薄氣層油藏組合舉升方案設計與生產(chǎn)動態(tài)預測

胡兵，歐陽傳湘，趙春燕

（1.長江大學石油工程學院，湖北 武漢 430100；2.長江大學地球物理與石油資源學院，湖北 武漢 430100）

薄氣層油藏組合舉升方案設計與生產(chǎn)動態(tài)預測

胡兵1，歐陽傳湘1，趙春燕2

（1.長江大學石油工程學院，湖北 武漢 430100；2.長江大學地球物理與石油資源學院，湖北 武漢 430100）

海上A油田上部為薄凝析氣層，下部為油層?？紤]氣層儲量小、海上作業(yè)成本高，該油田采用油氣層同時開采方式進行生產(chǎn)。借鑒氣井電潛泵-氣舉組合排水采氣的設計思路，文中設計了本井氣氣舉-電潛泵組合舉升方案，用氣層氣來輔助電潛泵采油。采用該方案可較單一電潛泵舉升方案降低電機功率49.45～58.42 kW。另外，本井氣氣舉不同于人工氣舉，其孔板閥過氣量不能人為控制，為此，又研究開發(fā)了相關軟件，并耦合管網(wǎng)模型，對油嘴尺寸、孔板閥過氣量、累計過氣量和儲層壓力等進行預測。研究成果的應用能夠大大節(jié)省開采成本，智能預測生產(chǎn)動態(tài)，符合海上智能、安全、節(jié)能的開發(fā)理念。關鍵詞 薄氣層油藏；本井氣；組合舉升系統(tǒng)；過氣量；油嘴尺寸；生產(chǎn)動態(tài)預測

海上A油田氣層海拔在-3 387.0～-3 424.9 m，有效厚度16.2 m，油層海拔在-3 534.3～-3 623.0 m，有效厚度63.8 m。原始油層壓力36.68 MPa，原始氣層壓力34.12 MPa，油氣層溫度均為78℃。由于氣層儲量小，海上作業(yè)成本高，為減少后期的海上作業(yè)，采用油氣層同時射孔開采。但常規(guī)單一電潛泵采油的生產(chǎn)方式為油管采油、套管采氣，該方式可導致上部凝析氣層的能量得不到充分利用。受氣井電潛泵-氣舉組合排水采氣工藝設計思路的啟發(fā)，結(jié)合A油田3井的特征，設計了本井氣氣舉-電潛泵組合舉升方案進行采油，并研究開發(fā)了相關軟件，對油井生產(chǎn)動態(tài)進行預測。

1 方案設計原理

1.1 組合舉升

組合舉升生產(chǎn)系統(tǒng)是通過在電潛泵上部一定位置處注入氣體，讓氣體進入油管來輔助電潛泵舉油［1］。注入氣進入油管后，和油混合在一起，可以明顯降低流體密度，使油管從注氣點到井口的壓降大大降低，在確定的井口壓力下，可以大大降低電泵的出口壓力，從而能顯著地降低電機功率，減少海上開采成本，其作用原理如圖1所示（圖中：h為深度，h1為油層中部深度；p為壓力，pwf為井口壓力，pd為注氣點處的壓力）。油井自噴生產(chǎn)時，油管內(nèi)的壓力沿曲線AC′變化；當在B點處增加電潛泵、D點處開始注氣時，油管內(nèi)的壓力沿曲線A—B—C—D—E變化，組合舉升使油管內(nèi)的壓力降明顯降低，可有效減輕電潛泵的舉升負擔。

圖1 組合舉升機理

1.2 本井氣氣舉階段的動態(tài)預測

1.2.1 編制油氣藏物質(zhì)平衡計算軟件

根據(jù)物質(zhì)平衡方程［2］可知，從t時刻到t+1時刻，孔隙體積變化和流體體積變化關系式為

式中：ΔVo為Δt時間內(nèi)地層油體積變化，m3；ΔVw為Δt時間內(nèi)地層水體積變化，m3；ΔVp為Δt時間內(nèi)地層孔隙體積變化，m3。

考慮地層巖石和流體的壓縮系數(shù)［3］，根據(jù)油氣藏物質(zhì)平衡方程，編制了油氣藏物質(zhì)平衡計算軟件，其設計思路如圖2所示（圖中：pr為地層壓力，pr（t）為t時刻的地層壓力，pr（t+ 1）為t+1時刻的地層壓力，pr′（t+ 1）為根據(jù)孔隙體積變化和巖石壓縮系數(shù)計算得到的t+1時刻的地層壓力）。

該軟件系統(tǒng)通過迭代循環(huán)可以分析地層壓力、累計采液量等隨時間的變化，運行結(jié)果不但顯示在界面表格中，還可以自動保存在excel文件里，方便分析。同時界面上還繪制了地層壓力和累計采液量隨時間的變化曲線。

1.2.2 油氣藏物質(zhì)平衡計算軟件與管網(wǎng)模型的耦合

利用PIPESIM軟件建立管網(wǎng)模型［4］，通過調(diào)節(jié)模型中油嘴的尺寸來滿足配產(chǎn)，并計算出該時間點下對應的孔板閥過氣量，再根據(jù)孔板閥過氣量和油井配產(chǎn)，利用自行編制的油氣藏物質(zhì)平衡軟件，計算出該時間點對應的儲層壓力，如此循環(huán)計算，就可以得到不同時間點對應的儲層壓力、油嘴尺寸和孔板閥過氣量。

圖2 軟件設計思路

2 組合舉升系統(tǒng)組成

海上開發(fā)作業(yè)成本高，在開發(fā)的過程中，應特別注意減少修井次數(shù)，以此來降低油田開發(fā)、維護費用。因此，在設計組合舉升系統(tǒng)時，需要對電潛泵、管柱和配套設備進行優(yōu)選，從而提高電潛泵的效率，延長泵的工作時間，減少修井作業(yè)動用鉆井船的次數(shù)，有效解決海上環(huán)保熱點地區(qū)對修井作業(yè)的限制問題［5］。組合舉升系統(tǒng)的示意圖見圖3。

1）封隔器。海上開發(fā)過程中，在高采液指數(shù)、低油層壓力的井中，為了防止注入氣壓力或氣層壓力超過泵吸入口壓力導致注入氣或產(chǎn)出氣進入電潛泵，在注氣點下部裝上一個封隔器，將電潛泵子系統(tǒng)和氣舉子系統(tǒng)分開，防止注入氣或氣層產(chǎn)出氣體通過電潛泵排出而降低電潛泵的泵效。

2）電潛泵。從油中分離出來的氣體是造成泵的輸送效率下降的原因，為此，要選擇輸氣能力強的電潛泵。為了防止電潛泵發(fā)生意外損害，并且能夠使生產(chǎn)井達到安全、可靠、穩(wěn)定運行的目的，應安裝雙電潛泵系統(tǒng)，減少修井次數(shù)。

3）孔板閥。在氣舉系統(tǒng)中，由于注入氣是氣層的自身氣，不同于地面注氣，氣層壓力會逐漸降低。為了防止產(chǎn)生的封包壓力使氣舉閥開度下降，阻礙氣體通過，系統(tǒng)應采用孔板閥代替氣舉閥，方便氣體通過。

4）自動換向閥（ADV）［6］。在電潛泵上部安裝一個ADV，讓ADV與電潛泵配套工作，當電潛泵工作時，井下流體進入電潛泵的吸入口，電潛泵上方的ADV關閉上部電潛泵與環(huán)空之間的循環(huán)通道，同時開啟生產(chǎn)通道。當油井具有自噴能力時，電潛泵關閉，井下流體不經(jīng)過電潛泵，直接通過ADV形成流動通道，避免了流體通過電潛泵內(nèi)部產(chǎn)生的節(jié)流和沖蝕。

5）管柱。為了滿足雙電潛泵的設計要求，采用的是雙電潛泵系統(tǒng)雙Y接頭管柱。

圖3 本井氣氣舉-電潛泵組合接替舉升示意

3 組合舉升方案設計

3.1 電潛泵選擇

根據(jù)A油田3井的生產(chǎn)套管尺寸和合理配產(chǎn)，利用PIPESIM軟件篩選出的泵型號［7］為Cenesis。該泵是Backer Hughes公司設計的Cenesis新型電潛泵，該泵組裝在一個鋼制護罩之中，在電潛泵的吸入口，來自井底油藏的多相流先經(jīng)過簡單的氣液分離，即較重的液體聚集在鋼護罩之內(nèi)，較輕的天然氣聚集在鋼護罩的環(huán)空。此電潛泵有2組泵送系統(tǒng)，一是多級泵輸送液體，二是寬葉片泵輸送天然氣。由于此電潛泵分別進行氣、液泵送，所以即使井底油藏生產(chǎn)出的三相流仍夾雜氣泡甚至斷流，也不影響電潛泵的正常工作。Cenesis新型電潛泵工作穩(wěn)定，能避免常規(guī)電潛泵的“氣鎖”故障，可靠性高，連續(xù)工作時間可達780 d，適合安裝在海上油田。該電潛泵的直徑為101.6 mm，最大允許下深為4 500 m。

3.2 電潛泵下深優(yōu)選

為了減少游離態(tài)氣體的進泵量，將電潛泵下到地層中部，即海拔約-3 578 m處，增加泵入口壓力。

3.3 注氣深度優(yōu)選

根據(jù)氣舉原理［8］可知：注氣壓力越大，注氣深度越深；油層壓力越小，注氣深度越深。綜合考慮井身結(jié)構(gòu)和氣舉啟動壓力等因素，確定把注氣點設在氣層中部，即海拔約-3 406 m處。該深度既能滿足氣體通過孔板閥進入油管，且能夠讓氣層中的凝析氣直接出來進入油管，減少在油套環(huán)空中因為摩擦造成的損失。

3.4 舉升方式優(yōu)選

方案一：自噴-電潛泵接替舉升（油管采油，環(huán)空采氣）。首先是通過地層能量自噴，當?shù)貙幽芰坎蛔銜r，轉(zhuǎn)電潛泵接替舉升［9］。

方案二：本井氣氣舉-電潛泵組合接替舉升。在開井時就利用氣藏的能量來舉油，當?shù)貙幽芰坎蛔銜r，轉(zhuǎn)為本井氣氣舉和電潛泵組合舉升的方式來接替舉油。

2種方案對比結(jié)果見表1。其中，方案一自噴臨界壓力為32.00 MPa，方案二氣舉臨界壓力為23.38 MPa。

表1 2種舉升方案的對比

由方案對比的結(jié)果可知：方案二利用天然能量生產(chǎn)時間較長，轉(zhuǎn)人工舉升時間大大滯后；人工舉升階段可節(jié)省功率49.45～58.42 kW，節(jié)能效果明顯。因此，A油田3井選用本井氣氣舉-電潛泵組合接替舉升方式采油［10］。

4 生產(chǎn)動態(tài)預測

A油田3井采用本井氣氣舉-電潛泵組合接替舉升方式采油，本次主要預測了該井生產(chǎn)過程中本井氣氣舉和組合舉升2個階段的生產(chǎn)動態(tài)。

4.1 本井氣氣舉階段

利用油藏物資平衡計算軟件并耦合管網(wǎng)模型，預測該階段的生產(chǎn)動態(tài)，結(jié)果見表2。

表2 本井氣氣舉階段的生產(chǎn)動態(tài)預測結(jié)果

根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)預測結(jié)果可知：油層壓力較氣層壓力下降快，在開采的過程中，可以通過調(diào)節(jié)油嘴尺寸來滿足配產(chǎn)［11］；當油嘴尺寸大于13.0 mm后，繼續(xù)調(diào)大油嘴尺寸，油井增產(chǎn)效果變差，需轉(zhuǎn)本井氣氣舉-電潛泵組合舉升方式來接替自噴采油［12］，此時，對應的油藏壓力為23.38 MPa，氣舉時間為540 d。

4.2 組合舉升階段

利用自行編制的軟件，并耦合管網(wǎng)模型，預測組合舉升階段的生產(chǎn)動態(tài)，結(jié)果見表3。

表3 組合舉升階段生產(chǎn)動態(tài)預測結(jié)果

由表3可以看出：隨著油層壓力的降低，孔板閥過氣量逐漸增加，在舉升過程中的作用越來越大；隨著開采的進行，當油層壓力下降到一定程度后，通過調(diào)節(jié)油嘴尺寸滿足不了配產(chǎn)，此時，需要降低配產(chǎn)來適應生產(chǎn)條件。

5 結(jié)論

1）本井氣氣舉-電潛泵組合接替舉升的采油工藝方案節(jié)能效果明顯。

2）組合舉升系統(tǒng)采用了Cenesis新型雙電潛泵+ 雙Y接頭管柱結(jié)構(gòu)，并在泵上安裝ADV自動換向閥，再將電潛泵下到油藏中深位置，這種設計能夠提高泵的工作效率，延長泵的工作時間，減少后期的海上作業(yè)，可節(jié)省開采成本。

3）氣舉時，用孔板閥代替氣舉閥可穩(wěn)定過氣量，避免了因環(huán)空壓力下降而使得氣舉閥開度減小、阻礙氣體通過等問題的發(fā)生。

4）應用物資平衡計算軟件，并耦合管網(wǎng)模型，對注氣量、油嘴尺寸和生產(chǎn)動態(tài)進行預測，預測結(jié)果對生產(chǎn)開發(fā)具有一定的指導意義。

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（編輯 史曉貞）

Combination lift design and dynamic production prediction for reservoir with thin gas layer

HU Bing1,OUYANG Chuanxiang1,ZHAO Chunyan2
(1.Petroleum Engineering College,Yangtze University,Wuhan 430100,China;2.Geophysics and Oil Resource Institute,Yangtze University,Wuhan 430100,China)

The A offshore oilfield includes a thin condensate gas layer in the above and an oil layer in the below.Considering the small reservoir and high operation cost,the technology was applied to exploit the gas layer and oil layer simultaneously.Based on the design ideas about the drainage gas recovery for the gas well,the paper adopts the program of ESP-GL to exploit the reservoir.In order to make full use of the energy in the gas reservoir,the condensate gas is used to assist the ESP to lift the oil.This program can save power 49.45-58.42 kW than that with ESP exclusively.Different from artificial lift,the quantity of the injection gas is not in control;therefore,the paper develops the software and couples with network model to predict the dynamic production data,including choke sizes,quantity of the injection gas,reservoir pressure.The technology can save operating costs and intelligently predict the dynamic production data.The research results meet the principle of intelligent,safe and efficient development of offshore oilfield.

thin gas reservoir;associated gas;combination lift system;quantity of injection gas;choke size;dynamic production prediction

國家科技重大專項專題“深水鉆完井及其救援井應用技術研究”（2011ZX05026-001-004）

TE347

A

10.6056/dkyqt201702023

2016-08-27；改回日期：2017-01-15。

胡兵，男，1992年生，在讀碩士研究生，主要從事油氣層保護技術、油氣舉升設計研究。E-mail：1129314799@qq.com。

胡兵，歐陽傳湘，趙春燕.薄氣層油藏組合舉升方案設計與生產(chǎn)動態(tài)預測［J］.斷塊油氣田，2017，24（2）：243-246.

HU Bing，OUYANG Chuanxiang，ZHAO Chunyan.Combination lift design and dynamic production prediction for reservoir with thin gas layer ［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（2）：243-246.