Chinese Oilfield Review

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伍邰
7 years ago
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1 气举方法的技术创新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 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 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 Eli Tenold 以及 Rosharon 的 Samuel Zewe 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 多项气举专利和专利申请有关气举历史更多的信息请参见 Brown KE Gas Lift Theory and Practice, Including a Review of Petroleum Engineering Fundamentals 美国新泽西州 Englewood Cliffs Prentice-Hall 出版社 1967 年年国际能源展望 DOE/EIA 由美国政府能源信息管理局出版 doe.gov/oiat/ieo/world.html 2006 年 11 月 24 日浏览 3. Pike B Importance of Mature Assets Development for Future Energy Supplies 发表在哈特能源会议上的主题演讲 Brownfields Optimizing Mature Assets 丹佛 2006 年 10 月 31 日 -11 月 1 日 4. Abraham K High Prices Instability Keep Activity High World Oil 227 卷第 9 期 2006 年 9 月年 12 月 20 日浏览 5. Fleshman R Harryson 和 Lekic O 用人工举升法提高产量油田新技术 11 卷第 1 期 1999 年春季刊石油行业于 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] 其中至少有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/ 日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升技术可满足其中大部分需求[3] 目前全世界有近 100 万口产油 [4] 井其中有 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2500 psi 17.2 MPa 拓宽到了5000 psi 34.5 MPa 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 6. Donnelly R Artificial Lift Oil and Gas Production 得克萨斯州奥斯汀 PETEX 1985 年 44 油田新技术

3 考虑因素环境气举方法的综合评价油藏设备提供商与服务公司的技术输入经济分析地面流程风险分析井筒气举设计系统数据目前与将来的技术安全气举安装结果评价与方案复查 > 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素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上图通过计算系统潜在流量模拟过程就可帮助选择合适的井 7. Alhanati FJS Schmidt Z Doty DR 和 Lagerief DD Continuous Gas-Lift Instability Diagnosis Criteria and Solutions SPE 发表在 SPE 技术年会暨展览会上休斯敦 1993 年 10 月 3-6 日 9. Faustinelli J Bermudez G Cuauro A A Solution to Instability Problems in Continuous Gas Lift Wells Offshore Lake Maracaibo SPE 发表在SPE 拉丁美洲与加勒比地区石油工程会议上加拉加斯 1999 年 4 月日 8. Poblano E Camacho R 和 Fairuzov YV Stability Analysis of Continuous-Flow Gas Lift Wells SPE 发表在 SPE 技术年会暨展览会上得克萨斯州 San Antonio 2002 年 9 月 29 日 -10 月 2 日 Tokar T Schmidt Z 和 Tuckness C New Gas Lift Valve Design Stabilizes Injection Rates Case Studies SPE 发表在 SPE 技术年会暨展览会上丹佛 1996 年 10 月 6-9 日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[7] 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下一页左图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[8] 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油田新技术

4 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产不稳定性[9] NOVA 阀孔的机械设计常规方孔常规气举阀通常安装在注很具有创新性它使用文丘里喷嘴一气流速达不到临界流速的深度处这种缩扩型孔口来控制通过阀的气流样会引起原油流动不稳定但是现在下图 [10] 一旦下游压力降低至上游压气举新技术可以查找并消除这些流动力的 90 95% 之间文丘里喷嘴就产不稳定性例如委内瑞拉国家石油公生临界气体流在任何情况下当差压司利用斯伦贝谢 NOVA 气举阀成功地等于10%的上游压力时临界气流就会消除了其在马拉开波湖地区油井的生存在 ጀ ഘ ओ ጀ ഘ ओ NOVA ဣଚ ࡀ 0.53 Pdown Բ୲ Pup ࡀ Pdown Բ୲ Pup ഘ੨ ݛ ഘ੨ ব ᇘ ൮ ፊ ኹ ኹ > 常规方孔气举阀与气流动态图气体通过进气口进入阀然后流经可控制气体流速的方孔利用 Thornhill-Craver 方程可绘制出通过常规气举方孔阀的流量-动态比率曲线右此方程利用阀上游的套管压力 Pup 阀下游的油管压力 Pdown 节流面积经验流量系数和气体特性等来确定气体经过阀时的流动速度根据 Vasper 的结果修改参考文献 /2007 年冬季刊 > 文丘里喷嘴 NOVA 气举阀与气流动态图气流动态图右显示通过文丘里喷嘴阀上的缩扩型孔口下降10%或以下的压力可以获得临界流蓝色而常规方孔阀红色则需要 40% 60% 的压降才能获得临界流在大多数情况下在如此大的压降下工作是不切实际的 47

6 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 2006/2007 年冬季刊 900 ᆫ ࢫ ଉ ᆫ മ ଉ ᆳଉǈར0න BO-113-S BO-112-L BO-112-S BO-111-L BO-111-S BO-110-L BO-110-S BO-108-L BO-108-S BO-105-S BO-213-L BO-104-S BO-212-L BO-212-S BO-208-L BO-208-S BO-203-L BO-202-S BO-312-L BO-312-S BO-311-L BO-311-S BO-307-L BO-307-S BO-306-L BO-303-L BO-303-S 0 BO-301-L 100!! ഘਉ ഐ๔ क़ ଉǈ2111ར0න 11 ጺ ଉǈར0න ৫ ଉǈར0න ሆ ሆ ሆ ሆ ሆ ሆ 3116 :ሆ ሆ ሆ ሆ ሆ ሆ ሆ ሆ ሆ ሆ 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入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 630 psi 4.3 MPa 气体注入速度为 50 万英尺 3/ 日米 3/ 日但是生产系统实际上是在 450 psi 3.1 MPa 注入压力下以 12 万英尺 3/ 日 3398米 3/日的气体注入速度工作远远低于设计的注入速度这是因为方孔阻碍了油井达到临界气体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入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入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入速度和压力与 NOVA 阀系统安装之前相比 Bokor 油田的气举优化使油产量增加了2000桶 /日 318米 3/ 日右图 න!! > Bokor 油田气举优化将气举优化前后单井的产量进行了比较上在一年多的生产过程中所有气举井的总产量包括油和水增加了大约 60% 下石油净产量增加了约 35% 用气举系统作为其他人工举升技术如电潜泵 ESP 的备用系统请参见电潜泵技术新进展第 30 页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 11. Jansen B Dalsmo M Nokleberg L Havre K Kristiansen V 和 Lemetayer P Automatic Control of Unstable Gas Lifted Wells SPE 发表在 SPE 技术年会暨展览会上休斯敦 1999 年 10 月 3-6 日 49

7 ഘ ᆳ ༫ ڌ ഘუ Ǆᇶ ۥ ǅ ټ ᆶሺუഗ ڦ ঙথ հ ጎዃ უ ൰դ ଉᆫ ഘ ੨ ൮ ፊ ኹ > 深水及海底环境应用的XLift系统通过将最大作业压力范围提高到5000 psi XLift 气阀增强了常规气举系统的性能 XLift 阀具有可靠密封止回阀系统阻止了向油管 - 套管环空渗漏的可能通道在常规止回阀系统中气举阀中可能存在渗漏通道 50 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入深度以增加油井产量常规气举系统的最大注入压力为 2500 psi 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 5000 psi 的注气压力和超过 1000 万英尺 3/ 日米 3/ 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一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左图通过将工作压力范围增加至 2000 psi 5000 psi 13.8 MPa 34.5 MPa 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 NOVA 气举阀相似 XLift 气举系统具有文丘里喷嘴流量配置气体通过的效率更高更稳定此外 XLift 气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为了改善作业几何条件设计了一个较大的外径为 13/4 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油田新技术

9 !! ހ ഗ!!!ԛ Florø Fram Vest ଉ੦ Fram ᆳགྷ Troll West থ ݞ ෪ ଉ੦ ڦ ݞ ෪ Troll ᆳགྷ Mongstad Sture Ԛ ߵ ಜᄅ ഘ ۥ พ ഷ ഘ ڦتۥ ಜᄅ ހ ഗ ᆳ ݞ ෪ ᄅ ጎዃ > Fram Vest 自然气举单趟安装作业使用自然气举单趟作业系统左可在一次入井作业中进行气举完井射孔以及坐封封隔器图中的地图右显示出 Norsk Hydro 公司海底 Troll 与 Fram Vest 油田的位置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[13] 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 Norsk Hydro公司在北海的 16 口井中安装了 35 套使用斯伦贝 13. Vasper A Auto Natural or In-Situ Gas-Lift Systems Explained SPE 发表在 SPE 国际石油与天然气会议暨展览会上北京 2006 年 12 月 5-7 日 15. Raw I One Trip Natural Gas Lift Solution Brightens Picture for Marginal Oil Reserves Scandinavian OilGas Magazine 第 7/8 期 2004 年作为一项安全措施一般在每个油层都下入防砂筛管所有气举完井都要求安装防砂筛管 Scott S Artificial Lift Overview Journal of Petroleum Technology 58 卷第 5 期 2006 年 5 月 58 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 Troll 和 Troll West 油田 Norsk Hydro 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气基础设施因此帮助 Norsk Hydro 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 Norsk Hydro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[14] 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油田新技术

10 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油田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 ᆳ ༫ ଉ੦ ݞ ෪ ഘ 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[15] 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 N o r s k H y d r o 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左图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 ഘ ಜᄅ ᆳ Aᆳ Bᆳ > Vestflanken油田两用气举装置流量控制阀控制来自每个采油分支井眼的液体流量第三个流量控制阀控制自然气举所用的气体一旦油层开采枯竭上方的流量控制阀将会被开到最大位置以提高井的采气量 2006/2007 年冬季刊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统的一个重要组成部分[16] 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入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田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 RH 53

于达等 :-, : ; τ = ( ) / ρ ; ; ; ρ ; θ ; ; τ ; ;,,,,,, : = ( +.. ) ρ = μ = π = ρ πμ ; ; ; μ ( ), : = -.. ( ), ( ),, :. = [ -. ] ( ) ( ) 试验条件,,. ~. /,....

于达等 :-, : ; τ = ( ) / ρ ; ; ; ρ ; θ ; ; τ ; ;,,,,,, : = ( +.. ) ρ = μ = π = ρ πμ ; ; ; μ ( ), : = -.. ( ), ( ),, :. = [ -. ] ( ) ( ) 试验条件,,. ~. /,.... - * (( )) :-,,, ( ) ~ 与常规管中气 - 液两相流动不同, 水平管气 - 液两相变质量流动存在沿程管壁入流在水平管单相变质量流动试验研究的基础上, 考虑了管壁入流对管壁摩阻系数的影响, 提出了孔缝管管壁摩阻系数相关式将气 - 液两相混合物看作均匀介质, 使水平管气 - 液两相变质量流的均相流模型的基本模型等同于单相变质量流的流动模型, 重点研究了气 - 液两相变质量流均相流模型中