吳 晗 吳曉東 付 豪 郭士生

（1.中國石油大學石油工程教育部重點實驗室； 2.中海石油伊拉克有限公司； 3.中海石油東海西湖石油天然氣作業(yè)公司）

海上氣田氣舉誘噴排液一體化技術＊

吳 晗1吳曉東1付 豪2郭士生3

（1.中國石油大學石油工程教育部重點實驗室； 2.中海石油伊拉克有限公司； 3.中海石油東海西湖石油天然氣作業(yè)公司）

針對海上氣井連續(xù)油管氮氣氣舉誘噴技術費用高且開發(fā)后期井筒排液作業(yè)量大等問題，以氣舉工藝技術為基礎，充分利用海上平臺生產(chǎn)條件，由已投產(chǎn)的高壓氣井提供氣源，在生產(chǎn)管柱上增設三級氣舉閥進行氣舉誘噴，形成了海上氣井誘噴排液一體化技術。該項技術配套設備少、工藝簡單、成本低，而且兼顧開發(fā)后期井筒積液時可實施氣舉排液采氣，目前已在我國海上A氣田成功應用，獲得了較好的經(jīng)濟效益。

海上氣田 氣井 氣舉 誘噴 排液

我國海上A氣田部分氣井在完井作業(yè)時已經(jīng)噴活，部分井需要再進行誘噴才能生產(chǎn)。以往該氣田的誘噴方式主要為連續(xù)油管氮氣氣舉誘噴，氮氣由連續(xù)油管注入，從生產(chǎn)管柱和連續(xù)油管環(huán)空返排清除油管內和套管內的液體，使氣井自噴，達到預期投產(chǎn)效果，節(jié)省作業(yè)時間，減少地層污染，安全可靠；但是，海上使用橇裝制氮裝置提供氣源，成本較高，而且受連續(xù)油管尺寸與重量、井深、平臺面積的影響，連續(xù)油管的應用受到一定的限制。雖然近年來鈦合金的應用，使連續(xù)油管的自身重量減小而工況性能進一步提高，但在海上作業(yè)條件下，當井斜大于60°、連續(xù)油管下入深度超過3000 m時，將影響其繼續(xù)下入。另外，氣田生產(chǎn)中后期，當氣井實際產(chǎn)量小于其連續(xù)排液的臨界流量時，井筒會積液，海上氣井常采用氣舉排液技術消除積液影響，但需取出生產(chǎn)管柱安裝氣舉閥。A氣田氣井井深一般在4000 m左右，起管柱作業(yè)量大、時間長、費用高。針對A氣田氣井誘噴投產(chǎn)及后期排液中的問題，結合平臺條件，通過反復論證研究，提出了氣舉誘噴排液一體化技術。

1 氣舉誘噴排液一體化技術

圖1 誘噴排液一體化技術流程圖

氣舉誘噴排液一體化技術流程如圖1所示，工作原理為：氣井鉆完井后，下入帶有氣舉閥的生產(chǎn)管柱，由平臺上相鄰高壓氣井提供氣源和注氣壓力，將環(huán)空液體擠入油管，隨著環(huán)空液面的降低，注入氣由氣舉閥進入油管，減小油管中流體的密度，從而降低井底壓力，實現(xiàn)誘噴投產(chǎn)的目的；開發(fā)后期，氣井產(chǎn)量小于氣井管柱條件下的臨界攜液流量，井底開始積液，當深度超過最后一級閥時，可以利用管柱上的氣舉閥進行氣舉排液，從而保證后期排液采氣的可實施性。與連續(xù)油管氣舉誘噴相比，誘噴排液一體化技術最大限度地利用了海上平臺已有的生產(chǎn)條件，配套設備少、工藝簡單、成本低。

實施誘噴排液一體化技術的基本條件為：①平臺上須有相鄰高壓氣井；②氣舉閥設計合理；③生產(chǎn)管柱安全性好。

1.1 平臺上須有相鄰高壓氣井

相鄰高壓氣井為氣舉誘噴提供所需的注氣壓力和注氣量，是應用誘噴排液一體化技術的首要條件。如果平臺上沒有井口油壓較高的相鄰生產(chǎn)氣井，則不適合實施誘噴排液一體化技術。

1.2 氣舉閥型號和參數(shù)設計

目前A氣田氣井使用貝克公司BCO－1J型投撈式氣壓氣舉閥，通過控制注氣壓力使閥正常工作，最高耐內外壓差35 MPa，氣舉閥在使用時內部充壓一般為10～14 MPa，可承受外壓40～43 MPa，最大下入深度4000 m，滿足氣井誘噴排液的需要。當進行氣舉閥調參或更換氣舉閥時，可不動管柱鋼絲作業(yè)取出氣舉閥。

安裝BCO－1J型氣舉閥的偏心氣舉工作筒的扣型是 Hunting Apex，連接油管外徑 62.0、73.0、88.9 mm，最低抗拉強度為1001.25 k N，偏心氣舉工作筒全部采用的是高強度、抗腐蝕材料，設計最大下入井斜70°，最高單獨耐內壓為51.71 MPa，承受最高單獨抗外壓為46.88 MPa，滿足氣井下深強度要求。偏心氣舉工作筒的最小內徑為60 mm，不會影響測井工具的正常下入。

氣舉排液同氣舉采油原理一樣[1]，設計參數(shù)包括注氣壓力、氣舉閥數(shù)量、深度、打開和地面調試壓力等[2－3]。在進行氣舉設計時需要注意的是，氣舉閥孔徑越大雖然可以滿足間歇氣舉快速注氣要求，把液柱快速舉升至地面，但不利點是氣舉閥孔徑越大油管效應系數(shù)越大，氣舉閥跨度就越大，這樣氣舉閥關閉時所需套壓下降值就越大，注氣深度就越淺；為了達到最深的注氣深度，提高注氣效率，在氣舉設計中，應盡量采用孔徑小的氣舉閥，以減小關閉閥門所需的壓力降。

1.3 生產(chǎn)管柱強度校核

由于氣舉閥安裝在偏心工作筒內，對管柱的影響可忽略不計。A氣田氣井多為大斜度定向井，油管柱在定向彎曲井中的受力狀況主要考慮在井筒不同工況條件下承受外擠、內壓、軸向拉力、井斜、封隔器作用力等因素，計算校核參數(shù)包括抗外擠強度、抗內壓強度、絲扣連接屈服強度以及彎曲載荷失效強度（由于油管柱的服役環(huán)境是在定向彎曲井中）。通常從安全經(jīng)濟角度并結合理論和現(xiàn)場實際經(jīng)驗對安全系數(shù)取值如下：抗外擠、抗內壓強度取1.1，絲扣連接屈服強度、彎曲載荷失效強度取1.6[4－5]。另外，氣舉誘噴前后，井筒和油管環(huán)空的溫度、壓力變化會引起油管應力及軸向變形的改變[6]，當改變量超過伸縮短接控制范圍時，將導致封隔器或管柱損壞，造成氣舉誘噴失敗。

2 現(xiàn)場應用

A氣田一口新鉆井A3井，井深4987.84 m，最大井斜70°，油藏中部深度（垂深）2881 m，壓力21.6 MPa，溫度118℃，地溫梯度3.56℃/100 m，生產(chǎn)管柱外徑76 mm、內徑62 mm、鋼級 L－80、絲扣為NK3SB、下深2835.15 m（垂深），應用誘噴排液一體化技術，由平臺上相鄰一口井口油壓較高、不產(chǎn)水的生產(chǎn)井提供氣源，通過對環(huán)空注氣打開氣舉閥來排空井內工作液，直至成功誘噴投產(chǎn)。根據(jù)生產(chǎn)報表，A1、A2井均具備氣源井條件，為兼顧后期排液采氣需要，氣舉誘噴需要較高的啟動壓力，因此選擇A2井作為氣源井，2口井具體生產(chǎn)情況見表1，氣舉閥參數(shù)優(yōu)化設計結果見表2，表3是生產(chǎn)管柱校核結果。

表1 A氣田A1、A2井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表

表2 A氣田A3井氣舉設計結果表

表3 A氣田A3井生產(chǎn)管柱校核結果

A3井氣舉誘噴期間的井口套壓、油壓、井下壓力計（垂深1910 m）變化情況如圖2所示。從A3井開始注氣舉液到成功投產(chǎn)，歷時5天，整個注氣過程可分為4個階段：快速注氣舉液階段、地層吐液和小排量注氣舉液階段、產(chǎn)能恢復階段以及氣井投產(chǎn)階段。A3井投產(chǎn)后的產(chǎn)氣量和油壓曲線如圖3所示，從圖3可以看出，油壓比較穩(wěn)定，產(chǎn)氣量增加到7萬m3時達到穩(wěn)定。相比連續(xù)油管誘噴每次100萬元作業(yè)費，可節(jié)約成本52萬元；若考慮后期排液，經(jīng)濟效益更顯著。

圖2 A氣田A3井氣舉誘噴投產(chǎn)壓力曲線

圖3 A氣田A3井投產(chǎn)后產(chǎn)氣量和油壓曲線

當氣井產(chǎn)量降低，井筒開始積液，積液深度達第1級氣舉閥以上時，可利用氣舉閥排液采氣。后期氣舉排液油管壓力小于誘噴設計中同等深度下的油管壓力時，有2種方案可保證氣舉排液順利實施：

（1）提高注氣壓力，若氣源井壓力達不到要求時，建議采用橇裝制氮裝置提供氣源；

（2）鋼絲作業(yè)取出氣舉閥調試，降低波紋管充氣壓力。

3 結論

（1）氣舉誘噴排液一體化技術充分利用了海上平臺已有氣源，工藝簡單可靠、配套設備少，不僅可以實現(xiàn)誘噴投產(chǎn)的目的，還兼顧了開發(fā)后期井筒積液時實施氣舉排液采氣。

（2）海上平臺有高壓生產(chǎn)氣井、氣舉閥設計合理、生產(chǎn)管柱強度校核安全，是誘噴排液一體化技術成功應用的基本條件。

（3）生產(chǎn)后期進行氣舉排液采氣時，若油管壓力小于誘噴設計中同等深度下的油管壓力，可降低波紋管充氣壓力或者增加注氣壓力。

[1] 張琪.采油工程原理與設計[M].北京：石油工業(yè)出版社，2001：69－71.

[2] 蘇樂琦，汪海，汪召華，等.氣舉閥氣舉排液采氣工藝參數(shù)設計與優(yōu)選技術研究[J].天然氣工業(yè)，2006，26（3）：103－106.

[3] 郝春山.氣舉閥氣舉排液采氣軟件化工藝參數(shù)設計優(yōu)選研究[J].油氣田地面工程，2003，22（5）：15－16.

[4] 張系斌，張伯年.氣舉管柱的受力分析[J].石油機械，1995，23（9）：47－52.

[5] 張金良，吳曉東，龍小平，等.定向井中油管柱優(yōu)化與強度計算校核[J].天然氣工業(yè)，2005，25（3）：67－70.

[6] 呂彥平，吳曉東，郭世生，等.氣井油管柱應力與軸向變形分析[J].天然氣工業(yè)，2008，28（1）：100－102.

Gas lift induced flow and clean－up integrated technology for offshore gas field

Wu Han1Wu Xiaodong1Fu Hao2Guo Shisheng3
（1.MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering in China University of Petroleum，Beijing，102249；2.Iraq Corporation of CNOOC Limited，Beijing，100015；3.The East China Sea Xihu Oil ＆ Gas Operating Company of CNOOC，Shanghai，200030）

In order to overcome the high－cost of coiled tubing nitrogen gas lift technology and difficulty operation of wellbore liquid unloading in late stage of development，additional third－level gas lift valve is installed in the production string to devel－op the gas lift induced flow and clean－up integrated technology on the basis of gas lift technology and gas source provided by high－pressure gas wells on offshore platform.The gas lift induced flow and clean－up integrated technology not only has advantages of little supporting equipments，simple process and low－cost，but also maintains gas lift operability of liquid unloading in gas production tail.Currently this technology has been applied successfully in offshore gas field A in China and the good economy benefit has been obtained.

offshore gas field；gas well；gas lift；induced flow；unloading

＊中海油能源發(fā)展股份有限公司項目“低孔低滲氣田完井生產(chǎn)管柱優(yōu)化設計與研究服務（JD08ZC002ZCJ）”資助。

吳晗，現(xiàn)為中國石油大學（北京）在讀博士生，主要研究方向為采油工程理論與技術。地址：北京市昌平區(qū)府學路18號中國石油大學（北京）219信箱（郵編：102249）。E－mail：wuhan20022003＠163.com。

2010－11－09

（編輯：孫豐成）