水平气井全井筒携液模拟试验研究*

秦峰 唐圣来 闫正和 羊新州 洪舒娜 苏作飞 钟海全

(1. 中海石油(中国)有限公司深圳分公司 2. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司3. 西南石油大学油气藏地质及开发国家重点实验室)

0 引 言

在天然气开采过程中，除了产出天然气以外，还会产出一定量的液体，如果气体流速太低，液体将积聚在井底形成积液[1-11]。积液是气井生产过程中普遍遇到的生产难题。气井的携液理论与试验研究主要针对直井，出现了多种预测气井临界携液流量模型[1-9]。在水平井的临界携液研究方面，国内外学者提出了基于 Turner模型的角度修正模型或以液膜反转作为积液起始的携液模型[12-17]，以及考虑持液率影响或从能量角度分析的携液模型[9，18-19]。但这些模型的前提是要满足环雾流条件，且所得到的临界携液流速未达到环雾流条件，或与正常生产的气井井筒实际流态相矛盾[3-8，20]；同时，这些模型未考虑水平井的全井筒井身结构变化对井筒流态及携液的影响。为此，本文开展了水平井全井筒可视化携液模拟试验，测试水平井各井段之间相互影响、倾斜段不同角度及不同系统压力条件下的携液临界流速，并基于试验测试数据，结合Kelvin-Helmholtz(K-H)不稳定气液两相流理论[21-22]，建立了修正K-H波动理论携液模型。所得结论有助于水平井临界携液流速的判断。

1 试验装置及方法

为开展水平井全井筒携液模拟试验，本文研制了一套水平井全井筒可视化携液模拟试验装置。该试验装置总长度约16.5 m，主管路采用透明PVC管，耐压1.0 MPa，安装6支传感器，主要管段长度约15.0 m，分水平段、倾斜段及垂直段。水平段测点间距2.00 m；倾斜段测点间距0.75 m，设置快关阀(手动阀)测试持液率；垂直段测试间距1.00 m。图1为水平井全井筒携液模拟试验管路示意图。

试验采用空气和水作为流体介质，通过出口节流阀(手动阀)控制系统压力，倾斜段与水平段及垂直段采用耐压透明软管连接，便于调整倾斜管段角度，试验温度为常温(约25 ℃)。调整好倾斜管段角度开始测试，试验时先计量气、液流量后注入试验管路，同时出口端用水箱记录出口液量，调节出口节流阀，使系统压力控制在试验所需的压力范围；通过观测水平段、倾斜段及垂直段流态和液体回落及水箱液量，判断各段和全井筒的携液状态，改变入口气、液流量，调节出口节流阀控制系统所需压力进行测试观察；改变倾斜角度重复上述试验。

2 试验结果与分析

2.1 试验现象

试验测试倾斜角(与垂直方向上的夹角)包括90°、75°、60°、45°、30°、10°和0°，其中90°通过水平观测段测试，0°通过垂直观测段测试，其余角度通过调整倾斜段角度进行测试。当倾斜段角度为45°，系统压力为100 kPa，气体流量Qg分别为40、70、100及120 m3/h时，全井筒流态变化情况、各段液体流动特征、系统流入液量QL，in和流出液量QL,out情况如图2所示。

图2中，当气体流量为40 m3/h时，水平段液体的流动主要依赖于液体供给，如无液体供给，水平段内液体几乎不流动，出口几乎没有液体流出；倾斜段及垂直段均有液体明显回流，系统流入液量远大于流出液量，随着全井筒液量增加，系统压力增大，井筒积液明显。

图2 不同气体流量下全井筒流动特征

当气体流量为70 m3/h时，水平段液体可以在气体作用下流动(不依赖于液体供给)；倾斜段表现为搅动流特征，液体回流明显；垂直段表现为搅动流-环状流特征，有少量液体回落，系统流入液量大于流出液量(在无稳定液体供给时，仍能带出部分管内存储的液体)，井筒存在积液。当气体流量为100 m3/h时，水平段呈现波状层流，液体可以在气体作用下流动(不依赖于液体供给)；倾斜段表现为搅动流特征，液体存在一定的回落；垂直段表现为环状流特征，液体几乎无回落，系统流入液量约等于流出液量，井筒基本无积液。当气体流量为120 m3/h时，水平段呈现波状层流，管顶部有少量液体水珠沿管壁移动分散，气流中心携带有少量液滴；倾斜段则表现为搅动流-环状流特征，液体几乎无回落；垂直段表现为环状流-雾状流特征，液体无回落，系统流入液量约等于流出液量，井筒无积液。

由图2可知，相同或相近压力、温度条件下，倾斜管段更易滞留液体，最难携液，但不应单纯地看某一段有、无液体回落(只有在极高的气体流速条件下才不会有液体回落，常见的段塞流、搅动流及环状流等流型条件下均可见液体回落)来判断积液起始，应按全井筒液量有、无增加和各段液体回落程度来综合判断积液起始，如果某段液体回流影响到系统压力增加，则应考虑液体回落作为积液起始判断标准，否则，应将全井筒液量有、无增加作为积液起始的判断标准。

2.2 临界携液流速测试结果与分析

根据上述判断积液方法，系统压力p在100、300、500和700 kPa时，测试不同井斜角临界携液流速，结果如表1所示。由表1可知：系统压力增大，临界携液流速降低；最大携液流速发生在井斜角45°～60°时(不能单纯以井斜角判断积液位置，实际井筒不同井斜角深度处流动条件相差较大)，井斜角90°时(即水平)临界携液流速最小，携带方式既不是液滴，也不是液膜，而主要为波状层流的形式(气流中几乎没有液滴，也没有液膜的整体移动，主要体现为管底部液体表面波的移动或不稳定)。

表1 不同井斜角时临界携液流速

3 井筒携液模型评价

根据水平井全井筒携液试验测试结果，按试验条件采用Turner模型[1]、李闽模型[3-4]、Turner角度修正模型[12]及K-H波动理论模型[21-22]预测不同井斜角时临界携液流速(压力为100 kPa，介质为空气和水)，结果如表2所示。

从表2可以看出，Turner模型与李闽模型没有考虑井斜角的影响，其临界携液流速与角度无关，这与测试结果不吻合。将Turner角度修正模型及K-H波动理论模型与测试流速比较，Turner角度修正模型与测试结果趋势基本一致，但其值明显高于测试结果；K-H波动理论模型预测值与测试值范围接近，但趋势不一致。不同井斜角模型误差对比如表3所示。

表2 不同携液模型预测结果对比

由表3可以看出：Turner角度修正模型平均绝对误差高达77.633%；K-H波动理论模型平均绝对误差仅35.975%。

表3 不同井斜角模型误差对比

4 模型修正与验证

从K-H波动理论模型与测试结果相比较来看，数值较为接近，但趋势有较大差异，尤其是在井斜角为0°与90°附近。为此，借鉴Belfroid模型的角度修正项，对K-H波动理论模型进行修正。

K-H不稳定流理论临界速度为[21-25]：

(1)

采用Belfroid模型的角度修正项[12]可将式(1)修正为：

(2)

式(1)和式(2)中θ为井深与水平方向的夹角，角度适用范围为 5°≤θ≤90°；当θ=0°时，按式(3)计算；当0°<θ<5°时，采用式(2)和式(3)进行线性插值计算。

(3)

式中：g为重力加速度，m/s2；σ为表面张力，N/m；ρg、ρl分别为气、液密度，kg/m3。

K-H波动理论模型修正后的计算结果如表4所示。由表4可知，K-H波动理论模型修正后最大误差为19.530%，平均绝对误差为7.734%，较修正前精度显著提高。

表4 不同井斜角修正模型误差分析

利用系统压力300、500及700 kPa时测试的携液流速对修正模型进行验证，结果如图3所示。从图3可以看出，K-H波动理论修正模型预测携液流速与测试结果很接近。系统出口压力分别在300、500及700 kPa时，K-H波动理论修正模型预测时的平均绝对误差分别为7.43%、8.11%及7.23%，满足不同系统压力下的预测精度要求。

图3 不同系统压力下K-H波动理论修正模型预测结果与测试结果比较

5 积液预测模型应用

本文收集了中国海洋石油总公司11口(13井次)有井筒压力温度测试的气井，其中：WELL-1～WELL-4井油管直径为114.3 mm(内径100.5 mm)，WELL-5井油管直径为139.7 mm；WELL-6～WELL-8井均采用ø73.0 mm油管生产，WELL-9井采用组合油管(ø88.9 mm×1 005 m+ø73.0 mm×3 750 m)生产；WELL-10及WELL-11井均采用ø88.9 mm油管生产。根据井筒压力、温度测试得到气井生产状况，按本文建立的K-H波动理论修正模型对11口气井(13井次)进行积液诊断分析，结果如表5所示。

由表5可知，全井筒诊断结果与实际生产状况基本一致，仅WELL-11井诊断为接近积液。从全井筒最大携液流量所在井斜角及井深来看，不能单纯以井斜角范围确定所需最大携液流量所在位置，其主要原因在于不同井斜角深度处流动条件相差较大。按井口流动条件诊断WELL-7井(1)、WELL-7井(2)及WELL-11井未积液，与实际生产状况相反。由此可见，以井口条件来判断气井携液流量/流速存在误判，应按全井筒流动条件来综合判断。

表5 积液预测及诊断结果

6 结论及认识

(1)设计并搭建了水平井全井筒携液模拟试验测试装置，开展了水平井全井筒携液模拟试验。试验结果表明，水平井携液困难主要在倾斜管段，倾斜管段是水平井积液的起始位置，但不应单纯地看某一段有、无液体回落，应按全井筒液量有、无增加与各段液体回落程度来综合判断积液起始。

(2)试验测试研究表明：在相同流动条件下，最大携液流速发生在井斜角45°～60°之间，约为12.4 m/s(系统压力约100 kPa)；井斜角90°时(即水平)最小，其携带方式既不是液滴，也不是液膜，而主要以波状层流的形式，其携液临界流速约为6.3 m/s(系统压力约100 kPa)；系统压力对临界携液流速影响明显。

(3)根据K-H波动理论，建立了K-H波动理论修正携液模型。通过试验测试，修正携液模型预测结果与测试结果很接近，平均绝对误差小于9%；利用所建立的修正模型对海上11口(13井次)气井进行了全井筒携液预测诊断，诊断结论与实际生产情况吻合，以井口条件判断气井携液流速存在误判，应按全井筒流动条件来综合判断。