范偉東 王翔 郭繼香 劉磊 程仲富 曹暢 邢鈺

1.中國(guó)石油化工股份有限公司西北油田分公司工程技術(shù)研究院 2.中國(guó)石油大學(xué)(北京)非常規(guī)油氣科學(xué)技術(shù)研究院

塔河稠油井筒舉升的主要困難在于其高黏度流體[1-4]，以及氣液兩相間復(fù)雜多變的流變特性，需要更高效和更經(jīng)濟(jì)的手段來舉升原油。對(duì)于工程技術(shù)人員來說，如何優(yōu)化舉升工藝設(shè)計(jì)、合理設(shè)置工藝參數(shù)、精確預(yù)測(cè)采油指數(shù)，在很大程度上依賴于對(duì)井筒舉升壓降的準(zhǔn)確了解。

現(xiàn)有的氣液兩相流動(dòng)規(guī)律的研究主要從氣液兩相流動(dòng)理論出發(fā)[5-6]，通過建立各種數(shù)學(xué)模型[7-8]，來計(jì)算垂直井筒的壓降以及摩阻，缺乏實(shí)質(zhì)性的物理模型實(shí)驗(yàn)裝置來驗(yàn)證理論，如果計(jì)算長(zhǎng)水平井筒的流動(dòng)壓降，誤差將不可避免地出現(xiàn)，且會(huì)對(duì)實(shí)際工業(yè)發(fā)展造成阻礙。因此，對(duì)垂直井筒中的油氣水三相混合物流動(dòng)壓降規(guī)律進(jìn)行研究，已成為目前迫切需要解決的難題。目前應(yīng)用較為廣泛的多相流壓降計(jì)算公式為Hagedorn-Brown公式[9]，該公式是根據(jù)黏度較低的輕質(zhì)原油物性參數(shù)推導(dǎo)得到，并未考慮稠油在高流速下的剪切變稀作用以及氣體在不同黏度原油中的相分布狀態(tài)，對(duì)于實(shí)際稠油開采并不具有普遍適用性。因此，建立適用于稠油開采的油氣水多相流壓降計(jì)算模型是本領(lǐng)域亟待解決的問題。

針對(duì)上述缺陷，采用高溫高壓井筒模擬裝置和高黏度的塔河稠油，對(duì)垂直井筒中稠油-氣-水混合物的流動(dòng)壓降規(guī)律進(jìn)行研究，建立了綜合考慮稠油剪切變稀特性和不同氣相分布系數(shù)降低流體密度的壓降計(jì)算模型，克服現(xiàn)有模型的不足，進(jìn)一步探究出稠油氣舉過程中的合理流態(tài)，為稠油氣舉壓降規(guī)律預(yù)測(cè)及工藝優(yōu)化提供了新的思路。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 試劑與儀器

塔河原油(30 ℃時(shí)黏度為11 352 mPa·s)，塔河油田；高溫高壓井筒模擬裝置(實(shí)驗(yàn)室自主研發(fā))[10]。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

采用高溫高壓井筒模擬裝置(如圖1所示)，將一定量的原油和水加入高溫高壓容器A中，再將一定量的天然氣通過氣瓶輸送到高溫高壓容器B中。通過循環(huán)往復(fù)泵將高溫高壓容器A中的原油輸送至內(nèi)部管線，并通過循環(huán)泵往復(fù)給系統(tǒng)循環(huán)加壓，使系統(tǒng)壓力達(dá)到所需壓力。設(shè)置循環(huán)油浴溫度為所需溫度，恒定3 h，使整個(gè)系統(tǒng)溫度充分達(dá)到所需溫度。待系統(tǒng)循環(huán)穩(wěn)定后，將高溫高壓容器B中的天然氣輸送至整個(gè)管道中，隨后不斷加大注氣量，通過可視釜觀察流體流態(tài)，使流體流態(tài)從泡狀流、彈狀流到蠕狀流、段塞流轉(zhuǎn)變。在相應(yīng)溫度和壓力下，通過換向閥，使流體始終沿管路順時(shí)針方向循環(huán)流動(dòng)，采用壓差傳感器測(cè)量不同條件下的舉升壓差，計(jì)算機(jī)實(shí)時(shí)記錄數(shù)據(jù)。

2 結(jié)果與討論

2.1 氣液多相流壓降理論模型

油氣水三相壓降規(guī)律的計(jì)算：在明水和游離氣共存的情況下，首先判斷油水兩相流動(dòng)型態(tài)，再判斷氣液流動(dòng)型態(tài)，最后分別將兩種流動(dòng)型態(tài)對(duì)應(yīng)的壓降模型合并運(yùn)算得到總壓降，不同油氣水三相流動(dòng)型態(tài)示意圖如圖2所示。

在Hagedorn-Brown氣液多相流壓降計(jì)算模型的基礎(chǔ)上，考慮到原油及其乳狀液都是冪律流體，具有剪切變稀特性。因此，添加流速和壓力對(duì)混合黏度的影響修正系數(shù)。此外，考慮到氣體主要通過降低重力壓降而達(dá)到降低舉升壓力損失的效果，但氣體的降低重力壓降效果與氣相在液相中的分布狀態(tài)密切相關(guān)，氣相分散度越大，氣相與液相充分接觸，氣舉效果越顯著，反之亦然。相分布因數(shù)是描述分散相在連續(xù)相中分布的無量綱參數(shù)，其值越接近1，分散相在連續(xù)相中的分散度越大；越偏離1，分散度越小?？紤]到相同氣液比下，當(dāng)相分布因數(shù)的值為1時(shí)，氣液完全混合均勻，氣液有效混合密度為各相密度與其體積分?jǐn)?shù)的加權(quán)平均值，達(dá)到最小密度值；而相分布因數(shù)越偏離1，氣液有效混合密度越大。由此推出氣相分布因數(shù)對(duì)油氣水三相混合密度的影響應(yīng)符合指數(shù)規(guī)律，在重力壓降中添加氣相分布因數(shù)，因此建立氣液泡狀流、彈狀流、蠕狀流、段塞流等分散流動(dòng)總壓降計(jì)算模型：

(1)

式中：ρm為氣液混合密度，kg/m3；Cog為氣相分布因數(shù)，無量綱；D為管徑，m；vsl為液相表觀流速，m/s；P為壓力，MPa；d為修正系數(shù)。根據(jù)范寧方程，液相摩阻系數(shù)fL為：

(2)

式中：μm為氣液混合流體有效黏度，mPa·s；ρl為液相混合密度，kg/m3。

氣體存在的條件下，由于氣體的攪拌，油水兩相更易形成泡狀流或分散流流動(dòng)型態(tài)，考慮到氣液泡狀流、彈狀流、蠕狀流、段塞流均為氣相在液相中的分散流動(dòng)。因此，氣液混合黏度可用Enstein稀釋懸浮液表觀黏度方程描述[11]；同時(shí)考慮到原油及其乳狀液為非牛頓剪切變稀流體，可通過Metzner-Reed模型描述非牛頓流體表觀黏度與流速的關(guān)系[12]，結(jié)合Enstein懸浮液表觀黏度方程和Metzner-Reed模型，得到氣液混合流體的有效黏度為：

e0.0353(P-P0)·(1-εd)-n2

(3)

式中：Kl為液相特性黏度指數(shù)，無量綱；nl為液相流變指數(shù)，無量綱；vsl為液相流速，m/s；指數(shù)n2隨不同氣體懸浮液體系而取不同數(shù)值，無量綱；P0為標(biāo)準(zhǔn)大氣壓，kPa；εd為介電常數(shù)，無量綱。

2.2 氣液多相流壓降模型驗(yàn)證

在氣液體積流量比(下稱“氣液比”)為(10∶1)～(90∶1)條件下，使流動(dòng)型態(tài)分別為氣液泡狀流、彈狀流、段塞流，含水率在10%～50%之間變化，測(cè)量不同油氣水比下三相混合流體在垂直管道中的總流動(dòng)壓降，并與所建立的模型進(jìn)行擬合分析，如圖3所示。

從圖3可以看出，在氣液泡狀流條件下，隨著液相流速的增加，氣液兩相不同流動(dòng)型態(tài)下的總壓降增加趨勢(shì)漸緩，呈指數(shù)型規(guī)律，說明流速越高，由于流速引起摩阻增大的效果越小。這是由于原油為非牛頓剪切變稀流體，流速越大，管壁對(duì)流體剪切作用越強(qiáng)，原油的表觀黏度越低，使液相摩阻隨流速增加而增大的趨勢(shì)漸緩，而氣體對(duì)摩阻影響較小，主要通過改變流體密度改變流動(dòng)壓降。由于建立的分散模型綜合考慮了原油隨流速增大剪切變稀的特性，以及氣體對(duì)混合流體降低密度的效果，模型與實(shí)驗(yàn)結(jié)果擬合度較高，而前人根據(jù)實(shí)驗(yàn)和大量數(shù)據(jù)分析得出相分布因數(shù)Cog=1.2[13]，并不適用于本實(shí)驗(yàn)結(jié)果，擬合度較差。通過將所建立模型與實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合后，得到新的相分布因數(shù)值以及相關(guān)系數(shù)R2，結(jié)果見表1。

表1 不同氣液和油水比下氣相分布因數(shù)以及相關(guān)系數(shù)對(duì)比Table 1 Comparison of gas-phase distribution factors and correlation coefficients under different gas-liquid and oil-water ratios氣液比(v/v)含水率/%修正模型前人模型CogR2CogR210∶1101.880.999 31.20.123 1301.780.997 81.20.113 2501.930.994 21.20.115 330∶1101.210.992 31.20.128 2301.180.996 41.20.121 5501.790.998 11.20.152 460∶1102.230.991 41.20.102 8302.150.982 41.20.193 2502.460.998 71.20.172 390∶1102.340.994 81.20.184 3302.670.986 31.20.123 1502.580.992 41.20.172 1

從表1可以看出，采用前人所取得的經(jīng)驗(yàn)參數(shù)Cog為1.2時(shí)，相關(guān)系數(shù)R2為0.102 8～0.193 2，說明前人所取得的Cog不適用于描述氣體在稠油中的分散，而采用通過實(shí)驗(yàn)擬合獲得的Cog值時(shí)，相對(duì)誤差率均在0.98以上，擬合度高，由此可得出在氣液泡狀流時(shí)，各個(gè)流動(dòng)型態(tài)下的Cog值。說明建立的分散流模型能更好地預(yù)測(cè)非牛頓多相流體在垂直管流中的流動(dòng)摩阻，可將模型應(yīng)用于實(shí)際開采過程中油氣水多相井筒舉升壓降計(jì)算，從而指導(dǎo)生產(chǎn)。由于在同一氣液比條件下，擬合得到的Cog值變化較小，為方便現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際應(yīng)用，可將同一氣液比條件下的Cog平均值作為定值，得到氣液比為10∶1、30∶1、60∶1和90∶1條件下的Cog值分別為1.86、1.39、2.28和2.53。

2.3 氣相分布因數(shù)對(duì)氣液總壓降的影響規(guī)律

在液相含水率為10%～50%條件下，氣液比(0～180)∶1時(shí)油氣水多相流體的舉升總壓力梯度及不同氣液比下氣相分布系數(shù)如圖4和圖5所示。

從圖4和圖5可以看出，在含水率為10%、30%和50%條件下，總壓降梯度隨氣液比增加，均呈先降低后增加的趨勢(shì)，轉(zhuǎn)折點(diǎn)均在氣液比(30∶1)～(50∶1)之間，該趨勢(shì)與表1中擬合得到的氣相分布因數(shù)Cog變化趨勢(shì)相似(如圖5所示)，說明氣液多相流時(shí)，氣相分布狀態(tài)對(duì)總壓降梯度影響較大，這主要體現(xiàn)在能否有效降低流體密度。低氣液比下，氣相不足以均勻分散在管道截面，Cog值較高；隨氣液比逐漸增加，氣泡數(shù)量變多并能夠較均勻地分散在液相中，Cog值降低；當(dāng)氣液比繼續(xù)增加，小氣泡發(fā)生聚并形成大氣泡或段塞甚至環(huán)狀氣芯，氣相傾向于分布在管道中心，從而Cog值急劇增大。Cog值越小，氣相分散度越高(如泡狀流)，氣液混合物分布越均勻，對(duì)密度的降低作用越明顯；Cog值越大，氣相分散不均勻，氣體極易發(fā)生竄逸，難以有效降低液相密度，在大氣泡或段塞情況下，其上升速度大于小氣泡，尤其是發(fā)生竄逸時(shí)，氣相表觀速度較高，由于氣液界面相互作用，使液相局部表觀速度增加，增大液相與管壁間的摩阻損失。因此，在氣舉采油過程中，應(yīng)合理控制注氣參數(shù)，使氣液流態(tài)保持在泡狀流區(qū)間，并優(yōu)化工藝設(shè)計(jì)，如添加井下靜態(tài)混配器，增大氣液攪拌強(qiáng)度，從而增加氣體分散度，使氣泡均勻地分散在原油中，提升氣舉采油效率。

2.4 實(shí)例計(jì)算

2.4.1計(jì)算流程

本程序采用節(jié)點(diǎn)分析方法對(duì)井筒壓力隨井深分布進(jìn)行計(jì)算[13]，并通過井筒壓力差分析舉升摩阻。其計(jì)算流程圖如圖6所示。

2.4.2油井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

根據(jù)以上程序，采用塔河油田油井的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，分析不同氣油比，不同含水時(shí)期原油在井筒舉升過程中所受摩阻的影響，采用本實(shí)驗(yàn)建立的模型，計(jì)算這幾口油井井筒壓力分布。油井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)見表2。

2.4.3計(jì)算結(jié)果

根據(jù)建立的不同氣液流動(dòng)型態(tài)井筒壓降計(jì)算模型，對(duì)表2中油井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)進(jìn)行計(jì)算后，得到這5口油井井筒壓力分布曲線，如圖7所示。

為進(jìn)一步明晰計(jì)算井口壓力與實(shí)際井口壓力的相對(duì)誤差，將圖7計(jì)算所得井口壓力(即井深為0時(shí)的壓力)與實(shí)際井口壓力數(shù)據(jù)進(jìn)行對(duì)比總結(jié)至表3，得到計(jì)算井口壓力與實(shí)際井口壓力的相對(duì)誤差。從表3可看出，計(jì)算的相對(duì)誤差均在10%以內(nèi)，說明計(jì)算精度較高。存在誤差主要原因與井筒內(nèi)各個(gè)管閥件對(duì)流體的剪切、小量氣體以及其他一些不可控因素相關(guān)。

表2 塔河油田5口井的基礎(chǔ)生產(chǎn)數(shù)據(jù)Table 2 Production data of 5 wells in Tahe oilfield井名TH1#TH2#TH3#TH4#TH5#產(chǎn)油量/(m3·d-1)15.423.722.58.228.2氣油比(m3/m-3)4652318718原油含水/%34.9021.000油壓/MPa4.075.922.894.270.44原油黏度(50 ℃)/(mPa·s)14801460196022001200原油密度/(g·cm-3)0.988 40.939 20.988 70.962 10.961 9井底壓力/MPa59.9163.0260.1362.365.4

3 結(jié)論

(1)以Hagedorn-Brown氣液多相流壓降計(jì)算模型為基礎(chǔ)，通過考慮稠油剪切變稀以及氣體在液相中的分布狀態(tài)等因素，建立氣液分散流動(dòng)模型；在實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，用線性回歸法將修正模型與實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合，得到不同氣液比下氣相分布系數(shù)Cog。

表3 井口壓力計(jì)算相對(duì)誤差分析Table 3 Analysis of relative error of wellhead pressure calculation井號(hào)實(shí)際井口壓力/MPa計(jì)算井口壓力/MPa相對(duì)誤差/%TH1#4.074.479.8TH2#5.925.526.7TH3#2.892.983.1TH4#4.274.016.1TH5#0.440.409.1

(2)采用前人的經(jīng)驗(yàn)參數(shù)Cog=1.2時(shí)，相關(guān)性較差，擬合度均低于0.2；采用所建模型與實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)擬合獲得的Cog值，擬合度均在0.98以上，更適用于描述氣體在稠油中的分散狀態(tài)；為方便現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際應(yīng)用，將同一氣液比下Cog平均值作為定值，得到氣液比為10∶1、30∶1、60∶1和90∶1下的Cog值分別為1.86、1.39、2.28和2.53。將建立的模型與5口井現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行對(duì)比后，相對(duì)誤差率均在10%以內(nèi)。

(3)氣相分布因數(shù)Cog對(duì)氣液總壓降的影響：氣液多相流動(dòng)時(shí)，氣相分布狀態(tài)對(duì)總壓降梯度影響較大，Cog值越小，氣相分散程度高，氣液混合物分布均勻且降低密度作用明顯；Cog值越大，氣相分散不均勻，氣體極易發(fā)生竄逸，難以有效降低液相密度且液相與管壁間的摩阻損失增大。