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1、重庆科技学院毕业设计（论文） 题 目 某井气举排水采气工艺设计 院 （系） 石油与天然气工程学院 专业班级 油气开采10-01 学生姓名 张克厅 学号 2010630616 指导教师 徐春碧 职称 副教授 评阅教师 职称 2013年 6 月 8 日 学生毕业设计（论文）原创性声明 本人以信誉声明：所呈交的毕业设计是在指导导师的指导下进行的设计工作及取得的成果，设计中引用他（她）人的文献、数据、图件、资料均已明确标注出，论文中的结论和结果为本人独立完成，不包含他人成果及为获得重庆科技学院或其它教育机构的学位或证书而使用其材料。与我一同工作的同志对本设计（研究）所做的任何贡献均已在论文中作了明确的
2、说明并表示了谢意。 毕业设计（论文）作者（签字）：张克厅 年 月 日摘要气举是通过气举阀，从地面将高压气体注入停泵的井中，利用气体的能量举升井筒中液体，使井恢复生产能力。气举可分为连续气举和间歇气举两种方式。影响气举方式选择的因素有：井的产率、井底压力、产液指数、举升高度及注气压力等。对那些井底压力和产能高的井，通常采用连续气举生产；对那些产能及井底压力低的井，则采用间歇气举或活塞气举。气举排水采气技术是通过气举阀，从地面将高压天然气注入停喷的井中，利用气体的能量逐级举升井筒中的液体，使井恢复生产能力。气举可分为连续气举和间歇气举两种方式。目前现场普遍采用连续气举的方式。2010年在建南构造建
3、井开展连续气举排水采气工艺试验，取得了比较显著的成效。通过对现场试验情况进行分析，总结了连续气举排水采气工艺在建南气田气藏水侵治理中取得的成功经验。关键词：建井 气举阀 连续气举 排水采气 试验ABSTRACTGas lift gas lift valve from the ground, the high-pressure gas injection wells stop the pump, use of gas energy to lift the liquid in the wellbore, the well to restore production capacity. Contin
4、uous gas lift and intermittent gas lift gas lift can be divided into two ways. Factors affect gas lift options: the yield of the well bottom-hole pressure, fluid production index, lifting height and the gas injection pressure. Bottomhole pressure and high capacity wells, usually continuous gas lift
5、production; intermittent gas lift or piston gas lift capacity and low bottomhole pressure wells.Gas lift drainage gas recovery by gas lift valve, from the ground to high-pressure gas injection stop injection wells, the gas energy gradually lift shaft in the liquid, the well production capacity. Gas
6、lift can be divided into continuous gas lift and intermittent gas lift in two ways. The present continuous gas lift method commonly used in field. 2010 in Jiannan structure built 34 wells to carry out continuous gas lift drainage gas recovery technology test achieved remarkable results. Through the
7、analysis of the field test, summed up the successful experience of continuous gas lift drainage gas recovery technology made in Jiannan Gas Field gas reservoir water influx in governance.Keywords: The construction of 34 wells; gas lift valve; straight gaslift; as well production with water withdrawa
8、l ；test.1 绪论1.1气举排水采气工艺的目的及意义排水采气工艺技术是挖掘有水气藏气井生产潜力，提高气藏采收率的重要措施之一。在气举排水采气工艺技术方面,主要是在气举优化设计软件和气举井下工具等方面发展最快。气举是通过气举阀，从地面将高压天然气注入停泵的井中，利用气体的能量举升井筒中的液体，使井恢复生产能力。 向产水气井的井筒内注入高压天然气，降低管柱内液柱的密度，补充底层能量，提高举升能力，排出井底积液，恢复气井的生产能力。 排水采气工艺技术是挖掘有水气藏气井生产潜力，提高气藏采收率的重要措施之一。气举排水采气工艺类似于气举采油，即将高压天然气注入气井内，以改善产层的两相渗流状态，减小
9、垂直管流的压力损失，建立足够的生产压差将井底的积液排出。此工艺在四川威远气田获得了较成功的应用。由于气举排水工艺的推广，一些不产气井变成了高产井，气藏产气量自1985年开始实现了连续3年年产气量保持在3108m3以上，取得了较好的经济效益。工艺评价：优点：（1）可适应的排液量和举升高度变化范围大，为各项人工举升排水工艺之首。（2）对特殊和复杂条件适应力强，对井下的高温、腐蚀环境、出砂、井斜、井弯曲、小井眼和含气量高等适应力强，气水比越高越有利；对间歇生产井，产水量变化的井，或交替产出大股水、大股气的井均能适应，这是机械泵排水所不能的。（3）井下工具简单、工作可靠，检修周期长，工艺推广实施快；因
10、井下工具简单，无运转部件，故工作时间长、可靠；井下气举阀的更换和维修技术简单，检修周期在一年以上。（3）操作管理方便，易为现场掌握。只需按要求注入一定气量或一定压力的高压气，井口无需住人管理、操作、资料录取和井的分析，与气水同产的自喷井相类似，不涉及机电等专门知识和技能。（4）费用低，不用电。投资与抽油机排水相近，若邻近有高压气井，可直接作为动力，则费用更低。缺点：（1）工艺井受注气压力对井底造成的回压影响，不能把气采至枯竭（2）封闭式气举排液能力小，一般在100 m3/d左右，使工艺的应用范围受到一定限制。（3）在无高压气井时，需用天然气压缩机提供高压气，增加了施工及管理工作量，增大了费用。
11、（4）套管必须能承受注气高压。（5）高压施工，对装置的安全可靠性要求高。1.2国内外研究现状自五十年代美国首次将抽油机用于中小水量气井排水以来，到目前国外已发展了优选管柱、机抽、泡排、气举、柱塞举升、电潜泵、射流泵、气体射流泵和螺杆泵等多套成熟的单井排水采气工艺技术。近年来，在这些应用已较为成熟的工艺技术方面的发展主要是新装备的配套研制。国外还研究应用一些新的排水采气技术，如同心毛细管技术、天然气连续循环技术、井下气液分离同井回注技术、井下排水采气工艺、带压缩机的排水采气技术。近年来，国外有开发出了一些以降低成本为主要目标的井下排水采气新技术、聚合物控水采气技术等，在气举排水采气方面，主要是在
12、气举优化设计软件和气举井下工具等方面发展较快。气举优化设计软件将多相流理论研究、井筒内温度分布研究、套管压力不稳定性研究的多项新成果应用与软件之中，使得模型精确。气举配套工具已基本形成系列，产品主要有气举阀、偏心筒、封隔器、间歇气举装置、柱塞气举装置、洗井装置等。我国排水采气工艺以四川、西南油气田分公司为代表完善配套了泡排、气举、机抽、优选管柱、电潜泵、射流泵等六套排水采气工艺技术，并在此基础上研究应用了气举/泡排、机抽/喷射复合排水采气工艺。我国的气藏大多属于封闭性的弹性水驱气藏，在开发中都不同程度地产地层水。由于地层水的干扰，使气田在采出程度还不高的情况下就提前进入递减阶段，甚至造成气井水
13、淹停产，影响气田最终采收率，因此如何提高有水气藏的采收率，是国内外长期以来所致力研究和解决的重要课题之一。我国通过十几年的实践和发展，以四川气田为代表，已形成了一定生产能力、比较成熟的下列工艺技术。气举排水采气工艺类似于气举采油，即将高压天然气注入气井内，以改善产层的两相渗流状态，减小垂直管流的压力损失，建立足够的生产压差将井底的积液排出。此工艺在四川威远气田获得了较成功的应用。由于气举排水工艺的推广，一些不产气井变成了高产井，气藏产气量自1985年开始实现了连续3年年产气量保持在3108m3以上，取得了较好的经济效益。该工艺适用于水淹井复产、大产水量气井助喷及气藏强排水。最大排量，最大举升高
14、度为3500m；适用于含中、低硫气井；设计简单、管理方便、经济投入低。1.3本课题的任务(1)查阅国内外文献，调研目前国内气举排水采气的方法及应用现状，翻译英语资料。(2)全面了解国内外气举排水采气工艺应用现状及工艺设计计算方法，综述评价合理；(3)气举排水采气工艺设计计算合理，结果符合实际；1.4本课题的重点内容(1)查阅国内外文献，调研目前国内外气举排水采气工艺应用现状（含 工艺技术特征、应用现状和前景）(2)产水产气量预测；(3)井筒压降计算；(4)气举工艺设计；(5)实例分析。1.5 实现途径(1)建立气井的有关资料和数据；(2)预测井的最大举液量和产气量；(3)计算卸载阀的分布，及各
15、阀的下入深度几间距；(4)选择阀孔径尺寸；(5)计算阀的地面调试压力；(6)选择气举装置类型；(7)做出设计结果；(8)做出工程费用概算。1.6计划进度（1）第1至2周：英文文献翻译；（2）第3至4周：查阅资料、完成开题报告；（3）第5至5周：文献综述；（4）第6至7周：重点资料研读、分析；（5）第8至12周：做出设计框架；（6）第13周至14周：撰写并提交初稿；（7）第15周至15周：论文审查；（8）第16至17周：论文答辩。2井筒压降设计计算2.1 模型的建立取图1 所示倾角为 的大位移井的小段井筒 , 假设井长为L , 截面半径为r , 沿单位井筒有确图1 井筒微元段流动分析定的生产指数
16、J s, 并假设井筒内为不可压缩单相稳定流, 不考虑过渡区; 流体在流过井筒时没有机械功; 根据上述假设, 可以对所取微元段应用质量守衡和动量守衡方程, 在如图1 所示的井筒微元段中, 控制体受到表面力和质量力的作用, 表面力为: 微元段上游端压力, 下游端压力 , 井壁摩擦应力为, 微元段上游端截面流量为, 下游端截面流量为,从油藏中流入井筒的单位长度产量为, 则从油藏中流入微元段的( 微元段长度可充分小) 流量可表示为。2.1.1 质量守衡质量平衡方程可表示为 (1)对于如图1 所示的微元段, 式( 1) 可写成 (2)对射孔完井的井筒 , 其中, 为每个孔眼的流入量; n 为射孔密度。对
17、于稳定流有, 因此, 式( 2) 变为 (3)2.1.2 动量守衡动量平衡方程可表示为 (4)对于如图1 所示的微元段, 考虑沿井筒轴向上的动量守衡 (5)记简化得 （6）将式( 3) 代入式( 6) 得 （7）对于普通管流, 可表示为 (8)由于径向流入干扰了井筒内主流管壁边界层,从而会改变管壁摩擦, 所以引入一系数Cf 对壁面摩阻系数进行修正。另外由于径向流入, 控制体主流上游端和下游端流速不一样, 用两截面处的速度的平均值代替V , 则式( 8) 变为将式( 9) 代入式( 7) 得式中, 径向流入壁面的摩擦阻力系数, 。当 时, 上式变为微分式, 则有（11）上式为任意倾角大位移井井筒
18、压力梯度公式。井筒内某段的压降( 记为， 取为正值) , 由式( 10) 得从上式看出: 右边第一项为有径向流入时, 壁面的摩擦力, 此时摩擦系数由普通管流的f 变为f hw;第二项为加速度压降, 即把从油藏径向流入的流体加速到主流的速度而引起的压降。第三项为流体重力的压降。该式反映了有径向流体流入的井筒流动特性。当q ( x ) = 0, 时, 式( 12) 变为上式为无径向流体流入时普通水平管内单相不可压缩液流的通用压降计算公式。因此, 普通水平管内单相液流压降计算模型式( 13) 是所建模型式( 12)的一个特殊情况。油藏中单相流体的流动可用以下方程表示 （14）式中, Jx 为单位井筒
19、长度的生产指数由图1 可得 （15）将( 式14) 、式( 15) 代入式( 11) 化简得 （16）比较式( 16) 和Dikken 模型, 可以看出Dikken 模型是本文模型式( 16) 的特殊情况。Dikken 只考虑了水平井筒中由摩擦所引起的压力损失, 而忽略了由加速、混合及重力所产生的压力损失。当油藏渗透率高、井筒较长、井筒倾角较大、套管内径小以及井的产量高时, 加速度、径向流入混合及重力造成的压力损失不能忽略。2.1.3 井筒流动摩阻系数地层流体通过井筒壁径向流入要影响井筒摩阻, 这个影响取决于井筒流体的流态, 当井筒内流体为层流时, 流体沿井筒径向流入将增加井筒的摩擦,而当井筒
20、内流体为紊流时, 将降低井筒的摩擦。因此, 没有考虑径向流入的管流的摩擦系数相关式不能用于有径向流入的井筒流动。a) 井筒内为层流情形Kinney 2 从数值上解决了沿管壁有径向流入的完全发展的层流问题。结果表明局部摩阻系数与没有径向流入的摩阻系数之间的比率仅取决于井壁雷诺数, 但这个关系式是以图的形式给出的, 没有提供方程, 不便于井筒流动模型计算。基于无因次流函数的简化一般差分方程和Kinney 提供的数值方法, 可以得到局部摩擦系数与没有径向流入的摩擦系数之间的比率与不同的井壁雷诺数Rew 有关。Yuan Finkelstein 3 通过扰动法预测了有径向流入的井筒摩擦系数, 因为Yua
21、n 和Finkelstein 方程是借助于假使井壁径向流入雷诺数充分小的扰动法得到的, 所以方程只能用于小的 的情形。借助于称为Polytope 法的快速、有效的非线性回归过程也可以使用实验数据得到以下的摩阻系数相关式( Gill 等 4 ) 。（1） 对于流入( 生产井) （17）（2） 对于流出( 注入井) （18）b) 井筒内为紊流情形对于井筒内为紊流的情形可以使用基于1995 Stanford 大学实验数据得到的新的相关式 5 （19）其中f 0 为没有径向流入的摩擦系数, 对于紊流( Colebrook - w hite 6, 7 ) （20）2.2 算例分析1. 参数假设井筒直径D
22、 = 0. 124 m, 井筒长度L = 500m,原油密度; 原油粘度；通用钢管相对粗糙度;井产量。倾角分别取、。2. 算法及结果分析 假设井筒上游末端没有流体流入, 而井筒内的流体都是沿井筒壁均匀流入, 则沿井筒单位长度的流入量为= , 井筒上游末端初始段为层流, 以后为紊流, 根据从层流转为紊流时雷诺数的通用临界值( Re = 2 300) 将井筒内流动分为层流段和紊流段, 层流段的摩擦系数采用式( 17) , 紊流段的摩擦系数采用式( 19) 和( 20) , 将井筒取3 000 个均匀长度的微元段。采用迭代法用计算机编程计算。得到沿井筒的压力分布和沿井筒各段的压力降如图2、图3 所示
23、。在井筒末端压力降较小, 越靠近井筒跟端, 压降变化越大, 这主要是因为越靠近跟端, 井筒内的质量流量越大, 由摩擦引起的压降和从井壁的径向流入引起的压降越大, 当井筒倾角为0b时, 重力引起的压降为0, 随着井筒倾角的增加, 重力引起的压降越大, 井筒压降就越大。图2 沿井筒各段压力分布图3沿井筒各段压力降取大位移井井筒长度L= 1 000 m、, 井产量分别取, 1 000 和1 500 , 其它的条件与上述算例相同, 计算方法相同, 计算结果见图4。由计算结果看出: 当井筒较长且产量较高时相应井筒压力损失较显著, 这就不能忽略井筒内的压力降。如果为大位移水平井, 即, 井筒长度较短且产量
24、低时, 可以把井筒看成具有无限导流, 而忽略井筒压降。图4不同井产量的压力降2.3 结 论1. 根据大位移井筒的流动特征, 应用质量守衡、动量守衡原理建立了考虑井壁流体流入的任意倾角的大位移井筒压降计算模型, 该模型不仅考虑了摩擦损失、加速度损失、重力损失, 还考虑了流体沿井筒径向流入的影响。普通水平管内单相液流压降计算模型和Dikken 的压降模型是本文所建模型的特例;2. 讨论了考虑井壁径向流入的摩擦系数的计算方法;3. 用实例计算了不同倾角的大位移井沿井筒的压力分布和压力降, 井筒长度、井的产量及井的倾角越大沿井筒的压降也越大。3气举设计 气举是通过气举阀，从地面将高压气体注入停泵的井中
25、，利用气体的能量举升井筒中液体，使井恢复生产能力。气举可分为连续气举和间歇气举两种方式。影响气举方式选择的因素有：井的产率、井底压力、产液指数、举升高度及注气压力等。对那些井底压力和产能高的井，通常采用连续气举生产；对那些产能及井底压力低的井，则采用间歇气举或活塞气举。3.1气举方式的选择(一) 设计内容1) 生产参数：注气量、产量2) 气举方式：连续气举、间歇气举3) 气举装置类型：开式、半闭式、闭式4) 气举阀参数：类型、各级阀深度、尺寸及装配要求(二) 气举设计基本资料1. 地层参数油气井IPR曲线、地层压力、地温及地温梯度，含水率、地层气液比；2. 井筒及生产条件井深、油套管尺寸、地面
26、出油管线长度及尺寸、分离器压力、井口压力、注气设备能力；3. 流体物性油、气、水高压物性资料；(三) 确定气举方式连续气举从油套环空将高压气连续的注入井内，使油管中的液体充气以降低其密度，从而降低井底流压，排除井中液体的一种人工举升方式。间歇气举向油套环空内周期性的注入高压气体，其他迅速进入油管内形成气塞，将停住期间井中的积液推至地面的一种人工举升方式。对那些井底压力和产能高的井，通常采用连续气举生产；对那些产能及井底压力低的井，则采用间歇气举或活塞气举。(四) 确定气举装置类型A. 开式缺点：低产井，注入气从油管鞋窜入油管，注气量失控； 管井后开井需重新排液，延迟开井，并且液体反复通过气举阀
27、，易造成气举阀损坏。适于液面较高的连续气举井。图A 开式气举管柱B. 半闭式在开式管柱的下部安装一封隔器，将油管和套管空间分隔开，避免因液面下降造成注入气从套管窜入油管，同时也避免了每次关井后重新开井时的重复排液过程。适用于连续气举井和间歇气举井，为气举井最常用的管柱结构。图B半闭式气举管柱C. 闭式在半闭式管柱结构的基础上，在油管底部安装固定阀，其作用是在间歇气举时，阻止油管内的压力作用于地层。一般应用于间歇气举井。图C闭式气举管柱3.2连续气举的设计3.2.1连续气举设计资料l 井深及油、套管尺寸（油管尺寸也可优选）。l 油井生产条件（如出砂、结蜡、结垢等情况，用于选择气举管柱类型）。l
28、地面管线尺寸及长度。l 分离器压力；预期的井口油压；所要求的配产量。l 含水率：注入气、地层气、原油、水的相对密度。l 可提供的注气压力及气量。l 油井流入动态；地层静压及深度；生产汽油比。3.2.2确定注气点l 流压梯度线和注气压力梯度线相交的点称为油套压平衡点。l 根据工作压差确定理论注气点深度。工作压差是注气点处油管和套管内压力之差P。图3.2.33.2.3连续气举系统分析分析对整个系统的影响优化单井或井组参数l 油井产量l 注气量l 注气压力l 油管尺寸l 出油管线尺寸l 分离器压力等3.2.4确定气举阀相关参数1. 气举阀的工作原理非平衡式套压控制阀类似于一个压力调节器。它具有充氮腔
29、室和波纹管。波纹管起着活塞的作用如图3.2.4，其行程均匀的分布在每一褶皱的曲面上。这样的结构能得到足够的阀杆行程，已完成阀的打开和关闭。阀座孔径尺寸不同，使阀座孔眼全开所需的阀杆行程也不同。阀座孔径越大，所需的阀杆行程就越长。图3.2.4气举阀工作原理示意图1) 阀的打开压力公式 （3-1）-阀深度处的套管注气压力；-阀深度处的油管压力；-井温条件下，波纹管及腔室的充氮压力；-阀座孔眼面积；-波纹管有效面积。2) 阀的地面调试压力公式 （3-2）3) 顶阀的深度公式 (3-3) -顶阀深度，m； -地面注气启动压力，Mpa； -井口流动压力，Mpa； -静液梯度。4) 其余阀的深度 管压力：
30、 （3-4） 阀间距： （3-5） 阀的深度： (3-6) DOV-阀的深度； DBV-阀之间的距离； DVA-上一只阀的深度。 对顶阀： （3-7）对顶阀以下的其余阀 （3-8）3.3气举现场施工禁忌1) 禁止用空气作为增压气源。用于举升的注入气必须是产层高压天然气或地面增压天然气。2) 保持井底和井下工具清洁。凡是曾进行过增产措施及泡沫排液等作业气井，在施工前都必须洗井，保持井底清洁，以防止气举阀因堵塞失灵。3) 下井的油管必须保持完好、清洁和畅通。油管连接丝扣严密无泄漏，管壁无腐蚀斑痕，防止带有孔眼的油管入井，以免造成多点注气，致使举升失败4实例分析建井生产层位为石炭系黄龙组，井深为38
31、12.6，气层位置为：37703784，为建南气田主力气井之一。气藏有边水，气水界面海拔-3194.4，气藏顶部海拔-3065.82，2009年计算压降可采储量3.14。该井1987年6月正式投产，产量在56，不产水，油压为19.7，套压为21，历史最高日产量曾达7.25。1994年2月开始产水，初期产水量，气产量开始递减，至1995年9月，累计采气。，累计产水11.07，气产量降至0.63710，油压下降到5.69，套压下降到6.43。1995年9月21日开始进行不定期投棒泡排作业，产量上升到1.091，产水量升到0.155，油套压都有上升。然而，因井下油管穿孔，泡排失效，不得不停止泡排作业
32、。2000年3月换油管作业后继续不定期投棒助排，产气量0.3141.02，产水量1.5，至2001年9月开始采用加注泡排剂进行泡排采气。生产至2005年5月11日，由于用户用气量减小而关井。2005年9月4日开井生产，以的气产量进行生产，但油、套均迅速下降，生产至9月13日，套压降至8.1，油压降至1.4，与输压持平，无法采气。2005年12月该井采用柱塞举升采气工艺，效果不是很理想，截至2006年5月该井累计采气，剩余可采储量，同年5月关井至2010年7月。4.1排水采气工艺优选排水采气工艺技术是有水气田采气工艺的主要方法，已成为国内外气田开采后期的一项主要采气工艺措施。目前国内外比较常用的
33、排水采气工艺主要有优选管柱排水采气、泡沫排水采气、柱塞气举排水采气、气举排水采气、机抽油排水采气、电潜泵排水采气和射流泵排水采气工艺，这些工艺的选择主要取决于气藏的地质特征、产水气井的生产状态和经济投入的考虑。4.1.1井深和地层压力分析 建井生产层位井深3812.6，属于深井，不宜采用机抽及电潜泵等排水采气工艺。该井石炭系黄龙组目前地层压力21左右，井筒内积液较多，若完全排出井筒积液，井口压力恢复较快。4.1.2自喷能力分析建井2006年5月水淹停产后，井口油套压一直保持为零，井筒内液面高度17966，地层压力低，气井已完全失去自喷能力，依靠自身能量的泡沫排水采气、小油管排水采气和柱塞排水采
34、气不适应该井4.1.3历史产水量分析从水淹前的生产情况来看，建井产水量较小，平均日产水量在左右，造成水淹的原因是：随着该井地层能量的逐步降低，气井自喷带水效率降低，造成井筒积液逐步上。第一作者简介：沈金才，工学学士，助理工程师，2008年毕业于西安石油大学石油工程专业，现从事采气工程工作。因此对于这种小产水量气井，不宜采用电潜泵、水力射流泵等这几项排水采气工艺措施。4.1.4经济评价分析建井井场位于建南气田南集站内，可提供原料气和净化气两种气质气源，并有现存的污水池和放空管线，现场条件满足压缩机气举排水采气要求，选择气举排水采气工艺只需作业一次，按设计下人气举阀，无需后期井下作业，从经济角度考
35、虑，对于该井选用气举工艺具有优势。4.2气举工艺设计参数4.2.1压缩机选型进气压力； 排气压力； 最大排气量； 压缩机型：ZTY265H型撬状式压缩机。4.2.2气举方式：油套环空注气，油管生产开式气举。4.2.3气举启动方式初期卸载时短暂放空，如启动压力超过压缩机最大启动压力时，第一级气举阀还未卸载，采用憋压放喷或水泥车混液打压协助启动。4.2.4气举设计参数启动压力：；工作压力：；设计注气量：；井口油压：；排水量：；最大注气压力：。4.2.5气举管柱完井管柱结构：油补距（2.54）变扣短接（0.3）油管BG90S60.324.81（2011.47）气举阀（0.72）油管BG90S324.
36、81mm（607.85m）气举阔（P95（0.72m）油管BG90S（521.07）气举阀95（0.72）油管BG90S（445.97）气举阀95（0.85）油管BG90S（189.62）筛管根BG90S（9.56）导锥（0.2），完井深度：3791.59m。4.3现场试验情况及效果建井于2010年7月24日至8月15日更换原井油管，下人带气举阀的完井管柱，建设气举地面流程。9月1日至9月28日2个阶段进行气举排水采气的工艺试验。4.3.1试压和试气举2010年9月1日14：:5利用压缩机增压后的高压天然气对建井采气井口试压，16:00注气压力（套压）达到10.9，停止注气，观察井口不漏，试压
37、合格。试压期间油压为零，随后关井。2010年9月2日9:45油压上升至7.1，套压下降至8.6，此时开始从套管注气，油管放喷。10：15放喷口出水，喷出流体为气水混合物，可点火燃烧。12：50套压升至11.4，井口油压在00.5之间波动，放喷口仍为气水混合物，分析认为至少有一只气举阀可以打开，于是停止放喷。4.3.2气举生产2010年9月3日一9月24日摸索气举规律，不断调整气举工作制度，总体上采用问断气举排水采气方式，连续气举时间一般约10，最高达到72，停注问隔时间一般约14。期间，注气压力6.5-11.1，累计注气时间253，累计注气量，累计产气量，其中自喷气量，累计出水量399.6。连
38、续气举时，注气压力变化规律：从初始值上涨至10.0后开始逐步下降，最低至6.5。油压变化规律：在之问，基本保持不变。出水变化规律：当注气压力上涨至10.0后开始连续出水；其中注气压力升至10.5时，第一级气举阀开启，出水量增大，折算；注气压力降至9时，第四级气举阀关闭，开始从油管鞋掏空积液，出水量增大，折算；注气压力降至8时，油管内积液逐步掏空，气流从油管鞋形成通道，出水量变小，此时排水为地层逐步排出的水，折算，之后压力稳定在7.7，如长时间连续气举注气压力缓慢下降，产水量基本稳定。连续气举期间，折算注气排量，产气量左右（图一）4.3.3连续自喷生产2010年9月32010年9月24日，在气举
39、生产期间出现过问断自喷产气现象（图）；9月24日22：00开始连续自喷，产气量约，不产水，套压7.7，油压1.7。之后继续维持自喷生产到28日15：55停产，气产摄约，呈缓慢下降趋势，不产水，套压约7.7，呈上涨趋势，油压1.71.8。4.3.4应用效果分析建井排水采气试验期间，累计注气2533，累计注气量，累计产气量。其中自喷气量，累计出水量，相比气该井举前水淹停产，日增气。试验结果表明该井应用气举排水采气工艺是可行的，经济上是有效的，为建南气田推广应用该工艺积累了宝贵经验。4.4结论（1）建井连续气举排水采气实验取得了较好的排液效果。试验证明，连续气举排水采气工艺是可行的，经济上是有效的。
40、（2）由于气井长期水淹停产后，近井带的积水区将气隔离，需要长时问的排除近井带积水，储层气流才能形成连续渗流通道，但低孔、低渗储层渗流阻力较大，复活前每次将井简积液掏空后液面恢复需要一定时间，液面恢复期问举升效率低，不宜连续气举，因而水淹气井复活前应根据井筒液面恢复周期采用间断气举工作制度，提高压缩机工作效率。（3）在举升过程中，注气压力同时对地层形成一定回压，如果在油管鞋位置油管压力、油套环空压力、地层压力不匹配，井筒积液将会压回地层；通过油管加注泡排剂降低油管液柱压力，可降低举升压力，减少或避免积液回压入地层。（4）产水气井连续生产时，形成的流动压差小于水淹井启动压差，气水同产井，应加强动态管理，切忌不要改变其工作制度或者关井，以免井筒积液造成气井水淹假死，复活启动难度较大；若有特殊情况，可维持原有工作制度防喷，处理完后再导人流程。（5）借鉴建井气举排水采气试验成功的经验，结合气田气水同产井地下、地面条件，优选建援井、建侧井、建一支平井下步推广该工艺。通过上述三口井的推广可有效恢复北长二建援井产能，减缓南飞三边水沿建侧井方向内侵的速度，延长高部位气井无水采气期，提高气藏采收率。
