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现场制氮作业方案及技术措施（1）工艺流程1）选井：依据选井依据严格进行选井。
2）制定、审批方案：根据所选取气井制定氮气气举实验方案，经过作业区、安全、技术部门以及主管领导审批后准备施工。
3）施工前交底：组织作业区相关负责人对施工前以及施工过程中作业区职责以及需注意事项进行交底。
4）施工前准备：提前实地勘查去井场的道路情况，清除路障，协调井场周围群众关系。
5）仪表调试：井口压力表、压力变送器、流量计、数据远传完好。
6）泡排药剂加注：按照探液面结果，在施工前3小时油管投放泡排棒4根，套管加注泡排剂150L，比例1:3。
7）设备搬迁和安装：液氮罐车、增压泵车等设备现场就位。
8）施工准备1（井口）：记录试验前数据（包括井口油套压、流量计瞬时流量、累计流量、温度、压力等），关井（关闭1#阀、5#阀、井口针阀），关闭2#阀，通过套管放空阀放空，拆除2#阀处法兰。
9）安装气举管线（进出口），进口管线用水试压，试压值高于设计施工压力3-5Mpa,出口管线固定。
氮气纯度95-99%可调，氮气输出额定工作压力35MPa。
10）启动氮气车和增压车：启动发动机，空载热机，转速调整为1200转/分，进行热机。
检查增压机润滑油压力应满足1500psi＜P＜2000psi；打开增压机一级进气阀门、高压氮气放空阀；水温70℃，调整发动机转速至1200-1500转/分,将氮气引入增压系统，关闭放空阀；缓慢打开高压出口阀门，调整氮气压力；检查系统管路有无刺漏、异响、确定各项参数在规定范围。
11）注氮：检查系统管线无刺漏后，使用液氮泵车向环空注入氮气，但要减小排量注入。
12）增压：套压在10Mpa以下的气井，原则上增压至套压15Mpa，即停泵开井生产，视气井产气产液情况定是否需二次气举；套压在15Mpa以上气井，原则上压力增幅为5Mpa，最高套压不得超过25Mpa。
增压过程中，每隔15min记录一次氮气车出口压力，增压压力上限或时间由现场技术人员根据情况确定，如果压力增幅缓慢，原则上需累计增压24小时，方可停止增压。
气举工艺在油田生产中的应用作者：刘宇来源：《中国化工贸易·中旬刊》2018年第07期摘要：通过对气举诱喷技术中启爆方式、气举阀数量、投棒杆和泵座尺寸的合理优化，延长了油井自喷期，同时，射孔气举管一体化技术缩短投产周期，减小流体对储层的伤害，大大增加了生产效率。
关键词：气举诱喷；气举阀；射孔气举管一体化1 气举举升工艺的原理和优势目前油田采用的气举方式主要有连续气举和间歇气举。
连续气举是将高压气体从油套环形空间注入井筒，并通过油管上的气举阀进入油管，用以降低液柱作用在井底的压力，当油管流动压力低于井底流动压力时，液体就被举升到井口。
连续气举适用于油藏埋藏较深、供液能力较强的油气井；间歇气举采油是根据实际需要和设计要求，人为的从地面周期向井内的油套环空中注入一定量的高压气体，这些高压气经井下气举阀进入到油管后，以气体段塞的形式举升油管内的液体段塞。
气举采油的优点是：①在不停产的情况下，通过气举举升，使油井维持较高的产量；②减少井下作业次数，降低生产成本；③能延长油井开采期限，增加油井产量；④操作管理方便、简单。
2 优化油田自喷井气举诱喷技术为了维持和恢复油田低压自喷井、间喷井的自喷生产，优先选取了气举技术作为主导工艺，并针对油藏的开发现状，围绕气举采油进行了技术调整与优化。
①针对油藏物性和井内多相流的运动规律，观察油井的产出液的含水情况，尤其针对刚出现含水现象的自喷井，优先考虑采取气举排液措施；②关注潜山自喷井日常生产过程中的参数变化，对油压明显下降、气液比降低、出口温度降低、结蜡加重等现象重点关注，及时开展气举诱喷，恢复油井产能；③适时利用原井气举管柱进行气举，将常规的停喷后气举改为停喷前气举，从而达到提高气举诱喷成功几率、延长油井自喷期的目的；④收集自喷井地层压力变化情况，综合分析油井生产状态，摸索气举诱喷方式和时机，对井底流压高于10MPa，产液量高于10m3/d的井考虑使用连续气举；⑤根据生产井油压、套压、地层温度、井底流压、气液比、含水率、油层中深等相关参数，使用举升工艺仿真优化系统软件模拟计算单井最佳注气量。
作者： 田华
作者机构： 胜利油田胜利采油厂二矿采油二十四队 山东东营257041
出版物刊名： 化工管理
页码： 124-124页
年卷期： 2013年 第18期
主题词： 气举采油;优化;方案;关键;因素;效率
摘要：气举采油技术是非常重要的采油举升方式,已经得到了广泛的研究与应用.气举采油的方式可以促进生产压差的扩大,而且综合开采的费用少,维护管理也相对的简单.在常规的气举采油设计中,往往不能够和生产进行较好的匹配.因此需要开展气举采油技术的优化方案研究,找出影响到气举采油效率的关键参数,从关键的参数入手,更好的做好气举采油技术的优化方案,通过研究对于提高气举采油技术的采油效率具有重要的意义.。
气举反循环工艺在地热井中的研究和应用摘要：随着地热资源被广泛利用，地热井各种钻井技术新方法不断应用，如何提高地热井施工效率、降低地热井施工成本是地热井项目钻探施工的关键。
气举反循环钻进工艺被广泛应用于地热井钻探施工中，然而在基岩浅井和中深井地热项目施工中，使用常规气举反循环钻进工艺存在钻具重量大、结构复杂、双壁密封不严等问题，对钻机提升能力要求较高，中小型钻机难以满足，加大了施工成本。
在使用地热井发电时，地热井的施工技术是保障地热井项目质量的关键。
气举反循环技术主要的原理是利用的地热深井内外的压力差进行深井的钻进工作，有效地降低了地热深井施工的施工成本，保障了钻孔内的干净清洁，钻进的质量较高，所以气举反循环技术受到了人们的广泛欢迎。
关键词：气举反循环技术；地热井施工；应用气举反循环钻进工艺由于反循环液流上返速度高，所以携带岩屑能力强，具有钻进效率高、钻头寿命长、成井质量好，在复杂地层中钻进安全可靠，在漏失地层可不堵漏直接钻进，节省辅助时间和减轻劳动强度等优点。
地热是一种清洁、蕴藏量丰富的绿色能源，地热能的开发利用能够有效地替代经济发展对传统石化能源的需求，减少二氧化碳及硫化物的排放量，提高生态环境保护水平。
地热井是实现地热开发的主要途径，地热赋存于裂隙发育、涌水或漏水地层中，正循环钻进工艺携渣能力差，易造成钻头重复破碎，降低钻进效率，同时易造成含水层通道堵塞，影响涌水量，增加洗井难度，在地热井特别是生产层钻进存在诸多弊端。
因此，在地热井钻进施工中气举反循环钻井工艺应用越来越广泛。
一、气举反循环钻井工艺的工作原理与传统正循环钻井的工作方式不同，气举式循环钻井是将压缩气体经由气水龙头，经过双壁主动钻杆和双壁钻杆的内外管之间的环形缝隙，然后用气 - 水混合器向内管内喷射，使气体在管内产生大量细小的气泡，这些气泡与钻杆内管内的流体在一起，从而在钻杆外产生大量的气体。
这样，在钻杆内管中的气体和液体的混合气体与外面的更大比例的冲洗液体间存在着一定的压差。
地热气举洗井方案地热气举是一种利用地下热能将水提升至地面的方法，广泛应用于洗井、取水、供热等领域。
本文将介绍一种利用地热气举技术进行洗井的方案。
一、方案概述本方案是基于地热气举技术设计的一种洗井方案，通过运用地下热能将水提升至地面，以实现高效的洗井作业。
该方案包括以下几个方面的内容：设备选择、系统布局、工作流程、关键技术等。
二、设备选择在地热气举洗井方案中，首先需要选择合适的设备，包括地热气举机、水泵、热交换器等。
其中，地热气举机可以通过地下矿井、地热能井等途径获取地热能，将其转化为动力，驱动水泵工作。
水泵负责将地下水提升至地面。
热交换器则用于将地下热能传递给水，提高水的温度。
三、系统布局地热气举洗井方案的系统布局需要考虑洗井井口的位置、设备的布置等因素。
一般而言，洗井井口应位于井口靠近地面的位置，方便地下热能的获取和水的提升。
设备的布置应尽量简洁、合理，确保系统的正常运行。
四、工作流程地热气举洗井方案的工作流程一般包括以下几个步骤：1.启动地热气举机：首先需要启动地热气举机，将地下热能转化为动力。
启动时需要注意设备的安全、稳定性。
2.开启水泵：地热气举机工作后，水泵开始工作，将地下水通过泵送至地面。
在此过程中，需要确保水泵的正常运行，防止因水泵故障导致工作中断。
3.热交换：水在被提升至地面之前，需要经过热交换器与地下热能进行热交换，提高水的温度。
热交换器应保持良好的热传导性能，确保热能能够充分传递给水。
4.水的存储和利用：经过热交换后的水可以进行存储，并在需要时用于洗井作业或其他用途。
水的存储需要注意保温和污染防治等问题，确保水的质量和可用性。
五、关键技术地热气举洗井方案的关键技术包括地热能的获取和转化、水泵的选型和运行、热交换器的设计和制造等。
其中，地热能的获取和转化是整个系统的基础，需要选择合适的地下热能源，并确保地热气举机的安全和稳定性。
水泵的选型和运行直接影响到水的提升效果，应选择合适的水泵类型，并加强对水泵的维护和管理。
智能柱塞气举工艺技术研究与应用发布时间：2023-05-06T07:34:34.163Z 来源：《科技新时代》2023年4期作者：杨皓森[导读] 智能柱塞气举工艺上主要包括地面工艺系统、地下工艺系统、辅助仪器设备、远程控制操作系统等四部分。
该技术是一种支撑含水气井稳产的主体技术，具有低成本高效率等特点。
该技术在A气田现场应用结果表明，累计增产气量超过2500×104m3，为该气田稳产提供了技术支撑。
(中石油长庆油田公司第一采气厂陕西省榆林市 718500)摘要：智能柱塞气举工艺上主要包括地面工艺系统、地下工艺系统、辅助仪器设备、远程控制操作系统等四部分。
该技术是一种支撑含水气井稳产的主体技术，具有低成本高效率等特点。
该技术在A气田现场应用结果表明，累计增产气量超过2500×104m3，为该气田稳产提供了技术支撑。
关键词：举升气井智能稳产柱塞80至90年代对天然气资源的开采利用逐渐兴起，然后天然气资源的开发迎来了高峰期，随着开发的深入，如何实现含水气井稳产是采气工程技术人员面临的新问题。
智能柱塞气举技术的应用，为含水气井长期稳产提供了技术保障。
定义智能柱塞气举技术是利用井本身气压，采用关井期间储存在柱塞下方的天然气能量，通过开井时在柱塞上下产生的压差，把柱塞和井内液体举升到地面。
在举升过程中把柱塞作为液柱和举升气体之间的固体界面，起密封作用，以防止气体的窜流和减少液体的滑落，增加举升效率。
1、智能柱塞气举工艺组成智能柱塞气举工艺主要包括地面工艺系统、地下工艺系统、辅助仪器设备、远程控制操作系统等四部分。
1.1地面工艺系统该系统主要由控制器、单双出口防喷管总成、到达传感器、Kimray气动阀、气体过滤调节器总成等组成。
控制器的主要功能包括开关井时间控制、延迟或续流时间控制、强制关井、柱塞行程计算、总开井时间、井循环次数计数、传感器的开关控制、电池状态显示、远程数据传输与控制等。
常用的PCS控制器具有以下特点：以小时/分/秒的方式设定程序；以压力循环方式进行工作；以压差方式控制作业；以远程数据传输控制；如果柱塞没有到达，自动延迟关井；可进行短循环控制，液晶显示，耗电量低；用户可以自己编程，数据导出及选择使用合适控制器类型。
连续气举排液采气技术的应用策略分析摘要：目前，我国使用的气举方法分为间歇气举、活塞气举与连续气举法。
气举是通过气举阀，从地面将高压气体注入井中，使其与油层产生流体，并形成混合液，利用气体膨胀使井筒中混合液密度降低，从而将井内资源抬升到地面的采集方式，被广泛应用于气井工作，本文通过对连续气举进行分析，总结技术优势，对技术未来应用提出实施方案，以望借鉴。
关键词：连续气举；排液采气；采气技术前言：连续气举被广泛应用于我国排液采气工作，气举排液采气技术改造流程简单，运行成本低，管理难度小，有助于提高低压弱喷产水气井的携液能力与气井采集效率，但连续气举的具体以应用，对现场工艺设施与井内现状有较高要求，仅适用于部分产业气井排液采气工作。
因此，研究此项课题，具有十分重要的意义。
一、连续气举排液采气技术的优势与技术原理（一）连续气举排液采气技术原理连续气举指将产层高压气或地面增压气连续注入气举管内为产层的井液充气，令井内液体与输入气体相混，由于气体密度较低，管柱内液柱与气体形成的混合液密度降低，举升能力被提高，待液面降低至套管鞋以下，保持连续注气将地层中液体不断排出。
在低产低压井中，由于能量衰竭，带液能力逐渐下降，不足以能够将井内液体带出。
在连续气举过程中，垂直管流指天然气从井底流向井口垂直不断上升的过程，由于井内压力温度不断下降，垂直管流过程中流体的流动形态也会不断变化，从而影响气举举升效果；实际采气工作中，同一气井可能出现多种流态，一般情况下，气井内的流态被称为雾流。
（二）连续气举排液采气技术优势由于间歇气举将井内积液排出后，停止注入工作后，井内积液也会随停注逐渐恢复，液面上升气量下降，井内积液无法排出，生产工作无法正常进行，而连续气举法会持续对井内注入气体，地层内产生的积液会随气体注入被及时带出，使井内液面无法恢复，解决了因井内积液现象无法正常生产的困难；但连续气举在注入高压气时，井内地层会产生一定回压现象，影响井内气流与液体流向，当液面降低套管鞋以下时，应及时调控连续气举时注入气量与压力。
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 LyngholmMorten Opsal挪威国家石油公司挪威斯塔万格Adam VasperThomas 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IanRaw ；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 LiftTheory and Practice, Including a Review of PetroleumEngineering 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./oiat/ieo/world.html （2006年11月24日浏览）。
3.Pike B ：“Importance of Mature Assets Developmentfor Future Energy Supplies ”，发表在哈特能源会议上的主题演讲，“Brownfields ：OptimizingMature Assets ”，丹佛，2006年10月31日-11月1日。
4.Abraham K ：“High Prices ，Instability Keep ActivityHigh ”，World Oil ，227卷，第9期（2006年9月）， （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。
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100万口产油井[4]。
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5000psi （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。
>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。
46油田新技术考虑因素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。
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。
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。
9.Faustinelli J ，Bermudez G ，Cuauro A ：“A Solutionto Instability Problems in Continuous Gas Lift WellsOffshore 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。
10.Tokar T ，Schmidt Z 和Tuckness C ：“New Gas LiftValve Design Stabilizes Injection Rates ：CaseStudies ”，SPE 36597，发表在SPE 技术年会暨展览会上，丹佛，1996年10月6-9日。
>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（P up ）、阀下游的油管压力（P down ）、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）。
472006/2007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。
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[9]。
