吴 晗 吴晓东 付 豪 郭士生

（1.中国石油大学石油工程教育部重点实验室； 2.中海石油伊拉克有限公司； 3.中海石油东海西湖石油天然气作业公司）

海上气田气举诱喷排液一体化技术＊

吴 晗1吴晓东1付 豪2郭士生3

（1.中国石油大学石油工程教育部重点实验室； 2.中海石油伊拉克有限公司； 3.中海石油东海西湖石油天然气作业公司）

针对海上气井连续油管氮气气举诱喷技术费用高且开发后期井筒排液作业量大等问题，以气举工艺技术为基础，充分利用海上平台生产条件，由已投产的高压气井提供气源，在生产管柱上增设三级气举阀进行气举诱喷，形成了海上气井诱喷排液一体化技术。该项技术配套设备少、工艺简单、成本低，而且兼顾开发后期井筒积液时可实施气举排液采气，目前已在我国海上A气田成功应用，获得了较好的经济效益。

海上气田 气井 气举 诱喷 排液

我国海上A气田部分气井在完井作业时已经喷活，部分井需要再进行诱喷才能生产。以往该气田的诱喷方式主要为连续油管氮气气举诱喷，氮气由连续油管注入，从生产管柱和连续油管环空返排清除油管内和套管内的液体，使气井自喷，达到预期投产效果，节省作业时间，减少地层污染，安全可靠；但是，海上使用橇装制氮装置提供气源，成本较高，而且受连续油管尺寸与重量、井深、平台面积的影响，连续油管的应用受到一定的限制。虽然近年来钛合金的应用，使连续油管的自身重量减小而工况性能进一步提高，但在海上作业条件下，当井斜大于60°、连续油管下入深度超过3000 m时，将影响其继续下入。另外，气田生产中后期，当气井实际产量小于其连续排液的临界流量时，井筒会积液，海上气井常采用气举排液技术消除积液影响，但需取出生产管柱安装气举阀。A气田气井井深一般在4000 m左右，起管柱作业量大、时间长、费用高。针对A气田气井诱喷投产及后期排液中的问题，结合平台条件，通过反复论证研究，提出了气举诱喷排液一体化技术。

1 气举诱喷排液一体化技术

图1 诱喷排液一体化技术流程图

气举诱喷排液一体化技术流程如图1所示，工作原理为：气井钻完井后，下入带有气举阀的生产管柱，由平台上相邻高压气井提供气源和注气压力，将环空液体挤入油管，随着环空液面的降低，注入气由气举阀进入油管，减小油管中流体的密度，从而降低井底压力，实现诱喷投产的目的；开发后期，气井产量小于气井管柱条件下的临界携液流量，井底开始积液，当深度超过最后一级阀时，可以利用管柱上的气举阀进行气举排液，从而保证后期排液采气的可实施性。与连续油管气举诱喷相比，诱喷排液一体化技术最大限度地利用了海上平台已有的生产条件，配套设备少、工艺简单、成本低。

实施诱喷排液一体化技术的基本条件为：①平台上须有相邻高压气井；②气举阀设计合理；③生产管柱安全性好。

1.1 平台上须有相邻高压气井

相邻高压气井为气举诱喷提供所需的注气压力和注气量，是应用诱喷排液一体化技术的首要条件。如果平台上没有井口油压较高的相邻生产气井，则不适合实施诱喷排液一体化技术。

1.2 气举阀型号和参数设计

目前A气田气井使用贝克公司BCO－1J型投捞式气压气举阀，通过控制注气压力使阀正常工作，最高耐内外压差35 MPa，气举阀在使用时内部充压一般为10～14 MPa，可承受外压40～43 MPa，最大下入深度4000 m，满足气井诱喷排液的需要。当进行气举阀调参或更换气举阀时，可不动管柱钢丝作业取出气举阀。

安装BCO－1J型气举阀的偏心气举工作筒的扣型是 Hunting Apex，连接油管外径 62.0、73.0、88.9 mm，最低抗拉强度为1001.25 k N，偏心气举工作筒全部采用的是高强度、抗腐蚀材料，设计最大下入井斜70°，最高单独耐内压为51.71 MPa，承受最高单独抗外压为46.88 MPa，满足气井下深强度要求。偏心气举工作筒的最小内径为60 mm，不会影响测井工具的正常下入。

气举排液同气举采油原理一样[1]，设计参数包括注气压力、气举阀数量、深度、打开和地面调试压力等[2－3]。在进行气举设计时需要注意的是，气举阀孔径越大虽然可以满足间歇气举快速注气要求，把液柱快速举升至地面，但不利点是气举阀孔径越大油管效应系数越大，气举阀跨度就越大，这样气举阀关闭时所需套压下降值就越大，注气深度就越浅；为了达到最深的注气深度，提高注气效率，在气举设计中，应尽量采用孔径小的气举阀，以减小关闭阀门所需的压力降。

1.3 生产管柱强度校核

由于气举阀安装在偏心工作筒内，对管柱的影响可忽略不计。A气田气井多为大斜度定向井，油管柱在定向弯曲井中的受力状况主要考虑在井筒不同工况条件下承受外挤、内压、轴向拉力、井斜、封隔器作用力等因素，计算校核参数包括抗外挤强度、抗内压强度、丝扣连接屈服强度以及弯曲载荷失效强度（由于油管柱的服役环境是在定向弯曲井中）。通常从安全经济角度并结合理论和现场实际经验对安全系数取值如下：抗外挤、抗内压强度取1.1，丝扣连接屈服强度、弯曲载荷失效强度取1.6[4－5]。另外，气举诱喷前后，井筒和油管环空的温度、压力变化会引起油管应力及轴向变形的改变[6]，当改变量超过伸缩短接控制范围时，将导致封隔器或管柱损坏，造成气举诱喷失败。

2 现场应用

A气田一口新钻井A3井，井深4987.84 m，最大井斜70°，油藏中部深度（垂深）2881 m，压力21.6 MPa，温度118℃，地温梯度3.56℃/100 m，生产管柱外径76 mm、内径62 mm、钢级 L－80、丝扣为NK3SB、下深2835.15 m（垂深），应用诱喷排液一体化技术，由平台上相邻一口井口油压较高、不产水的生产井提供气源，通过对环空注气打开气举阀来排空井内工作液，直至成功诱喷投产。根据生产报表，A1、A2井均具备气源井条件，为兼顾后期排液采气需要，气举诱喷需要较高的启动压力，因此选择A2井作为气源井，2口井具体生产情况见表1，气举阀参数优化设计结果见表2，表3是生产管柱校核结果。

表1 A气田A1、A2井生产数据表

表2 A气田A3井气举设计结果表

表3 A气田A3井生产管柱校核结果

A3井气举诱喷期间的井口套压、油压、井下压力计（垂深1910 m）变化情况如图2所示。从A3井开始注气举液到成功投产，历时5天，整个注气过程可分为4个阶段：快速注气举液阶段、地层吐液和小排量注气举液阶段、产能恢复阶段以及气井投产阶段。A3井投产后的产气量和油压曲线如图3所示，从图3可以看出，油压比较稳定，产气量增加到7万m3时达到稳定。相比连续油管诱喷每次100万元作业费，可节约成本52万元；若考虑后期排液，经济效益更显著。

图2 A气田A3井气举诱喷投产压力曲线

图3 A气田A3井投产后产气量和油压曲线

当气井产量降低，井筒开始积液，积液深度达第1级气举阀以上时，可利用气举阀排液采气。后期气举排液油管压力小于诱喷设计中同等深度下的油管压力时，有2种方案可保证气举排液顺利实施：

（1）提高注气压力，若气源井压力达不到要求时，建议采用橇装制氮装置提供气源；

（2）钢丝作业取出气举阀调试，降低波纹管充气压力。

3 结论

（1）气举诱喷排液一体化技术充分利用了海上平台已有气源，工艺简单可靠、配套设备少，不仅可以实现诱喷投产的目的，还兼顾了开发后期井筒积液时实施气举排液采气。

（2）海上平台有高压生产气井、气举阀设计合理、生产管柱强度校核安全，是诱喷排液一体化技术成功应用的基本条件。

（3）生产后期进行气举排液采气时，若油管压力小于诱喷设计中同等深度下的油管压力，可降低波纹管充气压力或者增加注气压力。

[1] 张琪.采油工程原理与设计[M].北京：石油工业出版社，2001：69－71.

[2] 苏乐琦，汪海，汪召华，等.气举阀气举排液采气工艺参数设计与优选技术研究[J].天然气工业，2006，26（3）：103－106.

[3] 郝春山.气举阀气举排液采气软件化工艺参数设计优选研究[J].油气田地面工程，2003，22（5）：15－16.

[4] 张系斌，张伯年.气举管柱的受力分析[J].石油机械，1995，23（9）：47－52.

[5] 张金良，吴晓东，龙小平，等.定向井中油管柱优化与强度计算校核[J].天然气工业，2005，25（3）：67－70.

[6] 吕彦平，吴晓东，郭世生，等.气井油管柱应力与轴向变形分析[J].天然气工业，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

＊中海油能源发展股份有限公司项目“低孔低渗气田完井生产管柱优化设计与研究服务（JD08ZC002ZCJ）”资助。

吴晗，现为中国石油大学（北京）在读博士生，主要研究方向为采油工程理论与技术。地址：北京市昌平区府学路18号中国石油大学（北京）219信箱（邮编：102249）。E－mail：wuhan20022003＠163.com。

2010－11－09

（编辑：孙丰成）