重油井注气举升案例手册
同一重油井基准上，向井筒注入一定的气举注气体积流量，对比自然流动与气举设计点，并给出注气量扫描曲线（先增产、高峰后回落）。
产品模块：管网求解 / 黑油 / 气举注气
流体：API 20 · 含水 40% · GOR 80 · 重油
设计注气：2.1 MMscf/d → 液量约 5030 STB/d
版本基准：2026-08
1. 概述
本案例在与泵举升相同的重油井基准上，用气举替代机械泵：在 IPR 出口将产液与固定体积流量注入气混合，再进入约 8000 ft 井筒与地面外输。注气降低井筒等效密度、改变井筒中的气液比相关压降，使井底流压下降、产量上升。
- 设计点：注气 2.064 MMscf/d，液体标准体积流量约 5030 STB/d（目标 5000 ±10%）。
- 对照：无注气自然流动约 2003 STB/d。
- 扫描：注气 1.238–5.160 MMscf/d，油量先升后降，峰值约在 3.303 MMscf/d。
扫描峰值油量
3223 STB/d @ 3.303 MMscf/d
2. 流程拓扑
绿菱 = IPR青线 = 注气源 → 混合
蓝矩 = 举升表 / 地面管黄沙漏 = 节流灰块 = 定压汇口
2.1 自然流动（对照）
油藏 → IPR → 井筒 → 节流 → 地面管 → 定压汇口（与泵案例自然流相同）。
图 1 自然流动（无气举）
2.2 气举（设计点与扫描同拓扑）
油藏 → IPR，与定体积流量注气气源在混合点汇合 → 井筒 → 节流 → 地面管 → 定压汇口。
图 2 气举拓扑（设计点 Q_g = 2.064 MMscf/d；扫描时仅改注气量）
3. 案例设置
3.1 公共井与流体（与泵案例一致）
| 项目 | 数值 |
|---|
| 原油 API | 20 |
| 含水 | 40% |
| 油藏 GOR | 80 |
| 温度 / 油藏压力 | 350 K / 18.0 MPa |
| 产能指数 PI | 6.7×10⁻⁷ kg/(s·Pa) |
| 井筒举升表垂深 | 约 8000 ft（2438 m） |
| 地面管 | 50 m × 8 in，水平 |
| 节流压降 / 汇口 | 0 / 2 atm |
3.2 气举注气
| 项目 | 数值 | 说明 |
|---|
| 注气方式 | 固定体积流量 | 气源支路以标准气量标定显示 |
| 设计点注气量 | 2.064 MMscf/d | 目标液量约 5000 STB/d |
| 扫描注气量 | 1.238, 2.064, 2.890, 3.303, 3.715, 4.128, 5.160 MMscf/d | 用于性能曲线 |
| 注气流体 | 高 GOR 干气近似 | 与井流混合后进入井筒 |
井筒中气液比对压降呈“碗形”影响：气举过少时液柱仍重，气举过多时摩阻与无效气携主导——扫描曲线的先升后降即对应这一机理。
注气量已换算为油田常用标准体积流量 MMscf/d（SGg = 0.70，含气源气体质量分率；约 2.064 MMscf/d 对应边界源质量流量 1.0 kg/s）。IPR 质量流量列仍以 kg/s 报告。
4. 设计点结果
| 方案 | 注气 (MMscf/d) | 液体 (STB/d) |
油 (STB/d) | 相对自然流 |
IPR 流量 (kg/s) | 井底压 (MPa) |
| 自然流动 | 0 | 2002.7 | ~1202 |
1.00× | 3.69 | 12.50 |
| 气举设计点 | 2.064 | 5030.5 |
3018.3 | 2.51× |
9.26 | 4.18 |
判定：设计点液量 5030 STB/d 落在 5000 ±10% 目标带内，约为自然流的 2.5 倍；井底压由约 12.5 MPa 降至约 4.2 MPa。
4.1 自然流 vs 设计点液量
图 3 设计点与自然流液量对比
5. 井筒压力剖面与梯度
井筒举升表只给出井底与井口两端压力；中间站按垂深 线性插值。剖面在 P–TVD 图上的平均斜率即压力对垂深的导数（平均梯度）：
dP/dTVD ≈ (Pbottom − Pwellhead) / TVD
气举向井筒注入轻气后，混合物有效密度下降，同一垂深上的压力降落变缓；井口压几乎不变，但井底压明显降低，IPR 生产压差增大，因而液量上升。
| 方案 |
液体 (STB/d) |
井底压 (MPa) |
井口压 (MPa) |
梯度 (Pa/m) |
梯度 (psi/ft) |
| 自然流动（基准） |
2002.7 |
12.50 |
0.204 |
5041 |
0.223 |
| 气举设计点 |
5030.5 |
4.18 |
0.212 |
1626 |
0.072 |
导数差异：平均梯度由约 5041 → 1626 Pa/m（约 0.223 → 0.072 psi/ft），下降约 68%。井口压几乎同为 ~0.21 MPa，但井底压从 ~12.5 MPa 降至 ~4.2 MPa——正是较缓的 dP/dTVD 带来更大的油藏压差。
5.1 P–TVD 剖面对比
图 4 井筒 P–TVD 剖面（端点线性）：气举曲线更“直立”，表示较小的压力梯度（导数）
读图提示：横轴为压力、纵轴为垂深（向下增大）。梯度 dP/dTVD 越大，剖面在图上越“躺平”（同深跨更大 ΔP）；气举后梯度变小，剖面更接近竖直。本图为 LiftTable 端点线性示意，不是多相沿程积分路径。
6. 注气量扫描曲线
在相同拓扑上逐步改变注气体积流量，记录储罐油量与液量。典型气举特征：中等注气最有利，过大注气产量回落。
| 注气 (MMscf/d) | 油 (STB/d) | 液体 (STB/d) |
IPR 流量 (kg/s) | 备注 |
| 1.238 | 2701.5 | 4502.5 | 8.29 | 注气偏少 |
| 2.064 | 3018.3 | 5030.5 | 9.26 | 设计点 |
| 2.890 | 3160.2 | 5267.1 | 9.70 | — |
| 3.303 | 3222.6 | 5371.0 | 9.89 | 油量峰值 |
| 3.715 | 3209.0 | 5348.3 | 9.85 | 过峰后略降 |
| 4.128 | 3143.8 | 5239.7 | 9.65 | — |
| 5.160 | 2879.8 | 4799.7 | 8.84 | 注气过多 |
6.1 油量 / 液量 vs 注气量
图 5 注气扫描：油量在 3.303 MMscf/d 达峰后回落；设计点 2.064 MMscf/d 优先满足液量 ~5000 目标
读图要点：设计点不必等于油量峰值。若目标是液量约 5000 STB/d，2.064 MMscf/d 更合适；若以最大油量为目标，可转向约 3.303 MMscf/d。实际优化应结合压气机能力与气价。
7. 建模与操作要点
- 共用重油基准井与自然流、泵案例一致，便于横向对比人工举升方式。
- 设置注气支路为定体积流量，与 IPR 产液在混合点汇合，再进入同一井筒。
- 标定设计点：调节 Q_g 直至液量接近目标（本案例 2.064 MMscf/d → ~5030 STB/d）。
- 对比井筒梯度：查看自然流与气举的 P–TVD 剖面，用 (Pbottom−Pwellhead)/TVD 理解减重柱塞如何降低井底压。
- 做注气扫描：在 1.238–5.160 MMscf/d 区间多点求解，绘制油/液–注气曲线，识别峰值区与过注回落。
- 与泵对比：泵通过机械压升增液；气举通过减重柱塞、改变井筒 GOR 项。同一 5000 目标下两者可用，选型取决于设备与气源。
附录
A. 设计点求解状态
| 项目 | 数值 |
|---|
| 收敛码 | 0 |
| 牛顿迭代 | 7 |
| 残差范数 |F| | 7.6×10⁻⁵ |
B. 相关详图
- 交互式剖面详图（Chart.js）：tests/.../ArtificialLift/Reports/gas_lift_vs_base_wellbore_pressure_profile.html
- 三案井筒剖面：.../artificial_lift_wellbore_pressure_profile.html
数值来自当前版本稳态验收。若举升表标定或注气定义变更，请重新扫描更新曲线。