CN108035700A - 海洋天然气水合物生产井井筒携砂规律仿真系统及方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开一种海洋天然气水合物生产井井筒携砂规律仿真系统及方法，仿真系统包括试验井子系统、水气注入子系统、分离子系统及井筒监测子系统；试验井子系统包括模拟井筒以及安装在模拟井筒内的模拟套管、模拟油管、气液混合器、防塌孔板、导流器、气体注入管路和水注入管路，模拟井筒的井口设置有井口防喷器；水气注入子系统包括高压气瓶组和水箱，水气注入子系统分别与分离子系统和井口防喷器连接，井筒内安装有电阻成像仪和电容成像仪，配合温压测试数据和测试电磁阀的开闭，实现天然气水合物开采井携砂规律与流型之间的定量仿真测量，能够全尺寸进行天然气水合物开采井不同气水比条件下井筒携砂规律间接可视化研究，可为海域天然气水合物开采井井筒流动保障注水方案的设计提供依据，满足粉砂质天然气水合物开采过程中出砂管理措施对井筒携砂能力分析的需求。

Description

海洋天然气水合物生产井井筒携砂规律仿真系统及方法

技术领域

本发明属于海洋天然气水合物资源开发工程技术领域，具体涉及一种能够可视化仿真实际海洋天然气水合物开采井筒流体携砂流动规律的仿真系统及方法。

背景技术

天然气水合物资源是一种能量密度极高的清洁能源，全球深海海域面积中约有90％以上满足天然气水合物的生成和赋存温压条件。为占领能源制高点，海洋天然气水合物的勘探开发已成为目前国际能源竞争的热点。海域天然气水合物有90％以上赋存于海底低渗透粘土或粉砂质粘土储层中，2017年5月10日-7月9日我国在南海北部成功实现全球首次粉砂质粘土储层中天然气水合物的安全可控开采，奠定了我国在该领域的领先地位。

然而，无论是我国首次海域天然气水合物试采工程还是日本海域天然气水合物试采，都面临出砂问题。我国在首次海域天然气水合物试采过程中摒弃常规油气行业“防砂”思路，以储层稳定为核心，提出了粉砂质天然气水合物开采过程中的“出砂管理”概念及基本应对措施，为我国首次海域天然气水合物试采成功提供了一定的支撑。海洋天然气水合物开采井出砂管理的基本思路是：适度控砂，防排结合，以排为主。这样做的主要目的是维持地层的稳定和生产的持续。也就是说，如果地层泥砂随流体运移至井底，则采取“防粗疏细”的控砂设计方案，使大粒径地层砂被防砂筛管或砾石层阻挡，但是占地层绝大多数的泥质含量及小颗粒砂质组分均被主动疏导至井底，通过井筒携砂方案设计，使地层泥砂产出到井口平台。

因此，海域天然气水合物试采过程中，井筒的携砂动态分析对于防止井筒砂埋、维持举升系统的正常运转至关重要。水合物生产井气液比条件下地层砂从井底到平台井口的流动规律成为天然气水合物试采过程面临的关键课题之一。如何通过定量可视化手段实施观测天然气水合物生产井筒内的泥砂运移、聚集规律，是进行天然气水合物开采井筒携砂规律研究的难点。

在常规油气井井筒携砂生产条件模拟方面，目前已有部分学者提出了大量的采用有机玻璃管甚至蓝宝石可视窗的井筒携砂规律观测装置，这些实验装置大同小异，基本上都是由供液(气)子系统、供砂子系统、模拟井筒、回收与处理子系统等构成，其核心是模拟井筒。如申请公开号CN105464606A公开了一种用两层透明同心玻璃管构成的模拟携砂井筒，能够满足小尺度低压条件下钻采双工况井筒携砂规律模拟，虽然这种肉眼可视化实验手段为直观观测井筒携砂效果的好坏提供了便利，但是肉眼观察很难达到定量评价携砂条件的精度，可视化的同时也带来了不能承受实际井筒高压条件和定量识别携砂规律的缺陷；另外也有部分专门针对特定流体(如泡沫，专利公开号CN104280315A)及特殊井型(如大斜度井，专利公开号CN202900235U)的井筒携砂效果实验装置，其共同点是：只能进行小尺度范围的模拟实验，却极少考虑实际井筒尺寸效应和高压环境效应的影响，而且，也不涉及天然气水合物生产井多组分多相流动条件下的携砂动态定量分析。

与常规纯水相携砂流动或纯气相携砂流动模拟不同，天然气水合物开采井始终处于多相多组分高压流动状态，井筒气液比及温压条件对流型的影响至关重要，因此研究天然气水合物开采井的井筒携砂过程首先必须对井筒流型有清晰的认识。在天然气水合物开采井井筒多组分多相流动条件下，井筒携砂临界流速条件、携砂量等参数与流型密切相关，因此如果能够发明一种实验装置，既能模拟天然气水合物开采井不同气水比条件下的高压流动过程，又能可视化评价实际井筒尺度条件下砂粒在井筒中的运移、沉降规律，则可以为天然气水合物开采井举升方案及井筒流动保障方案的设计提供非常有利的数据支撑。

发明内容

本发明所要解决的技术问题在于针对目前我国海洋粉砂质天然气水合物开采对井筒出砂精细管理的迫切需求，提出一种能够全尺寸进行天然气水合物开采井不同气水比条件下井筒携砂规律间接可视化研究的仿真系统及仿真方法，以满足粉砂质天然气水合物开采过程中出砂管理措施对井筒携砂能力分析的需求。

本发明是采用以下的技术方案实现的：

海洋天然气水合物生产井井筒携砂规律仿真系统，包括试验井子系统、水气注入子系统、分离子系统以及井筒监测子系统：

所述试验井子系统包括模拟井筒以及安装在模拟井筒内的模拟套管、模拟油管、气液混合器、防塌孔板、导流器、气体注入管路和水注入管路；所述模拟井筒为全尺寸天然气水合物开采模拟井，模拟井筒的井口设置有井口防喷器，井口防喷器为连接试验井子系统与水气注入子系统和分离子系统的桥梁；模拟油管设置在模拟套管内，为实际现场尺寸规格的普通油管，模拟油管管鞋处安装有油套环空封隔器，座封实现模拟套管与模拟油管环空的封隔；气液混合器为环形结构，设置在模拟井筒井底，其上端安装有测试电磁阀，下端与导流器连通；模拟套管与气液混合器连接，且其外径与气液混合器的环形内径相等；防塌孔板为圆形金属多孔板，其外径与模拟套管内径相同，安装在模拟套管内壁管鞋处，防止实验过程中下方模拟地层砂被流体冲破，后续实验无法进行；防塌孔板、导流器及气液混合器环空所形成的空间为模拟地层砂的填装空间，该空间内填满实际水合物地层砂，实际操作过程中该区域的模拟地层砂在气液混合流体的携带作用下穿透防塌孔板，进入模拟油管；模拟套管的管鞋处还安装有油管穿越封隔器，以密封模拟套管与模拟井筒井壁之间的环空，且沿模拟套管的圆周方向均匀设置有多个通孔，所述通孔设置在靠近管鞋处，位于防塌孔板上方且位于油管穿越封隔器的下方；气体注入管路和水注入管路穿过所述油管穿越封隔器与气液混合器连接，且在气体注入管路和水注入管路与气液混合器连接处分别安装有单向阀，保证气体和水注入过程中不会因为双方的压力差导致气水倒流；

所述水气注入子系统分别与分离子系统和井口防喷器连接，水气注入子系统包括设置在地面上的高压气瓶组和水箱，分离子系统包括设置在地面上的气液固分离器，水箱通过一注入泵与水注入管路相连，且水箱与气液固分离器的液路出口相连接，用于向模拟井筒内注水并回收返出的循环水；高压气瓶组与气体注入管路及气液固分离器的气路出口相连接，用于向模拟井筒内注气并回收返出的气体，实现气、液循环，在高压气瓶组与气体注入管路之间安装有阀门F1，注入泵与水注入管路之间安装有阀门F2，气液固分离器与模拟油管、高压气瓶组和水箱之间分别安装有阀门F3、阀门F4和阀门F5；

所述井筒监测子系统包括电阻成像仪、电容成像仪以及相对设置在模拟油管内壁上的温度传感器和压力传感器；电阻成像仪为内径与模拟油管内径一致的环状结构，电阻成像仪两端分别为与模拟油管配合的公扣和母扣，作为模拟油管的连接件连接在模拟油管上；电容成像仪为内径与油管内径一致的环状结构，电容成像仪两端分别为能够与模拟油管配合的公扣和母扣，作为模拟油管的连接件连接在模拟油管上；电阻成像仪和电容成像仪通过连接接箍串接在模拟油管上，且温度传感器和压力传感器分别安装在连接接箍内壁等高部位处。

进一步的，所述电阻成像仪由16个电极环形排列构成，四点法层析成像测量，即任意两个电极作为电流激励极，测量另外任意两个电极之间的电压值，经过反复测量得到整个平面内的电阻率场分布规律,电阻成像仪要求被测介质的连续相为导电介质，因此适合于地层水为连续相的低气液比井筒流动条件测量。

进一步的，所述电容成像仪由16个电极环形排列构成，电极外壳一点接地，从任意一点注入电流，测量该电极点与其他电极点之间的电容，经过反复测量得到整个平面内的电容场分布；电容成像仪要求被测介质的连续相为费导电介质，因此电容成像仪适合于气相为连续介质的高气液比井筒流动条件测量。

进一步的，所述导流器为由上、下两层多孔网板组合形成的圆形结构，且下层多孔网板的孔径大于上层多孔网板的孔径，导流器的外缘与气液混合器连接，“下大上小”的孔隙尺寸结构有利于流出气液混合器的流体迅速进入井底端面，使流体沿垂直于上部模拟地层的方向流入模拟地层中，形成均匀入流，防止上部模拟地层砂被冲开，而形成单独的大孔道。

进一步的，所述气液混合器的环形结构内部设置有分流挡板和涡轮搅拌器，分流挡板使注入的气、液旋喷到气液混合器内，涡轮搅拌器在水注入管路注入水的冲击作用下发生高速旋转，使气体与液体充分搅拌混合。

进一步的，所述高压气瓶组还包含空气浴控温装置，以根据实际天然气水合物开采井的井底温度控制注入气体的温度。

进一步的，所述水箱包括水浴控温装置，以根据实际天然气水合物开采井的井底温度控制注入液体的温度。

进一步的，所述水注入管路和气体注入管路外还包裹有隔温层，以保证地面设定温度的水向井底注入过程中温度维持不变，达到模拟实际天然气水合物开采井井底温度的目的。

进一步的，所述井筒监测子系统包括两组，分别安装在模拟油管的上部和模拟油管的下部。

本发明另外还提出一种基于海洋天然气水合物生产井井筒携砂规律仿真系统的仿真方法，包括以下步骤：

A、结合实际水合物生产井气液比条件和井筒油管尺寸，安装仿真井内装置；

(1)通过产能模拟，结合实际地层粘土含量，分析天然气水合物生产井中可能的气液比范围，根据地层温度和产出流体模拟情况，确定所需仿真的天然气水合物开采井中的井底温度；

(2)循环控制高压气瓶组、水箱的温度，使气、液在地面的温度与实际天然气水合物开采井的井底温度一致，然后安装井内装置，向井底注入水，循环给井底结构控温；

B、固定气液比注入，循环采集，直至形成稳定的模拟油管流型：

打开井底测试电磁阀，根据确定的气液比条件向井内注入气、液两相，避开模拟地层砂，循环一段时间，通过电容成像仪和电阻成像仪判断模拟油管中的连续相和非连续相及其排布关系，直到模拟油管中的流型稳定存在；

C、调整井底流程，携砂生产：

(1)保持地面气、液注入不变，关闭井底测试电磁阀，使气液混合物流过模拟地层砂，携带模拟地层砂流入模拟油管，且在该步骤进行过程中，实时记录不同井深位置处的温度、压力、电容成像结果和电阻成像结果；

(2)携砂生产过程中，将电容成像结果、电阻成像结果与步骤B中稳定流型条件下的电容成像结果、电阻成像结果进行比较，分析模拟油管中泥砂在气液两相中的分布、携带规律，定量识别不同温压条件下泥砂携带量对模拟油管流型的影响及泥砂携带运移规律；

D、获得不同流型条件下的井筒携砂动态，结束仿真过程，提出模拟油管携砂流动保障方案建议。

与现有技术相比，本发明的优点和积极效果在于：

本方案提出的海洋天然气水合物生产井井筒携砂规律仿真系统及方法，其模拟井筒深度范围满足我国海域天然气水合物埋深范围，能够全尺寸进行天然气水合物开采井不同气水比条件下井筒携砂规律间接可视化研究，能够模拟实际天然气水合物开采井的井底温度，使仿真过程尽可能接近实际天然气水合物开采井的井底温压条件，满足粉砂质天然气水合物开采过程中出砂管理措施对井筒携砂能力分析的需求，可为海域天然气水合物开采井井筒流动保障注水方案的设计提供依据；

首次将电阻成像仪与电容成像仪以串接方式安装在高压井筒内，通过成像仪的实时成像反映模拟油管内的流型变化情况，可以有效的将天然气水合物开采井筒携砂动态与实际流型结合起来；并且通过将电阻成像仪和电容成像仪、温度传感器、压力传感器联合起来，能够适应全部气液比范围内(含气量0％--含气量100％)水合物生产井筒一定温压条件下的泥砂运移、聚集规律；电阻成像仪和电容成像仪具有测试速率快、数据成像快的特点，可以达到对井筒携砂流动状态进行实时调控的目的；

通过井底气液混合器的特殊设计及其与导流器的配合，在实验注入初期可以使混合好的气液绕开模拟地层砂流入油管，形成稳定的流型；当井筒流型稳定后，在通过调整测试电磁阀的开关，使气液混合流体流经预埋好的模拟地层砂，从而达到稳定流型条件下携砂生产的目的；并结合导流器与防塌孔板的设计，防止井底预埋地层砂因为气液混合物的突然波动导致的坍塌或在沉积物中形成大孔道流通通道，能够使井筒携砂状态仿真过程维持较长时间，方便观察实验现象。

附图说明

图1为本发明实施例1所述仿真系统结构示意图；

图2为本发明实施例1中电阻层析成像测试原理示意图；

图3为本发明实施例1中电容层析成像测试原理示意图；

图4为本发明实施例1所述导流器结构示意图；

图5为本发明实施例2中水合物生产井井筒携砂规律仿真流程图；

其中，1、井口防喷器；2、模拟井筒；3、电容成像仪4、电阻成像仪；5、模拟套管；6、模拟油管；7、油套环空封隔器；8、油管穿越封隔器；9、气液混合器；10、防塌孔板；11、模拟地层砂；12、气体注入管路；13、水注入管路；14、高压气瓶组；15、气液固分离器；16、水箱；17、注入泵；18、压力传感器；19、温度传感器；20、导流器；20-1、上层多孔网板；20-2、下层多孔网板；F1-F5、高压球阀；F6、测试电磁阀；t1-t16：电阻层析成像测试电极；r1-r16：电容层析成像测试电极。

具体实施方式

为了能够更加清楚地理解本发明的上述目的、特征和优点，下面结合附图及实施例对本发明做进一步说明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请的实施例及实施例中的特征可以相互组合。

实施例1，一种海洋天然气水合物生产井井筒携砂规律仿真系统，包括试验井子系统、水气注入子系统、分离子系统以及井筒监测子系统，参考图1，所述试验井子系统包括模拟井筒2以及安装在模拟井筒2内的模拟套管5、模拟油管6、气液混合器9、防塌孔板10、导流器20、气体注入管路12和水注入管路13；模拟井筒2为一口深度为200m，内径为16¹/₂”的全尺寸天然气水合物开采模拟井，模拟井筒2的井口设置有井口防喷器1，井口防喷器为连接试验井子系统与水气注入子系统和分离子系统的桥梁。

从图1中可以看出，模拟油管3设置在模拟套管5内，为实际现场尺寸规格的普通油管，模拟油管3管鞋处安装有油套环空封隔器7，座封实现模拟套管5与模拟油管3环空的封隔；气液混合器9为环形结构，设置在模拟井筒2的底部，其上端安装有测试电磁阀F6，下端与导流器20连通；模拟套管5与气液混合器9连接，且其外径与气液混合器9的环形内径相等，可通过丝扣等形式连接；防塌孔板10为圆形金属多孔板，其外径与模拟套管5内径相同，安装在模拟套管5内壁管鞋处，防止实验过程中下方模拟地层砂被流体冲破，导致后续实验无法进行；防塌孔板10、导流器20及气液混合器10环空所形成的空间为模拟地层砂的填装空间，该空间内填满实际水合物地层砂，即图1中模拟地层砂11，实际操作过程中该区域的模拟地层砂11在气液混合流体的携带作用下穿透防塌孔板10，进入模拟油管6；模拟套管5的管鞋处还安装有油管穿越封隔器8，以密封模拟套管5与模拟井筒2井壁之间的环空，且沿模拟套管5的圆周方向均匀设置有多个通孔(图1中测试电磁阀左侧示意位置处)，本实施优选6个，所述通孔设置在靠近管鞋处，位于防塌孔板10上方且位于油管穿越封隔器8的下方；气体注入管路12和水注入管路13穿过所述油管穿越封隔器8与气液混合器10连接，且在气体注入管路12和水注入管路13与气液混合器9连接处分别安装有单向阀，保证气体和水注入过程中不会因为双方的压力差导致气水倒流。

所述水气注入子系统分别与分离子系统和井口防喷器连接，水气注入子系统包括设置在地面上的高压气瓶组14和水箱16，分离子系统包括设置在地面上的气液固分离器15，水箱16通过一注入泵17与水注入管路13相连，且水箱16与气液固分离器15的液路出口相连接，用于向模拟井筒2内注水并回收返出的循环水；高压气瓶组14与气体注入管路12及气液固分离器15的气路出口相连接，用于向模拟井筒内注气并回收返出的气体，实现气、液循环，在高压气瓶组14与气体注入管路12之间安装有阀门F1，注入泵17与水注入管路13之间安装有阀门F2，气液固分离器15与模拟油管6、高压气瓶组14和水箱16之间分别安装有阀门F3、阀门F4和阀门F5，阀门F1-F5均为高压球阀，

所述井筒监测子系统优选两组，分别安装在模拟油管6的上部和模拟油管6的下部，包括电阻成像仪4、电容成像仪3以及相对设置在模拟油管6内壁上的温度传感器19和压力传感器18；电阻成像仪4为内径与模拟油管6内径一致的环状结构，参考图2，由16个电极环形排列构成，四点法层析成像测量，即任意两个电极作为电流激励极，测量另外任意两个电极之间的电压值，经过反复测量得到整个平面内的电阻率场分布规律，电阻成像仪4两端分别为与模拟油管6配合的公扣和母扣，作为模拟油管6的连接件连接在模拟油管上；参考图3，电容成像仪3为内径与油管内径一致的环状结构，由16个电极环形排列构成，电极外壳一点接地，从任意一点注入电流，测量该电极点与其他电极点之间的电容，经过反复测量得到整个平面内的电容场分布，电容成像仪3两端分别为能够与模拟油管6配合的公扣和母扣，作为模拟油管的连接件连接在模拟油管上；电阻成像仪4和电容成像仪3通过连接接箍串接在模拟油管6上，如图1所示，且温度传感器19和压力传感器18分别安装在连接接箍内壁等高部位处。

电阻成像仪16个电极测量一次获取104个电阻率值数据，电阻率数据值经过一定的数据成像正演，可得电极测量平面内的介质分布状态，识别流型及泥砂在气液混合流中的分布、聚集规律，电阻成像仪要求被测介质的连续相为导电介质，因此适合于地层水为连续相的低气液比井筒流动条件测量；所述电容成像仪16个电极测量一次获取120个电容值数据，电容数数据值经过一定的数据成像正演，可得电极测量平面内的介质分布状态，识别流型及泥砂在气液混合流中的分布、聚集规律；电容成像仪要求被测介质的连续相为费导电介质，因此电容成像仪适合于气相为连续介质的高气液比井筒流动条件测量。

本实施例中，参考图4，导流器20为由上、下两层多孔网板组合形成的圆形结构，且下层多孔网板20-2的孔径大于上层多孔网板20-1的孔径，导流器20的外缘与气液混合器9连接，这种“下大上小”的孔隙尺寸结构有利于流出气液混合器9的流体迅速进入井底端面，使流体沿垂直于上部模拟地层的方向流入模拟地层中，形成均匀入流，防止上部模拟地层砂被优势气孔冲开，形成单独的大孔道。

在气液注入过程中，为了使气体和液体充分混合，气液混合器9的环形结构内部设置有分流挡板和涡轮搅拌器(图中未示意)，分流挡板使注入的气、液旋喷到气液混合器内，涡轮搅拌器在水注入管路注入水的冲击作用下发生高速旋转，使气体与液体充分搅拌混合；同时，为了使气、液在地面的温度与实际天然气水合物开采井的井底温度一致，高压气瓶组14还包含空气浴控温装置，以根据实际天然气水合物开采井的井底温度控制注入气体的温度；水箱16还包括水浴控温装置，以根据实际天然气水合物开采井的井底温度控制注入液体的温度；且在水注入管路13和气体注入管路12外壁还包裹有隔温层，以保证地面设定温度的水向井底注入过程中温度维持不变，达到模拟实际天然气水合物开采井井底温度的目的。

通过本实施例所述仿真系统的设计，可以实现以下功能：验证实际水合物开采井不同气液比、不同温压条件下的流型及其转化动态控制因素；观察不同流型条件下井筒泥砂在气相和液相中的聚集优先规律和运移过程；观察稳定流动条件下地层泥砂在井筒中浓度的分布规律及其上返过程中的滑脱和沉降效应；能够观察不同流速条件、不同流型条件下井筒的临界携砂流速、临界携砂气液比及一定流速、一定流型和一定气液比条件下的最大携砂粒径；通过在井筒中不同深度位置安装电容成像仪和电阻成像仪，实现了整个井筒中携砂动态纵向演化规律的观察和定量描述。通过开展不同井身结构条件下的井筒泥砂携带运移规律，并建立井筒泥砂运移、聚集动态与流型之间的定量关系，可为海域天然气水合物开采井井筒流动保障注水方案的设计提供依据。

实施例2，基于实施例1提出的仿真系统，本实施例提出一种基于海洋天然气水合物生产井井筒携砂规律仿真系统的仿真方法，其仿真流程图如图5所示，包括以下步骤：

A、结合实际水合物生产井气液比条件和井筒油管尺寸，安装仿真井内装置；

(1)通过产能模拟，结合实际地层粘土含量，分析天然气水合物生产井中可能的气液比范围，根据地层温度和产出流体模拟情况，确定所需仿真的天然气水合物开采井中的井底温度；

(2)循环控制高压气瓶组、水箱的温度，使气、液在地面的温度与实际天然气水合物开采井的井底温度一致，然后安装井内装置，向井底注入水，循环给井底结构控温；

B、固定气液比注入，循环采集，直至形成稳定的井筒流型：

打开井底测试电磁阀，根据确定的气液比条件向井内注入气、液两相，避开模拟地层砂，循环一段时间，通过电容成像仪和电阻成像仪判断模拟油管中的连续相和非连续相及其排布关系，直到模拟油管中的流型稳定存在；

C、调整井底流程，携砂生产：

(1)保持地面气、液注入不变，关闭井底测试电磁阀，使气液混合物流过模拟地层砂，携带模拟地层砂流入模拟油管，且在该步骤进行过程中，实时记录不同井深位置处的温度、压力、电容成像结果和电阻成像结果；

(2)携砂生产过程中，将电容成像结果、电阻成像结果与步骤B中稳定流型条件下的电容成像结果、电阻成像结果进行比较，分析模拟油管中泥砂在气液两相中的分布、携带规律，定量识别不同温压条件下泥砂携带量对井筒流型的影响及泥砂携带运移规律；

D、获得不同流型条件下的井筒携砂动态，结束仿真过程，提出井筒携砂流动保障方案建议，步骤B-步骤C能够进行井筒不同流型条件下携砂规律仿真的根本原理是：步骤B过程中，流型稳定的条件下电阻成像、电容成像结果基本维持稳定，不会有大的突变或跃迁，在步骤C过程中，由于仅调整井底流程而保持井筒气液注入条件不变，因此此时井筒流型的改变及相同流型条件下电阻成像、电容成像结果的变化只能是由于引入了第三个流动相——模拟地层砂造成的，以段塞流为例，如果地层泥砂主要分布在水相中，则会导致电阻成像结果的色度值变化，而电容成像结果不变，并且色度值变化越大，表明携砂浓度越大；如果地层泥砂主要分布在气相中，则电阻成像结果扰动较小，但电容成像结果色度值变化，并且色度值变化越大，表明携砂浓度越大；如果地层泥砂分布在气液界面处，则电阻成像和电容成像结果的边界值会发生波动，波动越大，气液界面分布的泥砂浓度越大。可以根据上述色度值扰动的大小定量评价携砂量及其对流型的影响。

实施例3，基于实施例1和实施例2，其典型的携砂仿真实验操作过程如下：

(1)模拟井筒2为试验井子系统中的常备部件，通过水泥与外围地层处于永久固结状态，井内打人工水泥井底；

(2)在地面连接接气液混合器9与导流器20，测试电磁阀F6处于正常运转状态，填装模拟地层砂11，然后在模拟地层砂11上部放置防塌孔板10，焊接防塌孔板10和气液混合器9；

(3)连接气液混合器9与气体注入管路13、水注入管路12，在气液混合器9上端对接模拟生产套管5，根据管柱下入程序将上述管柱组合下入至人工井底，座封油管穿越封隔器8；

(4)在模拟油管6管鞋处安装油套环空封隔器7，然后根据管柱下入程序开始下模拟油管，当模拟油管柱下入深度分别为30m、150m使油管依次连接电阻成像仪4、温度传感器19、压力传感器18、电容成像仪3，尤其是温度传感器19和压力传感器18位于电阻成像仪4和电容成像仪3的连接处内管壁上，相对安装；模拟油管6的最终下入深入取决于防塌孔板10的位置，保证管鞋与防塌孔板10之间有5m的间隔。按照防塌孔板10据人工井底15m计算，则模拟油管上的电阻成像仪4、温度传感器19、压力传感器18、电容成像仪3分别安装在据井口约150m、30m处；

(5)座封油套环空封隔器7，安装井口防喷器1，试验井子系统的安装结束；

(6)连接水箱16与注入泵17、水注入管路13，连接高压气瓶组14与气体注入管路12，连接气液固分离器15与模拟油管6的出口，并分别接通气液固分离器15与水箱16、气液固分离器15与高压气瓶组14；

(7)打开高压球阀F1、F2、F4、F5，并保证测试电磁阀F6处于打开状态；

(8)设定一定的气液比，调整高压气瓶14的开度和注入泵17的泵频，向试验井内注入高压气体和水，使气液混合器内的压力上升到设定高压值(如4MPa)；

(9)保持步骤(8)所述的高压气瓶组14开度和注入泵17泵频不变的情况下，逐渐打开高压球阀F3，使气液混合器内的压力维持在设定高压值(如4MPa)，稳定循环流动一段时间(如10min)，具体的稳定流动时间根据步骤(10)判断；

(10)步骤(9)循环注入过程中，同时启动电阻成像仪4、温度传感器19、压力传感器18、电容成像仪3，实时记录井筒不同部位的温度、压力及电阻成像图、电容成像图，电阻成像和电容成像的采样显示间隔为1s，持续采集，直到电阻成像图、电容成像图不再发生大的波动，表明井筒流型基本处于稳定状态，并根据电容成像结果和电阻成像结果判断具体的流型(可能为段塞流、雾状流等)；

(11)控制关闭测试电磁阀F6，使气液混合流体流经导流器20并进入模拟地层砂11，气液混合物携带地层泥砂从防塌挡板10流出并进入模拟油管6，由于此时的气液比条件与步骤(10)中维持一致，因此井筒流型的扰动和变化均为井筒泥砂流动导致的，这也是基于电阻成像仪和电容成像仪能够识别井筒携砂条件的关键所在；

(12)持续步骤(11)直到井口气液固三相分离器15中收集到的泥砂量与井底充填的模拟地层砂11的量大约相等，表明井底泥砂已经全部被携带至井口，仿真实验结束；

(13)步骤(10)-(12)过程中全程记录距井口位置150m、30m处的电容成像结果、电阻成像结果和温度、压力值，就可以判断整个携砂仿真过程中由于泥砂携带造成的井筒流型的改变，评价不同流型条件下的井筒泥砂在气液两相中的聚集、分布规律。

通过上述步骤，可以优选得到水合物开采井的井筒携砂生产工艺参数，为我国海域天然气水合物开采井出砂管理体系的设计提供依据，特别是对于井筒注液携砂方案提供实时调控依据。

上述实施案例中设计到的具体测量部件安装位置、油套管尺寸及下入深度等参数并非限制本专利保护范围，列举具体安装参数的主要目的是进行仪器安装与测试过程描述，更加清楚的表达高压间接可视化仿真天然气水合物开采井井筒携砂动态仿真的操作过程，但是凡是未脱离本发明技术方案内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与改型，仍属于本发明技术方案的保护范围。

Claims (10)

1.海洋天然气水合物生产井井筒携砂规律仿真系统，其特征在于，包括试验井子系统、水气注入子系统、分离子系统以及井筒监测子系统；

所述试验井子系统包括模拟井筒以及安装在模拟井筒内的模拟套管、模拟油管、气液混合器、防塌孔板、导流器、气体注入管路和水注入管路；所述模拟井筒为全尺寸天然气水合物开采模拟井，模拟井筒的井口设置有井口防喷器；模拟油管设置在模拟套管内，采用实际现场尺寸规格的普通油管，模拟油管的管鞋处安装有油套环空封隔器，座封实现模拟套管与模拟油管环空的封隔；气液混合器为环形结构，设置在模拟井筒的底部，其上端安装有测试电磁阀，下端与导流器连通；模拟套管与气液混合器连接，且其外径与气液混合器的环形内径相等；防塌孔板为圆形金属多孔板，其外径与模拟套管内径相同，安装在模拟套管内壁管鞋处；防塌孔板、导流器及气液混合器环空所形成的空间为模拟地层砂的填装空间；模拟套管的管鞋处还安装有油管穿越封隔器，以密封模拟套管与模拟井筒井壁之间的环空，且沿模拟套管的圆周方向均匀设置有多个通孔，所述通孔位于防塌孔板上方且位于油管穿越封隔器的下方；气体注入管路和水注入管路穿过所述油管穿越封隔器与气液混合器连接，且在气体注入管路和水注入管路与气液混合器连接处分别安装有单向阀；

所述水气注入子系统分别与分离子系统和井口防喷器连接，水气注入子系统包括设置在地面上的高压气瓶组和水箱，分离子系统包括设置在地面上的气液固分离器，水箱通过一注入泵与水注入管路相连，且水箱与气液固分离器的液路出口相连接，用于向模拟井筒内注水并回收返出的循环水；高压气瓶组与气体注入管路及气液固分离器的气路出口相连接，用于向模拟井筒内注气并回收返出的气体，实现气、液循环，在高压气瓶组与气体注入管路之间安装有阀门F1，注入泵与水注入管路之间安装有阀门F2，气液固分离器与模拟油管、高压气瓶组和水箱之间分别安装有阀门F3、阀门F4和阀门F5；

所述井筒监测子系统包括电阻成像仪、电容成像仪以及相对设置在模拟油管内壁上的温度传感器和压力传感器；电阻成像仪为内径与模拟油管内径一致的环状结构，电阻成像仪两端分别为与模拟油管配合的公扣和母扣，作为模拟油管的连接件连接在模拟油管上；电容成像仪为内径与模拟油管内径一致的环状结构，电容成像仪两端分别为能够与模拟油管配合的公扣和母扣，作为模拟油管的连接件连接在模拟油管上；电阻成像仪和电容成像仪通过连接接箍串接在模拟油管上，且温度传感器和压力传感器分别安装在连接接箍内壁等高部位处。

2.根据权利要求1所述的生产井井筒携砂规律仿真系统，其特征在于：所述电阻成像仪由16个电极环形排列构成，四点法层析成像测量。

3.根据权利要求1所述的生产井井筒携砂规律仿真系统，其特征在于：所述电容成像仪由16个电极环形排列构成，电极外壳一点接地，从任意一点注入电流，测量该电极点与其他电极点之间的电容。

4.根据权利要求1-3任一项所述的生产井井筒携砂规律仿真系统，其特征在于：所述导流器为由上、下两层多孔网板组合形成的圆形结构，且下层多孔网板的孔径大于上层多孔网板的孔径，导流器的外缘与气液混合器连接。

5.根据权利要求4所述的生产井井筒携砂规律仿真系统，其特征在于：所述气液混合器的环形结构内部设置有分流挡板和涡轮搅拌器，分流挡板使注入的气、液旋喷到气液混合器内，涡轮搅拌器在水注入管路注入水的冲击作用下发生高速旋转，使气体与液体充分搅拌混合。

6.根据权利要求5所述的生产井井筒携砂规律仿真系统，其特征在于：所述高压气瓶组还包含空气浴控温装置，以根据实际天然气水合物开采井的井底温度控制注入气体的温度。

7.根据权利要求6所述的生产井井筒携砂规律仿真系统，其特征在于：所述水箱包括水浴控温装置，以根据实际天然气水合物开采井的井底温度控制注入液体的温度。

8.根据权利要求7所述的生产井井筒携砂规律仿真系统，其特征在于：所述水注入管路和气体注入管路外还包裹有隔温层。

9.根据权利要求8所述的生产井井筒携砂规律仿真系统，其特征在于：所述井筒监测子系统包括两组，分别安装在模拟油管的上部和模拟油管的下部。

10.基于海洋天然气水合物生产井井筒携砂规律仿真系统的仿真方法，其特征在于，包括以下步骤：

A、结合实际水合物生产井气液比条件和井筒油管尺寸，安装仿真井内装置；

(1)通过产能模拟，结合实际地层粘土含量，分析天然气水合物生产井中可能的气液比范围，根据地层温度和产出流体模拟情况，确定所需仿真的天然气水合物开采井中的井底温度；

(2)循环控制高压气瓶组、水箱的温度，使气、液在地面的温度与实际天然气水合物开采井的井底温度一致，然后安装井内装置，向井底注入水，循环给井底结构控温；

B、固定气液比注入，循环采集，直至形成稳定的井筒流型：

打开井底测试电磁阀，根据确定的气液比条件向井内注入气、液两相，避开模拟地层砂，循环一段时间，通过电容成像仪和电阻成像仪判断模拟油管中的连续相和非连续相及其排布关系，直到模拟油管中的流型稳定存在；

C、调整井底流程，携砂生产：

(1)保持地面气、液注入不变，关闭井底测试电磁阀，使气液混合物流过模拟地层砂，携带模拟地层砂流入模拟油管，且在该步骤进行过程中，实时记录不同井深位置处的温度、压力、电容成像结果和电阻成像结果；

(2)携砂生产过程中，将电容成像结果、电阻成像结果与步骤B中稳定流型条件下的电容成像结果、电阻成像结果进行比较，分析模拟油管中泥砂在气液两相中的分布、携带规律，定量识别不同温压条件下泥砂携带量对模拟油管流型的影响及泥砂携带运移规律；

D、获得不同流型条件下的井筒携砂动态，结束仿真过程。