气举工艺、理论、应用综合.ppt.ppt

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1、各位朋友大家好,气举工艺技术,气举采油技术培训,一、气举工艺介绍二、常用的气举井井下工具三、连续气举井工艺设计四、气举系统管理五、气举井工况诊断方法六、低压井气举工艺七、中原油田气举工艺的发展,气举采油技术培训,第一部分气举工艺简介,气举采油技术培训,1.气举工艺原理 2.气举工艺适用范围 3.常用气举方式 4.气举管柱类型,第一部分 气举工艺,一.气举工艺原理,气举工艺原理,当地层能量降低 到不能使油井自 喷，就需要进行 机械采油。其中，人为把高压气体（天然气或空气）注入井底，延续 自喷，使原油喷 出地面的采油方 法称气举采油法。,气举系统组成,气举采油发展史,弹簧差压阀,钢丝机械阀,比重差

2、压阀,光 管 柱,波纹管操作阀,投捞式气举阀和偏心工作筒,推进了可投捞气举设备的发展，也推进了柱塞气举的发展，大大提高了间歇气举的效果。,二.适用范围,气举工艺适用范围,自喷油井启动与增产,注水井措施排液,气举采油,水淹气井排液采气,油井压裂酸化排液,排液求产排液找水,适 应 性 强,各机械采油方式适应性,举升度高，举升高度可达3600m以上；产液量适应范围广，可适应不同产液量的油井；适用于斜井、定向井；适应于液体中有腐蚀介质和出砂井；特别适应于高气油比井；操作管理简单，改变工作制度灵活。,气举采油的优越性,局限性,采用中心集中供气的气举系统不宜在大井距井网中使用。,套管损坏了的高产井不宜采用

3、。,双层分采井，如下层与上层相距较长且井底压力低，用气举开采下层较困难。,高腐蚀性的气源会影响气举正常工作。,另外：,必须有充足的气源；一次性投资高，但维护费用少；适用于一个油田或一个区块集中生产，不适宜分散开采；安全性较其他采油方式差。,NOT GOOD！,局限性,三.气举采油方式,将高压气通过井下气举阀连续注入产液中,连续气举,原理,连续气举,适用条件,适用条件,按照设计的注气周期和注气时间将高压气通过井下的气举阀定期注入产液中,间歇气举,周期时间控制器,原理,间歇气举,各类气举采油方式适用条件,间歇气举主要分为常规间歇、柱塞间歇、球塞间歇等几类，其主要原理为：地面间歇注气，实现油井间歇生

4、产。,特点：1、降低液体滑脱损失，减少注气量；2、适应低产井、高含水井气举（产量20m3/d)。,间歇气举,各种间歇气举采油方式的适应性,四.气举管柱类型,1、开式气举管柱2、半闭式气举管柱3、闭式气举管柱,是否采用井下封隔器与单流阀,气嘴,适用范围1、液面较高或套管生产井；2、砂堵严重及因井身质量问 题而不能使用封隔器的井。缺点1、注入气可能从油管底部进入；2、注气压力变化将引起环空液 面上升或下降，使注气点以 下的气举阀受液体冲蚀；3、每次排液后，必须停井一段 时间，以恢复到稳定状态。,气嘴,适用范围1、间歇气举井；2、连续气举井。应用特点1、排液后，环空液面不会因套压 的变化而波动，减小

5、液体冲蚀 气举阀。也避免每次关井后的 重新卸载。2、避免流压低井的注入气从油 管注入；3、封隔器可避免套压作用于地层。,气嘴,适用范围1、低井底流压2、高产液指数和低井底流压3、低产液指数,避免气体压力将井内液体压回地层,第二部分气举井下工具,气举采油技术培训,一.气举阀结构及工作原理二.气举阀检测与调试三.投捞气举工具四.柱塞气举设备五.气举封隔器,第二部分 气举井下工具,一、气举阀结构及工作原理,气举阀的类型,按控制力分类,充气波纹管式,橡胶皮襄充气式,导向活塞式,非充气式弹簧负载式,比重差压式,用于连续气举井和间歇气举井,仅用于间歇气举井,仅用于连续气举井,油井生产状态,连续型气举阀间歇

6、型气举阀,1,2,作用,注气通道；举升管柱上注气孔的开关；降低启动压力；气举阀可灵活的改变注气点深度，以适应井的供液能力；间歇气举中，气举阀可控制周期注气量；利用气举阀改变举升深度，增大油井生产压差，以清洁油层解除污染；气举阀的单流阀可以防止产液从举升管倒流。,气举阀作用,气举的启动压力与工作压力,停产时,环空液面下降到管鞋,气体进入油管,高压气体,高压气体,混气液,启动压力 气举启动时，环空液面下降到管鞋时压缩机压力，也是注入气进入油管时压缩机压力。,气举启动时压缩机压力变化,确定气举启动压力,一般情况假设环空内液体全部被举升到油管内，没有进入地层。,h,气举启动过程液体溢出井口,L：油管深

7、度，m,环空液体全被压入地层,气举系统的启动压力范围,问题,启动压力较高，压缩的额定输出压力较高。气举系统正常生产时的工作压力比启动压力小得多，造成压缩机功率的浪费，增加投入成本,安装气举阀后气举启动过程,对比两种启动过程,所需启动压力更低；卸载过程更稳定；安装气举阀（下封隔器）所需卸载时间更长；安装气举阀一般要求控制较低的注气速度，以免刺坏气举阀。,t,p,pe,po,不安装气举阀,安装气举阀,pe*,t1,t2,气举阀卸载过程,气举阀分类,按压力控制方式分节流阀、气压阀或称套压操作阀、液压阀或称油压操作阀和复合控制阀。按气举阀在井下所起的作用分卸载阀、工作阀和底阀。按气举阀自身的加载方式分

8、充气波纹管阀和弹簧气举阀。按气举阀安装作业方式分固定式气举阀和投捞式气举阀。,充气波纹管气举阀结构,在波纹管内预先充入氮气，构成加载单元由可伸缩的封包和充气室组成，起到类似于弹簧加载的作用。,套压控制阀,打开阀的力 Fo=pc(Ab-Ap)+ptAp 充气室保持阀关闭的力 Fc=pdAb当FoFc时，阀打开；开启瞬间 Fo=Fc，则 pdAb=pvo(Ab-Ap)+ptAp套压欲打开阀的压力为 pvo=(pdAb-ptAp)/(Ab-Ap),套压控制阀工作原理,Ab,pd,Ap,pc,pc,pt,封包,充气室,TEF=Ap/（AbAp）TEF为油管效应（tubing effect）系数，表征阀

9、对油压的敏感性。令R=Ap/Ab，则TEF=R/(1-R)因此套压欲打开阀的压力可以表示为：pvo=pd/(1-R)-ptTEF,Ab,pd,Ap,pc,pc,pt,封包,充气室,设注气压力pc下促使气举阀关闭的压力pvc:则 pvc=pd阀关闭压力仅与封包压力有关，与油压pt无关。,Ab,pd,Ap,pc,pc,pt,封包,充气室,pdAb=pvc(Ab-Ap)+pvcAp=pvcAb,阀距 阀开启压力与关闭压力之差，为表征封包式气举阀工作特性的主要参数：pvpvo-pvc=(pd-pt)TEF阀距随油管压力的增大而减小。当pt=pd时为最小，且为零；当pt=0时，阀距最大，且为pdTEF；

10、阀距还与油管效应有关，由于油管效应系数随阀孔径增大而增大，大孔径阀可提高阀距。,气举阀压力概念,气举阀打开压力pvo 对于套压控制阀，指在实际工作条件下，打开阀所需的注气压力；对于油压控制阀，指在实际工作条件下，打开阀所需的油压。试验架打开压力 确定了气举阀的打开压力和关闭压力，就须在室内调试装置上把气举阀调节在某一打开压力，此压力相当于井下该气举阀所需的打开压力。,气举阀关闭压力pvc 使气举阀关闭的就地（气举阀深度处）油压或套压。转移压力 允许从较低的气举阀注气的压力，以实现从上一级阀转移到当前阀。过阀压差 气体经过阀孔节流会产生压力损失，阀上、下游压差称为过阀压差（一般取0.35MPa，

11、即50psi）。,国产ZB系列气举阀,气举阀的结构,五个基本部分：充气室、波纹管、阀球、阀座、单流阀,顶部带有一个单流阀，外部有密封盘根和丝堵进行密封，充气腔室中充满氮气。,各部分作用,气举阀的心脏，提供阀杆运动和阀关闭力的主要部件，既要保持一定的位移，又要保持能够承受井下高压的影响。,防止压井液中固体物质进入气举阀，可进行正循环洗井。,ZBG-1型气举阀,技术参数,1、总长：425mm 2、直径：25mm3、重量：1.1kg4、最高工作温度：1205、最大下井深度：m6、波纹管的有效面积：200mm27、波纹管内的最高充气压力：15MPa8、波纹管的最大位移：2mm9、波纹管的最高承压值（内

12、外压差）：35.0MPa,10、阀座孔径：3.2mm(1/8)4.7mm(3/16)6.3mm(1/4)7.1mm(9/32)11、使用21/2“时套管直径：51/2”12、阀座孔的技术参数,性能指标,PC,Pbt,Pt,两个打开的力：油管压力Pt和注气压力Pc,一个关闭的力：波纹管充气压力Pbt,工作原理,工作原理,力平衡公式：PbtAb=Po(Ab-Ap)+PfAp气举阀井下关闭压力和打开压力公式：Pbt=Po(1-Ap/Ab)+Pf(Ap/Ab)Po=Pbt/(1-Ap/Ab)+Pf(Ap/Ab)/(1-Ap/Ab)式中：Pbt波纹管井下充气压力，MPa Po气举阀井下打开压力，MPa

13、Pf 阀处最小流压，MPa Ab 波纹管有效截面积，mm2 Ap阀孔面积，mm2,二、气举阀检测与调试,a.气举阀质量检验b.气举阀充气、恒温、老化试验c.气举阀调试检查打开压力试验d.气举阀投入工作筒后的密封性试验e.气举阀的维护和修理,CNY-40气举工具检测实验室,气举阀充氮气 水浴恒温15min 检查打开压力（符合设计值）老化试验 二次水浴恒温 最终检查打开压力 装配阀与工作筒 工作筒试压 故障阀的修理,工艺流程图,气举阀调试,1、卸掉尾盖丝堵的垫圈。2、将阀冷却到600F。3、将阀放在试验器里 并向气举阀充气达到 要求的打开压力。4、上好钢垫和尾盖。5、从气举阀测试器中加 压，观察试

14、验器压力 表，使打开压力比预 定压力高50磅/英寸2。6、连续重复两次，证明 三次的打开压力都相 同，即可认为合格。,步骤,气举阀调试台,三、气举投捞工艺,产生上下冲击力的钢丝工具：绳帽、加重杆、振击器、万向节。打捞和投放气举阀专用工具：造斜工具、投放工具和提升工具。,四 柱塞气举工艺,柱塞气举工艺原理：依靠柱塞往复运动，把井筒内流体顶替到地面。柱塞作为液柱和举升气体间的固体界面，防止气体窜流和液体滑脱。,柱塞气举地面及井下装置,柱塞气举设备,地面设备安装图,1）当气举井存在如下情况时，应该考虑应用柱塞（1）注气压力偏低，达不到要求的举升深度。（2）一个段塞到达地面时，井口回压大。（3）存在结

15、盐、结蜡等问题。2）当气举井存在如下情况时，不能应用柱塞（1）井口和闸门限制柱塞自由运行。（2）井斜过大。（3）气举井油管尺寸与柱塞尺寸及类型不匹配。（4）气举井出砂过多。（5）气举间歇时间短。,Y341系列封隔器具备正洗井功能，适应高温、高压和结盐环境。,五、Y341系列气举封隔器,第三部分连续气举设计,气举采油技术培训讲座,一.术语和定义二.设计原则三.基础数据及来源四.设计方法五.气体相关知识,第三部分 连续气举设计,一、术语和定义 油管效应：气举阀深度处作用在阀座孔眼面积上的油管压力,对气举阀的打开起辅助作用。注入气液比：气举井每产出单位体积的液体，所需消耗高压注入气在标准状态下的体积

16、数。,第三部分 连续气举设计,生产气液比：气举井每产出单位体积的液体，所伴随产出气体在标准状态下的体积数 腔室压力：气举阀腔室内所充高压氮气的压力,第三部分 连续气举设计,二、设计原则 在连续气举井选井和设计时应遵循以下基本原则和要求：产液量 20 m3/d的井应采用连续气举。2 设计注气压力与油井地质特征和地面增压装置的能力相匹配。,需要经过油田开发经济技术论证,第三部分 连续气举设计,综合考虑注气压力、油层中部深度、日产液量及经济效益等因素，确定每井下阀级数；要求布阀数量尽可能少。井深在2500 m内的井，最下一级工作筒下至距目的油层上界100 m内。设计注入气液比力求最小。6 工作筒与其

17、他井下工具间距大于10 m。,减少气举阀损坏机率,提高高压气体利用率,减少工具间干扰,第三部分 连续气举设计,三、基础数据及来源1 油井数据：a)油层中部深度，m；b)油层静压，MPa；c)静液面深度，m；d）地层水密度，kg/m3；e）原油密度，kg/m3；f）油井含水率，%；g）生产油压，MPa；h）产液指数，m3/(MPad)i）压井液压力梯度，MPa/m；j）井口温度，；k）井底温度，；l）地层气液比，m3/m3；m）设计日产液量，m3/d。,第三部分 连续气举设计,2 气举阀参数 a）气举阀孔径，mm；b）阀座孔眼面积，mm2；c）波纹管有效面积，mm2。3 地面注气参数 a）注气启

18、动压力，MPa；b）注气工作压力，MPa；c）注入气相对密度；d）日最大供气量，m3/d。,第三部分 连续气举设计,气举采油存在的必要条件是有注入的高压气，而使用的气举阀多是充气式气举阀，因此必须了解天然气和氮气的性质。气体的性质直接影响气举阀在地面和井下的打开和关闭压力，主要受三个因素的影响：温度 井下阀深度到地面的气柱重量 与阀相对应的油管内压力和井口回压。因此，当温度变化时，需考虑充气室里气体的性质，波纹管体积受温度变化很小。同时考虑注入气柱重量，它对控制阀的干扰是极为重要的。,油田使用的天然气是由几种碳氢化合物混合而成，在实际计算中偏离波义尔-查理定律。因此使用公式时必须加修正系数。,

19、五、气体性质相关知识,气体状态方程：在不同标准状态下：,美国得克萨斯 温度600F 时1英尺3的气体的压力是14.65磅/英寸2；中国标准 压力为1公斤/厘米2，温度为200C；气举计算采用：压力14.7磅/英寸2(1个大气压)，温度600F(15.60C)。,注入气质量要求,组分符合干气标准 在0.1MPa和20时的1m3天然气中，C5以上的烃类液体含量低于13.5cm3。含硫总量和水汽含量符合商品天然气的标准 在0.1MPa和20时的1m3天然气中，硫的总含量低于480mg，水汽含量低于64mg。含水天然气对输气管线有腐蚀性，并能堵塞管道影响管线输气 防范措施 天然气脱水可使天然气露点下降

20、3342。压缩机末级出口气体不冷却，管线加保温材料，保障天然气到井口的温度不低于50，并可防止井口结蜡。,已知各种压力和温度条件下氮气的压缩系数。,氮气性质稳定，操作既无腐蚀又安全。,氮气制造方便，价格便宜，便于运输和使用。,正确调试气举阀的前提是计算氮气随温度的变化,Pb=Ct(Pbt)Pbt=Pb/Ct 式中:Pb-温度为600F时波纹管的充气压力 Pbt-井温条件下波纹管的充气压力 Ct-温度修正系数,温度对充气波纹管阀的影响,三、解析设计法,第三部分 连续气举设计,气举原理：注气降低举升流压梯度气举设计目的：少注气、多提液,连续气举设计原理,连续气举井压力状态,改变注气量，注气压力，注

21、气深度和管径控制气举液量,气举设计发展过程,1962 Camco公司针对注气压力控制气举阀研究了一套设计方法Shell公司首次综合了气举阀动态数据，提出了一套设计方法，但未推广到其它类型的气举阀1967-1980 Brown、Kanu和Mach相继提出了一些改进措施1984 美API提出连续气举设计标准1980 Brown将节点分析用于连续气举设计1990 Schmidt考虑了气举阀动态和不稳定常用布阀设计方法：注气压力递减法 变油压梯度法,气举采油优化设计技术,设计方法：,根据气举采油方案确定的气举方式，对油管尺寸、注气压力、井口回压等参数进行敏感性分析，在优化参数的基础上，结合完井工具的性

22、能，即可进行气举井的单井设计。,连续气举设计,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,（1）气举设计基本资料,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；井筒及生产条件 井深、油套管尺寸、地面出油管线长度及尺寸、分离器压力、井口压力、注气设备能力；流体物性 油、气、水高压物性资料；,连续气举 从油套环空（或油管）将高压气连续地注入井内，使油管（或油套环空）中的液体充气以降低其密度，从而降低井底流压，排出井中液体的一种人工举升方式。间歇气举 向油套

23、环空内周期性地注入高压气体，气体迅速进入油管内形成气塞，将停注期间井中的积液推至地面的一种人工举升方式。对于低压低产能的井通常采用间歇气举，同时从技术和经济方面进行综合考虑。,（2）确定气举方式,（3）确定气举装置类型,缺点：低产井，注入气从油管鞋窜入油管，注气量失控；关井后开井需重新排液，延迟开井，且液体反复通过气举阀，易造成气举阀损坏。适于液面较高的连续气举井,开式,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。适于连续气举井和间歇气举，为气举井最常用管柱结构。,半闭式,封隔器,在半闭式管柱结构

24、的基础上，在油管底部安装固定阀（单流阀）,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。,半闭式,封隔器,固定阀,气举井压力剖面气液多相流压力分布计算油井流入动态注气压力分布阀通气量计算,pko,Linj,pt,p,pwf,q,qo,(4)气举阀分布设计,环形空间静气柱压力分布:,环形空间流动气柱压力分布:,单相气体环空压力计算,优选气液两相上升管流模型,流入：地层注入气流出：油管 用于分析油管尺寸、出油管线、注气压力、注入气量等参数对气举注采系统的影响。,气举节点系统分析优选参数,最大产量 对应极限气液比的注气量，此时油管压力梯度最小。经济注气量 单位注气增量举升原

25、油所获得利润，恰好等于该单位增注的气体成本，此时的总气液比就是最经济气液比，对应注气量为最经济注气量。,气举特性曲线 单井生产的注气量与产液量的关系，表征投入与产出的关系。,实例：确定注气点深度,确定注气点,平衡点：流压梯度线和注气压力梯度线相交的点。注气点：注入气进入油管的位置，工作阀下入深度p工作压差，指注气点处油管和套管内压力之差，一般取0.50.7MPa,pko,pwf,pt,L,平衡点,注气点,p,H,由流入动态曲线和配产确定流压；依据配产，地层气液比，从井底往上计算井筒内压力分布曲线A；由地面注气压力计算环空注入气体的压力分布曲线B；与曲线A的交点为平衡点；由平衡点沿曲线A向上平移

26、p，得注气点G,对应的压力为工作阀处油压ptL；,确定注气点位置步骤（已知qL,pinj,pwh）,假设一组注气量，对应其总气液比，以注气点为起点，根据多相管流向上计算至井口油管内压力分布，确定井口油压，即为总气液比与井口油压pt的关系曲线。,pwf,确定注气点位置的注气量,在注气量、注气点深度、注气压力、井口油压、油管尺寸等参数一定的条件下，油管压力分布，表示连续气举生产稳定情况下的压力分布，即在该油压和套压条件下，卸载阀应全部关闭。仅工作阀处注气。,pko,pt,H,L,注气点G,A,B,确定油管工作压力分布,布阀设计,主要内容 确定注气点的位置，注气点以上所需下入的气举阀数量，气举阀的下

27、入深度，气举阀的尺寸及调试参数等 设计方法 常用连续气举布阀设计方法包括变地面注气压力法和定地面注气压力法两种。,设计方法一：变地面注气压力设计法,要求逐级降低打开井下各级气举阀的套管注气压力，以保证通过下一个工作阀注气以后，关闭上部各卸载阀。优点：可以选择性的打开井下某级气举阀，并使其以上的各级气举阀处于关闭状态，缺点：当注气压力不足时，难以获得高产。适于注气压力操作气举阀。,绘制静液梯度曲线；假设井筒温度分布呈直线，给出井下温度分布曲线；从井口流压起，利用静压力曲线作井口到注气点深度的最小油管压力分布曲线，代表气举情况下气液比最大时的油管压力梯度；,变地面注气压力法设计步骤,pwh,pko

28、,1,Twh,注气点,pr Twf,pwf,若井筒内充满压井液，从井口流压处作压井液梯度曲线与注气压力梯度曲线相交，交点即顶部阀位置；,A,压井液液面不在井口，分两种情况：（1）液体从井口溢出（2）液体不从井口溢出,从顶阀位置点向左作水平线与最小油管压力线相交，交点对应压力即顶阀的最小油管压力；将地面注气压力降低p1，作一条平行于注气压力梯度曲线的平行线；从第二个阀位置向左作水平线与最小油管压力线相交，交点压力即第二个阀的油管压力；,A,B,B,将地面注气压力降低（p1+p2），作注气压力梯度曲线的平行线；重复第至步，用同样的方法确定以各级阀的位置，一直计算到注气点深度以下为止。,A,A,B,

29、B,pwh,pko,Twh,注气点,pr Twf,pwf,pwh,pko,pso,A：按井口油压，配产等确定油管内流动压力分布B：环空注气压力分布线；D：阀设计油压线，由井口处取压力pwh0.2pso与注气点处油压连成直线；4：从pwh开始的静压梯度线,Twh,A,B,C,D,1#,2#,3#,注气点,设计方法二：定地面注气压力设计法,pwh,pko,pso,A：按井口油压，配产等确定油管内流动压力分布B：环空注气压力分布线；D：阀设计油压线，由井口处取压力pwh0.2pso与注气点处油压连成直线；4：从pwh开始的静压梯度线,Twh,A,B,C,D,1#,2#,3#,注气点,设计方法二：定地

30、面注气压力设计法,气举阀相关参数,（1）确定各阀的注气压力（打开压力）pvo和流压pt及对应的温度。（2）阀尺寸的选择。根据嘴流公式或相应图版选择气举阀尺寸，阀尺寸不可太小，否则不能通过足够的气量，使高产的气举装置无法卸载。一般工作阀的尺寸通常应比最后一级卸载阀大一个尺寸，以保证卸载后正常作业。（3）确定各阀的关闭压力pvc和最小流压以及充气压力和地面调试压力。,对于气举效益曲线,当切线的斜率等于1时,此时的产出效益的增量正好等于投入的成本的增量，该点为最佳经济点。,气举优化配气,对每口井建立当前利润值Prj随注气量Qgj变化的关系式,气举优化配气模型,解方程式系统：,约束条件是：即各井的注气

31、量不能大于系统提供的总注气量。,注气量,气举动态曲线,流入动态曲线,不同气液比下的产量和流压关系曲线,第四部分气举系统管理,气举采油技术培训讲座,一.施工作业二.开井排液操作三.注气参数优化四.吐哈油田管理经验,第四部分 气举系统管理,1 作业准备1.1 气举井施工作业准备应遵照SY/T 5587.693中3 要求执行。1.2 检查气举阀、工作筒完好无损，标识与设计相符。工作筒搬运过程中应轻拿轻放，不准摔碰。2 压井 环空注气井采用正循环法压井。压井前应控制放掉全部套管气。,第四部分 气举系统管理,3 起下管柱3.1 起下管柱操作应遵照SY/T 5587.693中4.2和4.3的要求执行。3.

32、2 完井管柱试压：从油管试水压10 MPa，稳定15 min，压降小于0.5 MPa为合格。,第四部分 气举系统管理,4 通井4.1 通井应遵照SY/T 5587.1693中6.1的要求执行。4.2 通井规长度不小于2 m，外径大于入井工具最大外径6mm以上。通井深度达到末级工作筒以下100 m处。,第四部分 气举系统管理,5 配气举管柱5.1 按设计的油管数据、气举阀深度和封隔器深度配置气举井管柱。5.2 各级工作筒的顺序不能错乱。投捞式工作筒上下方向不能颠倒。5.3 工作筒实际下入深度与设计深度误差应小于5 m。,第四部分 气举系统管理,二、连续气举排液,（1）注入气通过嘴子进入环空，压井

33、 液从油管流出。环空液面下降至 第一级阀位置。（2）当气体连续供给环空时，套压逐 渐增加，液体“U”型管地从环空 流入油管，并到达地面。（3）第一级阀暴露后，气体从第一级 阀进入油管，与油管内的液体混 合，密度减小，气液混合物被排 出地面。（4）气体继续进入环空，环空液面继 续下降，直至第二级阀，阀2暴露。（5）阀2暴露，气体从阀2处注入，套 压下降至第二级阀地面打开压力。（6）气体继续注入，重复上述过程，直至排液至工作阀，压力不在下降，该井转入正常生产。,操作步骤,气嘴,压井液,注入气,三、气举井优化配气,气举井注气参数优化原理,最佳生产段,四、吐哈油田管理经验,提高运行效率：压缩机作为气举

34、工艺的动力源，要求其供气平稳。在实际中控制排气量，保持平衡主要采用以下三种方法:转速调节：通过提高或降低发动机的转速来调节排气量,通过排气压力的变化来决定其气量是否平衡；吸入压力调节：由压缩机的示功图知,当吸人压力降低时,其排气量减少,反之,则增加,因而根据这一原理来调节；余隙调节：通过调节压缩机一级缸的余隙来满足气量平衡,其调节量仅为排量的10%。,生产管理技术-压缩机管理,机组油、气、水的管理 坚持设备十字作法，强化交接班制度 强化岗位练兵培训，持证上岗 使用设备状态监测与故障诊断技术指导设备维修 推选新型维修模式，保证了机组长期处于良好技术状态，实施预防性维修，避免事故维修 落实好一、二

35、、三级强制保养制度,维护与保养：在日常工作中，作好以下几方面的工作：,5.生产管理技术-气举井管理,施工管理-重点工序要求旁站监督，严把作业施工质量；投产管理-保证油井投产安全，顺利卸荷,严格控制投 产程序和卸荷速度；生产管理-生产资料录取 生产工况分析诊断,气举井故障排除 注气量调配、清蜡等,目的是保证气举井正常工作,气举效益最好。,气举井资料录取内容及要求,气举井工况分析标准,生产管理-故障排除 故障排除-通过气举阀投捞作业或进行检阀作业 生产制度调节-注气量调节或油嘴调节,使油套压力处于合理范围内。生产管理-分级管理 不同产量级别的井采用不同的管理力度,保证高产井平稳生产。系统压力较低或

36、压缩机检修时，可以关闭产量低,耗气量大的井,保证产量大于10m3d的井正常生产。生产管理-气举井清蜡 技术要求：590.5mm可适用212油管；480.5mm可适用2油管。刮蜡片下井前必须经过认真审核。工具串下井前速度应控制在150m/min内，清蜡深度为 级阀以上20m处。,第五部分工况测试与诊断方法,气举采油技术培训,采用可储存式电子压力计进行井筒流压和流温测试，绘制流压、流温曲线，根据其梯度变化来判断气举阀的工作位置。,一、井筒流压、流温测试诊断技术,二级阀漏气，三级阀工作,七级阀工作,二、计算分析法（与流梯测试法分析实例对比）分别用计算分析和实验分析两种方法进行气举井工况分析，从分析结

37、果看，两种方法的分析结果基本一致。,排液卸载过程,三、油套压力连续测试诊断技术,套压曲线,油压曲线,测试曲线,套压8.5MPa油压4.0MPa,套压8.3MPa油压2.7MPa,套压8.2MPa油压3.7MPa,套压7.5MPa油压2.0MPa,套压7.2MPa油压1.7MPa,典型井分析,气举井开井排液诊断,特征：产液量突然下降,注气压力在4.8-9.1Mpa、油压在0.85-3.5Mpa之间波动，周期2.5小时，判断管柱严重漏失。措施：作业发现116根油管上有15cm长的裂缝,特征：回压在0.83-3.0Mpa之间波动，注气压力9.1-9.3Mpa,测试排除了井下问题，初步确定地面流程有节

38、流现象。措施：更换20米地面管线，在弯头出发现油嘴造成节流,第六部分气举工艺在低压井上的应用,气举采油技术培训讲座,低压井的生产特点,放大生产压差，增加地层供液，利用高压气膨胀能将地层产出流体不断地举升到地面，并以提高液体或气体产量为主要目的。,低压井或高能量井,气举采油与气举排液采气井,具有相同的工艺原理,由于二者开采的地层流体类型不同，或井底能量有较大差别，使得二者具有不同的工艺特点和工艺针对性。其差异主要有以下三点：工艺目的不同 气举采油需要油井保持足够的井底压力，以举升尽可能多的液体（与高能量井情况类似）；气举排液采气则是尽量排出井底积液，即最大限度地降低环空液面（可降低到气层）以减小

39、井底对气层的回压，增加气层供气，使气井保持自喷，提高气井产量。低压井的气举类似于气井排液采气方式,不同点：,布阀设计方法不同由于油井井底压力和井筒液柱梯度相对较大，因此设计各级阀深度时安全系数较大，以避免不能顺利排液到工作阀。相反，气井的井底能量和井液梯度都相对较小，容易排液到工作阀，气井的设计与低产低能气举井相类似，可适当加大阀间距。气举方式不同气举采油井主要采用连续气举将产出液不断地举升到地面（类似于高能量井）。气井能量低，主要采用间歇气举（或周期注气）将井底积液排出，能满足气体携液举升条件即可。,不同点：,低压井的气举工艺技术的突破点,1、突破常规设计模式-举升点加深至油层位置2、配套实

40、施半闭式或闭式气举管柱3、低压井油气层保护技术,气举工艺设计,1、气举方式低能量，主要采用间歇气举（或周期注气）将井筒积液排出即可。2、布阀设计由于井底压力和井液梯度相对较低，容易排液到工作阀，气井的设计与低产低能油井类似，采用加大阀间距的方法，工作阀（举升点）设计至油气层上界附近，最大限度减少积液对地层的影响。3、生产管柱：针对地层压力低、易举空等特点，采用半闭式气举管柱，消除注气压力对地层的影响，提高产量，延长免修期。a、消除环空注入气对气层的回压，提高单井产气量；b、避免举空后注入气从喇叭口串流,造成气能量浪费；c、避免供气压力波动造成的环空液面波动对气举阀的影响,气举工艺设计：,比常规

41、气举排液加深500m,油气层作业保护技术,闭式气举排液管柱,柱塞气举,完善补孔-气举一体化管柱,工艺创新,油气层作业保护技术,1、完善低压井封隔器座封技术，保护低压层免受洗井液污染 低压低能量井实施半闭式气举管柱生产，可消除注气压力对地层的影响，提高产量。但在封隔器座封过程中，发现洗井液易渗入到油气层里，造成气层污染，严重影响气井产气量。为此完善了低压井封隔器座封技术，在封隔器座封期间保护低压免受洗井液污染。封隔器座封压力影响分析 Y341系列气举封隔器座封压差在10-12MPa（地面可调整）。对常规气举井，洗井后油、套管液面一般在井口位置，因此，投球后建立10-12MPa的油、套压差即可座封

42、。对低压井，由于地层压力低而存在一定漏失，套管液面不在井口（无洗井液返出），投球后无法控制10-12MPa的压差（地层漏失严重井甚至井口无法起压），不能保证封隔器顺利座封；持续洗井则造成地层污染。合理座封压差的建立与控制 要解决低压井封隔器座封和地层污染的矛盾，必须“依靠减少洗井液用量来避免洗井液对气层的污染”，即用最少的洗井液来满足座封需要。,存在问题,如持续洗井保证座封，则易造成地层污染。,压差试凑座封法,措施,800m,100m,100m,200m,合理座封压差的建立与控制,10-12MPa压差，封隔器座封,加压,稳定10分钟,稳定5分钟,稳定5分钟,使封隔器座封活塞开始上行，推动锁紧套

43、压缩胶筒。,封隔器座封,应用效果,闭式气举排液管柱,研制,可投捞式固定凡尔,气井排液能力,进行,闭式气举排液采气试验,气井产气量,气藏采收率,措施,气嘴,有封隔器和固定阀,投捞式固定阀,采用将投捞式气举固定凡尔卡在油管之间空隙的结构设计方法和专门的卸压装置，具备了快速起下功能，具有结构简单，起下方便等优点。,完善补孔-气举一体化管柱,常规井补孔工艺存在问题,措施,开展,气井补孔气举排液一体化管柱,减少一次作业过程,减少压井液对地层二次污染,劳务损失,有效保护措施效果，提高经济效益。,低压井措施（补孔、酸化）气举排液一体化管柱,补孔排液管柱,柱塞气举,柱塞气举,柱塞气举对高产能低压气井特别有效。

44、通过柱塞周期性地把井下少量积液排出地面，增大井底生产压差，有利于气体的采出。,小油管气举,管鞋,重新恢复自喷,重新建立协调关系，提高气流带水能力，排除井底积液。,自喷生产,气井生产中后期,气流流速达到连续排液的临界流速,气井连续排液的临界流速,气井连续排液的临界流量,重新确定油管直径,比常规快28小时,日产液16.5t,日增液7.0t,日产气5335m3,日增气3000m3,有效保护了气层，保证气井的补孔措施效果,气举排液采气与气举采油工艺的同异性分析,二者开采的地层流体类型不同，井底能量有较大差别，使得二者具有不同的工艺特点和工艺针对性。,顶部凡尔深度,Pke启动压力，MPa；Psoi第i个

45、凡尔的地面注气压力，MPa；ds压井液重度；Gg套管内气柱的压力梯度，MPa/m；Pt第i个凡尔处的油压，MPa；Pwh井口油压。,其它凡尔深度,气举排液采气工艺设计,第七部分中原油田气举工艺发展,气举采油技术培训讲座,1 气举工艺发展过程 2 气举采油技术标准化 3 气举工艺技术与应用扩展,第三部分 中原油田气举工艺,一.气举工艺发展过程,高压,高油气比,高温,低渗,原油物性,深层,高矿化度,高饱和,油层埋深3100-3900m,原始地层压力35.7-59.5MPa,饱和压力11.6-35.1MPa,原始油气比达350m3/t以上,地层温度110-145,地层水矿化度31-37104mg/l

46、,比重0.8272 地面粘度5.51mpas凝固点31.37,孔隙度16.6%渗透率1910-3m2,典型复杂断块油气田,中原文东油田地质特点,优选气举采油工艺,国内最大的以气举采油方式生产的油田,经过十多年的发展，文东油田建成国内首家大规模增压气举采油系统，拥有天然气压缩机10台，日供气能力160104m3，有气举井130口，年生产能力125104t，平均举升深度2543m，平均免修期450天。,全密闭工艺流程,增压站提供的高压天然气，经干线计量，通过输气管网到各配气站，在配气站经单井注气计量后分配到各单井，注入到油套环空，经气举阀进入油管，把地层产出的油、气、水举升到地面。进入计量站后，汇

47、入联合站分离、脱水，原油外输，天然气返回增压站经处理后循环使用。,伴生气可循环重复使用，注入压力相对稳定 机组采用撬装且露天操作，容易安装和搬迁 压缩机的排气量调节范围为50-100%，适于变工况操作 燃气机组运行不需电源，不受停电影响,流程特点,库伯天然气压缩机组,配气站流程,工具国产化达到API标准ZB系列气举阀Y341系列气举封隔器,配套工艺连续气举、间歇气举、柱塞气举系统效率评价、卸载模拟、优化配气、增压机易损件配套、管柱优化设计、投捞式气举、气举排液采气,拥有先进水平设备气举阀性能测试装置气举生产系统模拟装置气举投捞装备,省部级科技成果2项1、1993年连续气举等压设计法获中国石油天

48、然气总公司科技进步三等奖2、2004年中原油田气举采油工艺技术研究获中国石化集团公司科技进步三等奖油田科技进步奖12项（一等奖6项）1、1993年连续气举等压优化设计法推广应用获局科技进步三等奖2、1999年文东气举配套工艺技术推广应用获局科技进步一等奖3、2001年高油气比机抽井助流举升技术获得局科技进步一等奖4、2001年气举井不动管柱酸化技术获局科技进步一等奖5、2003年气举阀动态特性研究获局科技进步一等奖6、2004年气举采油井地面配气自控装置推广应用获局科技进步二等奖7、2004年气举采油系统效率评价方法研究获局科技进步一等奖8、2004年文留油田低压气井排液采气增产配套技术获局科

49、技进步二等奖9、2002年文东油田气举工艺技术通过河南省科技厅鉴定，获濮阳市科技进步二等奖10、2005年排液采气技术2004年在采油一厂的推广应用获局科技进步一等奖11、2006年气举井增压提液技术研究与应用获局科技进步二等奖12、2006年气举井工况无线远传测试诊断技术获局科技进步二等奖,科研成果,标准化科技成果奖5项1、1998年实施ZBG-1型气举阀质量检验标准获局标准化科技进步二等奖2、2000年实施固定式气举阀调试操作规程获局标准化科技进步二等奖3、2001年实施气举采油井操作规程获局标准化科技进步三等奖4、2002年实施 5810气举井设计及施工作业获局标准化科技进步二等奖5、2

50、003年实施 6450气举阀修理测试和调定推荐作法获局标准化科技进步二等奖节能奖4项1、1998年连续气举优化设计技术获得局优秀节能项目二等奖2、1999年优化气举管柱降耗节能技术获局节能技术进步二等奖3、2000年实施文东气举工艺技术节能增效获局节能技术进步一等奖4、2002年高油气比抽油井助流举升节能技术获局节能技术进步二等奖创新创效成果2004年HC1007型气举阀恒温水浴箱的研制与应用获局创新创效一等奖,国家专利7项投捞式气举固定凡尔，专利号ZL 03245706.5一种棘轮扳手，专利号ZL 03245707.3导流式气举阀,专利号ZL 03284069.1配气自动控制装置,专利号ZL