阿尔及利亚Zarzaitine油田气举工艺优化_工程实践

摘要

摘要：阿尔及利亚Zarzaitine油田除少量高气油比井自喷生产外，93.7%的油井均采用气举采油。为此，在地面建有两套供气系统保证连续注气，最下一级气举阀为空阀并作为注气工作阀，地面

摘要：阿尔及利亚Zarzaitine油田除少量高气油比井自喷生产外，93.7%的油井均采用气举采油。为此，在地面建有两套供气系统保证连续注气，最下一级气举阀为空阀并作为注气工作阀，地面注气压力的变化不会出现注气点上移问题，具有较好的适应性；采用了闭式气举管柱，较好地实现了油层保护和作业质量控制，通过产液量、油压和套压来分析诊断气举井工况，方法简单且方便，每口井都有相应的最优注气量，气举井产液量高、效果好。阿尔及利亚Zarzaitine油田的气举采油工艺技术对提高国内工艺水平具有指导意义。

关键词：阿尔及利亚；气举；工艺；设备；采收率；压力；温度；优化

1 油田基本情况

阿尔及利亚Zarzaitine油田位于阿尔及利亚首都阿尔及尔东南1500km、撒哈拉沙漠东部、利比亚边界附近-的伊利兹盆地，平均地面海拔565m。Zarzaitine油田类型为中孔中渗、具有气顶和边水且受断层控制的背斜砂岩油气藏，原油物性好，含油面积100km²，埋深1300～1400m。气举井数占油田总井数的93.7%，气举井的原油产量占全油田产量的88.8%，油田综合含水30.98%，综合气油比为93m³/m³。

2 优化气举采油技术

2.1 地面注气系统

2.1.1两个气源，供气平稳

为了保证Zarzaitine油田长期平稳气举采油，油田建了2套地面供气系统(图1)：一是油田外的阿拉尔高压气源(气源1)；二是在油田内建一座FGL(Fermeture Gaz Lift)气举工厂(气源2)，为油井气举采油和水源井气举采水供气。FGL气举工厂所用天然气主要是气举井和水源井生产的伴生天然气。气举工厂由三菱公司建设，涡轮机型号为MS-5002，由美国通用电气公司和John Brown Engineering Limited公司联合制造。压缩机由Dresser Clark公司制造，包括高压压缩机和低压压缩机，低压压缩机类型为4M9-8 M-line离心式压缩机，高压压缩机类型为463B4/3 line垂直分离桶式离心压缩机。

FGL气举工厂于1988年正式投产，设计出口压力9.2MPa，平均日处理天然气290×10⁴m³，注气管线运行压力8.0MPa。气举工厂除满足气举采油和气举采水外，还通过Ø152.4mm管线向30km外的In Amenas电厂供气和通过Ø203.2mm管线向48km外的南部伊泽里油田供气；同时，与北部阿拉尔油田(气源1)采用Ø406.4mm管线连通，当气量高时可向油田(Zrzaitine)以外的用户供气，气量低时可接收外油田来气，以保证FGL气举工厂和气举井长期正常平稳运行。

2.1.2井口流程简单，注气量计量准确，操作方便

全油田共建地面注气压力监测站两处，巡井人员只需每天记录这两个观测点的压力即可掌握全油田气举井的注气压力情况。在气举井场设有注气量控制阀和压差式孔板流量计，在井口定期进行油压、套压、注气量监测，注气量控制阀和压差式孔板流量计距井口在10m以内，注气量调节方便且计量准确。

2.2 优化气举设计

2.2.1气举阀深度和打开压力设计

从FGL气举工厂或阿拉尔来的高压气，干线注气压力一般在5.5～7.0MPa之间，到各注气井口，注气压力一般可保持在5.0～5.5MPa，设计井口注气压力为5.0MPa，原油密度为0.812g/cm³，天然气相对密度为0.6，按照压力平衡原则，在同一图版内，横坐标为压力，纵坐标为井深，先绘制油套环空的注气压力梯度曲线L₁，再绘制油管内压井液的静液梯度曲线L₂，L₁和L₂的交点即为第一级气举阀的下入深度H₁和打开压力p1。再根据油井实际采油指数和设计产量要求，计算油井正常生产时需要的采油压差和井底流压，绘制正常生产时油管内的最小油管压力曲线L₃，在曲线L₃上从H₃高度引L₂的平行线与L₁相交，此交点即为第二级气举阀的下入深度H₂和打开压力p₂。同样方法可设计出气举阀深度H₃，H₄，…，H_n和气举阀打开压力p₃，p₄，…，p_n，直到设计气举阀深度大于等于封隔器深度为止。设计示意图见图2。

2.2.2管柱结构设计

在选用闭式气举管柱基础上进一步优化，在油管底部Sabot附近安装一个Siege工具，其主要功能是当投入单流阀在Siege里时就实现油管套管封隔，可通过地面打压检查油管和封隔器是否漏失。只要把Siege内的单流阀用Wire-Line工具捞出地面，油井即可正常生产^[1～3]。

在封隔器以上的最下一级气举阀为工作阀，其他则为排液阀。排液阀在油井投产初期当油套环空排液时工作，地面高压气举气流进工作阀后，油管内压力大幅下降，套管内注气压力也相应下降，排液阀随即关闭，停止工作。工作阀选用BK空阀，把正常的气举阀(图3)卸开取出阀芯(弹簧、膜片、阀杆、阀球)即为空阀，其特点是保证气举阀常开，当地面注气压力在一定范围波动时，气举工作阀不受影响，可保持连续注气，同时避免了注气点上移问题，保证了气举井平稳生产^[4]。

2.3 作业修井质量控制

整个作业施工过程以油层保护为重点。气举井在作业前，先用Wrie-Line捞出最下一级气举阀，用油基钻井液压井，一般采用反循环方式。待压井稳定后进行施工作业，按设计下完管柱并用原油替出井筒内全部油基钻井液后，再用Wire-Line检查作业后的管柱情况和施工质量，并做以下工作：①Ø44mm工具下到是Siege位置，检查管柱是否畅通；②投放单流阀在Siege里；③把盲阀投入每级气举工作筒里，以实现油管套管隔离；④油管打压1000psi(1psi=6.89476kPa)检查油管密封情况；⑤水力封隔器按设计深度座封；⑥给油套环空打压到1000psi检查封隔器的密封情况；⑦用Wire-Line捞出盲阀后再按设计下入正常生产的气举阀；⑧用Wire-Line捞出Siege里面的单流阀，并通井到人工井底。

2.4 注气量优化

按照垂直多相管流的压力计算方法，先计算出油井不同气液比条件下的井筒压力梯度，再根据井深计算井底流压，结合油井的采油指数即可得到油井的相应产量，从而得到气举井注气量和产液量的关系曲线，产液量最高时的注气量即为最优气举井注气量(图4)。Beggs-Brill多相管流计算方法，根据流体气液比和流体性质以及具体管柱特征计算垂直多相管流的压力梯度模型如下：

式中：d为管子的直径；f_tp为两相摩擦系数；g为重力加速度；g_c为重力系数；G_m为混合物质量流速；v_m为油气混合物流速；v_sg为气相流速；H_L为持液率；ρ_L为液相密度；ρ_g为气相密度；p为油管内压力；z为井深位置。

2.5 气举井工况诊断

该油田气举井工况诊断方法主要有以下两种：

1) 第一种方法是根据油井产量和在油管内测流压梯度来分析气举井的注气点位置，分析气举井是否存在多点注气问题，是否按照设计的注气深度在正常工作^[5～6]，其气举井的流压梯度曲线见图5。

2) 第二种方法就是套压、油压、注气量和产量动态分析法。根据这些生产数据的变化来综合分析注气状况，主要根据油井产量的变化来确定气举井工况，当开井生产初期气举排液正常后，主要是最下一级空阀注气，一般不会出现多点注气和注气点上移的问题；当地面注气压力下降时，也不会出现注气点上移的问题，因为注气点为空阀，注气孔径只有6.35mm，而套管的直径为177.8mm，按照气体状态方程可知注气点处的压力比套管压力要高很多，注气点仍会正常注气，只是注气量会相应减少，同时气举井日产液量也会相应下降。

3 结论与建议

1) 阿尔及利亚Zarzaitine油田气举采油工艺技术先进可靠，地面供气气源双套系统，保证了该油田长期稳定气举采油生产。

2) 按常规方法进行设计气举阀打开压力和下入深度，一般共有三级气举阀，第一级和第二级气举阀主要在投产初期排液时工作，第三级为工作阀，工作阀均采用空阀。

3) 封隔器上部的空阀具有良好的适应性，注气压力的变化一般不会改变注气点位置，只是注气量和油井产液量有相应变化，气举工况诊断简单方便。

4) 管柱结构为闭式气举管柱，管柱可靠，有利于作业施工过程中的油层保护和管柱状况检查。

5) 每口井都有相应的最优注气量，保持最优气量注气，气举井产液量最高，气举效果最好。

参考文献

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[6] 徐代英，杨安萍，禹继贫.低压气井反举-泡排复合工艺效果分析[J].天然气工业，1999，19(4)：94.

(本文作者：付道明¹ 吴晓东¹ 魏旭光² 吴修利² 张博³ 1.中国石油大学(北京)；2.中国石化集团国际石油勘探开发有限公司；3.北京大学)