深水立管氣舉效果影響因素模擬分析＊

王 濤 李清平 胡茂宏 喻西崇 王 凱

（1.中海油研究總院；2.中海石油（中國）有限公司深圳分公司）

深水立管氣舉效果影響因素模擬分析＊

王 濤1李清平1胡茂宏2喻西崇1王 凱1

（1.中海油研究總院；2.中海石油（中國）有限公司深圳分公司）

以西非某深水油田為研究對象，利用OLGA及PVTsim商業軟件，對水深、氣油比、含水率、輸量以及管道出口壓力等影響深水立管氣舉效果的因素進行了模擬分析。氣舉能有效地降低深水立管底部壓力；在一定范圍內，注氣量的增大能有效地減小深水立管底部壓力波動，但注氣量并不是越大越好，每種工況對應一個最優注氣量；在油田生產后期，隨著含水率增大和管道入口處流體氣油比減小，立管底部注氣帶來的壓降獲益效果越明顯；輸量越小，氣舉效果越好；管道出口壓力越大，氣舉效果越好。

深水 立管 氣舉 影響因素 模擬分析

隨著海洋油田開發向深水的邁進，在深水油田開發過程中存在的一系列生產問題不斷涌現出來。一般來講，油田開發后期含水率逐漸增加，深水立管內液體靜水壓力不斷增大，此時井口背壓也隨之增大[1－2]。對于高靜水壓力、低氣油比、高粘油品的深水油田開發來講，深水立管底部氣舉已在國外深水油田開發中得到了應用[3]。目前國內對立管內流體流動特性的研究較多[4－5]，但尚沒有采用立管底部氣舉的工程應用實例，對于影響深水立管底部氣舉效果的主要因素也缺少詳細研究。

根據國內外對立管內流體流動特性研究的相關文獻，影響深水立管內流體流動特性的因素有水深（立管高度）、氣油比、輸量、含水率、油品粘度、管道直徑、壓力、溫度等[3－4，6]，任何一個參數的變化都能不同程度地影響到立管系統內流體的流動特性。本文主要以西非某深水油田為對象，利用工程設計軟件PVTsim及OLGA，研究不同條件下立管底部注氣后立管內流體流動特性的變化，并結合油田具體的工程設計數據研究水深、氣油比、注氣量、輸量、含水率以及管道出口壓力等因素對氣舉效果的影響，以期為國內今后自主開發深水油田提供相關的技術支持。考慮到管道直徑的改變直接影響到管道內流體流型、操作壓力以及管道允許輸量范圍等參數的變化，溫度與油品粘度直接相關，且粘度的變化直接影響管道內流體流型及壓降，文中流體組分及管道直徑等參數的選取依據油田具體數據，但對于其如何影響管道內流體的流動特性不作研究。

1 模擬條件及參數

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組成，立管頂部通過軟管與浮式生產設備相連接。目前國際上海洋工程界較為公認的深水通常指水深超過300 m的海域，超深水通常指水深超過1500 m的海域[7]，因此本文模擬研究中選擇的深水立管高度分別為400、800、1200、1500 m。

1.2 水深與溫度的關系

為使模擬條件更接近實際工程環境，在OLGA模型中要對傳熱計算所需要的各參數進行設定，但由于系統內流體溫度變化對立管底部氣舉效果的影響較小，因此本文對此不做研究。依據工程設計資料，西非海域水深與環境溫度關系曲線見圖1。

圖1 西非海域環境溫度與水深的關系曲線

1.3 管道參數及邊界條件

按照西非某深水油田具體工程設計參數，本文模擬管道內徑為301.6 mm，海底管道、立管、生產跨接管總體傳熱系數分別為2.7、4.4、22.9 W/（m2·℃），管道及立管的表面粗糙度為0.046 mm，生產跨接管表面粗糙度為1.2064 mm。在對立管高度、氣液比、注氣量、含水率、輸量等參數進行敏感性研究時，生產跨接管出口處背壓設定為恒定值1.7 MPa A（在研究管道出口壓力對立管底部氣舉效果時，管道出口壓力分別設定為0.9、1.1、1.3、1.5、1.7、1.9、2.1、2.3 MPa A），管道入口處流體溫度為65℃。

1.4 管道內流體參數

設定油田生產早、中、晚期含水率分別為0、50%、90%，根據本文模擬選取的管徑，模擬流體輸量分別選為3.18×103、6.36×103、9.54×103m3/d，注氣量選為0.25、0.50、0.75和1.00 Mm3/d。本文針對低氣液比油田進行研究，氣油比選為80、140、200。

2 模擬結果分析

本文引入“壓降獲益”來評價立管底部氣舉效果的好壞，“壓降獲益”是指進行注氣后立管底部壓力相對于沒有注氣時的減小值，此值越大，說明氣舉效果越好，反之氣舉效果差。

2.1 立管高度對氣舉效果的影響

在氣油比為80，含水率為50%，輸量為6.36×103m3/d時對不同立管高度：400、800、1200以及1500m時不同注氣量下立管底部壓降獲益進行模擬研究，模擬結果見圖2。從圖2可以看出，在相同的注氣量下，隨著水深的增加（即立管高度的增加）立管底部流體由于氣舉帶來的壓降獲益逐漸明顯。分析其原因，由于水越深，立管底部靜水壓力越大，注入氣體后氣體與立管內的液體混合導致流體的混合密度降低，也就是說，在混合密度降低幅度相同的情況下，水越深，立管底部靜水壓力降幅越大。由圖2還可以看出，在立管高度為400 m時，氣舉帶來的立管底部流體的壓降獲益與注氣量大小關系不大，這說明在淺水油田開發過程中，在立管底部進行氣舉意義不大，而在深水油氣田開發過程中采用立管底部注氣的方法能有效地降低立管底部流體的壓力，從而間接降低井口背壓，達到油田增產的目的。為了研究其它因素對立管底部氣舉效果的影響，本文以下部分所研究的立管高度均為1500 m。

圖2 不同注氣量時不同立管高度對立管底部氣舉效果的影響（氣油比為80，含水率為50%，輸量為6.36×103 m3/d）

2.2 注氣量和氣油比對氣舉效果的影響

在氣油比為80，含水率為50%，輸量為3.18×103m3/d工況下，分析注氣量分別為0、0.25、0.50、0.75 Mm3/d時立管底部壓力波動情況，模擬結果見圖3。從圖3可以看出，隨著注氣量的增大，立管底部壓力波動由10.5 MPa變為0.05 MPa，立管內的流體流動趨于平穩，一方面可以減小由于壓力波動導致的立管底部震動，另一方面有利于保持井口背壓的穩定，從而穩定生產，同時還可以防止破壞井底完井方式，最大程度地減少生產過程中的產砂量。

圖4為管道入口處流體氣油比分別為80、140、200時不同注氣量工況下立管底部氣舉效果對比圖，可以看出，相同注氣量下隨著輸送流體氣油比的增大，從氣舉帶來的“壓降獲益”來看，氣舉效果變得越來越不明顯；在氣油比為80、注氣量為1 Mm3/d時，由于注氣導致的立管底部壓力降幅最大可達5.2 MPa，而 在 氣 油 比 為 200、注 氣 量 超 過 0.5 Mm3/d時，注氣量的增加已經不能有效地降低立管底部壓力。分析認為，在輸送高氣油比流體時，立管內流體的混合密度本身已不是很大，這時再注入大量的氣體不會導致混合密度較大程度地降低，從而不能有效地降低立管底部壓力；反之當輸送流體的氣油比較低時，注氣量的增加可以有效地減小立管內流體的混合密度，從而降低立管底部壓力。

在一定范圍內增大立管底部注氣量，一方面可以有效地降低立管底部壓力，另一方面能穩定管道內流體的流動。但模擬發現并非注氣量越大效果就越好，當注氣量達到一定值時，管道內發生沖蝕現象。根據API RP 14E[8]，沖蝕比定義為流體的混合速度與沖蝕速度的比值，沖蝕速度定義為經驗值C與混合密度平方根的比值，即

圖3 不同注氣量時立管底部壓力波動曲線（氣油比為80，含水率為50%，輸量為3.18×103 m3/d）

圖4 不同注氣量時氣油比對立管底部氣舉效果的影響

式（1）中：EVR為沖蝕比；Vmix為流體的混合速度，m/s；Verosion為沖蝕速度，m/s；Usliq、Usgas分別為氣體、液體表觀速度，m/s；C為經驗常數，此處對于立管取為130ρgas為在當地條件下的混合密度，kg/m3；ρliquid、ρgas分別為液體、氣體密度，kg/m3；H 為液體體積分數。

為了保證管線內不發生沖蝕，需要Vmix＜Verosion，即EVR小于1。

不同注氣量時立管底部壓降獲益及沖蝕比關系曲線見圖5。從圖5可以看出，在注氣量小于0.75 Mm3/d時，隨著注氣量的增大，壓降獲益明顯增大，注氣帶來的“壓降獲益”效果尤其突出；當進一步增大注氣量時，氣舉帶來的“壓降獲益”效果變得不是很明顯；注氣量達到1 Mm3/d時，EVR＝1，立管頂部開始發生沖蝕現象；隨著注氣量的繼續增大，當注氣量增大到2 Mm3/d后，壓降獲益曲線開始下降，立管底部壓力隨著注氣量的增大而變大。這主要是因為，注氣量達到一定值時，立管橫截面上液體所含氣體達到飽和狀態，注氣帶來的減小立管中靜水壓力的正作用達到極限狀態，而由于注氣量的增大引起的流體流動摩阻損失增大的反作用逐漸體現出來，這才使得立管底部壓力隨著注氣量的增大而逐漸升高。分析可知，對不同的立管尺寸以及油田工況對應不同的最佳氣舉注氣量。

圖5 不同注氣量時立管底部壓降獲益與沖蝕比關系曲線（氣油比為80，含水率為50%，輸量為3.18×103 m3/d）

2.3 含水率和輸量對氣舉效果的影響

氣油比為80，流量分別為3.18×103、6.36×103、9.54×103m3/d時，對不同含水率和不同注氣量時立管底部氣舉效果進行了分析，結果見圖6～9。

含水率的增加使得立管中流體流動變得不穩定[4]。由圖6～8可知，含水率為0，不同輸量和不同注氣量時立管底部壓降獲益均不明顯；含水率越大，氣舉帶來的降壓效果越明顯。分析認為，因為水的密度比油的密度大，立管中輸送流體含水率的增加很大程度上增加了立管內流體的靜水壓力，此時注氣量的增加有利于大范圍降低立管內流體的混合密度，從而大大降低立管底部壓力。從圖9可以看出，隨著輸量的增大，氣舉效果變差，這是因為輸量的增大直接導致立管底部壓力的增大，在氣油比及注氣量相同的情況下，氣舉對立管底部壓力降低的效果就隨著輸量的增大而減小。

2.4 管道出口壓力對氣舉效果的影響

立管底部注氣量為0.75 Mm3/d，管道入口處流體氣液比分別為80、140以及200時，對管道出口壓力對立管底部氣舉效果進行了分析，結果見圖10。由圖10可知，相對于前面研究的其它幾個因素，管道出口壓力對立管底部注氣帶來的壓降獲益效果影響相對較小，特別是在氣油比較大的情況下，壓降獲益效果就更不明顯；管道出口壓力越高，立管底部氣舉帶來的壓降獲益效果越明顯；立管入口處流體氣液比越小，相同注氣量及立管出口壓力下立管底部由于注氣帶來的壓降獲益越大。

圖10 管道出口壓力對立管底部氣舉效果的影響曲線（立管底部注氣量為0.75 Mm3/d）

3 結論

（1）水深是影響氣舉效果的主要因素，氣舉能有效地降低深水立管底部壓力，水越深氣舉效果越明顯。

（2）在深水油田開發過程中，氣舉是穩定生產的主要措施之一，在一定范圍內，注氣量的增加可以減小立管底部壓力。但并不是注氣量越大氣舉效果越好，特定工況對應一個最優注氣量，此時立管底部壓力最小，若再增大氣舉注入量，可能導致沖蝕的發生。

（3）油田生產后期，油井產液含水率增大，氣油比變小，氣舉效果逐漸明顯；在油田生產后期，可以通過氣舉來保障油田生產。

（4）輸量和管道出口壓力也是影響氣舉效果的重要因素，輸量越小，氣舉效果越好；管道出口壓力越大，立管底部氣舉帶來的壓降獲益效果越明顯。

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[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

＊國家“十二五”重大專項“深水流動安全保障與水合物風險控制技術”（編號：2011ZX05026－004）部分研究成果。

王濤，男，工程師，主要從事多相流動研究。地址：北京市東城區東直門外小街6號海油大廈（郵編：100027）。

2011－05－26改回日期：2011－06－27

（編輯：夏立軍）