深水立管气举效果影响因素模拟分析＊

王 涛 李清平 胡茂宏 喻西崇 王 凯

（1.中海油研究总院；2.中海石油（中国）有限公司深圳分公司）

深水立管气举效果影响因素模拟分析＊

王 涛1李清平1胡茂宏2喻西崇1王 凯1

（1.中海油研究总院；2.中海石油（中国）有限公司深圳分公司）

以西非某深水油田为研究对象，利用OLGA及PVTsim商业软件，对水深、气油比、含水率、输量以及管道出口压力等影响深水立管气举效果的因素进行了模拟分析。气举能有效地降低深水立管底部压力；在一定范围内，注气量的增大能有效地减小深水立管底部压力波动，但注气量并不是越大越好，每种工况对应一个最优注气量；在油田生产后期，随着含水率增大和管道入口处流体气油比减小，立管底部注气带来的压降获益效果越明显；输量越小，气举效果越好；管道出口压力越大，气举效果越好。

深水 立管 气举 影响因素 模拟分析

随着海洋油田开发向深水的迈进，在深水油田开发过程中存在的一系列生产问题不断涌现出来。一般来讲，油田开发后期含水率逐渐增加，深水立管内液体静水压力不断增大，此时井口背压也随之增大[1－2]。对于高静水压力、低气油比、高粘油品的深水油田开发来讲，深水立管底部气举已在国外深水油田开发中得到了应用[3]。目前国内对立管内流体流动特性的研究较多[4－5]，但尚没有采用立管底部气举的工程应用实例，对于影响深水立管底部气举效果的主要因素也缺少详细研究。

根据国内外对立管内流体流动特性研究的相关文献，影响深水立管内流体流动特性的因素有水深（立管高度）、气油比、输量、含水率、油品粘度、管道直径、压力、温度等[3－4，6]，任何一个参数的变化都能不同程度地影响到立管系统内流体的流动特性。本文主要以西非某深水油田为对象，利用工程设计软件PVTsim及OLGA，研究不同条件下立管底部注气后立管内流体流动特性的变化，并结合油田具体的工程设计数据研究水深、气油比、注气量、输量、含水率以及管道出口压力等因素对气举效果的影响，以期为国内今后自主开发深水油田提供相关的技术支持。考虑到管道直径的改变直接影响到管道内流体流型、操作压力以及管道允许输量范围等参数的变化，温度与油品粘度直接相关，且粘度的变化直接影响管道内流体流型及压降，文中流体组分及管道直径等参数的选取依据油田具体数据，但对于其如何影响管道内流体的流动特性不作研究。

1 模拟条件及参数

1.1 管道路由

本文所研究的管道路由主要由水平起伏管段和自由站立式立管组成，立管顶部通过软管与浮式生产设备相连接。目前国际上海洋工程界较为公认的深水通常指水深超过300 m的海域，超深水通常指水深超过1500 m的海域[7]，因此本文模拟研究中选择的深水立管高度分别为400、800、1200、1500 m。

1.2 水深与温度的关系

为使模拟条件更接近实际工程环境，在OLGA模型中要对传热计算所需要的各参数进行设定，但由于系统内流体温度变化对立管底部气举效果的影响较小，因此本文对此不做研究。依据工程设计资料，西非海域水深与环境温度关系曲线见图1。

图1 西非海域环境温度与水深的关系曲线

1.3 管道参数及边界条件

按照西非某深水油田具体工程设计参数，本文模拟管道内径为301.6 mm，海底管道、立管、生产跨接管总体传热系数分别为2.7、4.4、22.9 W/（m2·℃），管道及立管的表面粗糙度为0.046 mm，生产跨接管表面粗糙度为1.2064 mm。在对立管高度、气液比、注气量、含水率、输量等参数进行敏感性研究时，生产跨接管出口处背压设定为恒定值1.7 MPa A（在研究管道出口压力对立管底部气举效果时，管道出口压力分别设定为0.9、1.1、1.3、1.5、1.7、1.9、2.1、2.3 MPa A），管道入口处流体温度为65℃。

1.4 管道内流体参数

设定油田生产早、中、晚期含水率分别为0、50%、90%，根据本文模拟选取的管径，模拟流体输量分别选为3.18×103、6.36×103、9.54×103m3/d，注气量选为0.25、0.50、0.75和1.00 Mm3/d。本文针对低气液比油田进行研究，气油比选为80、140、200。

2 模拟结果分析

本文引入“压降获益”来评价立管底部气举效果的好坏，“压降获益”是指进行注气后立管底部压力相对于没有注气时的减小值，此值越大，说明气举效果越好，反之气举效果差。

2.1 立管高度对气举效果的影响

在气油比为80，含水率为50%，输量为6.36×103m3/d时对不同立管高度：400、800、1200以及1500m时不同注气量下立管底部压降获益进行模拟研究，模拟结果见图2。从图2可以看出，在相同的注气量下，随着水深的增加（即立管高度的增加）立管底部流体由于气举带来的压降获益逐渐明显。分析其原因，由于水越深，立管底部静水压力越大，注入气体后气体与立管内的液体混合导致流体的混合密度降低，也就是说，在混合密度降低幅度相同的情况下，水越深，立管底部静水压力降幅越大。由图2还可以看出，在立管高度为400 m时，气举带来的立管底部流体的压降获益与注气量大小关系不大，这说明在浅水油田开发过程中，在立管底部进行气举意义不大，而在深水油气田开发过程中采用立管底部注气的方法能有效地降低立管底部流体的压力，从而间接降低井口背压，达到油田增产的目的。为了研究其它因素对立管底部气举效果的影响，本文以下部分所研究的立管高度均为1500 m。

图2 不同注气量时不同立管高度对立管底部气举效果的影响（气油比为80，含水率为50%，输量为6.36×103 m3/d）

2.2 注气量和气油比对气举效果的影响

在气油比为80，含水率为50%，输量为3.18×103m3/d工况下，分析注气量分别为0、0.25、0.50、0.75 Mm3/d时立管底部压力波动情况，模拟结果见图3。从图3可以看出，随着注气量的增大，立管底部压力波动由10.5 MPa变为0.05 MPa，立管内的流体流动趋于平稳，一方面可以减小由于压力波动导致的立管底部震动，另一方面有利于保持井口背压的稳定，从而稳定生产，同时还可以防止破坏井底完井方式，最大程度地减少生产过程中的产砂量。

图4为管道入口处流体气油比分别为80、140、200时不同注气量工况下立管底部气举效果对比图，可以看出，相同注气量下随着输送流体气油比的增大，从气举带来的“压降获益”来看，气举效果变得越来越不明显；在气油比为80、注气量为1 Mm3/d时，由于注气导致的立管底部压力降幅最大可达5.2 MPa，而 在 气 油 比 为 200、注 气 量 超 过 0.5 Mm3/d时，注气量的增加已经不能有效地降低立管底部压力。分析认为，在输送高气油比流体时，立管内流体的混合密度本身已不是很大，这时再注入大量的气体不会导致混合密度较大程度地降低，从而不能有效地降低立管底部压力；反之当输送流体的气油比较低时，注气量的增加可以有效地减小立管内流体的混合密度，从而降低立管底部压力。

在一定范围内增大立管底部注气量，一方面可以有效地降低立管底部压力，另一方面能稳定管道内流体的流动。但模拟发现并非注气量越大效果就越好，当注气量达到一定值时，管道内发生冲蚀现象。根据API RP 14E[8]，冲蚀比定义为流体的混合速度与冲蚀速度的比值，冲蚀速度定义为经验值C与混合密度平方根的比值，即

图3 不同注气量时立管底部压力波动曲线（气油比为80，含水率为50%，输量为3.18×103 m3/d）

图4 不同注气量时气油比对立管底部气举效果的影响

式（1）中：EVR为冲蚀比；Vmix为流体的混合速度，m/s；Verosion为冲蚀速度，m/s；Usliq、Usgas分别为气体、液体表观速度，m/s；C为经验常数，此处对于立管取为130ρgas为在当地条件下的混合密度，kg/m3；ρliquid、ρgas分别为液体、气体密度，kg/m3；H 为液体体积分数。

为了保证管线内不发生冲蚀，需要Vmix＜Verosion，即EVR小于1。

不同注气量时立管底部压降获益及冲蚀比关系曲线见图5。从图5可以看出，在注气量小于0.75 Mm3/d时，随着注气量的增大，压降获益明显增大，注气带来的“压降获益”效果尤其突出；当进一步增大注气量时，气举带来的“压降获益”效果变得不是很明显；注气量达到1 Mm3/d时，EVR＝1，立管顶部开始发生冲蚀现象；随着注气量的继续增大，当注气量增大到2 Mm3/d后，压降获益曲线开始下降，立管底部压力随着注气量的增大而变大。这主要是因为，注气量达到一定值时，立管横截面上液体所含气体达到饱和状态，注气带来的减小立管中静水压力的正作用达到极限状态，而由于注气量的增大引起的流体流动摩阻损失增大的反作用逐渐体现出来，这才使得立管底部压力随着注气量的增大而逐渐升高。分析可知，对不同的立管尺寸以及油田工况对应不同的最佳气举注气量。

图5 不同注气量时立管底部压降获益与冲蚀比关系曲线（气油比为80，含水率为50%，输量为3.18×103 m3/d）

2.3 含水率和输量对气举效果的影响

气油比为80，流量分别为3.18×103、6.36×103、9.54×103m3/d时，对不同含水率和不同注气量时立管底部气举效果进行了分析，结果见图6～9。

含水率的增加使得立管中流体流动变得不稳定[4]。由图6～8可知，含水率为0，不同输量和不同注气量时立管底部压降获益均不明显；含水率越大，气举带来的降压效果越明显。分析认为，因为水的密度比油的密度大，立管中输送流体含水率的增加很大程度上增加了立管内流体的静水压力，此时注气量的增加有利于大范围降低立管内流体的混合密度，从而大大降低立管底部压力。从图9可以看出，随着输量的增大，气举效果变差，这是因为输量的增大直接导致立管底部压力的增大，在气油比及注气量相同的情况下，气举对立管底部压力降低的效果就随着输量的增大而减小。

2.4 管道出口压力对气举效果的影响

立管底部注气量为0.75 Mm3/d，管道入口处流体气液比分别为80、140以及200时，对管道出口压力对立管底部气举效果进行了分析，结果见图10。由图10可知，相对于前面研究的其它几个因素，管道出口压力对立管底部注气带来的压降获益效果影响相对较小，特别是在气油比较大的情况下，压降获益效果就更不明显；管道出口压力越高，立管底部气举带来的压降获益效果越明显；立管入口处流体气液比越小，相同注气量及立管出口压力下立管底部由于注气带来的压降获益越大。

图10 管道出口压力对立管底部气举效果的影响曲线（立管底部注气量为0.75 Mm3/d）

3 结论

（1）水深是影响气举效果的主要因素，气举能有效地降低深水立管底部压力，水越深气举效果越明显。

（2）在深水油田开发过程中，气举是稳定生产的主要措施之一，在一定范围内，注气量的增加可以减小立管底部压力。但并不是注气量越大气举效果越好，特定工况对应一个最优注气量，此时立管底部压力最小，若再增大气举注入量，可能导致冲蚀的发生。

（3）油田生产后期，油井产液含水率增大，气油比变小，气举效果逐渐明显；在油田生产后期，可以通过气举来保障油田生产。

（4）输量和管道出口压力也是影响气举效果的重要因素，输量越小，气举效果越好；管道出口压力越大，立管底部气举带来的压降获益效果越明显。

[1] VICKI G N，TOMMY S，GOLCZYNSKI et al.Flow assurance：What is different about ultradeepwater[C].UDET Conference 2002.

[2] BROWN L D.Flow assurance：Aπ3discipline[C]，OTC 14010.

[3] SZUCS A，LIM F.Heavy－oil gas lift using the concentric offset riser（COR）[C].Alberta：SPE/PS－CIM/CHOA international thermal operations and heavy oil symposium，2005.

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[6] FARGHALY M A.Study of severe slugging in real offshore pipeline riser－pipe system[C].SPE15726，1987.

[7] 海洋石油工程设计指南编委会.海洋石油工程设计指南：海洋石油工程深水油气田开发技术[M].北京：石油工业出版社，2011.

[8] American Petroleum Institute.API PR API 14E Recommended practice for design and installation of offshore production platform piping systems[S].2007.

Simulation and analysis of the parameters impacting the performance of deepwater riser gas lift

Wang Tao1Li Qingping1Hu Maohong2Yu Xichong1Wang Kai1

（1.CNOOC Research Institute，Beijing，100027；2.Shenzhen Branch of CNOOC Ltd.，Guangdong，518067）

The parameters impacting the gas lift performance in the development of deep water oilfield，such as water depth，gas oil ratio，water cut，flow rate and outlet pressure，have been simulated and analyzed with the commercial software OLGA and PVT sim based on the background of a deep water oilfield in West Africa.It is indicated that the gas lift injection can lower the riser bottom pressure significantly；increasing gas lift injection rate can mitigate the riser bottom pressure fluctuation within a certain range，while the gas lift injection rate is not the greater the better and the optimum gas lift injection rate is different for different scenario；in later production stage，the effect of gas lift injection in dropping riser bottom pressure becomes more obvious along with the water cut increase and GOR decrease of the inflow fluid，so that the lower is the flow rate，the better is the gas lift performance and the higher is the outlet pressure，the better is the gas lift performance.

deep water；riser；gas lift；impact parameters；simulation and analysis

＊国家“十二五”重大专项“深水流动安全保障与水合物风险控制技术”（编号：2011ZX05026－004）部分研究成果。

王涛，男，工程师，主要从事多相流动研究。地址：北京市东城区东直门外小街6号海油大厦（邮编：100027）。

2011－05－26改回日期：2011－06－27

（编辑：夏立军）