鐘子堯吳曉東韓國慶呂欣潤張偉鵬

1.中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院；2. 燕山大學(xué)

套管氣輔助舉升工藝動態(tài)分析模型

鐘子堯1吳曉東1韓國慶1呂欣潤1張偉鵬2

1.中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院；2. 燕山大學(xué)

在高氣液比井中為了減少氣體對泵效的不利影響，同時又能充分利用氣體能量，采用套管氣輔助舉升技術(shù)是一個比較經(jīng)濟有效的選擇。在井下合適深度下入氣舉閥，將環(huán)空氣體返注回油管，利用氣舉原理可獲得更高的系統(tǒng)效率。然而套管氣源和壓力無法人為控制，注氣壓力和注氣量均隨時間變化。為了驗證設(shè)計參數(shù)的合理性，結(jié)合采油系統(tǒng)中各段的流動特點和采油設(shè)備的工作特性，考慮井下分離器和氣舉閥造成的套管氣體量以及壓力的變化，建立了套管氣輔助舉升過程的動態(tài)模型。通過比較有無井下分離器及氣舉閥時的油井生產(chǎn)參數(shù)變化，得到使用套管氣輔助舉升系統(tǒng)后，油井泵效提高、套壓得以控制、上沖程載荷降低等結(jié)果，表明套管氣可以用來輔助人工舉升。研究還通過改變氣舉閥下入深度、直徑以及開啟壓力，研究各參數(shù)對采油過程的影響，為套管氣輔助舉升工藝的設(shè)計提供了依據(jù)。

套管氣；輔助舉升；動態(tài)模型；柱塞泵效；井下分離器

氣驅(qū)和天然氣驅(qū)（如氣頂、溶解氣驅(qū)）油井往往有較高的生產(chǎn)氣液比。通過安裝井下氣液分離器，可以減小井下氣體對抽油泵工作帶來的負面影響，但分離出來的氣體會進入油套環(huán)空并逐漸累積，造成油套環(huán)空憋壓以及環(huán)空動液面下降，影響抽油泵的正常工作［1］。常規(guī)套管氣處理工藝需要增加井口定壓回收裝置，不僅增加采油成本，而且環(huán)空中高壓氣體的能量沒有有效利用。

為了在解決套管氣問題的同時又能充分利用氣體能量，在中原油田、吐哈油田的高含氣油井中（氣液比高于100 m3/m3）率先采用了套管氣輔助舉升技術(shù)。文東油田22口油井使用套管氣輔助舉升技術(shù)后，平均泵效從17.4%提高到40.5%以上，并且油井平均產(chǎn)液量提高20 t/d［2-3］。在南堡油田的電潛泵采油井中也實現(xiàn)了套管氣輔助舉升工藝的現(xiàn)場應(yīng)用，生產(chǎn)井以0.3 MPa/d速度升高的套壓在氣舉閥開啟一段時間后開始穩(wěn)定，以后生產(chǎn)過程比較平穩(wěn)［4-5］。吉林油田在套管氣輔助舉升工藝應(yīng)用過程中，提出了氣舉閥下深的設(shè)計方法，在安裝氣液分離器和氣舉閥后4口油井系統(tǒng)效率均升高10%以上［6］。根據(jù)油田現(xiàn)場的應(yīng)用情況，套管氣輔助舉升簡化了套管氣回收工藝，在高氣液比油井中適應(yīng)性強，能有效提高油井產(chǎn)量和采油效率。隨著氣驅(qū)采油技術(shù)的成熟和推廣應(yīng)用，套管氣輔助舉升工藝具有巨大的應(yīng)用潛力。

套管氣輔助舉升過程由環(huán)空憋壓，氣舉閥關(guān)閉到開啟，環(huán)空向油管注氣，氣體輔助舉升等一系列動態(tài)過程組成。通過耦合地層、油套管和環(huán)空中的動態(tài)流量關(guān)系，建立了模擬套管氣輔助舉升過程的動態(tài)模型，可以得到氣舉閥開關(guān)前后套管壓力和動液面的變化，并研究了各工藝參數(shù)在整個過程中對油井生產(chǎn)系統(tǒng)的影響，為套管氣輔助舉升設(shè)計提供了相關(guān)依據(jù)。

1 模型建立

Model establishment

套管氣輔助舉升模型需要耦合不同類型的流動過程，還需要考慮井下氣液分離器、氣舉閥和抽油泵以及抽油桿這些井下設(shè)備的工作特性。為了簡化模型，假設(shè)如下：由于模擬時間步長較長，井內(nèi)兩相流動按穩(wěn)態(tài)模型計算；油套環(huán)空壓力按靜態(tài)壓力分布計算；地層溫度不隨時間變化，油管中流體溫度計算只考慮對流以及徑向穩(wěn)定傳熱，而環(huán)空流體溫度是根據(jù)油管內(nèi)的流體溫度通過徑向傳熱模型得到。氣舉閥打開或者關(guān)閉取決于氣舉閥處的環(huán)空壓力，當(dāng)環(huán)空壓力大于氣舉閥開啟壓力時氣舉閥打開，當(dāng)壓力下降到關(guān)閉壓力時氣舉閥關(guān)閉。氣舉閥打開時只考慮由環(huán)空到油管的單向流動［7-10］。

如圖1所示，將油井分成8個部分。儲層段有很多表征油井產(chǎn)能的解析、非解析模型， Vogel方程是在油氣兩相流條件下的油井產(chǎn)能常用模型，這里用其表征高含氣油井井底壓力與油井產(chǎn)液量的對應(yīng)關(guān)系［7］

式中，Qo為油井流量，m3/d；Qomax為油井最大產(chǎn)油量，m3/d；pwf為井底流壓，MPa；pr為地層壓力，MPa。

圖1 套管氣輔助舉升工藝原理Fig. 1 Schematic principle of casing head gas assisted lift technology

從井底到抽油泵底部的套管內(nèi)流動和泵上油管內(nèi)流動段均為管流段，使用已有的管流模型，根據(jù)油氣流量進行流型判斷，并計算持液率，從而計算壓力分布。圖2為油管內(nèi)壓力分布計算結(jié)果，其中井口壓力固定為0.5 MPa，開井0.25 d時，環(huán)空壓力還沒有升高到氣舉閥的打開壓力，這時油管壓力梯度大，泵上壓力高，當(dāng)氣舉閥打開后，氣舉閥上部油管的壓力梯度減小，最終泵出口壓力下降了1.2 MPa。

井下分離器段可根據(jù)分離器效率計算進入環(huán)空的氣體流量

式中，Qga為進入環(huán)空中的氣體流量，m3/d；Qgp為泵入口處的氣體流量，m3/d；E為井下分離器效率。

圖2 氣舉閥開啟前后油管壓力分布曲線Fig. 2 Distribution curve of tubing pressure before and after the starting of gas lift valve

油套環(huán)空積液段，由環(huán)空段的液相質(zhì)量守恒得到式（3），其中積液段的平均密度由動液面處壓力pf與泵入口處壓力pp的平均值 （pf+pp）/2得到，而兩壓力之差pf-pp等于積液段的靜液柱壓力，如式（4）所示。

式中，Hp、Hf分別為下泵深度和動液面深度，m；pp、pf分別為泵入口處和動液面處的壓力，MPa；Aa為環(huán)空截面積，m2；ρl為環(huán)空積液段的平均液相密度，kg/m3；ρlp為泵入口處的液相密度，kg/m3；Qla為進入環(huán)空段的液相流量，其值為正表示環(huán)空液量增加，反之環(huán)空積液則被吸入泵內(nèi)，m3/d；Qld為泵入口處流量，m3/d； Qlp為泵實際排量，m3/d；t為模擬時間，d。

套管氣段，氣相的質(zhì)量守恒方程不僅考慮套管氣段的氣體，還考慮原油中的溶解氣，式（6）中左右端各有2項，分別代表游離氣和溶解氣量；氣舉閥處的環(huán)空壓力和套壓均按靜氣柱計算，如式（7）、（8）所示

氣舉閥有打開和關(guān)閉2種狀態(tài)，當(dāng)氣舉閥處的環(huán)空壓力pv高于氣舉閥開啟壓力時，氣舉閥處于打開狀態(tài)下，進氣量Qgv按孔閥模型進行計算［7］

式中，η為 max{ηc，pt/pa}，即當(dāng)氣舉閥出口壓力pt和入口壓力pa之比小于臨界壓力比ηc時，過閥流動處于臨界狀態(tài)，氣體流量按臨界流量計算；d為氣舉閥直徑，m；k為氣體絕熱系數(shù)，天然氣可取1.3～1.5；Ta為氣舉閥處的環(huán)空溫度，K；Za為氣舉閥處的氣體壓縮因子。

圖3為進入環(huán)空的氣量和通過氣舉閥注入油管的氣量，并均已轉(zhuǎn)化到地面溫壓條件下的氣體密度。由圖可知，套管壓力在某一時刻升高到氣舉閥的開啟壓力，環(huán)空氣體開始進入油管，進氣量升高后降落，最終當(dāng)分離器分離出來的氣量與氣舉閥注入氣量相等時，系統(tǒng)到達穩(wěn)定狀態(tài)。

圖3 地面條件下環(huán)空進氣速度與氣舉閥注氣速度動態(tài)曲線Fig. 3 Intake rate at annulus and gas injection rate at gas lift valve on the ground

抽油泵和抽油桿部分，根據(jù)抽油機抽汲參數(shù)、泵吸入口以及排出口壓力可以得到柱塞的有效沖程、泵內(nèi)氣相含量和漏失量，這樣泵效以及泵排量可由式（10）、（11）計算［7］

式中，ηp為抽油泵泵效，小數(shù)；εS、εF、εL、εV分別為沖程泵效、氣體泵效、體積泵效和漏失泵效，計算方法可參考文獻［7］；Ap為泵的柱塞面積，m2；Qt為泵理論排量，m3/d；S為沖程，m；N為沖次，次/min。

2 模型求解

Model solution

根據(jù)上文建立的模型，運用時間離散的方法可以求解各時間步下的井筒壓力和流量。從地層流入井內(nèi)的氣液流量由式（1）控制，抽油泵下方流體在套管內(nèi)的流動壓降可由管流模型求得。根據(jù)泵入口處的溫度壓力計算相應(yīng)的自由氣量，再由井下分離器計算排出到環(huán)空中的氣量（式（2））。環(huán)空中壓力升高和動液面深度變化可由式（3）～（8）計算得到。如果氣舉閥處于開啟狀態(tài)，計算油管內(nèi)壓力分布時需要考慮氣舉閥注入的氣體影響。假定模型在初始狀態(tài)下所有流量均為0，油管內(nèi)充滿液體，壓力按靜壓計算，環(huán)空動液面高度和套壓由初始條件給出。

3 計算結(jié)果

Calculation results

3.1 結(jié)果分析

Result analysis

模型計算所需要輸入的參數(shù)有地層深度、壓力、油套管尺寸等油井基本參數(shù)和抽油機沖程、沖次、下泵深度等采油工藝參數(shù)。不同溫度壓力下的流體物性如原油溶解氣油比，油氣密度、黏度，可使用黑油模型進行計算。模型還需要給出油井的初始狀態(tài)，如初始動液面高度、套管壓力和流量。文中選用典型井的數(shù)據(jù)進行計算，具體參數(shù)見表1。

通過改變模型中相應(yīng)參數(shù)的值可以反映油井在3種不同狀態(tài)下的生產(chǎn)狀況：a表示無井下分離器和氣舉閥、b表示只有井下分離器和c表示同時安裝井下分離器和氣舉閥。將式（2）中井下分離器效率E取為0則分離器不能分離氣體，可以認為沒有安裝井下分離器，即為狀態(tài)a；將氣舉閥開啟壓力取充分大，使得氣舉閥始終處于關(guān)閉狀態(tài)，這樣即轉(zhuǎn)化為狀態(tài)b。圖4～圖6展示了3種情況下，油井套壓、泵效和地層產(chǎn)液量隨時間變化的計算結(jié)果。由圖4看出，b狀態(tài)下如果不放套管氣，套壓會一直升高，環(huán)空液面下降直至到泵深處。由圖5看出，a狀態(tài)下由于泵吸入口壓力低于原油泡點壓力，氣體的存在降低了泵效。圖6展示了地層向井筒供液的變化，初始條件下地層進液多于泵實際排量，井底流壓上升，產(chǎn)量下降，油井在c狀態(tài)下隨著沉沒度增大以及套管氣開始進入油管，使得泵效提高，泵實際排量開始高于地層供液量，使得動液面下降，地層供液量上升，最終泵排量和地層供液量達到平衡，系統(tǒng)趨于穩(wěn)定，由圖6可見使用套管氣輔助舉升工藝時，油井在穩(wěn)定后的產(chǎn)量高于其他2種生產(chǎn)狀態(tài)。

表1 套管氣輔助舉升工藝動態(tài)模型主要參數(shù)Table 1 Main parameters of dynamic model for casing head gas assisted lift technology

圖4 油井在不同工作狀態(tài)下的套壓變化Fig. 4 Casing pressure of oil well in different working states

圖5 油井在不同工作狀態(tài)下的泵效變化Fig. 5 Pump efficiency of oil well in different working states

圖6 油井在不同工作狀態(tài)下的產(chǎn)液量變化Fig. 6 Liquid producing capacity of oil well in different working states

通過上面的分析可知，使用套管氣輔助舉升工藝既可以緩解油井伴生氣體對抽油泵的影響，又能將氣體能量合理利用，降低上沖程時的液柱載荷，這樣可以減少由于桿柱彈性導(dǎo)致的沖程損失以及上下沖程中抽油機的不平衡，因此獲得更高的系統(tǒng)效率。另外，這個工藝有效解決了套管氣積累的問題，避免了額外的套管氣處理程序。

3.2 參數(shù)分析

Parameter analysis

為了研究各個設(shè)計參數(shù)的影響，選取了主要設(shè)計參數(shù)：氣舉閥下深、氣舉閥直徑和氣舉閥開啟壓力進行敏感性分析，通過比較不同設(shè)計參數(shù)下油井的產(chǎn)量、泵效等，得到各個參數(shù)的合理范圍。

3.2.1 氣舉閥下入深度的影響 氣舉閥下深選為200 m、400 m、600 m和800 m。隨著氣舉閥下入深度的增加，可以降低更長油管段內(nèi)的流體密度。如圖7所示，下深在600 m時，整體泵效要高于200 m和400 m的情況。但如圖8所示，下深在600 m時氣舉閥開始向油管內(nèi)注氣的時間點推遲了，這是因為當(dāng)環(huán)空壓力高于氣舉閥開啟壓力時，氣舉閥處油管內(nèi)壓力仍高于環(huán)空壓力，氣體無法從環(huán)空進入油管，環(huán)空繼續(xù)憋壓，直到高于油管內(nèi)的壓力，氣舉閥才開始注氣。當(dāng)深度到達800 m時，不僅注氣時間大幅延后，而且由于初始注氣速度過大，導(dǎo)致套壓下降太快，注氣一段時間后環(huán)空壓力低于油管內(nèi)壓力，這樣氣舉閥停止注氣，環(huán)空繼續(xù)憋壓一段時間后，才重新開始注氣。以系統(tǒng)穩(wěn)定生產(chǎn)為設(shè)計前提，對設(shè)計方案進行仿真模擬，可預(yù)測各設(shè)計方案下油井在氣舉閥開啟前后的動態(tài)生產(chǎn)狀況并對可能的失效情況進行預(yù)測。

3.2.2 氣舉閥直徑的影響 氣舉閥直徑選為2 mm、4 mm和6 mm。氣舉閥直徑大小會影響到環(huán)空進入油管的氣流速度。如圖9所示，氣舉閥直徑為2 mm時，由于注氣速度太小，導(dǎo)致套壓一直升高，沒有起到控制套管壓力的作用。因此，氣舉閥直徑需要根據(jù)油井的含氣量大小進行優(yōu)化設(shè)計，以保證氣舉閥的排氣能力與井下分離器的供氣能力相適應(yīng)。

圖7 不同氣舉閥下入深度下的泵效變化Fig. 7 Relationship of pump efficiency vs. setting depth of gas lift valve

圖8 不同氣舉閥下入深度下的注氣量變化Fig. 8 Relationship of gas injection rate vs. setting depth of gas lift valve

圖9 不同氣舉閥直徑下的注氣量變化Fig. 9 Relationship of pump efficiency vs. dimension of gas lift valve

3.2.3 氣舉閥開啟壓力的影響 氣舉閥開啟壓力選為2 MPa、4 MPa和6 MPa。開啟壓力控制著氣舉閥打開時間。如圖10所示。開啟壓力越高，氣舉閥開始向油管注氣的時間越晚，由于閥前后的壓差更大，初始注氣量更高，造成系統(tǒng)進入穩(wěn)定狀態(tài)所需的時間也越長。因此，氣舉閥開啟壓力不宜過大，但是為了保證氣舉閥開啟時油套間存在壓差，氣舉閥開啟壓力不宜過小，因為開啟壓力太小會限制到氣舉閥的下深，這樣氣舉效果有限。

圖10 不同氣舉閥開啟壓力下的注氣量變化Fig. 10 Relationship of gas injection rate vs. starting pressure of gas lift valve

4 結(jié)論

Conclusions

（1）通過耦合地層、井筒流動以及人工舉升設(shè)備的工作特性，建立了套管氣輔助舉升工藝的動態(tài)分析模型。通過對油井在3種不同狀態(tài)下的仿真模擬，驗證了套管氣輔助舉升工藝在提高采油效率和節(jié)約生產(chǎn)成本上的可行性。

（2）增加氣舉閥下深有利于降低上沖程液載和提高泵效，但同時會增加氣舉閥啟動難度，嚴重情況下會導(dǎo)致注氣閥不能打開，套管氣輔助舉升工藝無法正常進行。

（3）氣舉閥直徑會影響注氣速度，閥孔直徑太小會導(dǎo)致套壓一直升高，無法起到控制套壓的作用。開啟壓力越高，氣舉閥開始向油管注氣的時間越晚，系統(tǒng)穩(wěn)定所需要的時間更長；過低的開啟壓力限制了氣舉閥的下深，不利于降低上沖程載荷。

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（修改稿收到日期 2016-11-16）

〔編輯 李春燕〕

A dynamic analysis model used for casing head gas assisted lift technologies

ZHONG Ziyao1, WU Xiaodong1, HAN Guoqing1, LYU Xinrun1, ZHANG Weipeng2

1. College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China 2. Yanshan University, Qinhuangdao 066000, Hebei, China

It is frequently to adopt casing head gas assisted lifting technology to reduce the adverse effects of gas on pump efficiency in the wells with high gas-liquid ratio and make full use of gas energy. A gas lift valve is lowered to the appropriate depth to re-inject the annulus gas into the tubing. In this way, the systematic efficiency is improved by using the gas lifting principle. However, the source and pressure of casing head gas cannot be controlled artificially, and gas injection pressure and injected gas volume are varied over the time. To verify the rationality of design parameters, a dynamic model was developed for the process of casing gas assisted lifting based on the flowing characteristics of each section in oil production system and the operating characteristics of oil production equipments. In this model, the volume and pressure change of casing head gas caused by downhole separators and gas lift valves are taken into account. Production parameters of oil wells with and without downhole separator and gas lift valve were compared. It is shown that after the casing head gas assisted lifting system is adopted, the pump efficiency of oil wells is improved, the casing pressure is under control and the upstroke load is reduced. It is indicated that casing head gas can be used to assist artificial lift. Finally, the effects of all parameters in the process of oil production were investigated by changing the setting depth, size and starting pressure of gas lift valves. The research results provide the basis for the design of casing head gas assisted lift technologies.

casing head gas; auxiliary lifting; dynamic model; plunger pump efficiency; downhole separator

鐘子堯，吳曉東，韓國慶，呂欣潤，張偉鵬.套管氣輔助舉升工藝動態(tài)分析模型［J］ .石油鉆采工藝，2017，39（1）：71-76.

TE355

A

1000 – 7393（ 2017 ） 01 – 0071 – 06

10.13639/j.odpt.2017.01.014

:ZHONG Ziyao, WU Xiaodong, HAN Guoqing, LYU Xinrun, ZHANG Weipeng. A dynamic analysis model used for casing head gas assisted lift technologies［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2017, 39(1): 71-76.

國家重點基礎(chǔ)研究發(fā)展計劃（973計劃）項目“典型陸相致密油藏高效開發(fā)模式研究”（編號：2015CB250906）。

鐘子堯（1991-），中國石油大學(xué)（北京）油氣田開發(fā)專業(yè)博士研究生，現(xiàn)從事采油采氣工藝的研究工作。通訊地址：（102249）北京市昌平區(qū)府學(xué)路18號中國石油大學(xué)（北京）中油大廈408室。E-mail：zzy_shiyou@163.com