套管气辅助举升工艺动态分析模型

钟子尧吴晓东韩国庆吕欣润张伟鹏

1.中国石油大学（北京）石油工程学院；2. 燕山大学

套管气辅助举升工艺动态分析模型

钟子尧1吴晓东1韩国庆1吕欣润1张伟鹏2

1.中国石油大学（北京）石油工程学院；2. 燕山大学

在高气液比井中为了减少气体对泵效的不利影响，同时又能充分利用气体能量，采用套管气辅助举升技术是一个比较经济有效的选择。在井下合适深度下入气举阀，将环空气体返注回油管，利用气举原理可获得更高的系统效率。然而套管气源和压力无法人为控制，注气压力和注气量均随时间变化。为了验证设计参数的合理性，结合采油系统中各段的流动特点和采油设备的工作特性，考虑井下分离器和气举阀造成的套管气体量以及压力的变化，建立了套管气辅助举升过程的动态模型。通过比较有无井下分离器及气举阀时的油井生产参数变化，得到使用套管气辅助举升系统后，油井泵效提高、套压得以控制、上冲程载荷降低等结果，表明套管气可以用来辅助人工举升。研究还通过改变气举阀下入深度、直径以及开启压力，研究各参数对采油过程的影响，为套管气辅助举升工艺的设计提供了依据。

套管气；辅助举升；动态模型；柱塞泵效；井下分离器

气驱和天然气驱（如气顶、溶解气驱）油井往往有较高的生产气液比。通过安装井下气液分离器，可以减小井下气体对抽油泵工作带来的负面影响，但分离出来的气体会进入油套环空并逐渐累积，造成油套环空憋压以及环空动液面下降，影响抽油泵的正常工作［1］。常规套管气处理工艺需要增加井口定压回收装置，不仅增加采油成本，而且环空中高压气体的能量没有有效利用。

为了在解决套管气问题的同时又能充分利用气体能量，在中原油田、吐哈油田的高含气油井中（气液比高于100 m3/m3）率先采用了套管气辅助举升技术。文东油田22口油井使用套管气辅助举升技术后，平均泵效从17.4%提高到40.5%以上，并且油井平均产液量提高20 t/d［2-3］。在南堡油田的电潜泵采油井中也实现了套管气辅助举升工艺的现场应用，生产井以0.3 MPa/d速度升高的套压在气举阀开启一段时间后开始稳定，以后生产过程比较平稳［4-5］。吉林油田在套管气辅助举升工艺应用过程中，提出了气举阀下深的设计方法，在安装气液分离器和气举阀后4口油井系统效率均升高10%以上［6］。根据油田现场的应用情况，套管气辅助举升简化了套管气回收工艺，在高气液比油井中适应性强，能有效提高油井产量和采油效率。随着气驱采油技术的成熟和推广应用，套管气辅助举升工艺具有巨大的应用潜力。

套管气辅助举升过程由环空憋压，气举阀关闭到开启，环空向油管注气，气体辅助举升等一系列动态过程组成。通过耦合地层、油套管和环空中的动态流量关系，建立了模拟套管气辅助举升过程的动态模型，可以得到气举阀开关前后套管压力和动液面的变化，并研究了各工艺参数在整个过程中对油井生产系统的影响，为套管气辅助举升设计提供了相关依据。

1 模型建立

Model establishment

套管气辅助举升模型需要耦合不同类型的流动过程，还需要考虑井下气液分离器、气举阀和抽油泵以及抽油杆这些井下设备的工作特性。为了简化模型，假设如下：由于模拟时间步长较长，井内两相流动按稳态模型计算；油套环空压力按静态压力分布计算；地层温度不随时间变化，油管中流体温度计算只考虑对流以及径向稳定传热，而环空流体温度是根据油管内的流体温度通过径向传热模型得到。气举阀打开或者关闭取决于气举阀处的环空压力，当环空压力大于气举阀开启压力时气举阀打开，当压力下降到关闭压力时气举阀关闭。气举阀打开时只考虑由环空到油管的单向流动［7-10］。

如图1所示，将油井分成8个部分。储层段有很多表征油井产能的解析、非解析模型， Vogel方程是在油气两相流条件下的油井产能常用模型，这里用其表征高含气油井井底压力与油井产液量的对应关系［7］

式中，Qo为油井流量，m3/d；Qomax为油井最大产油量，m3/d；pwf为井底流压，MPa；pr为地层压力，MPa。

图1 套管气辅助举升工艺原理Fig. 1 Schematic principle of casing head gas assisted lift technology

从井底到抽油泵底部的套管内流动和泵上油管内流动段均为管流段，使用已有的管流模型，根据油气流量进行流型判断，并计算持液率，从而计算压力分布。图2为油管内压力分布计算结果，其中井口压力固定为0.5 MPa，开井0.25 d时，环空压力还没有升高到气举阀的打开压力，这时油管压力梯度大，泵上压力高，当气举阀打开后，气举阀上部油管的压力梯度减小，最终泵出口压力下降了1.2 MPa。

井下分离器段可根据分离器效率计算进入环空的气体流量

式中，Qga为进入环空中的气体流量，m3/d；Qgp为泵入口处的气体流量，m3/d；E为井下分离器效率。

图2 气举阀开启前后油管压力分布曲线Fig. 2 Distribution curve of tubing pressure before and after the starting of gas lift valve

油套环空积液段，由环空段的液相质量守恒得到式（3），其中积液段的平均密度由动液面处压力pf与泵入口处压力pp的平均值 （pf+pp）/2得到，而两压力之差pf-pp等于积液段的静液柱压力，如式（4）所示。

式中，Hp、Hf分别为下泵深度和动液面深度，m；pp、pf分别为泵入口处和动液面处的压力，MPa；Aa为环空截面积，m2；ρl为环空积液段的平均液相密度，kg/m3；ρlp为泵入口处的液相密度，kg/m3；Qla为进入环空段的液相流量，其值为正表示环空液量增加，反之环空积液则被吸入泵内，m3/d；Qld为泵入口处流量，m3/d； Qlp为泵实际排量，m3/d；t为模拟时间，d。

套管气段，气相的质量守恒方程不仅考虑套管气段的气体，还考虑原油中的溶解气，式（6）中左右端各有2项，分别代表游离气和溶解气量；气举阀处的环空压力和套压均按静气柱计算，如式（7）、（8）所示

气举阀有打开和关闭2种状态，当气举阀处的环空压力pv高于气举阀开启压力时，气举阀处于打开状态下，进气量Qgv按孔阀模型进行计算［7］

式中，η为 max{ηc，pt/pa}，即当气举阀出口压力pt和入口压力pa之比小于临界压力比ηc时，过阀流动处于临界状态，气体流量按临界流量计算；d为气举阀直径，m；k为气体绝热系数，天然气可取1.3～1.5；Ta为气举阀处的环空温度，K；Za为气举阀处的气体压缩因子。

图3为进入环空的气量和通过气举阀注入油管的气量，并均已转化到地面温压条件下的气体密度。由图可知，套管压力在某一时刻升高到气举阀的开启压力，环空气体开始进入油管，进气量升高后降落，最终当分离器分离出来的气量与气举阀注入气量相等时，系统到达稳定状态。

图3 地面条件下环空进气速度与气举阀注气速度动态曲线Fig. 3 Intake rate at annulus and gas injection rate at gas lift valve on the ground

抽油泵和抽油杆部分，根据抽油机抽汲参数、泵吸入口以及排出口压力可以得到柱塞的有效冲程、泵内气相含量和漏失量，这样泵效以及泵排量可由式（10）、（11）计算［7］

式中，ηp为抽油泵泵效，小数；εS、εF、εL、εV分别为冲程泵效、气体泵效、体积泵效和漏失泵效，计算方法可参考文献［7］；Ap为泵的柱塞面积，m2；Qt为泵理论排量，m3/d；S为冲程，m；N为冲次，次/min。

2 模型求解

Model solution

根据上文建立的模型，运用时间离散的方法可以求解各时间步下的井筒压力和流量。从地层流入井内的气液流量由式（1）控制，抽油泵下方流体在套管内的流动压降可由管流模型求得。根据泵入口处的温度压力计算相应的自由气量，再由井下分离器计算排出到环空中的气量（式（2））。环空中压力升高和动液面深度变化可由式（3）～（8）计算得到。如果气举阀处于开启状态，计算油管内压力分布时需要考虑气举阀注入的气体影响。假定模型在初始状态下所有流量均为0，油管内充满液体，压力按静压计算，环空动液面高度和套压由初始条件给出。

3 计算结果

Calculation results

3.1 结果分析

Result analysis

模型计算所需要输入的参数有地层深度、压力、油套管尺寸等油井基本参数和抽油机冲程、冲次、下泵深度等采油工艺参数。不同温度压力下的流体物性如原油溶解气油比，油气密度、黏度，可使用黑油模型进行计算。模型还需要给出油井的初始状态，如初始动液面高度、套管压力和流量。文中选用典型井的数据进行计算，具体参数见表1。

通过改变模型中相应参数的值可以反映油井在3种不同状态下的生产状况：a表示无井下分离器和气举阀、b表示只有井下分离器和c表示同时安装井下分离器和气举阀。将式（2）中井下分离器效率E取为0则分离器不能分离气体，可以认为没有安装井下分离器，即为状态a；将气举阀开启压力取充分大，使得气举阀始终处于关闭状态，这样即转化为状态b。图4～图6展示了3种情况下，油井套压、泵效和地层产液量随时间变化的计算结果。由图4看出，b状态下如果不放套管气，套压会一直升高，环空液面下降直至到泵深处。由图5看出，a状态下由于泵吸入口压力低于原油泡点压力，气体的存在降低了泵效。图6展示了地层向井筒供液的变化，初始条件下地层进液多于泵实际排量，井底流压上升，产量下降，油井在c状态下随着沉没度增大以及套管气开始进入油管，使得泵效提高，泵实际排量开始高于地层供液量，使得动液面下降，地层供液量上升，最终泵排量和地层供液量达到平衡，系统趋于稳定，由图6可见使用套管气辅助举升工艺时，油井在稳定后的产量高于其他2种生产状态。

表1 套管气辅助举升工艺动态模型主要参数Table 1 Main parameters of dynamic model for casing head gas assisted lift technology

图4 油井在不同工作状态下的套压变化Fig. 4 Casing pressure of oil well in different working states

图5 油井在不同工作状态下的泵效变化Fig. 5 Pump efficiency of oil well in different working states

图6 油井在不同工作状态下的产液量变化Fig. 6 Liquid producing capacity of oil well in different working states

通过上面的分析可知，使用套管气辅助举升工艺既可以缓解油井伴生气体对抽油泵的影响，又能将气体能量合理利用，降低上冲程时的液柱载荷，这样可以减少由于杆柱弹性导致的冲程损失以及上下冲程中抽油机的不平衡，因此获得更高的系统效率。另外，这个工艺有效解决了套管气积累的问题，避免了额外的套管气处理程序。

3.2 参数分析

Parameter analysis

为了研究各个设计参数的影响，选取了主要设计参数：气举阀下深、气举阀直径和气举阀开启压力进行敏感性分析，通过比较不同设计参数下油井的产量、泵效等，得到各个参数的合理范围。

3.2.1 气举阀下入深度的影响 气举阀下深选为200 m、400 m、600 m和800 m。随着气举阀下入深度的增加，可以降低更长油管段内的流体密度。如图7所示，下深在600 m时，整体泵效要高于200 m和400 m的情况。但如图8所示，下深在600 m时气举阀开始向油管内注气的时间点推迟了，这是因为当环空压力高于气举阀开启压力时，气举阀处油管内压力仍高于环空压力，气体无法从环空进入油管，环空继续憋压，直到高于油管内的压力，气举阀才开始注气。当深度到达800 m时，不仅注气时间大幅延后，而且由于初始注气速度过大，导致套压下降太快，注气一段时间后环空压力低于油管内压力，这样气举阀停止注气，环空继续憋压一段时间后，才重新开始注气。以系统稳定生产为设计前提，对设计方案进行仿真模拟，可预测各设计方案下油井在气举阀开启前后的动态生产状况并对可能的失效情况进行预测。

3.2.2 气举阀直径的影响 气举阀直径选为2 mm、4 mm和6 mm。气举阀直径大小会影响到环空进入油管的气流速度。如图9所示，气举阀直径为2 mm时，由于注气速度太小，导致套压一直升高，没有起到控制套管压力的作用。因此，气举阀直径需要根据油井的含气量大小进行优化设计，以保证气举阀的排气能力与井下分离器的供气能力相适应。

图7 不同气举阀下入深度下的泵效变化Fig. 7 Relationship of pump efficiency vs. setting depth of gas lift valve

图8 不同气举阀下入深度下的注气量变化Fig. 8 Relationship of gas injection rate vs. setting depth of gas lift valve

图9 不同气举阀直径下的注气量变化Fig. 9 Relationship of pump efficiency vs. dimension of gas lift valve

3.2.3 气举阀开启压力的影响 气举阀开启压力选为2 MPa、4 MPa和6 MPa。开启压力控制着气举阀打开时间。如图10所示。开启压力越高，气举阀开始向油管注气的时间越晚，由于阀前后的压差更大，初始注气量更高，造成系统进入稳定状态所需的时间也越长。因此，气举阀开启压力不宜过大，但是为了保证气举阀开启时油套间存在压差，气举阀开启压力不宜过小，因为开启压力太小会限制到气举阀的下深，这样气举效果有限。

图10 不同气举阀开启压力下的注气量变化Fig. 10 Relationship of gas injection rate vs. starting pressure of gas lift valve

4 结论

Conclusions

（1）通过耦合地层、井筒流动以及人工举升设备的工作特性，建立了套管气辅助举升工艺的动态分析模型。通过对油井在3种不同状态下的仿真模拟，验证了套管气辅助举升工艺在提高采油效率和节约生产成本上的可行性。

（2）增加气举阀下深有利于降低上冲程液载和提高泵效，但同时会增加气举阀启动难度，严重情况下会导致注气阀不能打开，套管气辅助举升工艺无法正常进行。

（3）气举阀直径会影响注气速度，阀孔直径太小会导致套压一直升高，无法起到控制套压的作用。开启压力越高，气举阀开始向油管注气的时间越晚，系统稳定所需要的时间更长；过低的开启压力限制了气举阀的下深，不利于降低上冲程载荷。

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（修改稿收到日期 2016-11-16）

〔编辑 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

钟子尧，吴晓东，韩国庆，吕欣润，张伟鹏.套管气辅助举升工艺动态分析模型［J］ .石油钻采工艺，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.

国家重点基础研究发展计划（973计划）项目“典型陆相致密油藏高效开发模式研究”（编号：2015CB250906）。

钟子尧（1991-），中国石油大学（北京）油气田开发专业博士研究生，现从事采油采气工艺的研究工作。通讯地址：（102249）北京市昌平区府学路18号中国石油大学（北京）中油大厦408室。E-mail：zzy_shiyou@163.com