油水两相流携砂能力全尺寸模拟实验研究*

高 宏 汪志明 曹砚锋 王小秋 王东营 文 敏

（1.中国石油大学（北京）井筒复杂流动与完井工程实验室 北京 102249； 2.海洋石油高效开发国家重点实验室 北京 100028）

油水两相流携砂能力全尺寸模拟实验研究*

高 宏1汪志明1曹砚锋2王小秋1王东营1文 敏2

（1.中国石油大学（北京）井筒复杂流动与完井工程实验室 北京 102249； 2.海洋石油高效开发国家重点实验室 北京 100028）

渤海疏松砂岩油藏适度出砂开采过程中产出砂粒随稠油进入水平井筒后容易沉积形成砂床，造成油层砂埋、油管砂堵等，因此需要分析研究砂粒在井筒中的运移、沉降规律。本文基于全尺寸井筒多相复杂流动室内试验平台，根据渤海疏松砂岩油藏的基本参数，以白油和水作为试验介质，固相采用不同粒度的砂粒，通过改变含水率、主流流量、壁面入流、砂粒直径等参数，得到了不同流动条件下的流型变化及井筒中砂床高度与井筒压降的变化规律。实验结果表明：井筒砂床高度受主流流量影响比较大，壁面入流对其影响比较小；砂床高度随着粒径的增大而增大；在主流流量大于30 m3/h的条件下，粒径小于20目的砂粒会形成悬浮层；随着井筒流速的增大，悬浮层含砂体积浓度变大，而随着含水率的增大，悬浮层含砂体积浓度变小。本文实验结果可为渤海疏松砂岩油藏适度出砂开采工艺设计提供理论依据。

疏松砂岩油藏；适度出砂；砂床高度；井筒压降；携砂能力

渤海浅层油藏油层厚度大、层数多，大多为胶结疏松的稠油油藏，油藏开发面临的突出问题是疏松砂岩储层容易产生微粒运移、油井出砂和单井产能低。目前，这类油藏的开发主要采取防砂方式，虽然能收到一定的防砂效果，但是通常不能从根本上将砂防死，况且采用防砂方式既会影响油井产能，又会因频繁作业而影响生产时间，还会增加防砂工具等投资，因此提出了适度出砂提高单井产能的技术措施。适度出砂是通过优化产量和油井产能，在防砂生产和出砂生产之间确定最优的生产策略。具体来说，适度出砂技术是指有选择地防砂，或者有限度地出砂。对于出砂油藏，在原油开采过程中，不同粒径的油层砂随地下原油运移，根据运移的油层砂粒度大小及分布，有选择地阻止大于或者等于一定粒径的油层砂随原油运移，并通过这些粒径的油层砂的堆积而形成滤砂屏障，阻挡较小粒径的油层砂随原油运移，在形成滤砂屏障以前允许更小粒径的油层砂随原油运移，从而达到改善近井眼地层的油层物性，充分发挥油层产能。

适度出砂生产技术带来的问题就是井筒中砂粒的携带问题，大量的出砂容易堆积在井筒形成砂堵而使油气井生产无法进行，因此必须研究砂粒在井筒中多相存在情况下的携带问题。目前固液两相流动实验研究主要针对3个方面：①固液圆管流动，主要应用于水力输送固体介质［1-3］，如水力输煤、水力输砂等，实验研究过程中多是采用清水作为实验流体介质，排量相对较高［4-5］；②固液环空流动，主要应用于钻井过程中环空携岩［6-10］，实验过程中同样多是采用清水模拟钻井液，排量相对较高；③固液明渠流动，主要应用于河流携砂流动，如黄河水利委员会针对黄河含砂量较大开展的一系列实验研究［11］，但实验过程中同样采用清水作为实验流体介质，排量相对较高。相比而言，目前针对稠油携砂流动实验研究相对较少［12-16］，仅有的实验研究也只是采用清水作为流体介质［17-19］，简单模拟清水-砂粒圆管流动特性，不能真实地反映稠油携砂的特性。笔者着眼于水平井筒生产段的变质量流量流动，通过改变井筒主流流量、壁面支流流量、原油黏度、砂粒粒径、含水率等参数，基于全尺寸模拟实验装置模拟井筒生产的全过程，实验观察砂粒在井筒中运移过程，分析总结主流流量、壁面入流、入口含砂体积浓度、黏度、含水率、砂粒直径等参数对油水两相流体携砂能力的影响规律，可为油水两相携砂理论研究提供物理模拟基础。

1 实验装置

本次实验是在中国石油大学（北京）井筒复杂流动与完井实验室的全尺寸油、气、水、砂多相复杂流动实验装置上进行。该实验装置主要由井筒模拟环路段、实验流体供给与控制系统、压力采集与处理系统和砂液分离系统等4部分组成。

1）井筒模拟环路段。采用全尺寸φ139.7 mm的有机玻璃管，分为前稳定发展段、实验段和观察段，长度分别为3、2和2.5 m，如图1所示。实验段布有螺旋射孔，射孔密度为12孔/m，射孔直径为0.01 m，射孔相位角为45°；实验段前后各布有1个测压点，与压力采集与处理系统连接，能够实时测量实验段的压降；实验段前后分布2个取样点。前稳定发展段和观察段分别与实验段用法兰连接。为了能够直观清晰地观察井筒内流动规律及流型情况，实验管道采用透明有机玻璃管，同时方便实验过程中使用高像素高速相机采集流态照片。

图1 全尺寸多相复杂流动井筒环路段模拟装置Fig.1 Large-scale experiment simulator of multiphase flow in horizontal wellbore loop section

2）实验流体供给与控制系统。主要包括2台螺杆泵以及2个控制箱、1个蓄水罐、1个储油罐。该系统的主要功能是给实验管道提供流体以及控制流体流量、流体速度和提供一定压力，其中蓄水罐和储油罐是为了使流体实现循环利用。

3）压力采集及处理系统。主要包括测压表和1台装有压力采集和处理软件的电脑，如图2所示。实验段两端测压点的压力通过压差传感器以一定的频率连续输出到接收端并在电脑上以直观的曲线图表示出来，并且可以通过处理软件直接读取导出保存。

图2 压力采集及处理系统Fig.2 System of pressure gathering and treating

4）砂液分离系统。主要包括1个沉砂箱、1个大圆柱罐、1个螺杆泵及1个离心泵，起过滤实验砂粒并使油水液相实现循环的作用。

2 实验方法及过程

2.1 实验方案设计

实验方案设计主要是实验参数的设定，包括井筒主流流量以及壁面支流流量、原油黏度、砂粒粒径、含水率等敏感参数。实验过程中井筒主流流量选取范围为5～40 m3/h，壁面支流流量选取范围为0～4 m3/h，含水率分别为10%、30%、50%、70%、90%，含砂体积浓度设计值为0.5‰（本实验中最高浓度为0.5‰，最低浓度为0.1‰），最大排砂量为0.02 m3/h。地层出砂使用石英砂，其砂粒直径分别选取20～50目、50～100目、100～200目。选用37 mPa·s的白油替代稠油进行实验。

2.2 实验步骤

1）取37 mPa·s的白油0.5 m3，加入0.056 m3的自来水，配成含水率为10%的液相混合液；调节主流流量范围1～40 m3/h；

2）选取20～50目的石英砂，同步调节加砂量，配置含砂体积浓度为0.1‰～10‰的混合液，观察调节过程中流型变化及砂粒运动变化。

3）调节壁面入流流量，使主流流量与壁面入流流量成一定的比例，并观察随着壁面入流流量的变化，井筒流型及砂粒沉积运移变化规律。待井筒流动发展稳定后，测取实验段的压差。若出现砂床，则记录砂床高度。

4）分别取50～100目、100～150目的石英砂，重复第2～4步。

5）配置含水率分别为30%、50%、70%、90%的油水混合物，重复第2～4步。

3 实验结果分析

3.1 流型变化规律

不同壁面入流条件下，随着含水率与主流流量的变化，实验观察段中流体流型的变化如图3～5所示，可以看出：当含水率较低时，随着井筒主流流量的增加，流型会由油水纯分层流动先过渡到上层分散的拟分层流动，最后演变成油包水流动；当含水率较高时，随着井筒主流流量的增加，流型会由纯分层流动过渡到下层分散、上层为纯油的拟分层流动，进而发展成水包油流动；当含水率比较适中时，随着井筒主流流量的增加，纯分层流动中的水层与油层都会过渡到分散流动，从而形成上层油包水、下层水包油的拟分层流动。

图3 油水两相携砂流动流型图（壁面入流0.4 m3/h）Fig.3 Experimental flow pattern maps of oil/water flow（inflow rate 0.4 m2/h）

图4 油水两相携砂流动流型图（壁面入流2 m3/h）Fig.4 Experimental flow pattern maps of oil/water flow（inflow rate 2 m2/h）

图5 油水两相携砂流动流型图（壁面入流4 m3/h）Fig.5 Experimental flow pattern maps of oil/water flow（inflow rate 4 m2/h）

3.2 砂床运移规律

实验过程中添加示踪砂粒后，砂粒在整个井筒中的运动状态如图6所示，可以看出，砂粒在井筒中向前推进的状态为：小流量下，砂粒在砂床表面呈现翻滚前进；大流量下，砂粒的跃起高度增加，大部分砂粒以“跃移质”前进。加砂过程中，入口含砂体积浓度控制为0.5‰，井筒主流流量调至5 m3/h，随着加砂过程的继续，首先有小砂堆出现在水平井筒底部，实验发现后面的砂床是在此小砂堆的基础上发展而成，故定义其为“砂核”。随着实验的继续进行，沉积在“砂核”上的砂粒越来越多，慢慢形成“砂堆”，并且相邻砂堆之间渐渐相互连接，即形成连续固定的砂床。实验再继续一段时间，砂床高度慢慢继续升高，但固定砂床表面砂粒没有发生滚动，这是由于入口含砂体积浓度较低，实验周期较短，砂床高度没有超过此流速和入口含砂体积浓度下的临界高度。

图6 砂粒移动示意图Fig.6 Schematic diagram of the sand sedimentation and sand bed moving

图7为大流量条件下砂粒的运动状态放大图，可以看出，较大流量时砂床中后面的砂粒在流体的携带作用下跃起或者翻滚前进，砂床前方出现流体漩涡，砂粒减速沉积在其中，这样的往复不断推动砂床整体向前移动。

图7 砂床中砂粒的移动Fig.7 Moving schematic diagram of bedload

3.3 砂床高度及压降的变化规律

3.3.1 主流流量的影响

当含水率及砂粒直径一定时，不同壁面入流条件下井筒中砂床高度与井筒压降随主流流量的变化规律分别如图8、9所示，可以看出，随着主流流量增大，砂床高度逐渐降低，井筒压降不断增大，且当主流流量大于30 m3/h后，砂床高度基本消失，进入井筒的砂粒都被携带出井筒。由此可见，主流流量对井筒压降与砂床高度的影响非常明显，因此设计合理的生产制度需要计算合理的生产压差，以达到单井经济效益最大化。

图8 不同壁面入流条件下砂床高度随主流流量的变化规律（含水率30%，砂粒直径20～50目）Fig.8 Change of sand-bed height with main flow rate under different inflow rate（water rate 30%，sand size 20～50 mesh）

图9 不同壁面入流条件下井筒压降随主流流量的变化规律（含水率30%，砂粒直径20～50目）Fig.9 Change of measured pressure drop with main flow rate under different inflow rate（water rate 30%，sand size 20～50 mesh）

3.3.2 砂粒直径的影响

当含水率及主流流量一定时，不同砂粒直径条件下井筒中砂床高度和井筒压降随壁面入流的变化规律分别如图10、11所示，可以看出，砂粒直径对砂床高度的影响比较大，在相同流速条件下，随着砂粒直径的减小，砂床高度迅速降低；砂粒直径对井筒压降的影响较小，不同目数的砂粒对应的井筒压降差别不大。因此，在同样的产液量和生产压差下，为使井筒安全生产，必须设置合适的防砂筛管挡砂精度，以确保较大颗粒直径的砂粒不能进入井筒，而进入井筒中的砂粒可以被携带出井筒。反之，要想将大颗粒直径砂粒携带出井筒，必须选择较大的产液量和生产压差。

图10 不同粒径下砂床高度随壁面入流的变化规律（含水率30%，主流流量25 m3/h）Fig.10 Sand-bed height vs.inflow rate with different particle sizes（water rate 30%，main flow rate 25 m3/h）

图11 不同粒径下井筒压降随壁面入流的变化规律（含水率70%，主流流量20 m3/h）Fig.11 Change of measured pressure drop with inflow rate under different particle sizes（water rate 70%，main flow rate 20 m3/h）

3.3.3 壁面入流的影响

当含水率及砂粒直径一定时，不同主流流量条件下井筒中砂床高度和井筒压降随壁面入流流量的变化规律分别如图12、13所示，可以看出，壁面入流对砂床高度和井筒压降的影响都不明显，因此在砂床高度和井筒压降计算中可以忽略壁面入流的影响。

图12 不同主流流量下砂床高度随壁面入流的变化规律（含水率50%，砂粒直径20～50目）Fig.12 Change of sand-bed height with inflow rate under different main flow rate（water rate 50%，sand size 20～50 mesh）

图13 不同主流流量下井筒压降随壁面入流的变化规律（含水率10%，砂粒直径20～50目）Fig.13 Change of measured pressure drop with inflow rate under different main flow rate（water rate 10%，sand size 20～50 mesh）

3.3.4 含水率的影响

当壁面入流及砂粒直径一定时，不同主流流量条件下井筒中砂床高度与井筒压降随含水率的变化规律分别如图14、15所示，可以看出，随着含水率的增大，井筒压降呈现先增大后降低的趋势，而砂床高度呈现先降低后增大的趋势。分析原因在于，油水混合后混合相黏度先增大后减小，存在一个混合相黏度峰值点（即反相点），反相点以前为油包水，反相点以后为水包油。因此，反相点的计算对于准确计算混合物黏度具有非常重要的意义，本次实验条件下反相点在含水率30%左右。

图14 不同主流流量下压降随含水率的变化规律（壁面入流0.8 m3/h，砂粒直径20～50目）Fig.14 Change of measured pressure drop with water rate under different main flow rate（inflow rate 0.8 m3/h，sand size 20～50 mesh）

图15 不同主流流量下砂床高度随含水率的变化规律（壁面入流0.8 m3/h，砂粒直径20～50目）Fig.15 Change of sand-bed height with water rate under different main flow rate（inflow rate 0.8 m3/h，sand size 20～50 mesh）

3.4 井筒砂埋规律分析

从上述实验结果来看，水平井筒中最容易发生堵塞的是井筒趾端。在水平井筒中，流量从趾端到根端逐渐增大，流体携砂能力逐步增强，进入井筒中的砂粒更容易被携带前进。在同样尺寸的井筒中，趾端的流速最低，流体携砂能力最弱，砂粒更容易沉积形成砂床，因此理论上水平井筒最容易发生堵塞的地方是趾端。另外，从单井生产周期来说，生产初期由于含水率低，流体黏度大，流体携砂能力强，此时不容易发生堵塞，而到生产后期，含水率增大，流体携砂能力弱，易发生堵塞。因此，对于单井生产来说，随着生产周期的延长，洗井周期会越来越短，单井经济效益会越来越低，所以为了延长单井洗井周期，必须采取措施延长无水生产期，例如采用ICD等提高单井经济效益。

4 结论

基于全尺寸油、气、水、砂多相井筒复杂流动模拟实验装置，根据渤海疏松砂岩油藏的基本参数，采用白油代替稠油，选用不同目数的石英砂作为出砂，模拟了油水砂三相在全尺寸井筒中的流动，得到了流型变化规律与砂床运移规律；同时通过改变不同的流动参数，得到了主流流量、壁面入流流量、出砂粒径、含水率等参数对砂床高度与井筒压降的影响规律。本文实验结果可为渤海疏松砂岩油藏适度出砂开采工艺设计提供理论依据。

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Research on the sand carrying capacity of heavy oil-water based on full-size simulation equipment

GAO Hong1WANG Zhiming1CAO Yanfeng2WANG Xiaoqiu1WANG Dongying1WEN Min2
（1.Wellbore Complex Flow and Well Completion Lab of China University of Petroleum，Beijing102249，China；2.State Key Laboratory of Offshore Oil Exploitation，Beijing100028，China）

The sand is likely to deposit and form sand bed in the horizontal wellbore during the moderate sanding production of the unconsolidated sand reservoirs in Bohai sea，which causes sand burst of the oil zones and plugging of the tubing.Therefore，it is necessary to analyze the pattern of sand migration and settlement in the wellbore.Based on the full-size equipment which simulates multiphase complex flow，various correlations between the height of sand-bed and the pressure drop in different conditions in the wellbore are acquired.The experiment was conducted with the mixture of high viscosity white oil and water as the fluid media and different sizes of sand as the solid phase，and by changing parameters such as the water-cut，wall inflow，main flow rate，and sand size.The experimental results show that the main flow rate has a significant impact on the height of sand-bed while wall inflow is not significant，the height of sand-bed gets higher with increasing sand size；when the sand sizes are finer than 20 meshes，there will be a suspension layer in the condition of main flow rate being higher than 30 m3/h；a faster velocity of flow causes a greater sand concentration in suspension layer while a higher water-cut causes a lower sand concentration.Based on this conclusion，a theoretical support is provided to the design of reasonable sanding production in unconsolidated sand heavy oil reservoirs in Bohai sea.

unconsolidated sand reservoir；reasonable sanding production；height of sand-bed；wellbore pressure drop；sand-carrying capacity

高宏，汪志明，曹砚锋，等.油水两相流携砂能力全尺寸模拟实验研究［J］.中国海上油气，2017，29（6）：122-128.

GAO Hong，WANG Zhiming，CAO Yanfeng，et al.Research on the sand carrying capacity of heavy oil-water based on full-size simulation equipment［J］.China Offshore Oil and Gas，2017，29（6）：122-128.

TE243

A

1673-1506（2017）06-0122-07

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.06.016

*国家自然基金项目“水平井油气水砂多相复杂流动规律研究（编号：51474225）”、海洋石油高效开发国家重点实验室项目“大斜度井井筒携砂能力预测方法研究（编号：CCL2013RCPS0239GNN）”部分研究成果。

高宏，男，中国石油大学（北京）在读博士研究生，主要研究方向为井筒复杂流动。地址：北京市昌平区府学路18号中国石油大学（北京）石油工程学院（邮编：102249）。E-mail：563848102＠qq.com。

2016-12-23改回日期：2017-03-15

（编辑：孙丰成）