智能完井自動氣舉理論研究

張嬌 王浩 謝天 王金龍 張寧生

1.宿遷職業技術學院；2.西安石油大學；3.江蘇雙星彩塑新材料股份有限公司

自動氣舉（Auto Gas Lift，AGL）是一種利用地層氣體能量的人工舉升方式，也稱就地氣舉（In-situ Gas Lift）或天然氣舉（Natural Gas Lift），即通過流入控制閥（ICV/ICD）調節孔閥面積，將適量氣頂氣或氣藏氣注入生產油管，利用氣體膨脹降低油管內混合液密度，減小液柱靜水壓頭，從而將流體舉升到地面的采油方式。自動氣舉與傳統氣舉類似，適用于高地層壓力的高產井和高水驅能量的海上油井或用于高采油指數和高氣油比的水驅地層［1］。自動氣舉的氣源來自于地下的獨立氣藏或油藏氣頂，可以充分利用氣層的能量，與傳統氣舉相比較，節省了地面設備的安裝費用，例如空氣壓縮機、地面管線、輔助設備等，特別是海上油氣田的勘探開發具有投資周期長、風險大、成本高的特點，在油田投入生產后希望盡快地回收初期投資，同時海上采油平臺空間狹小，傳統氣舉設備體積大、管線多，無疑會加大采油的成本投入，因此，自動氣舉相對于傳統氣舉具有較大優勢［2-3］。

20世紀初，井下流入控制技術得到快速的發展，使得智能完井工藝在各大油田成功運用，同時也衍生了更多方面的運用，其中一個方面就是自動氣舉采油的研發和運用。Al-Kasim（2002）研究了Norne海上油田的自動氣舉采油技術，該油田存在一個較大規模的氣藏，通過自動氣舉充分利用氣藏的能量，油田產量得到了極大提升［4］。Adam Vasper（2007）簡單地分析了自動氣舉的井下流動理論以及現場運用經驗［5］。K. F. Ng（2015）介紹了自動氣舉在馬來西亞油田的運用情況，總結了自動氣舉設計應考慮的現場因素，該技術使得停噴的油井恢復自噴，為油田取得了巨大效益［6］。上述作者大部分側重于自動氣舉的現場運用，并沒有系統地研究自動氣舉閥的井下流動理論，特別是在設計控制閥下入深度時，沒有考慮氣藏的滲流壓降對注入壓力的影響，只是簡單將氣藏初始壓力作為氣舉的注入壓力。

文中綜合分析了自動氣舉系統的流動理論，以PIPESIM軟件為工具，研究了油藏含水率等敏感因素對注氣點深度的影響，同時采用節點分析法設計控制閥各級開度的面積，以滿足各舉升階段對注氣量的不同需求，最后通過模擬案例驗證了設計方案的有效性。

1 自動氣舉理論

Theory of automatic gas lift

1.1 自動氣舉管柱示意圖

Sketch of automatic gas lift string

自動氣舉完井井下設備主要包括：流入控制閥，液壓膨脹封隔器，永久井下溫壓監測器等，完井結構示意圖見圖1［5］。

圖1 自動氣舉完井管柱示意圖Fig. 1 Schematic completion string of automatic gas lift

該氣舉完井的氣源為獨立氣藏，位于油層上方。氣層被射開后，利用封隔器將氣層與油層分隔開，有利于防止層間竄流，同時在氣層段安裝流量控制閥，可實現地面人員對井下氣體注入量的精確調控。溫度壓力監測計用于監測油管內液體流壓或關井時油藏靜壓，并且用于監測氣層壓力，根據監測數據實時認識油藏和氣層流動狀態，為模擬油藏和氣藏流出動態、優化注氣量提供數據。在油層段安裝滑套，可以在開采后期將衰竭的油井轉為氣井，提升自動氣舉完井方式的后期價值［7］。當氣源與油井之間的距離較遠時，可利用分支井連接方式，將氣藏氣引入油管。

1.2 流入控制閥的下入深度

Setting depth of inflow control device

自動氣舉控制閥下入深度的設計方法與傳統氣舉閥相似：根據產量需求由IPR曲線確定相應的井底流壓pwf，根據產量、氣液比等以pwf為起點，按多相垂直管流向上計算井筒壓力分布，繪制垂直井筒多相流曲線；從氣藏向上作氣柱壓力梯度線，則兩條曲線交點為氣舉閥的最大下深點。如圖2所示為PIPESIM軟件設計的氣舉閥下入深度，藍色線為井筒流出曲線，綠色線為氣藏壓力梯度線，紅色線為氣舉閥最大下入深度。

圖2 氣舉閥最大下入深度Fig. 2 Maximum setting depth of gas lift valve

傳統氣舉的注氣壓力由地面氣體壓縮機調節，注入壓力可以維持穩定水平，但自動氣舉的氣源來自于臨近氣藏或自身氣頂，注入壓力會隨著氣體流速增加而降低，即符合氣層的流入動態特征曲線。而且隨著油井的持續產出，油藏平均壓力、產液指數和含水率等都會發生變化，同時油管內的液柱壓力也會隨著含水率、氣油比的變化而改變，所以在計算自動氣舉閥最大下入深度時，應結合氣藏IPR曲線。

圖3為某氣藏的IPR曲線，在曲線上選取多個測試點，圖中的井底流壓表示注氣壓力，產量表示注氣量。目標油藏深度為2 285 m，采用注水開發方式，假定油藏平均圧力保持不變，井筒流體的含水率分別取0、0.3、0.5、0.8作為油藏的敏感性參數。利用PIPESIM求得各參數下氣舉閥最大下入深度，結果如表1所示，為氣藏不同流動狀態下的氣舉閥下入深度。

圖3 氣藏流入動態曲線Fig. 3 Inflow performance curve of gas reservoir

表1 不同狀態下氣舉閥最大下入深度Table 1 Maximum setting depth of gas lift valve in different states

由表1計算結果可以得到：氣舉閥對注氣壓力較敏感，壓力越大最大下入深度就越大；在高氣藏壓力時，含水率對最大下深影響不明顯；但在低注入壓力下，隨著含水率增加，最大下深不斷降低。

1.3 控制閥的壓降理論

Pressure drop theory of control device

氣體通過控制閥的壓降通常利用Thornhill Craver方程計算［8］

式中，q為標準狀況下通過氣舉閥孔的流量，m3/d；Cd為流動系數，無因次；A為控制閥面積，m2；pU為控制閥上游壓力，MPa；pD為控制閥下游壓力，MPa；g為重力加速度，m/s2；Z為氣體壓縮因子，無因次；r為下游壓力與上游壓力比值，r=pD/pU；rc為臨界壓力比；pc為臨界壓力，MPa；k為流體比熱比，無因次。

當r≤rc時，氣體流量q為常量，當r＞rc時，流量隨著下游壓力pD增加而降低。如圖4所示，將控制閥上游壓力固定為20.3 MPa，通過改變下游控制閥的壓力得到控制閥的流動曲線，同時考慮不同控制閥開度下的流動狀態。通過橫向比較容易發現，當控制閥下游壓力越大，流過孔閥的氣體流速越小；縱向比較可得到，孔閥面積越大，流速越大，在等流速梯度下，面積越大，壓力損失越小。

圖4 控制閥不同位置流動狀態曲線Fig. 4 Flow regime at different positions of control device

1.4 確定流動協調點

Determination of flow coordinating point

不同于傳統氣舉采油方式，自動氣舉的氣源來自于氣層或氣頂，所以確定協調點時應考慮氣藏流出動態，即氣藏的IPR曲線。圖5為井下壓力剖析圖，圖中pD表示注入點處油管內流體壓力，pU表示注入點處的環空氣體壓力，pwf-gas表示氣藏流壓。

圖5 井底壓力系統剖析Fig. 5 Analysis on bottom hole pressure system

對于給定控制閥位置和井口油壓下，自動氣舉系統處于穩定狀態，上述壓力都是關于氣體流速的函數

式（3）表示氣藏流入動態曲線，即井底流壓pwf–gas與氣產量qres之間的關系。式（4）表示環空中的氣體流速與兩端壓力之間的關系，即氣體在環空流動中的摩阻壓降。當控制閥的安裝位置靠近氣層時，氣層井底流壓pwf–gas與控制閥外側壓力pU之間的壓力差較小，pwf–gas近似等于pU。式（5）表示氣體通過控制閥的壓力降，即方程（1）。式（6）表示注氣量qtub與注入點處流體壓力pD關系，即井筒垂直多相管流，可利用注氣量qtub計算井筒內液柱的氣油比。式（7）表示目標油藏流入動態關系，即井底流壓pD與油產量qoil之間的關系。上述5個方程，表述了在給定的控制閥位置和井口油壓情況下，系統各節點處壓力與注氣量以及油藏產量之間的簡化方程，上述方程可根據不同油藏條件寫出具體的數學表達式。其中

此時只有 5 個未知量：qgas，qoil，pwf–gas，pU，pD，以及5個方程，通過解方程便可求得未知量，由于式（4）是垂直多相管流的迭代計算，所以求解方程組是一個反復迭代、試解直至收斂的過程。基于以上分析，解決了自動氣舉系統壓力與產量的數學模型，為自動氣舉模擬確定了理論基礎。

PIPESIM油氣井生產一體化軟件，可精確模擬各節點的流動形態，通過組合流動方程，求解自動氣舉的協調點，如圖6所示為自動氣舉完井結構示意圖，在該氣藏模型中放置流入控制氣舉閥。

圖6 PIPESIM自動氣舉完井結構Fig. 6 Well completion structure of PIPESIM automatic gas lift

根據上述流動控制閥最大深度計算方法，確定控制閥最大下入深度為1 969 m，同時設定油壓最低為0.75 MPa，圖7、圖8分別為未射開和射開氣藏后的油井生產節點分析圖，圖8中IPR曲線與TPC曲線交點為當前油壓條件下的協調點。從兩圖對比可以看出：未射開氣層時，油井已無法自噴生產；當射開氣層后，油井不僅恢復自噴生產而且產量得到大幅度增長，該結果表明自動氣舉采油方式在恢復自噴和提高油井產量方面的積極作用。

圖7 未射開氣層油井生產節點分析圖Fig. 7 Node analysis map of oil well production before the perforation of gas layer

圖8 射開氣層后油井生產節點分析圖Fig. 8 Node analysis map of oil well production after the perforation of gas layer

2 控制閥面積優化

Areal optimization of control device

雖然模擬結果表明氣層射開后油井產量得到大幅的提高，但是氣藏完井后，氣藏壓力、采氣指數等參數并不完全符合氣舉要求。若氣藏壓力過高，油井的產液量不增反降，這是由于注入壓力過高，大于注入點的井筒液體流動壓力，同時大量注入氣導致井筒內液體滑脫，增加混合液流動摩擦阻力［9］。圖9為控制閥面積與產液量之間的關系圖，圖10為控制閥面積與氣層注氣量之間關系圖。

圖9 控制閥打開面積與產液量關系圖Fig. 9 Relationship between the opening area of control device and the liquid production rate

模擬結果表明：控制閥的合理開度能夠獲得最優日產量。通過地面操控井下流入控制閥能夠調節氣藏注氣量，所以自動氣舉的關鍵技術是控制閥各級開度設計和最大面積設計［10-12］。控制閥最大面積應滿足油井開采后期增加注氣量的需求，例如油藏壓力和采液指數的降低以及含水率升高等問題。以油藏壓力、含水率和采液指數作為敏感參數，研究了不同工況下控制閥面積與產液量之間的關系，模擬結果如圖11～13所示。

圖10 控制閥打開面積與注氣量關系圖Fig. 10 Relationship between the opening area of control device and the gas injection rate

圖11 不同油藏壓力條件下控制閥面積與井口流量關系Fig. 11 Relationship between the opening area of control device and the wellhead flow rate for different oil reservoir pressures

圖12 不同油藏采液指數條件下控制閥面積與井口流量關系Fig. 12 Relationship between the opening area of control device and the wellhead flow rate for different fluid productivity indices of oil reservoir

隨著油藏壓力、采液指數、含水率的降低，油井產量也隨之降低。同時在各條件下，最大井口流量處的流量控制閥面積基本穩定在1.16 cm2，即當前敏感參數對最優控制閥面積影響不大。但是該完井方式可以在采油后期將能量衰竭的油井轉為氣井，根據圖10控制閥面積與氣藏產量曲線，控制閥面積在3.23 cm2以上時產氣量增長緩慢，所以最終的控制閥設計開度方案為0～1.94 cm2細分（大致分為10級），1.94～3.23 cm2粗分（大致分為3級），細分的目的是為了精確控制注氣量。

圖13 不同含水率條件下控制閥面積與井口流量關系Fig. 13 Relationship between the control device and the wellhead flow rate for different water cuts

井下監測設備可以實時提供各產層的動態參數，例如各層的壓力和溫度，通過控制閥的流量計算公式，就可以估算出氣層的注入量。同時可以關閉注氣閥，監測油藏的動態和靜態參數，從而為生產優化提供數據依據［13］。

3 實例驗證

Case verification

3.1 油藏概況

Summary of the oil reservoir

為驗證上述理論的正確性，以國外某油藏為例，模擬內部氣舉采油方法在提高產量、降低開采成本方面的作用。該油藏為背斜斷塊油氣藏，分為上下兩層，上部油層包含一個氣頂（上層藍色區域），兩側的邊水為油藏開采補充能量。圖14為油藏的含油飽和度分布圖。井G1穿過氣頂和下部油藏，采用智能完井方式開采，利用封隔器將上下兩層分隔開，上部氣層安裝有無級調節流入控制閥（ICV），用于調節氣頂氣的流入體積，井徑180 mm，油藏部分參數如表2所示。

表2 油藏及流體參數Table 2 Oil reservoir and fluid parameters

圖14 油藏含油飽和度分布圖Fig. 14 Distribution of oil saturation of oil reservoir

3.2 產量分析

Output analysis

關閉上層流入控制閥，設定井底流壓17 MPa，經過ECLIPSE油藏數值模擬軟件模擬得到下部地層的采液指數約為34.58 m3/d/MPa，將上述參數輸入到PIPESIM軟件中，如圖15所示。

圖15 PIPESIM軟件中油藏及油井模型參數Fig. 15 Oil reservoir and oil well model parameters in the software PIPESIM

本案例采用無極調節控制閥，為求得流入控制閥最佳打開面積，將控制閥分為26級，表3為各級面積與對應開度的關系。設定井口流壓為1.5 MPa，經過模擬驗證得到不同開度下油井的產量，結果如圖16所示。從圖中可以清晰地看出，在12位置處井口流量最大，達到了605.764 m3/d。

當關閉控制閥，底部油藏單獨生產時，設定井口壓力為1.5 MPa，其節點分析結果如圖17所示，IPR曲線與垂直井筒多相流曲線的交點，為該生產條件下的協調點。圖18為流入控制閥在12位置處的節點分析結果。

表3 流入控制閥的各級面積Table 3 Area of each stage of inflow control device

圖16 控制閥開度位置與井口流量關系Fig. 16 Relationship between the opening position of control device and the wellhead flow rate

圖17 未射開氣層時油井生產節點分析結果Fig. 17 Node analysis result of oil well production before the perforation of gas laye

圖18 控制閥12開度位置處的節點分析結果Fig. 18 Node analysis result of the control device at the opening position of 12

從圖17、圖18可以清晰看出，當關閉氣舉閥，下部油藏單獨生產時，該井的自噴產量約為120 m3/d，當流入控制閥調節到12開度時，產量增加到605 m3/d，產量增加了485 m3/d，增長了約4倍。

4 結論

Conclusions

通過對自動氣舉管柱、氣舉閥最大下入深度、系統流動原理、控制閥面積設計等方面的研究，詳細剖析了自動氣舉井下流動理論，通過軟件PIPESIM驗證了自動氣舉在油井自噴和提升產量方面的有效性，演示了協調點的計算過程，以及控制閥各級面積和最大開度的設計。模擬結果表明，在設計自動氣舉控制閥下入深度時，應綜合考慮氣藏和油藏的流出動態，不可片面地將氣藏壓力作為注氣壓力計算最大下入深度，同時控制閥各級開度的設計需綜合分析油藏的敏感參數，精確細分最優面積，適當放大最大面積。

自動氣舉在恢復油井自噴，提高油井產量方面具有較好的實際價值，相對于傳統氣舉采油方式，節約了大量初期投入成本，減少后期油井干預，降低修井等作業投入費用。綜合以上研究，同時鑒于國外的成功案例，認為可試驗性推廣自動氣舉完井方式。

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