流动状态已经基本稳定。含水率值为50% 的工况与含水率为90% 的工况相比，水平管段内油水两相流流型达到稳定状态的时间有明显的缩短。

图5　含水50% 不同时刻水平油水两相流油相含率分布图

应用Fluent软件对于工况为流量10 m3/d、含水率值为50% 的情况下的仿真结果进行后处理，得到的距离集流管段入口处5、10、20和30 cm处的油相含率分布图如图6所示。图6中横坐标为管道内垂直高度，纵坐标为油相的含相率，可以看出流体在20和30 cm处流体中油相含率在不同高度处的分布几乎一样，而5和10 cm处油相分布高度明显低于20和30 cm处，没有达到稳定状态。即在集流条件下，最少要距离入口20 cm处才能达到稳定状态。这一仿真结果与流量为10 m3/d、含水率值为90% 条件下的仿真结果一致。

图6　含水50%不同入口距离油相含率分布图

3)初始总流量为10 m3/d、含水率值为10%。集流条件下油水两相流不同时刻的瞬时流动状态如图7所示，图7中从上到下的时刻依次为30、60和90 s。根据图7中的流体的瞬时流动状态可以看出，流体在管道内仍然呈现为层流状态。对比可以看出60和90 s时，管道内流体的流动状态差异很小，基本可以忽略，说明流体在60 s时流体的流动状态已经基本稳定。

图7　含水10% 不同时刻水平油水两相流油相含率分布图

对于工况为流量10 m3/d、含水率值为10% 的情况下的仿真结果进行后处理， 得到的距离集流管段入口处5、10、20和30 cm处的油相含率分布图如图8所示。从图8中可以看出，流体在20和30 cm处流体中油相含率在不同高度处的分布几乎一样，已经达到稳定状态。即在集流条件下，最少要距离入口20 cm处才能达到稳定状态。这一仿真结果与流量为10 m3/d、含水率值为90%和50% 条件下的仿真结果一致。

图8　含水10%不同入口距离油相含率分布图

通过对流量为10 m3/d，其他含水率条件下的仿真分析可以得出，流体在含水率值为70%~90%时，流体在集流管段内时间达到120 s时就达到了稳定流动的状态；在含水率值为10%~60%时，流体在集流管段的稳定时间则缩短到60 s，从而可以看出，流体的稳定时间是随着流体入口处含水率的减少而逐渐缩短的，而流体达到稳定状态时距离集流管段入口处的距离为20 cm。

4结语

本文应用Fluent仿真软件对水平管集流条件下的油水两相流体几种工况下的瞬时流动状态进行了仿真。从仿真的结果和对结果的分析可以看出：在流量较低的情况下，流体在集流管道内呈现层流状态(ST流型)；在流量不变，含水率逐渐降低的过程中，油水界面的竖直高度逐渐降低，水相所占集流管段体积逐渐减小；在前方油管长度为0.5 m，集流管段长度为1 m，在流量为10 mm3/d的条件下，流体在集流条件下达到流型稳定状态所需要的时间随着流体含水率值的减小而减小，且稳定时间至少为120 s；而流型稳定状态所需要的入口距离至少为20 cm。

参考文献

[1] Trallero J L，Sarica C，Brill J P. A study of oil-water flow patterns in horizontal pipes [J].Society of Petroleum Engineers, 1996, 36609:363-374.

[2] Angeli P，Hewitt G F. Flow structure in horizontal oil-water flow[J]. International Journal of Multiphase Flow, 2000, 26:1117-1140.

[3] 姚海元，宫敬. 水平管内油水两相流流型转换特性[J]. 化工学报，2005，56(9):1649-1653.

[4] 吴铁军，郭烈锦，刘文红，等. 水平管内油水两相流流型及其转换规律研究[J]. 工程热物理学报，2002，23(4):491-494.

责任编辑彭光宇

The Research and Simulation of Oil-water Two-phase Flow in Horizontal Well Flow

ZHANG Yu1， LIU Xingbin2， LIU Xin3， JIANG Zhaoyu2， LI Lei2

(1.College of Electronic Science，Northeast Petroleum University, Daqing 163318, China; 2.Daqing Logging&Testing Services Company, Daqing 163453, China; 3.Information and Communication Engineering, Harbin Engineering University, Harbin 150001, China)

Abstract：The oil-water two-phase mixture flow is common phenomenon in the process of oil production, and exploring the flow pattern has important scientific value and engineering application value. Use GAMBIT software to build the simulation model which has a current collecting pipe length 600 mm and a measurement pipeline length 1 000 mm, and it is according the established model to mesh. Then the Fluent software is used to simulation calculation the grid at the different oil water ratio, and postprocess the results used by Fluent software. Then visualize the results of numerical simulatio, according to the results of the Fluent software to get the results of the data and images of postprocessing. The low flow concentration needs to reach the steady state flow time decreases with the decrease of moisture content values in the fluid level, and reaches the entrance to the steady state distance of at least 20 cm.

Key words:numerical simulation， horizontal well， oil-water two-phase flow

收稿日期：2015-05-15

作者简介：张瑜(1990-)，女，硕士研究生，主要从事基于传感器的测井技术等方面的研究。

中图分类号：TE 357.8

文献标志码:A