氣舉方法的技術(shù)創(chuàng)新

作者：
Maharon Bin Jadid 馬來西亞國家石油勘探與生產(chǎn)公司馬來西亞吉隆坡
Arne Lyngholm Morten Opsal 挪威國家石油公司挪威斯塔萬格
Adam Vasper Thomas M. White 美國得克薩斯州Rosharon

海上石油開采一直優(yōu)先選擇成本較低的氣舉系統(tǒng)作為其人工舉升方式。高性能、高可靠性氣舉系統(tǒng)的技術(shù)革新提高了強化開采能力，同時還提高了深水及海底新型高壓氣舉系統(tǒng)的安全性。

石油行業(yè)于19世紀中期引入了氣舉技術(shù)，可以說，氣舉是石油行業(yè)應(yīng)用時間最長的人工舉升方法之一^[1]。但是，大多數(shù)傳統(tǒng)氣舉技術(shù)是20世紀50年代以來開發(fā)的，并不能滿足如今深水和海底完井對高壓、高性能和安全性的所有要求。新型設(shè)備則克服了這些傳統(tǒng)設(shè)計上的缺陷，填補了空白。

目前迫切需要新型設(shè)備。根據(jù)預測，2030年之前全世界能源需求量會以每年近1.9%的速度增長^[2]。其中至少行90%的能源需求要靠油氣來滿足，也就是說，到2010年石油需求量要增加1100萬桶/日（170萬米³/日）。若考慮5%的油藏產(chǎn)量年遞減率，到2010年，石油需求量則會接近4400萬桶/日（700萬米³/H）。這一需求量使得人們對未來儲量增長的不確定性更加擔憂。但是許多業(yè)內(nèi)專家卻認為未來20年石油需求量的50%—75%會來自于老油田，而且他們確信，能夠長期提高潛在產(chǎn)能的適當人工舉開技術(shù)可滿足其中大部分需求。

目前，全世界有近100萬口產(chǎn)油井^[3]。其中，有90%以上的產(chǎn)油井采用人工舉升方式提高產(chǎn)量。一般來說，這些油井的油藏壓力不足以將石油舉升到地面，所以，作業(yè)者必須補充油藏天然驅(qū)動能量來提高總產(chǎn)液量。盡管僅有約30000口油井選用了氣舉，但氣舉仍然是海上老油井最常使用而且是最經(jīng)濟的人工舉升方法。

氣舉過程需要通過生產(chǎn)井中的油管-套管環(huán)空注入天然氣。注入的天然氣可在油管內(nèi)的產(chǎn)出液中形成氣泡，從而降低液體密度。這就使地層壓力有可能舉升油管內(nèi)的液體，提高井筒產(chǎn)出液的產(chǎn)量。

遺憾的是,傳統(tǒng)的氣舉技術(shù)在設(shè)計上有缺陷,如對獲得穩(wěn)定的油管和套管流體流所需注氣速率的限制,最高工作壓力較低和回壓系統(tǒng)不可靠等。這些約束條件使傳統(tǒng)的氣舉方法不能滿足高壓作業(yè)的安全要求，因此不能用于目前的大量深水和海底完井中。由于這些缺陷,許多深水和海底裝置沒有配備氣舉系統(tǒng),但若采用適當?shù)臍馀e系統(tǒng)卻可從中受益。

設(shè)計上的改進（如文丘里管流動幾何在氣舉閥中的應(yīng)用）可降低油管和套管內(nèi)的流動不穩(wěn)定性。在高壓波紋管系統(tǒng)的配合下，這些改進大大拓寬了氣舉系統(tǒng)的最大壓力限制，從原來的2500psi（17.2MPa）拓寬到了5000psi（34.5MPa）。另外，最近引入的地面控制氣舉流量控制閥也擴大了氣舉系統(tǒng)的應(yīng)用范圍，提高了氣舉系統(tǒng)的適用性。氣舉系統(tǒng)的這些新功能能夠滿足現(xiàn)在和將來深井和海底完井裝置不斷增長的需求。

氣舉技術(shù)，通過降低井內(nèi)液柱的靜水壓頭，氣舉可提高石油產(chǎn)量，在氣舉井中，井下油管壓力是注氣量，流體性質(zhì)，產(chǎn)量和油井與儲層參數(shù)的函數(shù)，單井產(chǎn)油量是地面注氣量的函數(shù)，注氣量的增加會使石油產(chǎn)量提高，直到采出氣量替代采出油量的那個點此時的產(chǎn)油量最大（A）、在典型的作業(yè)中必須要將油井氣舉成本作為整個系統(tǒng)經(jīng)濟情況的一部分來考慮，影響氣舉成本的因素包括天然氣成本，氣體壓縮與燃料成本，非烴類（采出水）液體處理成本以及每桶石油的市價，在許多情況下，與最大的注入量和石油產(chǎn)量相比（A），最佳注入量（B）及與之相關(guān)的石油產(chǎn)量更為經(jīng)濟，每桶油的氣舉成本要低很多，因此能獲得較好的收益率。

先進的氣舉技術(shù)有助于作業(yè)者提高石油產(chǎn)量以及石油儲量的采收率,本文介紹氣舉的基本原理，并敘述革新方法是如何幫助作業(yè)者實現(xiàn)深水和海底環(huán)境中石油生產(chǎn)的主要目標的，馬來西亞海上，挪威海以及北海等地的實例說明了這些技術(shù)是如何在不司的生產(chǎn)環(huán)境中得到應(yīng)用的。

氣舉原理

在油井生產(chǎn)期間，維持自然開采的井底壓力最終會下降至很低，低到油井停止自噴生產(chǎn)或者不能以經(jīng)濟產(chǎn)生進行生產(chǎn)當出現(xiàn)這一情況時，還有大量石油可能會被滯留在地下，為了提高油田生產(chǎn)率，可采用多種人工舉升方法來開采這些石油，包括將石油泵送至地面或改變井液性質(zhì)，使得當前的油藏壓力可將石油采至地面。

氣舉是一種人工舉升技術(shù)，該技術(shù)通過安裝在油井內(nèi)關(guān)鍵深度處的閥門從地面向井筒內(nèi)（主要是套管和生產(chǎn)油管之間）注入相對高壓氣體，注入氣進人閥門并與生產(chǎn)油管內(nèi)的流體相混合，混合后液體密度降低，這樣井底油藏壓力就可以將石油采至地面，通過保持地面注氣速度及注入氣與井筒流體的比例穩(wěn)定，油井就會以穩(wěn)定速率開采石油，。

氣舉評價。為了安裝高效氣舉系統(tǒng),必須對影響油井動態(tài)的所有因素進行研究，包括對影響氣舉井動態(tài)的敏感因索（生產(chǎn)線壓力、地層特征等）進行分析。根據(jù)技術(shù)、經(jīng)濟、風險和系統(tǒng)綜合因素,并在所做評價的基礎(chǔ)上，氣舉應(yīng)用工程師可評估并決定最佳設(shè)計安裝方案。

? 由于氣體是氣舉系統(tǒng)的能源而且通常需要不斷注入,因此必須要有充足的氣體供應(yīng)。在大多數(shù)情況下，氣體是從相鄰的產(chǎn)氣井獲取，經(jīng)過壓縮后利用地面管道網(wǎng)絡(luò)配送給單獨的油井。在氣舉井生產(chǎn)石油或伴生井液時，可在地面回收注入氣體，回收的氣體經(jīng)過重新壓縮后回注到同一口井中。

為了設(shè)計最佳、高效的氣舉系統(tǒng),應(yīng)用工程師必須利用專門軟件和諸如PIPESIM生產(chǎn)系統(tǒng)分析軟件之類的程序所提供的節(jié)點分析技術(shù)針對每口井建一個系統(tǒng)模型。此軟件工具可準確表示出生產(chǎn)網(wǎng)絡(luò)中每口井的生產(chǎn)潛力。根據(jù)當前注氣壓力和向生產(chǎn)網(wǎng)絡(luò)內(nèi)油井供應(yīng)的氣體體積,可計算出每口井的產(chǎn)油量和氣舉配產(chǎn)，通過計算系統(tǒng)潛在流量,模擬過程就可幫助選擇合適的井?下氣舉設(shè)備。

該綜合系統(tǒng)方法將每口生產(chǎn)井的石油產(chǎn)能（向井流動動態(tài)關(guān)系（IPR））與流向地面生產(chǎn)設(shè)施和管線網(wǎng)的生產(chǎn)油管流動能力密切結(jié)合。整個石油生產(chǎn)系統(tǒng)（由與地面生產(chǎn)基礎(chǔ)設(shè)施相連接的各個單井組成）的設(shè)計與精細調(diào)節(jié)必須要使氣舉系統(tǒng)的石油生產(chǎn)穩(wěn)定并達到最佳狀態(tài)。

理想的氣舉井作業(yè)系統(tǒng)是在井筒的最深點保持不斷而且穩(wěn)定的注氣速度。恒定注入壓力下保持穩(wěn)定的注氣速度可促進液體從油藏中以穩(wěn)定的流速流出，同時可將井底不良壓力波動的可能性降至最低，并通過連續(xù)氣舉使石油產(chǎn)量最大化。

氣舉井流動穩(wěn)定性

連續(xù)流動氣舉井的作業(yè)效率取決于穩(wěn)定的生產(chǎn)壓力和流量。系統(tǒng)穩(wěn)定性要求氣舉作業(yè)的設(shè)計要能使井下氣舉閥在計算的臨界流量下注入氣體。

在流經(jīng)氣舉閥孔的流體速度達到聲速時，就會出現(xiàn)臨界流量。臨界氣體流量由氣舉閥孔的上游壓力和下游壓力來調(diào)節(jié)。在常用的方孔氣舉閥設(shè)計中，當上游注入壓力與下游流動壓力之間減壓40-60%時，通常會出現(xiàn)臨界流量。

在臨界點之下時，下游壓力的微小變化可能會造成上游油管?套管環(huán)空的不穩(wěn)定叫壓力的微小變化會引起流量的很大變動。在有些情況下，這有可能會帶來正反饋,引起壓力和產(chǎn)量的意外波動，被稱作“間噴”現(xiàn)象。但是,在臨界流量或高于臨界流量的情況下,反饋回路被破壞,下游壓力變動不可能傳回上游，從而無法調(diào)動更多氣體。當?shù)孛鎵嚎s機系統(tǒng)的最大壓力不能繼續(xù)維持氣舉臨界流量所需的壓差時,油管和套管內(nèi)也會發(fā)生間噴不穩(wěn)定現(xiàn)象。

? 為了確定流動不穩(wěn)定性是否是由井下氣舉系統(tǒng)的工作所引起的，生產(chǎn)工程師可利用NODAL生產(chǎn)系統(tǒng)模擬軟件，使用當前的油井生產(chǎn)測試數(shù)據(jù)和氣舉作業(yè)參數(shù)來分析氣舉系統(tǒng)。通過模擬當前的流速和壓力，工程師可確定氣舉閥深度處的注氣速度是臨界流還是緩流，還可確定上游壓力與下游壓力之間是否存在可形成穩(wěn)定產(chǎn)量的充足差壓。

遺憾的是，絕大多數(shù)氣舉閥使用常規(guī)方孔。常規(guī)氣舉閥通常安裝在注氣流速達不到臨界流速的深度處，這樣會引起原油流動不穩(wěn)定。但是，現(xiàn)在氣舉新技術(shù)可以查找并消除這些流動不穩(wěn)定性。例如，委內(nèi)瑞拉國家石油公司利用斯倫貝謝NOVA氣舉閥成功地消除了其在馬拉開波湖地區(qū)油井的生產(chǎn)不穩(wěn)定性久NOVA閥孔的機械設(shè)計很具有創(chuàng)新性，它使用文丘里噴嘴（一種縮擴型孔口）來控制通過閥的氣流。一旦下游壓力降低至上游壓力的90-95%之間，文丘里噴嘴就產(chǎn)生臨界氣體流。在任何情況下，當差壓等于10%的上游壓力時，臨界氣流就會存在。

八雙層氣舉完井，雙層氣舉或共用環(huán)空雙層氣舉裝置主要設(shè)計用于海上生產(chǎn)壞境，這一設(shè)計可讓兩個生產(chǎn)層或兩口井共用一個井筒進行獨立生產(chǎn)。生產(chǎn)層用雙層生產(chǎn)封隔器隔離，可使產(chǎn)出液流入單油管柱，注入共用環(huán)空的氣體可通過氣舉閥分別分配給兩個生產(chǎn)管柱。這一設(shè)計可讓海上作業(yè)者從每個井筒開采多個油層，這樣油井數(shù)量就可以增加一倍而且這些油井可共用一個海上平臺進行生產(chǎn)。


這種閥很獨特，因為它可防止流動不穩(wěn)定性的發(fā)生，不會像常規(guī)科閥一樣損失產(chǎn)量。一般來說，井底流壓的穩(wěn)定可使油井的總產(chǎn)量增加,這一好處對有兩個獨立氣舉系統(tǒng)在一個單井環(huán)空中工作的雙完井裝置來說非常重要,在這些氣舉裝世中，必須使用一個氣體注入源來控制兩口獨立生產(chǎn)井的氣體注入和井底流壓，這樣，既可使注入壓力穩(wěn)定，同時還可降低維護費用。


NOVA閥的另一個好處是其改進了采用計算機控制優(yōu)化方案氣舉油田的控制能力，直到最近，不穩(wěn)定井被可控?優(yōu)化作業(yè)排除在外，原因是它們對系統(tǒng)中的反饋控制產(chǎn)生了失穩(wěn)效應(yīng)，盡管使用NOVA氣舉閥會使油井生產(chǎn)中油管有些許不穩(wěn)定，但注氣速度將會保持穩(wěn)定，因此，這些系統(tǒng)的控制參數(shù)（注氣壓力）會保持穩(wěn)定，這樣，優(yōu)化方案就有可能運用到更多的井中。

氣舉優(yōu)化

馬來西亞最近的一個實例說明了在全油田氣舉優(yōu)化中將傳統(tǒng)氣舉閥換成文丘里噴嘴氣舉閥所帶來的好處，馬來西亞國家石油勘探與生產(chǎn)公司（PCSB）經(jīng)營的Bokor油田有三個平臺，77根氣舉采油管柱，其中幾根管柱是以共用環(huán)空雙層分采井的形式完井的。

由附近的氣田為Bokor油田提供注人氣體，壓縮裝置則安裝在Bokor平臺上，但是，隨著壓縮機的老化和氣體供應(yīng)的波動，將舉升氣體分配到產(chǎn)量最高的井中非常關(guān)健，優(yōu)化油田產(chǎn)能的關(guān)鍵在于在氣體供應(yīng)不可靠的情況下（會在油田生產(chǎn)中形成嚴重的不穩(wěn)定性）能繼續(xù)向井中輸送舉升氣體。

作為Bokor油田開采總體策略的一部分，PCSB與斯倫貝謝Bokor聯(lián)合小組對氣舉系統(tǒng)進行了優(yōu)化，以獲得穩(wěn)定的產(chǎn)量。通過將套管氣體注入壓力和注人速率波動所引起的嚴重間噴現(xiàn)象降至最低程度，可大大提高油井產(chǎn)能。

過去，Bokor油井安裝的是常規(guī)的方孔氣舉閥。例如，某井最初設(shè)計的注入壓力為630psi(43MPa)，氣體注人速度為50萬英尺³/日（14200米³/日）。但是，生產(chǎn)系統(tǒng)實際上是在450PSi(3.1MPa）注人壓力下以12萬英尺³/日(3398米³/日）的氣體注人速度工作，遠遠低于設(shè)計的注人速度．這是因為方孔阻礙了油井達到臨界氣休流量，結(jié)果導致油管中的液流不穩(wěn)定。更換為NOVA文丘里噴嘴氣舉閥后，作業(yè)者得以提高油井中的氣體注人速率，使其達到臨界流速，從而使產(chǎn)量保持穩(wěn)定。油井最終達到了其最初所設(shè)計的氣體注人速度，平均產(chǎn)油量增加了80桶/日（12.7米³/日）。

在9個月的時間內(nèi)，Bokor油田的氣舉優(yōu)化活動將三個平臺全部轉(zhuǎn)變成了NOVA閥系統(tǒng)。實測產(chǎn)量結(jié)果表明，安裝了NOVA氣舉閥的油井獲得了穩(wěn)定的注人速度和壓力．與NOVA閥系統(tǒng)安裝之前相比，Bokor油田的氣舉優(yōu)化使油產(chǎn)量增加2000桶/日（318米³/日）。

高壓、高性能氣舉系統(tǒng)

長期以來,海上石油開采一直優(yōu)先選擇氣舉系統(tǒng)作為其人工舉升方式,部分原因是完井過程中所安裝的初始硬件成本相對較低、氣體與壓縮設(shè)備比較容易獲得,以及系統(tǒng)具有適應(yīng)油藏條件變化的能力。另外,鋼絲作業(yè)非常容易為井下氣舉設(shè)備提供服務(wù),這可使作業(yè)者靈活改變或修復系統(tǒng),而不需要將整個油井裝置從井中提出,同時,在此鋼絲作業(yè)過程中,可將停產(chǎn)時間縮至最短。最終,由于氣舉系統(tǒng)的成本相對較低而且能夠長期保持穩(wěn)定深海底油井常常用氣舉系統(tǒng)作為其他人工舉升技術(shù)。

隨著全球深水和海底開發(fā)井的數(shù)量在不斷增長,開發(fā)新型井下氣舉系統(tǒng)以便最大限度提高原油采收率的需求也更加迫切。隨著油藏壓力下降、含水率上升,作業(yè)者面臨所安裝系統(tǒng)要能夠滿足深作業(yè)環(huán)境對高性能和持續(xù)穩(wěn)定的要求,同時還要減少或消除昂貴的修井作業(yè)。此外，深井壓力的增加與更加嚴格的法規(guī)要求,還有與浮式生產(chǎn)平臺相關(guān)的風險,都使得海底應(yīng)用氣舉系統(tǒng)井筒的完整性變得更加重要。

一般情況下，作業(yè)者為深水和海底井所考慮的氣舉要盡量在標準氣舉設(shè)備范圍內(nèi),在大多數(shù)情況下,這就意味著氣體注入的最大深度受閥注氣壓力范圍的限制。在許多實例中,油井動態(tài)分析表明,在注氣壓力較高的情況下,可以大幅度提高注人深度,以增加油井產(chǎn)量。

常規(guī)氣舉系統(tǒng)的最大注入壓力為2500psi,此最大工作壓力僅夠用于常規(guī)陸上井和油藏深度較淺、生產(chǎn)壓力較低的典型近海陸架井。但是,在較深的深水和海底環(huán)境中,氣舉設(shè)備必須要能在高達5000psi的注氣壓力和超過1000萬英尺日(283000米日)的氣舉注入速率的條件下進行作業(yè)。這些為非常規(guī)應(yīng)用,并且必須在油井壽命期間保持臨界壓力完整性的同時完成這些應(yīng)用。常規(guī)氣舉閥不可能在這極限水平條件下進行工作,因此,也不可能提供足夠的可靠性。這樣就限制了氣舉系統(tǒng)在需要高注氣壓力的海底油井中的應(yīng)用。

XLift高壓氣舉系統(tǒng)是一個為滿足深水和海底環(huán)境的苛刻要求而專門開發(fā)的系統(tǒng)。通過將工作壓力范圍增加至2000psi-5000psi(138MPa-345MPa),此高壓氣舉系統(tǒng)拓寬了現(xiàn)有系統(tǒng)的性能范圍。XLift系統(tǒng)的最大注入壓力較高,這可使作業(yè)者在較深的注入點對氣舉井進行完井,從而改善油井的整體動態(tài)

與N0VA氣舉閥相似,XLift氣舉系統(tǒng)具有文丘里噴嘴流量配置,氣體通舉系統(tǒng)還有一個可靠密封止回閥,可切斷非生產(chǎn)期通往油管-套管環(huán)空的潛在滲漏通道,XLift閥上有一個已取得專利的角接焊波紋管裝置,可在提高作業(yè)壓力的同時減少內(nèi)部氣體充注。了改善作業(yè)幾何條件,設(shè)計了一個較大的外徑為3^1/4英寸(4.4厘米)的閥與標準氣舉閥相比,這種閥的性能與可靠性均得到改善。XLift高壓系統(tǒng)為需要高注氣壓力的多井方案提供了靈活的作業(yè)范圍,系統(tǒng)組件的開發(fā)包括測量液體流侵蝕程度的一系列流動鑒定試驗和確認系統(tǒng)可靠性的大容量氣體流與壓力密封試驗。

挪威海XLift作業(yè)實例

挪威國家石油公司在挪威海關(guān)鍵的海底井中使用了XLift系統(tǒng)例如,位丁挪威西北部的Norne油用的衛(wèi)星油田Svae與Staer有三套與None浮式采油儲油和卸油平臺(FPS0)相連接的海底裝置。在這些裝置上,有五口采油井和二口注水井,油藏最深處的真垂深在平均海平面(MSL)之下8150處尺(2484米),水深為1245英尺(379.5米),為了舉升更多的采出油,滿足壓力完善性要求,需要在油井中使用高性能氣舉閥系統(tǒng)為了滿足每口油井日產(chǎn)量在2000桶/日(3180米³/日)的要求,這些氣舉系統(tǒng)需要3335psi(23MPa)的地面注氣壓力和800萬英尺³/日(226500米³/日)的注氣速率。

挪威國家石油公司選用了XLift系統(tǒng)來滿足對海底氣舉裝置在高性能,可靠性和環(huán)境方面的要求,為滿足嚴格的控制試驗要求,斯倫貝謝工程師與挪威國家石油公司一起對氣舉閥進行了系列的人容動力試驗,液體與氣體流試驗和壓力密封試驗。在挪威國家石油公司的指導下,在挪威國家石油公司的Karsto計量與技術(shù)實驗室(K-Lab)進行了氣體流動試驗,斯塔萬格國際研究所(Rs)進行了液體流動試驗,試驗的目的是鑒定XLift閥系統(tǒng)的動態(tài)特性,并檢驗其是否能用作壓力屏障,與挪威國家石油公司共同開展的試驗與研究最終設(shè)計出了可滿足非常嚴格作業(yè)標準的氣舉閥。Norne油田的五口采油井安裝了XLift系統(tǒng),應(yīng)用均獲得成功。

自然(自動)氣舉方法

在1997引入的地面控制井下流量控制閥的基礎(chǔ)上,開發(fā)出了氣舉井約新技術(shù)一自然(或稱自動)氣舉技術(shù),自然氣舉所使用的氣體來自井下氣藏或被同一口井鉆穿的氣頂,利用特殊設(shè)計的,由液壓或電力控制并帶有可調(diào)孔的流量控制閥來提高產(chǎn)油量,使用直接來自地下資源的氣體(而不是從地面向油管-套管環(huán)空泵人氣體),意味著這些井不再需要氣體壓縮機,運輸管線和其它與注入有關(guān)的設(shè)備,這樣就降低了平臺負載要求和海上設(shè)施或海底裝置的費用。

另外,這一技術(shù)不用重新完井就可以采氣,而且將來也不必改變常規(guī)氣舉設(shè)備的尺寸或者替換常規(guī)氣舉設(shè)備

自然氣舉需要一個產(chǎn)量充足的氣頂或獨立氣藏為注氣提供氣體。氣藏必須足夠大,這樣可以保持足夠高的壓力,在井的整個開采壽命期間有氣體注入油管。斯倫貝謝為自然氣舉應(yīng)用提供的流量控制閥具有幾個特征。這些閥有可控制氣體流量(為預計井況條件下優(yōu)化產(chǎn)量所需)的多個位置。通過對閥的打開位置進行液壓或電力控制可以從地面以連續(xù)或不連續(xù)的方式調(diào)節(jié)氣體流速,從而獲得最佳產(chǎn)油量。用數(shù)值模擬可以預測流經(jīng)閥的氣體流速,這樣就可以根據(jù)井況適當調(diào)整閥的尺寸。

閥可開可關(guān),在遇到較大壓差的情況下流量位置會發(fā)生變化,而且閥還要經(jīng)得住磨蝕性流體的腐蝕。閥上帶有止回閥,可防止流體從油管流入環(huán)空。這樣可對生產(chǎn)油管進行壓力試驗,同時還可避免對產(chǎn)氣層造成損害。

使用帶有永久式監(jiān)控設(shè)備的井下流量控制閥還意味著,自然氣舉井被認為是智能井。由于能夠?qū)⒆匀粴馀e智能完井的成本與常規(guī)氣舉系統(tǒng)的成本進行比較,因此,很容易計算出前者所能增加的價值。

1998年以來,NorskHydro公司在北海的16口井中安裝了35套使用斯倫貝謝流量控制閥的自然氣舉海底完井裝置。其中,前31套裝置安裝在Tro‖和Trollwest油田。NorskHydro公司在早期開發(fā)中就決定利用覆蓋在Troll油環(huán)之上的大氣頂采用自然氣舉方法來優(yōu)化石油開采。使用這些自然氣舉閥,就不需要再使用昂貴的地面壓縮機以及注基礎(chǔ)設(shè)施,因此幫助NorskHydro公司降低了開發(fā)費用。

單趟作業(yè)自然氣舉方法

繼在Troll油田成功安裝首批31套自然氣舉完井裝置之后,NorskHydro公司又給斯倫貝謝公司布置了一項新的艱巨任務(wù):通過安裝成本最低的自然氣舉系統(tǒng)來優(yōu)化Fram Vest邊際油田的石油產(chǎn)量。由于Fram vest油田的生產(chǎn)井能夠在沒有人工舉升的情況下自流,所以,此油田需要氣舉并不是因為含水率或低油藏壓力等常規(guī)原因;而是為了使井口壓力和流經(jīng)20公里(12英里)管道回到生產(chǎn)平臺的四口海底井產(chǎn)量達到最大。

解決方案是對整個油田進行開發(fā)優(yōu)化。其目的是要使每口井的石油產(chǎn)量達到最大,同時維持相同的井口壓力,以便使四口井的生產(chǎn)速度保持平衡。生產(chǎn)系統(tǒng)的解決方案還必須考慮長海底出油管線中的液流。Hydro只有四個月的時間來完成安裝。

TroLL油田的自然氣舉系統(tǒng)安裝一般需要三趟入井作業(yè)。第一趟是在氣頂處對油井進行射孔,第二趟是利用中間油管柱下入防砂篩管,第三趟則是將流量控制閥和生產(chǎn)封隔器和油管連到地面。這種周期長且按順序作業(yè)的安裝過程會使氣頂射孔孔眼裸露很長時間,會給氣頂帶來地層損害的危險,還會帶來井控安全問題。此外,為了將井控風險降至最低,需將高比重壓井泥漿灌入井中氣頂射孔處。這又會帶來潛在油藏損害、洗井以及壓井泥漿處理等問題。

為了幫助Norsk hydro實現(xiàn)降低Fram Vest油田的完井成本、保護環(huán)境以及最大限度確保安全和提高產(chǎn)能的目 的,斯倫貝謝開發(fā)出了單趟作業(yè)自然氣舉系統(tǒng)(前一頁圖)。將液壓氣舉閥和優(yōu)質(zhì)防砂篩管都綜合到單油管傳輸總成上,從而實現(xiàn)了單趟作業(yè)。射孔槍也安裝在完井油管的外面,這樣整個完井系統(tǒng)均一次入井進行作業(yè)。

為了實現(xiàn)流量控制,用改進型電纜回收液壓流量控制閥將進氣口與防砂篩管連接起來。在完成一次入井安裝作業(yè)而且油管懸掛器固定在井口之后,對環(huán)空施壓，然后放壓來引爆裝在油管上的射孔槍。射孔槍引爆后，對油管施加壓力，坐封生產(chǎn)封隔器。

安裝了四套系統(tǒng),Fram Vest油皿的四口生產(chǎn)井均成功投產(chǎn)。單趟作業(yè)自然氣舉系統(tǒng)的安裝方式將地層損害以及與氣頂暴露相關(guān)的井控風險降到了最低。與該油田的常規(guī)完井相比,單趟作業(yè)完井幫助Norsk Hydro節(jié)約了280萬美元,相當于每口井減少了兩天鉆機占用時間。其它方面的節(jié)約還包括，降低了完井硬件的成本,以及不再需要考慮壓井泥漿和環(huán)境處理問題。

Fram Vest單趟自然氣舉系統(tǒng)的成 功應(yīng)用使Norsk Hydro相信，可在許多其它生產(chǎn)環(huán)境中應(yīng)用類似的單趟自然氣舉技術(shù)。例如，Norsk Hydro在其Vestflanken油田三口井的多分支井眼中使用了油管回收式11個位置的流量控制閥和防砂篩管,這樣將來即使在這些 氣舉生產(chǎn)井原油開采枯竭后仍可以較高的速度采氣。斯倫貝謝設(shè)計出了一種帶有五個油嘴尺寸位置的地面控制高速流量控制閥,可在油井的原油生產(chǎn)階段控制氣舉作業(yè)。在決定轉(zhuǎn)為采氣后，可將閥開到最大位置，提供采氣所需的最大流動面積。

未來的發(fā)展

每口油井最終都會需要某種形式的人工舉升方法來幫助作業(yè)者優(yōu)化采收率,而氣舉仍然是海上開采環(huán)境下最主要的人工舉升方法。在深水、超深水以及其它偏遠地區(qū),作業(yè)者要面對的是更廣泛意義上的氣舉。在其中的某些環(huán)境下，海底長回接管線中的流動是生產(chǎn)系下，海底長回接管線中的流動是生產(chǎn)系統(tǒng)的一個重要組成部分冏。在這些情況下應(yīng)用人工舉升要求在技術(shù)上有所改進，以確保流體在這些加長出油管線中的順利流動。

此外，在這些要求苛刻的環(huán)境中，具有較高額定壓力和較深注人點的高可靠氣舉設(shè)備是優(yōu)化生產(chǎn)的關(guān)鍵。新型高壓流量優(yōu)化氣舉技術(shù)與地面控制氣舉流量的技術(shù)創(chuàng)新為世界上最具挑戰(zhàn)性且最復雜的深水和海底油ffl的石油開采鋪平了道路。

作業(yè)者繼續(xù)為延長油田的開采壽命而探索各種有效方法，與此同時鉆井深度也越來越大。氣舉技術(shù)仍舊是開采世界巨大石油儲量的主要應(yīng)用方法之一。

在編寫本文過程中得到以下人員的幫助，謹表謝意：
吉隆坡的Gayatri Kartoatmodjo,斯塔萬格的Ian Raw；挪威奧斯陸Norsk Hydro公司的EliTenold,以及 Rosharon的Samuel Zewe?
NODAL,NOVA,PIPESIM和XLift等是斯倫貝謝公司的商標。
1.Brear Oil Injector是第一個氣舉專利，頒發(fā)于1865年，在隨后的1865年到1953年期間，出現(xiàn)了70多項久舉專利和專利申請。有關(guān)代舉歷史更直的信息，請參見：Brown KE：Gas Lift Theory and Practice,Including a Review of Petroleum Engineering Fundamentals?美國新澤西州Englewood Cliffs：Prentice-Hall H版社（1967年）：181-197O
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關(guān)于天然氣氣舉信息參考>>>>