智能完井自动气举理论研究

张娇 王浩 谢天 王金龙 张宁生

1.宿迁职业技术学院；2.西安石油大学；3.江苏双星彩塑新材料股份有限公司

自动气举（Auto Gas Lift，AGL）是一种利用地层气体能量的人工举升方式，也称就地气举（In-situ Gas Lift）或天然气举（Natural Gas Lift），即通过流入控制阀（ICV/ICD）调节孔阀面积，将适量气顶气或气藏气注入生产油管，利用气体膨胀降低油管内混合液密度，减小液柱静水压头，从而将流体举升到地面的采油方式。自动气举与传统气举类似，适用于高地层压力的高产井和高水驱能量的海上油井或用于高采油指数和高气油比的水驱地层［1］。自动气举的气源来自于地下的独立气藏或油藏气顶，可以充分利用气层的能量，与传统气举相比较，节省了地面设备的安装费用，例如空气压缩机、地面管线、辅助设备等，特别是海上油气田的勘探开发具有投资周期长、风险大、成本高的特点，在油田投入生产后希望尽快地回收初期投资，同时海上采油平台空间狭小，传统气举设备体积大、管线多，无疑会加大采油的成本投入，因此，自动气举相对于传统气举具有较大优势［2-3］。

20世纪初，井下流入控制技术得到快速的发展，使得智能完井工艺在各大油田成功运用，同时也衍生了更多方面的运用，其中一个方面就是自动气举采油的研发和运用。Al-Kasim（2002）研究了Norne海上油田的自动气举采油技术，该油田存在一个较大规模的气藏，通过自动气举充分利用气藏的能量，油田产量得到了极大提升［4］。Adam Vasper（2007）简单地分析了自动气举的井下流动理论以及现场运用经验［5］。K. F. Ng（2015）介绍了自动气举在马来西亚油田的运用情况，总结了自动气举设计应考虑的现场因素，该技术使得停喷的油井恢复自喷，为油田取得了巨大效益［6］。上述作者大部分侧重于自动气举的现场运用，并没有系统地研究自动气举阀的井下流动理论，特别是在设计控制阀下入深度时，没有考虑气藏的渗流压降对注入压力的影响，只是简单将气藏初始压力作为气举的注入压力。

文中综合分析了自动气举系统的流动理论，以PIPESIM软件为工具，研究了油藏含水率等敏感因素对注气点深度的影响，同时采用节点分析法设计控制阀各级开度的面积，以满足各举升阶段对注气量的不同需求，最后通过模拟案例验证了设计方案的有效性。

1 自动气举理论

Theory of automatic gas lift

1.1 自动气举管柱示意图

Sketch of automatic gas lift string

自动气举完井井下设备主要包括：流入控制阀，液压膨胀封隔器，永久井下温压监测器等，完井结构示意图见图1［5］。

图1 自动气举完井管柱示意图Fig. 1 Schematic completion string of automatic gas lift

该气举完井的气源为独立气藏，位于油层上方。气层被射开后，利用封隔器将气层与油层分隔开，有利于防止层间窜流，同时在气层段安装流量控制阀，可实现地面人员对井下气体注入量的精确调控。温度压力监测计用于监测油管内液体流压或关井时油藏静压，并且用于监测气层压力，根据监测数据实时认识油藏和气层流动状态，为模拟油藏和气藏流出动态、优化注气量提供数据。在油层段安装滑套，可以在开采后期将衰竭的油井转为气井，提升自动气举完井方式的后期价值［7］。当气源与油井之间的距离较远时，可利用分支井连接方式，将气藏气引入油管。

1.2 流入控制阀的下入深度

Setting depth of inflow control device

自动气举控制阀下入深度的设计方法与传统气举阀相似：根据产量需求由IPR曲线确定相应的井底流压pwf，根据产量、气液比等以pwf为起点，按多相垂直管流向上计算井筒压力分布，绘制垂直井筒多相流曲线；从气藏向上作气柱压力梯度线，则两条曲线交点为气举阀的最大下深点。如图2所示为PIPESIM软件设计的气举阀下入深度，蓝色线为井筒流出曲线，绿色线为气藏压力梯度线，红色线为气举阀最大下入深度。

图2 气举阀最大下入深度Fig. 2 Maximum setting depth of gas lift valve

传统气举的注气压力由地面气体压缩机调节，注入压力可以维持稳定水平，但自动气举的气源来自于临近气藏或自身气顶，注入压力会随着气体流速增加而降低，即符合气层的流入动态特征曲线。而且随着油井的持续产出，油藏平均压力、产液指数和含水率等都会发生变化，同时油管内的液柱压力也会随着含水率、气油比的变化而改变，所以在计算自动气举阀最大下入深度时，应结合气藏IPR曲线。

图3为某气藏的IPR曲线，在曲线上选取多个测试点，图中的井底流压表示注气压力，产量表示注气量。目标油藏深度为2 285 m，采用注水开发方式，假定油藏平均圧力保持不变，井筒流体的含水率分别取0、0.3、0.5、0.8作为油藏的敏感性参数。利用PIPESIM求得各参数下气举阀最大下入深度，结果如表1所示，为气藏不同流动状态下的气举阀下入深度。

图3 气藏流入动态曲线Fig. 3 Inflow performance curve of gas reservoir

表1 不同状态下气举阀最大下入深度Table 1 Maximum setting depth of gas lift valve in different states

由表1计算结果可以得到：气举阀对注气压力较敏感，压力越大最大下入深度就越大；在高气藏压力时，含水率对最大下深影响不明显；但在低注入压力下，随着含水率增加，最大下深不断降低。

1.3 控制阀的压降理论

Pressure drop theory of control device

气体通过控制阀的压降通常利用Thornhill Craver方程计算［8］

式中，q为标准状况下通过气举阀孔的流量，m3/d；Cd为流动系数，无因次；A为控制阀面积，m2；pU为控制阀上游压力，MPa；pD为控制阀下游压力，MPa；g为重力加速度，m/s2；Z为气体压缩因子，无因次；r为下游压力与上游压力比值，r=pD/pU；rc为临界压力比；pc为临界压力，MPa；k为流体比热比，无因次。

当r≤rc时，气体流量q为常量，当r＞rc时，流量随着下游压力pD增加而降低。如图4所示，将控制阀上游压力固定为20.3 MPa，通过改变下游控制阀的压力得到控制阀的流动曲线，同时考虑不同控制阀开度下的流动状态。通过横向比较容易发现，当控制阀下游压力越大，流过孔阀的气体流速越小；纵向比较可得到，孔阀面积越大，流速越大，在等流速梯度下，面积越大，压力损失越小。

图4 控制阀不同位置流动状态曲线Fig. 4 Flow regime at different positions of control device

1.4 确定流动协调点

Determination of flow coordinating point

不同于传统气举采油方式，自动气举的气源来自于气层或气顶，所以确定协调点时应考虑气藏流出动态，即气藏的IPR曲线。图5为井下压力剖析图，图中pD表示注入点处油管内流体压力，pU表示注入点处的环空气体压力，pwf-gas表示气藏流压。

图5 井底压力系统剖析Fig. 5 Analysis on bottom hole pressure system

对于给定控制阀位置和井口油压下，自动气举系统处于稳定状态，上述压力都是关于气体流速的函数

式（3）表示气藏流入动态曲线，即井底流压pwf–gas与气产量qres之间的关系。式（4）表示环空中的气体流速与两端压力之间的关系，即气体在环空流动中的摩阻压降。当控制阀的安装位置靠近气层时，气层井底流压pwf–gas与控制阀外侧压力pU之间的压力差较小，pwf–gas近似等于pU。式（5）表示气体通过控制阀的压力降，即方程（1）。式（6）表示注气量qtub与注入点处流体压力pD关系，即井筒垂直多相管流，可利用注气量qtub计算井筒内液柱的气油比。式（7）表示目标油藏流入动态关系，即井底流压pD与油产量qoil之间的关系。上述5个方程，表述了在给定的控制阀位置和井口油压情况下，系统各节点处压力与注气量以及油藏产量之间的简化方程，上述方程可根据不同油藏条件写出具体的数学表达式。其中

此时只有 5 个未知量：qgas，qoil，pwf–gas，pU，pD，以及5个方程，通过解方程便可求得未知量，由于式（4）是垂直多相管流的迭代计算，所以求解方程组是一个反复迭代、试解直至收敛的过程。基于以上分析，解决了自动气举系统压力与产量的数学模型，为自动气举模拟确定了理论基础。

PIPESIM油气井生产一体化软件，可精确模拟各节点的流动形态，通过组合流动方程，求解自动气举的协调点，如图6所示为自动气举完井结构示意图，在该气藏模型中放置流入控制气举阀。

图6 PIPESIM自动气举完井结构Fig. 6 Well completion structure of PIPESIM automatic gas lift

根据上述流动控制阀最大深度计算方法，确定控制阀最大下入深度为1 969 m，同时设定油压最低为0.75 MPa，图7、图8分别为未射开和射开气藏后的油井生产节点分析图，图8中IPR曲线与TPC曲线交点为当前油压条件下的协调点。从两图对比可以看出：未射开气层时，油井已无法自喷生产；当射开气层后，油井不仅恢复自喷生产而且产量得到大幅度增长，该结果表明自动气举采油方式在恢复自喷和提高油井产量方面的积极作用。

图7 未射开气层油井生产节点分析图Fig. 7 Node analysis map of oil well production before the perforation of gas layer

图8 射开气层后油井生产节点分析图Fig. 8 Node analysis map of oil well production after the perforation of gas layer

2 控制阀面积优化

Areal optimization of control device

虽然模拟结果表明气层射开后油井产量得到大幅的提高，但是气藏完井后，气藏压力、采气指数等参数并不完全符合气举要求。若气藏压力过高，油井的产液量不增反降，这是由于注入压力过高，大于注入点的井筒液体流动压力，同时大量注入气导致井筒内液体滑脱，增加混合液流动摩擦阻力［9］。图9为控制阀面积与产液量之间的关系图，图10为控制阀面积与气层注气量之间关系图。

图9 控制阀打开面积与产液量关系图Fig. 9 Relationship between the opening area of control device and the liquid production rate

模拟结果表明：控制阀的合理开度能够获得最优日产量。通过地面操控井下流入控制阀能够调节气藏注气量，所以自动气举的关键技术是控制阀各级开度设计和最大面积设计［10-12］。控制阀最大面积应满足油井开采后期增加注气量的需求，例如油藏压力和采液指数的降低以及含水率升高等问题。以油藏压力、含水率和采液指数作为敏感参数，研究了不同工况下控制阀面积与产液量之间的关系，模拟结果如图11～13所示。

图10 控制阀打开面积与注气量关系图Fig. 10 Relationship between the opening area of control device and the gas injection rate

图11 不同油藏压力条件下控制阀面积与井口流量关系Fig. 11 Relationship between the opening area of control device and the wellhead flow rate for different oil reservoir pressures

图12 不同油藏采液指数条件下控制阀面积与井口流量关系Fig. 12 Relationship between the opening area of control device and the wellhead flow rate for different fluid productivity indices of oil reservoir

随着油藏压力、采液指数、含水率的降低，油井产量也随之降低。同时在各条件下，最大井口流量处的流量控制阀面积基本稳定在1.16 cm2，即当前敏感参数对最优控制阀面积影响不大。但是该完井方式可以在采油后期将能量衰竭的油井转为气井，根据图10控制阀面积与气藏产量曲线，控制阀面积在3.23 cm2以上时产气量增长缓慢，所以最终的控制阀设计开度方案为0～1.94 cm2细分（大致分为10级），1.94～3.23 cm2粗分（大致分为3级），细分的目的是为了精确控制注气量。

图13 不同含水率条件下控制阀面积与井口流量关系Fig. 13 Relationship between the control device and the wellhead flow rate for different water cuts

井下监测设备可以实时提供各产层的动态参数，例如各层的压力和温度，通过控制阀的流量计算公式，就可以估算出气层的注入量。同时可以关闭注气阀，监测油藏的动态和静态参数，从而为生产优化提供数据依据［13］。

3 实例验证

Case verification

3.1 油藏概况

Summary of the oil reservoir

为验证上述理论的正确性，以国外某油藏为例，模拟内部气举采油方法在提高产量、降低开采成本方面的作用。该油藏为背斜断块油气藏，分为上下两层，上部油层包含一个气顶（上层蓝色区域），两侧的边水为油藏开采补充能量。图14为油藏的含油饱和度分布图。井G1穿过气顶和下部油藏，采用智能完井方式开采，利用封隔器将上下两层分隔开，上部气层安装有无级调节流入控制阀（ICV），用于调节气顶气的流入体积，井径180 mm，油藏部分参数如表2所示。

表2 油藏及流体参数Table 2 Oil reservoir and fluid parameters

图14 油藏含油饱和度分布图Fig. 14 Distribution of oil saturation of oil reservoir

3.2 产量分析

Output analysis

关闭上层流入控制阀，设定井底流压17 MPa，经过ECLIPSE油藏数值模拟软件模拟得到下部地层的采液指数约为34.58 m3/d/MPa，将上述参数输入到PIPESIM软件中，如图15所示。

图15 PIPESIM软件中油藏及油井模型参数Fig. 15 Oil reservoir and oil well model parameters in the software PIPESIM

本案例采用无极调节控制阀，为求得流入控制阀最佳打开面积，将控制阀分为26级，表3为各级面积与对应开度的关系。设定井口流压为1.5 MPa，经过模拟验证得到不同开度下油井的产量，结果如图16所示。从图中可以清晰地看出，在12位置处井口流量最大，达到了605.764 m3/d。

当关闭控制阀，底部油藏单独生产时，设定井口压力为1.5 MPa，其节点分析结果如图17所示，IPR曲线与垂直井筒多相流曲线的交点，为该生产条件下的协调点。图18为流入控制阀在12位置处的节点分析结果。

表3 流入控制阀的各级面积Table 3 Area of each stage of inflow control device

图16 控制阀开度位置与井口流量关系Fig. 16 Relationship between the opening position of control device and the wellhead flow rate

图17 未射开气层时油井生产节点分析结果Fig. 17 Node analysis result of oil well production before the perforation of gas laye

图18 控制阀12开度位置处的节点分析结果Fig. 18 Node analysis result of the control device at the opening position of 12

从图17、图18可以清晰看出，当关闭气举阀，下部油藏单独生产时，该井的自喷产量约为120 m3/d，当流入控制阀调节到12开度时，产量增加到605 m3/d，产量增加了485 m3/d，增长了约4倍。

4 结论

Conclusions

通过对自动气举管柱、气举阀最大下入深度、系统流动原理、控制阀面积设计等方面的研究，详细剖析了自动气举井下流动理论，通过软件PIPESIM验证了自动气举在油井自喷和提升产量方面的有效性，演示了协调点的计算过程，以及控制阀各级面积和最大开度的设计。模拟结果表明，在设计自动气举控制阀下入深度时，应综合考虑气藏和油藏的流出动态，不可片面地将气藏压力作为注气压力计算最大下入深度，同时控制阀各级开度的设计需综合分析油藏的敏感参数，精确细分最优面积，适当放大最大面积。

自动气举在恢复油井自喷，提高油井产量方面具有较好的实际价值，相对于传统气举采油方式，节约了大量初期投入成本，减少后期油井干预，降低修井等作业投入费用。综合以上研究，同时鉴于国外的成功案例，认为可试验性推广自动气举完井方式。

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