气举方法的技术创新
作者：
Maharon Bin Jadid 马来西亚国家石油勘探与生产公司马来西亚吉隆坡
Arne Lyngholm Morten Opsal 挪威国家石油公司挪威斯塔万格
Adam Vasper Thomas M. White 美国得克萨斯州Rosharon
海上石油开采一直优先选择成本较低的气举系统作为其人工举升方式。高性能、高可靠性气举系统的技术革新提高了强化开采能力，同时还提高了深水及海底新型高压气举系统的安全性。
石油行业于19世纪中期引入了气举技术，可以说，气举是石油行业应用时间最长的人工举升方法之一[1]。但是，大多数传统气举技术是20世纪50年代以来开发的，并不能满足如今深水和海底完井对高压、高性能和安全性的所有要求。新型设备则克服了这些传统设计上的缺陷，填补了空白。
目前迫切需要新型设备。根据预测，2030年之前全世界能源需求量会以每年近1.9%的速度增长[2]。其中至少行90%的能源需求要靠油气来满足，也就是说，到2010年石油需求量要增加1100万桶/日（170万米3/日）。若考虑5%的油藏产量年递减率，到2010年，石油需求量则会接近4400万桶/日（700万米3/H）。这一需求量使得人们对未来储量增长的不确定性更加担忧。但是许多业内专家却认为未来20年石油需求量的50%—75%会来自于老油田，而且他们确信，能够长期提高潜在产能的适当人工举开技术可满足其中大部分需求。
目前，全世界有近100万口产油井[3]。其中，有90%以上的产油井采用人工举升方式提高产量。一般来说，这些油井的油藏压力不足以将石油举升到地面，所以，作业者必须补充油藏天然驱动能量来提高总产液量。尽管仅有约30000口油井选用了气举，但气举仍然是海上老油井最常使用而且是最经济的人工举升方法。
气举过程需要通过生产井中的油管-套管环空注入天然气。注入的天然气可在油管内的产出液中形成气泡，从而降低液体密度。这就使地层压力有可能举升油管内的液体，提高井筒产出液的产量。
遗憾的是,传统的气举技术在设计上有缺陷,如对获得稳定的油管和套管流体流所需注气速率的限制,最高工作压力较低和回压系统不可靠等。这些约束条件使传统的气举方法不能满足高压作业的安全要求，因此不能用于目前的大量深水和海底完井中。由于这些缺陷,许多深水和海底装置没有配备气举系统,但若采用适当的气举系统却可从中受益。
设计上的改进（如文丘里管流动几何在气举阀中的应用）可降低油管和套管内的流动不稳定性。在高压波纹管系统的配合下，这些改进大大拓宽了气举系统的最大压力限制，从原来的2500psi（17.2MPa）拓宽到了5000psi（34.5MPa）。另外，最近引入的地面控制气举流量控制阀也扩大了气举系统的应用范围，提高了气举系统的适用性。气举系统的这些新功能能够满足现在和将来深井和海底完井装置不断增长的需求。
气举技术，通过降低井内液柱的静水压头，气举可提高石油产量，在气举井中，井下油管压力是注气量，流体性质，产量和油井与储层参数的函数，单井产油量是地面注气量的函数，注气量的增加会使石油产量提高，直到采出气量替代采出油量的那个点此时的产油量最大（A）、在典型的作业中必须要将油井气举成本作为整个系统经济情况的一部分来考虑，影响气举成本的因素包括天然气成本，气体压缩与燃料成本，非烃类（采出水）液体处理成本以及每桶石油的市价，在许多情况下，与最大的注入量和石油产量相比（A），最佳注入量（B）及与之相关的石油产量更为经济，每桶油的气举成本要低很多，因此能获得较好的收益率。
先进的气举技术有助于作业者提高石油产量以及石油储量的采收率,本文介绍气举的基本原理，并叙述革新方法是如何帮助作业者实现深水和海底环境中石油生产的主要目标的，马来西亚海上，挪威海以及北海等地的实例说明了这些技术是如何在不司的生产环境中得到应用的。
气举原理
在油井生产期间，维持自然开采的井底压力最终会下降至很低，低到油井停止自喷生产或者不能以经济产生进行生产当出现这一情况时，还有大量石油可能会被滞留在地下，为了提高油田生产率，可采用多种人工举升方法来开采这些石油，包括将石油泵送至地面或改变井液性质，使得当前的油藏压力可将石油采至地面。
气举是一种人工举升技术，该技术通过安装在油井内关键深度处的阀门从地面向井筒内（主要是套管和生产油管之间）注入相对高压气体，注入气进人阀门并与生产油管内的流体相混合，混合后液体密度降低，这样井底油藏压力就可以将石油采至地面，通过保持地面注气速度及注入气与井筒流体的比例稳定，油井就会以稳定速率开采石油，。
气举评价。为了安装高效气举系统,必须对影响油井动态的所有因素进行研究，包括对影响气举井动态的敏感因索（生产线压力、地层特征等）进行分析。根据技术、经济、风险和系统综合因素,并在所做评价的基础上，气举应用工程师可评估并决定最佳设计安装方案。
由于气体是气举系统的能源而且通常需要不断注入,因此必须要有充足的气体供应。在大多数情况下，气体是从相邻的产气井获取，经过压缩后利用地面管道网络配送给单独的油井。在气举井生产石油或伴生井液时，可在地面回收注入气体，回收的气体经过重新压缩后回注到同一口井中。
为了设计最佳、高效的气举系统,应用工程师必须利用专门软件和诸如PIPESIM生产系统分析软件之类的程序所提供的节点分析技术针对每口井建一个系统模型。此软件工具可准确表示出生产网络中每口井的生产潜力。根据当前注气压力和向生产网络内油井供应的气体体积,可计算出每口井的产油量和气举配产，通过计算系统潜在流量,模拟过程就可帮助选择合适的井下气举设备。
该综合系统方法将每口生产井的石油产能（向井流动动态关系（IPR））与流向地面生产设施和管线网的生产油管流动能力密切结合。整个石油生产系统（由与地面生产基础设施相连接的各个单井组成）的设计与精细调节必须要使气举系统的石油生产稳定并达到最佳状态。
理想的气举井作业系统是在井筒的最深点保持不断而且稳定的注气速度。恒定注入压力下保持稳定的注气速度可促进液体从油藏中以稳定的流速流出，同时可将井底不良压力波动的可能性降至最低，并通过连续气举使石油产量最大化。
气举井流动稳定性
连续流动气举井的作业效率取决于稳定的生产压力和流量。系统稳定性要求气举作业的设计要能使井下气举阀在计算的临界流量下注入气体。
在流经气举阀孔的流体速度达到声速时，就会出现临界流量。临界气体流量由气举阀孔的上游压力和下游压力来调节。在常用的方孔气举阀设计中，当上游注入压力与下游流动压力之间减压40-60%时，通常会出现临界流量。
在临界点之下时，下游压力的微小变化可能会造成上游油管・套管环空的不稳定叫压力的微小变化会引起流量的很大变动。在有些情况下，这有可能会带来正反馈,引起压力和产量的意外波动，被称作“间喷”现象。但是,在临界流量或高于临界流量的情况下,反馈回路被破坏,下游压力变动不可能传回上游，从而无法调动更多气体。当地面压缩机系统的最大压力不能继续维持气举临界流量所需的压差时,油管和套管内也会发生间喷不稳定现象。
为了确定流动不稳定性是否是由井下气举系统的工作所引起的，生产工程师可利用NODAL生产系统模拟软件，使用当前的油井生产测试数据和气举作业参数来分析气举系统。通过模拟当前的流速和压力，工程师可确定气举阀深度处的注气速度是临界流还是缓流，还可确定上游压力与下游压力之间是否存在可形成稳定产量的充足差压。
遗憾的是，绝大多数气举阀使用常规方孔。常规气举阀通常安装在注气流速达不到临界流速的深度处，这样会引起原油流动不稳定。但是，现在气举新技术可以查找并消除这些流动不稳定性。例如，委内瑞拉国家石油公司利用斯伦贝谢NOVA气举阀成功地消除了其在马拉开波湖地区油井的生产不稳定性久NOVA阀孔的机械设计很具有创新性，它使用文丘里喷嘴（一种缩扩型孔口）来控制通过阀的气流。一旦下游压力降低至上游压力的90-95%之间，文丘里喷嘴就产生临界气体流。在任何情况下，当差压等于10%的上游压力时，临界气流就会存在。
八双层气举完井，双层气举或共用环空双层气举装置主要设计用于海上生产坏境，这一设计可让两个生产层或两口井共用一个井筒进行独立生产。生产层用双层生产封隔器隔离，可使产出液流入单油管柱，注入共用环空的气体可通过气举阀分别分配给两个生产管柱。这一设计可让海上作业者从每个井筒开采多个油层，这样油井数量就可以增加一倍而且这些油井可共用一个海上平台进行生产。
这种阀很独特，因为它可防止流动不稳定性的发生，不会像常规科阀一样损失产量。一般来说，井底流压的稳定可使油井的总产量增加,这一好处对有两个独立气举系统在一个单井环空中工作的双完井装置来说非常重要,在这些气举装世中，必须使用一个气体注入源来控制两口独立生产井的气体注入和井底流压，这样，既可使注入压力稳定，同时还可降低维护费用。
NOVA阀的另一个好处是其改进了采用计算机控制优化方案气举油田的控制能力，直到最近，不稳定井被可控优化作业排除在外，原因是它们对系统中的反馈控制产生了失稳效应，尽管使用NOVA气举阀会使油井生产中油管有些许不稳定，但注气速度将会保持稳定，因此，这些系统的控制参数（注气压力）会保持稳定，这样，优化方案就有可能运用到更多的井中。
气举优化
马来西亚最近的一个实例说明了在全油田气举优化中将传统气举阀换成文丘里喷嘴气举阀所带来的好处，马来西亚国家石油勘探与生产公司（PCSB）经营的Bokor油田有三个平台，77根气举采油管柱，其中几根管柱是以共用环空双层分采井的形式完井的。
由附近的气田为Bokor油田提供注人气体，压缩装置则安装在Bokor平台上，但是，随着压缩机的老化和气体供应的波动，将举升气体分配到产量最高的井中非常关健，优化油田产能的关键在于在气体供应不可靠的情况下（会在油田生产中形成严重的不稳定性）能继续向井中输送举升气体。
作为Bokor油田开采总体策略的一部分，PCSB与斯伦贝谢Bokor联合小组对气举系统进行了优化，以获得稳定的产量。通过将套管气体注入压力和注人速率波动所引起的严重间喷现象降至最低程度，可大大提高油井产能。
过去，Bokor油井安装的是常规的方孔气举阀。例如，某井最初设计的注入压力为630psi(43MPa)，气体注人速度为50万英尺3/日（14200米3/日）。但是，生产系统实际上是在450PSi(3.1MPa）注人压力下以12万英尺3/日(3398米3/日）的气体注人速度工作，远远低于设计的注人速度．这是因为方孔阻碍了油井达到临界气休流量，结果导致油管中的液流不稳定。更换为NOVA文丘里喷嘴气举阀后，作业者得以提高油井中的气体注人速率，使其达到临界流速，从而使产量保持稳定。油井最终达到了其最初所设计的气体注人速度，平均产油量增加了80桶/日（12.7米3/日）。
在9个月的时间内，Bokor油田的气举优化活动将三个平台全部转变成了NOVA阀系统。实测产量结果表明，安装了NOVA气举阀的油井获得了稳定的注人速度和压力．与NOVA阀系统安装之前相比，Bokor油田的气举优化使油产量增加2000桶/日（318米3/日）。
高压、高性能气举系统
长期以来,海上石油开采一直优先选择气举系统作为其人工举升方式,部分原因是完井过程中所安装的初始硬件成本相对较低、气体与压缩设备比较容易获得,以及系统具有适应油藏条件变化的能力。另外,钢丝作业非常容易为井下气举设备提供服务,这可使作业者灵活改变或修复系统,而不需要将整个油井装置从井中提出,同时,在此钢丝作业过程中,可将停产时间缩至最短。最终,由于气举系统的成本相对较低而且能够长期保持稳定深海底油井常常用气举系统作为其他人工举升技术。
随着全球深水和海底开发井的数量在不断增长,开发新型井下气举系统以便最大限度提高原油采收率的需求也更加迫切。随着油藏压力下降、含水率上升,作业者面临所安装系统要能够满足深作业环境对高性能和持续稳定的要求,同时还要减少或消除昂贵的修井作业。此外，深井压力的增加与更加严格的法规要求,还有与浮式生产平台相关的风险,都使得海底应用气举系统井筒的完整性变得更加重要。
一般情况下，作业者为深水和海底井所考虑的气举要尽量在标准气举设备范围内,在大多数情况下,这就意味着气体注入的最大深度受阀注气压力范围的限制。在许多实例中,油井动态分析表明,在注气压力较高的情况下,可以大幅度提高注人深度,以增加油井产量。
常规气举系统的最大注入压力为2500psi,此最大工作压力仅够用于常规陆上井和油藏深度较浅、生产压力较低的典型近海陆架井。但是,在较深的深水和海底环境中,气举设备必须要能在高达5000psi的注气压力和超过1000万英尺日(283000米日)的气举注入速率的条件下进行作业。这些为非常规应用,并且必须在油井寿命期间保持临界压力完整性的同时完成这些应用。常规气举阀不可能在这极限水平条件下进行工作,因此,也不可能提供足够的可靠性。这样就限制了气举系统在需要高注气压力的海底油井中的应用。
XLift高压气举系统是一个为满足深水和海底环境的苛刻要求而专门开发的系统。通过将工作压力范围增加至2000psi-5000psi(138MPa-345MPa),此高压气举系统拓宽了现有系统的性能范围。XLift系统的最大注入压力较高,这可使作业者在较深的注入点对气举井进行完井,从而改善油井的整体动态
与N0VA气举阀相似,XLift气举系统具有文丘里喷嘴流量配置,气体通举系统还有一个可靠密封止回阀,可切断非生产期通往油管-套管环空的潜在渗漏通道,XLift阀上有一个已取得专利的角接焊波纹管装置,可在提高作业压力的同时减少内部气体充注。了改善作业几何条件,设计了一个较大的外径为31/4英寸(4.4厘米)的阀与标准气举阀相比,这种阀的性能与可靠性均得到改善。XLift高压系统为需要高注气压力的多井方案提供了灵活的作业范围,系统组件的开发包括测量液体流侵蚀程度的一系列流动鉴定试验和确认系统可靠性的大容量气体流与压力密封试验。
挪威海XLift作业实例
挪威国家石油公司在挪威海关键的海底井中使用了XLift系统例如,位丁挪威西北部的Norne油用的卫星油田Svae与Staer有三套与None浮式采油储油和卸油平台(FPS0)相连接的海底装置。在这些装置上,有五口采油井和二口注水井,油藏最深处的真垂深在平均海平面(MSL)之下8150处尺(2484米),水深为1245英尺(379.5米),为了举升更多的采出油,满足压力完善性要求,需要在油井中使用高性能气举阀系统为了满足每口油井日产量在2000桶/日(3180米3/日)的要求,这些气举系统需要3335psi(23MPa)的地面注气压力和800万英尺3/日(226500米3/日)的注气速率。
挪威国家石油公司选用了XLift系统来满足对海底气举装置在高性能,可靠性和环境方面的要求,为满足严格的控制试验要求,斯伦贝谢工程师与挪威国家石油公司一起对气举阀进行了系列的人容动力试验,液体与气体流试验和压力密封试验。在挪威国家石油公司的指导下,在挪威国家石油公司的Karsto计量与技术实验室(K-Lab)进行了气体流动试验,斯塔万格国际研究所(Rs)进行了液体流动试验,试验的目的是鉴定XLift阀系统的动态特性,并检验其是否能用作压力屏障,与挪威国家石油公司共同开展的试验与研究最终设计出了可满足非常严格作业标准的气举阀。Norne油田的五口采油井安装了XLift系统,应用均获得成功。
自然(自动)气举方法
在1997引入的地面控制井下流量控制阀的基础上,开发出了气举井约新技术一自然(或称自动)气举技术,自然气举所使用的气体来自井下气藏或被同一口井钻穿的气顶,利用特殊设计的,由液压或电力控制并带有可调孔的流量控制阀来提高产油量,使用直接来自地下资源的气体(而不是从地面向油管-套管环空泵人气体),意味着这些井不再需要气体压缩机,运输管线和其它与注入有关的设备,这样就降低了平台负载要求和海上设施或海底装置的费用。
另外,这一技术不用重新完井就可以采气,而且将来也不必改变常规气举设备的尺寸或者替换常规气举设备
自然气举需要一个产量充足的气顶或独立气藏为注气提供气体。气藏必须足够大,这样可以保持足够高的压力,在井的整个开采寿命期间有气体注入油管。斯伦贝谢为自然气举应用提供的流量控制阀具有几个特征。这些阀有可控制气体流量(为预计井况条件下优化产量所需)的多个位置。通过对阀的打开位置进行液压或电力控制可以从地面以连续或不连续的方式调节气体流速,从而获得最佳产油量。用数值模拟可以预测流经阀的气体流速,这样就可以根据井况适当调整阀的尺寸。
阀可开可关,在遇到较大压差的情况下流量位置会发生变化,而且阀还要经得住磨蚀性流体的腐蚀。阀上带有止回阀,可防止流体从油管流入环空。这样可对生产油管进行压力试验,同时还可避免对产气层造成损害。
使用带有永久式监控设备的井下流量控制阀还意味着,自然气举井被认为是智能井。由于能够将自然气举智能完井的成本与常规气举系统的成本进行比较,因此,很容易计算出前者所能增加的价值。
1998年以来,NorskHydro公司在北海的16口井中安装了35套使用斯伦贝谢流量控制阀的自然气举海底完井装置。其中,前31套装置安装在Tro‖和Trollwest油田。NorskHydro公司在早期开发中就决定利用覆盖在Troll油环之上的大气顶采用自然气举方法来优化石油开采。使用这些自然气举阀,就不需要再使用昂贵的地面压缩机以及注基础设施,因此帮助NorskHydro公司降低了开发费用。
单趟作业自然气举方法
继在Troll油田成功安装首批31套自然气举完井装置之后,NorskHydro公司又给斯伦贝谢公司布置了一项新的艰巨任务:通过安装成本最低的自然气举系统来优化Fram Vest边际油田的石油产量。由于Fram vest油田的生产井能够在没有人工举升的情况下自流,所以,此油田需要气举并不是因为含水率或低油藏压力等常规原因;而是为了使井口压力和流经20公里(12英里)管道回到生产平台的四口海底井产量达到最大。
解决方案是对整个油田进行开发优化。其目的是要使每口井的石油产量达到最大,同时维持相同的井口压力,以便使四口井的生产速度保持平衡。生产系统的解决方案还必须考虑长海底出油管线中的液流。Hydro只有四个月的时间来完成安装。
TroLL油田的自然气举系统安装一般需要三趟入井作业。第一趟是在气顶处对油井进行射孔,第二趟是利用中间油管柱下入防砂筛管,第三趟则是将流量控制阀和生产封隔器和油管连到地面。这种周期长且按顺序作业的安装过程会使气顶射孔孔眼裸露很长时间,会给气顶带来地层损害的危险,还会带来井控安全问题。此外,为了将井控风险降至最低,需将高比重压井泥浆灌入井中气顶射孔处。这又会带来潜在油藏损害、洗井以及压井泥浆处理等问题。
为了帮助Norsk hydro实现降低Fram Vest油田的完井成本、保护环境以及最大限度确保安全和提高产能的目
的,斯伦贝谢开发出了单趟作业自然气举系统(前一页图)。将液压气举阀和优质防砂筛管都综合到单油管传输总成上,从而实现了单趟作业。射孔枪也安装在完井油管的外面,这样整个完井系统均一次入井进行作业。
为了实现流量控制,用改进型电缆回收液压流量控制阀将进气口与防砂筛管连接起来。在完成一次入井安装作业而且油管悬挂器固定在井口之后,对环空施压，然后放压来引爆装在油管上的射孔枪。射孔枪引爆后，对油管施加压力，坐封生产封隔器。
安装了四套系统,Fram Vest油皿的四口生产井均成功投产。单趟作业自然气举系统的安装方式将地层损害以及与气顶暴露相关的井控风险降到了最低。与该油田的常规完井相比,单趟作业完井帮助Norsk Hydro节约了280万美元,相当于每口井减少了两天钻机占用时间。其它方面的节约还包括，降低了完井硬件的成本,以及不再需要考虑压井泥浆和环境处理问题。
Fram Vest单趟自然气举系统的成 功应用使Norsk Hydro相信，可在许多其它生产环境中应用类似的单趟自然气举技术。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个位置的流量控制阀和防砂筛管,这样将来即使在这些
气举生产井原油开采枯竭后仍可以较高的速度采气。斯伦贝谢设计出了一种带有五个油嘴尺寸位置的地面控制高速流量控制阀,可在油井的原油生产阶段控制气举作业。在决定转为采气后，可将阀开到最大位置，提供采气所需的最大流动面积。
未来的发展
每口油井最终都会需要某种形式的人工举升方法来帮助作业者优化采收率,而气举仍然是海上开采环境下最主要的人工举升方法。在深水、超深水以及其它偏远地区,作业者要面对的是更广泛意义上的气举。在其中的某些环境下，海底长回接管线中的流动是生产系下，海底长回接管线中的流动是生产系统的一个重要组成部分冏。在这些情况下应用人工举升要求在技术上有所改进，以确保流体在这些加长出油管线中的顺利流动。
此外，在这些要求苛刻的环境中，具有较高额定压力和较深注人点的高可靠气举设备是优化生产的关键。新型高压流量优化气举技术与地面控制气举流量的技术创新为世界上最具挑战性且最复杂的深水和海底油ffl的石油开采铺平了道路。
作业者继续为延长油田的开采寿命而探索各种有效方法，与此同时钻井深度也越来越大。气举技术仍旧是开采世界巨大石油储量的主要应用方法之一。
在编写本文过程中得到以下人员的帮助，谨表谢意：
吉隆坡的Gayatri Kartoatmodjo,斯塔万格的Ian Raw；挪威奥斯陆Norsk Hydro公司的EliTenold,以及 Rosharon的Samuel Zeweₒ
NODAL,NOVA,PIPESIM和XLift等是斯伦贝谢公司的商标。
1.Brear Oil Injector是第一个气举专利，颁发于1865年，在随后的1865年到1953年期间，出现了70多项久举专利和专利申请。有关代举历史更直的信息，请参见：Brown KE：Gas Lift Theory and Practice,Including a Review of Petroleum Engineering Fundamentalsₒ美国新泽西州Englewood Cliffs：Prentice-Hall H版社（1967年）：181-197O
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