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 181-197 2. 2006 年国际能源展望 DOE/EIA-0484 2006 由美国政府能源信息管理局出版 http://eia. 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 http://www.worldoil.com 2006 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 48-63 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 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
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 26554 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 53959 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 21-23 日 8. Poblano E Camacho R 和 Fairuzov YV Stability Analysis of Continuous-Flow Gas Lift Wells SPE 77732 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 46 10. Tokar T Schmidt Z 和 Tuckness C New Gas Lift Valve Design Stabilizes Injection Rates Case Studies SPE 36597 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
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 1.00 0.53 Pdown Բ୲ Pup 0.90 1.00 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 13 2006/2007 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
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 800 700 ᆳଉLjར0න 600 500 400 300 200 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!! 15 14 ഘਉ ഐ๔ क़ 13 12 ଉLj2111ར0න 11 ጺ ଉLjར0න 10 9 8 ৫ ଉLjར0න 7 6 3117 4ሆ 3117 3ሆ 3117 2ሆ 3116 23ሆ 3116 22ሆ 3116 21ሆ 3116 :ሆ 3116 9ሆ 3116 8ሆ 3116 7ሆ 3116 6ሆ 3116 5ሆ 3116 4ሆ 3116 3ሆ 4 3116 2ሆ 5 3115 23ሆ 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 14200 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 56832 发表在 SPE 技术年会暨展览会上 休斯敦 1999 年 10 月 3-6 日 49
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 283000 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
!! 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 104202 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 99-101 14. 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 52 16. 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
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