中国石油气举技术研究中心
一、企业概况
1、简介 (4)
2、发展历程 (5)
3、研究力量及研究成果 (6)
4、服务业绩 (7)
5、企业文化 (9)
二、气举工艺技术系列
1、连续气举采油技术 (10)
2、气举系统优化技术 (11)
3、本井气气举采油技术 (12)
4、邻井气气举采油技术 (13)
5、本井气柱塞气举采油技术 (14)
6、外加气源柱塞气举采油技术 (15)
7、气举排水采气技术 (16)
8、压裂快速返排工艺 (17)
9、套管气助流举升技术 (18)
10、钢丝作业技术 (19)
三、气举主要产品
一）气举井下工具系列
1、KPX系列固定工作筒 (20)
2、KPX系列投捞式偏心工作筒 (21)
3、气举阀 (22)
4、气举阀捞出工具 (23)
5、气举阀投入工具 (24)
6、气举阀投捞造斜器 (25)
7、Y221系列封隔器 (26)
8、Y453—113永久式封隔器 (27)
9、Y453—113永久式封隔器坐封工具 (28)
二）钢丝作业工具
1、钢丝割刀 (29)
2、钢丝作业打捞工具 (30)
3、钢丝作业滑套 (31)
4、钢丝作业用滚球扶正器 (32)
5、钢丝作业震击器 (33)
6、活动肘节 (34)
7、井下油嘴 (35)
8、内钩 (35)
9、平衡式单流阀 (37)
10、软释放工具 (38)
11、绳帽 (39)
12、仪表悬挂器 (40)
13、移位工具 (41)
14、油管堵塞器 (42)
15、油管规 (43)
16、找绳器 (44)
17、坐放短节 (45)
三）试验及检测设备
气举阀调试台 (46)
简介：吐哈气举技术中心前身是吐哈油田钻采工艺研究院机械采油室的一个项目组，从1991年吐哈油田会战开始从事气举人工举升技术研究与服务工作，全体技术研究与服务人员通过十多年的技术积累，精心培育的气举特色技术已形成连续气举完井、气举排液、气举工具配套等多项技术系列。如今气举技术服务领域发展到国内外5个区块服务市场，开展5项气举技术服务，价值工作量由1998年的70多万元，增加到2006年的收入4500万元，人均产值达到150万元，8年来累计完成产值近1.9亿元，并取得多项集团公司、自
治区级成果和国家专利。
发展历程：
1991年吐哈钻采工艺研究院气举项目组成立,开始气举采油技术的
引进、消化
1993年吐哈气举采油试验区建成，11口井开始试验
1994年承担集团公司气举采油工具国产化研究项目，同年开始现场试验
1995年国产气举工具全部替代进口工具在吐哈油田应用
1999年在青海南翼山进行气井排水采气技术成功
2001年气举采油技术在哈萨克斯坦扎那若尔油田成功应用
2002年吐哈高气油比油井综合防气技术应用取得显著效果，高压差堵水技术研究与应用取得突破；
2003年具有独立知识产权技术的压裂气举快速排液技术研究取得突破,当年取得技术收入突破千万元;
2004年8月国产防硫化氢气举工作筒、滑套等气举系列工具应用成功；完成三口高压注气井完井施工，股份公司“温米油田注气提高采收率”项目进入试验应用阶段；技术服务收入突破5千万元；
2005年集团公司“低成本气举采油技术研究与应用”科研项目通过验收；平湖海上平台气举技术取得成功;
2006年气举采油技术中心列为集团公司技术研究中心之一；气举采油系统优化技术取得重大突破。
雄厚的技术研究力量：
长期的技术研究和服务过程中，吐哈油田培养造就了一批优秀的专业技术人才。目前从事气举采油技术研究和服务的技术人员共有27名，其中高级技术人员8名，中级技术人员11名，拥有国内知名的气举采油专家，具有较强的技术研究和产品研发能力。
丰硕的研究成果：
十余年来共获得集团公司、自治区级成果5项、指挥部级成果13项，形成了11项专利产品。
5项集团公司、自治区级成果
11
项国家专利
服务业绩：
之一：吐哈油田连续气举采油
承担和编制《鄯善油田气举采油工程实施方案》、《丘陵油
田气举采油工程实施方案》.分别在鄯善油田、丘陵油田
建成压缩机站两座，安装压缩机组9台，配气站13座，累
计气举完井326井次。鄯善单井平均增产油量21.46t/d，
油田累计增产油量34.42万吨。丘陵单井平均增产油量
11.6t/d。气举区采油速度达4%，实现了低渗透油田高速、
高效开发。
之二：扎那若尔油田连续气举采油
承担和编制了《扎那若尔油田气举采油工程实施方案》，
为扎那若尔油田提供气举采油工具和技术服务。扎那若尔
油田自2001年10月起进行气举采油，气举规模迅速扩大，
已建成压缩机站3座，安装压缩机组8台，建成气举规模
238口，年产油220万吨。单井平均产油量由15.57t/d
上升到36.77t/d，增产量幅度达到136%，已成为油田主
要增产措施，保证了油田的高效、快速开发。
之三：钢丝作业技术
从1993到2006年12月，累计打捞气举阀、配水器1800井次，6260阀次，在气举井和注水井投捞作业中应用140井次、700阀次，成功率平均达到97.5%，在分层注气井中，配气阀投捞5井次，更换配气阀10支；安装气井井下油嘴11井次，投捞成功率100%。事故处理55井次，打捞成功率95%。作为成熟产品已出口哈萨克斯坦。
之四：邻井气气举采油
扎那若尔油田气举规模迅速扩大，地面工程建设相对滞后，为实现油田快速开发的要求，开发了邻井气气举采油技术。2002年应用16井次，2003年应用25井次，投产成功率100%，平均增产率达到98%，累计节约气举地面投资1700万元。
之五：气举快速返排技术
1）负压射孔气举排液技术自1994年投入现场应用以来，年应用120井次，累计应用1200井次，施工成功率达到98%，平均排液时间5小时，已成为吐哈油田的常备技术手段；
2）常规酸化气举排液一趟管柱自1998年投入现场应用，已累计在油田应用560井次，施工成功率达到95%
以上，平均残酸返排率达到78%，返排时间7~10
小时，有效防止了残酸对地层造成的二次污染；
3）压裂、深井酸压气举排液一趟管柱技术于2003
年开发成功，已累计在吐哈油田、塔河油田、塔
里木油田、克拉玛依油田成功应用120井次，管
柱成功率100%。吐哈油田平均返排率由15.2%上
升到52.64%，最高返排率超过100%，3000m油井
平均返排时间为7小时。吐哈油田日增油较未采
用该技术的同类油井相比增加5t/d，压裂效果大幅提高。
之六:中海油东海公司连续气举采油技术服务
2004年以来，钻采院以配套特色技术体系为先导，主动与东海、渤海等油田业主开展技术交流，积极寻求科研支撑与技术合作良机，2005年9月底一举中标东海油田分公司平湖油田气举采油优化及现场技术服务项目，打开了指挥部实施“市场提升”战略以来向海上业务发展和市场开发的新起点。
A10井为中海油东海公司平湖油田气举开发井，该井去年2月气举诱喷投产，自喷产量为150m3左右。由于含水上升和气举系统工作不正常，最高产量仅200m3，气举后未能达到提高油井产量的目的，因此甲方决定进行气举优化治理。钻采院气举技术人员经过故障诊断分析，认为原井设计与油井实际工作不符，因此确定了提高注气压力、降低井口油压、投捞更换气举阀等工艺措施，并结合平台实际生产模式进行工艺参数优化设计，制订出切实可行的现场操作方案。A10井经钻采院提供气举优化设计与现场作业技术指导，投产后日产量由200m3提高到600m3。
企业文化建设
吐哈气举技术人员坚持“在超值服务中实现服务增值”的和“双赢才是赢”的服务理念，每年完成
科研项目二十多项，技术服务的产值从不到一千万元上升到今
天的近一亿元，各项工作取得了突飞猛进的发展。
“吐哈气举”是依靠特色技术打造技术品牌的典型代表，是吐哈钻采院发展缩影。一、实施“本土化”战略
经过多年的艰苦创业，我们的气举选井技术、气举优化设计技术、气举阀调试检测技术、管柱优化及工具防硫化氢技术、气举生产管理技术等先进适用的技术已在各个油田开花结果——“因地制宜”形成的配套气举采油技术在油田开发中转化为“对症下药”的市场优势，切实提高了服务质量和服务时效。二、树立“双赢”思想
树立“双赢”思想，以精湛的特色技术、超值服务理念、过硬的技术素质，赋予“吐哈气举”技术品牌新的内涵。我们一直把“干甲方所想，想甲方未想。”作为工作的核心，通过多种途径了解甲方的需求，不断推出符合甲方需求的新技术，树立“吐哈气举”品牌。三、发扬团队精神
“吐哈气举”的每一步进展都倾注和凝聚了全体技术人员的心血，是集体智慧、力量的结晶。
二、气举工艺技术系列连续气举采油技术
气举阀调试培
训
气举排液技术培
训
技术说明
连续气举采油是把一定量的天然气通过油套环空经气举阀连续不断地注入油管，在油管内与井液充分混合形成混合流体，从而降低井液密度，达到举升采油的目的。吐哈油田连续气举采油配套形成了方案编制技术、气举单井设计、气举井工况诊断、气举优化配气技术、生产管柱设计及配套井下工具，保证了气举采油技术的顺利实施。
技术特点1.适用产量范围广，在地面可实现产量调节；2.运动部件少，寿命长，能实现三年不动管柱；3.气举阀可通过钢丝作业进行更换，检修方便；4.完井管柱可实现测试、压井和不压井作业；
5.适应环境能力强，不受砂、气、井斜以及恶劣的地表环境等因素的影响；
6.
操作简单，生产容易实现集中化和自动化管理，运行成本低。
完井配套工具性能指标1.完井管柱寿命：≥3年；
2.配套生产管柱：2-3/8″、2-7/8″、3-1/2″（可选）；
3.管柱承压（MPa）：<100MPa；
4.举升高度（m）：<4500；
5.
产量范围（m 3/d）：15~800。
现场应用
吐哈油田连续气举采油技术已为本油田提供了300多井次的完井技术服务，目前气举井维持在40口左右。气举采油较有杆泵采油平均可增加产量30%以上，气举区块的平均采油速度保持在4%，气举采油井每年累积增产原油近8万吨，截止2002年6月累计生产原油334.5万吨。气举工具经现场应用平均寿命为3年，最长寿命为7年，已取得国家专利4项。2002年在扎那若尔油田已实施气举完井技术服务33口井,平均单井产油量由13.8t/d上升到42.1t/d，到2002年底气举采油增产原油17.8万吨。截止2004年底，已在扎那若尔油田建成135口井气举规模，气举区日产量4292t/d，年产达155万吨。
气举系统优化技术
连续气举采油是一种系统采油方式，针对不同类型的油田和油井进行细致的优化分析，是保证气举系统正常、高效生产的主要手段。吐哈油田采用GLOP 气举优化软件可完成连续气举优化设计、系统敏
工作筒（卸荷气举阀）
滑套
封隔器
坐放短节喇叭口工作筒（卸荷气举阀）工作筒（工作气举阀）连续气举采油完井管柱示意图
感性分析等重要的优化工艺计算分析功能，为连续气举采油工程方案编制、气举系统设计、气举单井完井设计等提供可靠的依据。1、气举单井优化设计
根据油井所需的基础资料（如表所示）可针对不同气举阀类型设计气举阀分布、压力和阀孔的设计。既可满足老井优化又可进行新井的气举投产设计(气举设计图如下)。2、敏感性分析
可根据油井油田实际对气举井含水、产液指数、地层压力、油管尺寸、井口油压、工作套压、注气深度等进行敏感性分析，对各敏感参数进行优化和针对油田气举长期采油提供前瞻性的预测研究。3、气量优化
模拟计算气举生产特性，确定油井气举生产最大产量点和最佳效率范围，可根据油田实际要求进行油井的合理调配注气量，优化工作制度。4、多相管流计算和优选
多相管流计算是进行气举设计、优化的核心问题，目前GLOP 软件可提供30多种国际先进通用的多相管流计算方法，可进行油管、环空等不同流道的多相流计算，并可针对实测数据进行多相流计算方法优选，从而提高设计、分析的针对性及计算精度。5、故障诊断
通过对油井地面工作油套压的计算，模拟油井井下工作状态，实现气举井快捷的故障分析，提高故障诊断效率及精度。
连续气举优化技术广泛应用于吐哈、扎那若尔油田，编制并实施了《鄯善气举采油工程方案》、《丘陵油田气举采油工程方案》以及《扎那若尔气举采油工程方案》，十年来共完成单井优化设计500余井次，设计符合率达到98%。连续气举优化技术有力的保证了气举采油技术的成功实施，并对气举系统的高效运行提供了坚实的基础。
本井气气举采油技术
技术说明
序号参数名称及符号序号参数名称及符号1油管尺寸9封隔器深L p 2设计产液量Q 10井口回压P wh 3设计含水F w 11井底静压P bh 4水密度ρw
12井底流压P wf 5气体相对密度Y g
13井底温度T bh 6油密度ρo 14注气压力P so 7压井液密度ρY 15启动压力P ko 8
油层中深L
16
地层气油比GLR
本井气气举采油技术是一种针对同一口油井同时具备独立的油、气两套层系的特殊气举开发方式。该技术不需要外加高压气源，利用油井本身的高压气层进行气举开采其它油层，油井高压层气体通过气举阀连续不断地向油管内注入一定量的天然气，在油管内与井液充分混合形成混合流体，从而降低井液密度，达到举升采油的目的。该技术既可合理控制高压气层的产气量，又可达到采油的目的。
适用范围
1、油气不同层，且油气层具有稳定隔层；
2、气层压力系数大于0.9MPa/100m；
3、气层产气量必须满足油井生产需气量；
4、油、气层隔层厚度大于5m；
5、气举生产可达到油井开发要求。
6、套管内径：大于或等于121.36mm。
技术特点
1、利用本井气层产出气，采油成本低；
2、采用气举阀控制气层产出气压力，防止气层与油层开发产生的层间干扰，实现油气合采；
3、单井自成系统，满足孤立油井采油要求；
4、完井管柱可实现测试、压井和不压井作业。
完井配套工具性能指标1、井管柱寿命：≥3年；
2、作筒通径：48.5、55.5、60、62mm；
3、
作筒抗内压强度：35、70、100MPa；
4、举阀抗外压强度：3
5、55MPa；5、工作筒抗拉载荷：470、650、1200kN；
6、封隔器工作压差：25、50MPa；
7、气举阀灵敏度：≤0.35MPa；
典型应用
本井气采油技术在W8-57井进行成功应用。该井属于吐哈油田温米油田温8块的一口开发井，油井井下两套层系，油层中深2430m，油藏地层压力23MPa，气层中深2400m，气层地层压力22MPa，设计采用3.2mm阀孔注气生产，注气深度2400m。油井进行本井气气举应用前，井口油压17MPa，只出气，不产油，油气层开发呈现明显的层间干扰，采用本井气气举生产后，油井产液23m 3/d，产气30000m 3/d，油井生产平稳。
邻井气气举采油技术
本井气气举采油完井管柱示意图
排液气举阀
Y342封隔器Y221封隔器
球座工作气举阀
高压气层
油层
技术说明
邻井气气举是连续气举采油技术的低成本应用技术，该技术利用连续气举采油原理，对于具备高压气井条件的区块，采用高压气井替代高压压缩机作为气举气源进行连续气举生产，从而大幅降低气举采油一次性投资。
适用范围
1、采油区块同时具备高压气井；
2、井井口压力满足油井气举压力需要；
3、井产气量可保证气举生产需气量要求；
4、井储量可满足油井长期开发要求。
技术特点
1、邻井气作为气举气源，取消地面增压系统，采油成本低。
完井配套工具性能指标
1、井管柱寿命：≥3年；
2、工作筒通径：48.5、55.5、60、62mm；
3、工作筒抗内压强度：35、70、100MPa；
4、气举阀抗外压强度：3
5、55MPa；
5、工作筒抗拉载荷：470、650、1200kN；
6、封隔器工作压差：25、50MPa；
7、气举阀灵敏度：≤0.35MPa；
典型应用
1、邻井气气举用于哈萨克斯坦让那若尔油田进行停喷井接替。让那若尔油田油藏埋深3500m，同区块凝析气井井口压力为11MPa，日产气为4~10×104m3/d，邻井气气举采油2002年应用16井次，2003年应用25井次，投产成功率100%，平均增产率达到98%，增产效果显著，累计节约气举地面投资1700万元。
2、邻井气气举用于青海南翼山气田连续气举排水采气工艺。青海南翼山气田地层压力高（32—35 Mpa），日产水量大（150—200m3/d），产水稳定，正常开井，气井无法正常生产，1999年对南5井进行气举排水采气技术，使用单井压缩机，压力10.5Mpa，排量50000m3/d，试验获得成功，目前已累计应用12口井，工艺成功率100%，最大气举排水量为250m3/d，气井恢复自喷后，最大产气量达到19×104m3/d，最大举升深度2400m，排水采气效果良好。
本井气柱塞气举采油技术
技术说明
本井气柱塞气举是利用油井自身伴生气能量，进行高气液比油井开发的一种特殊采油方式。通过环空储集气体，推动油管内的柱塞向地面运动。柱塞在被举升液体和高压气之间起分隔作用，以减小气相和液相的滑脱损失，从而提高油井的举升效率。柱
塞气举是气举采油系列技术之一，在低产、低压、
高含水及高气油比油井、气井排水采气领域应用，
具有滑脱损失小，举升效率高、举升深度大的特
点，在国外得到较大规模应用。
适用范围
1、适应产量小于30m3/d；
2、举升高度小于4500m；
3、最小要求气液比条件54m3/m3/300m；
4、满足孤立油井采油；
5、适应少量出水气井排水采气。
技术特点
1、利用油井本身产出气，无需外部能源，采
油成本低；
2、举升效率高；
3、低产、低压、高气液比油井采油，延长油
井自喷期，提高油井产量；
4、有效防止油井结蜡。
完井配套工具
1、完井管柱寿命：≥3年；
2、地面配套工具：出油三通、柱塞捕捉期、上缓冲器、防喷管；
3、井下配套工具：柱塞、油管卡定器、下缓冲器、单流阀；
4、控制工具：时间控制器、减压阀、定压阀、气动薄膜阀、气动管配件。
典型应用
本井气柱塞采油技术在吐哈油田w2-1、wx3-511井进行应用。wx3-511井是温米油田一口开发井，油井油藏中深2350m，生产气液比高达1200m3/m3，地层压力仅10.3MPa，自喷生产，转柱塞气举前，油井出现井底积水现象，产液量为8.8m3/d，含水20%，清蜡周期1天。设计柱塞气举举升高度2250m，采用地面时间周期控制方式进行控制，转柱塞生产后，实际柱塞日循环次数19次，油井日产液11.97m3/d，含水9%，无需清蜡作业，实现了低压、低产油井的高效生产。
外加气源柱塞气举采油技术
技术说明
柱塞气举技术是间歇气举采油技术的一种，井下柱塞作为气液界面，通过高压气体间歇性地推动油管内柱塞及柱塞上部井液到达地面，进行油、气井生产的一种机械采油方式。柱塞在被举升液体和高压气之间起分隔作用，以减小气相和液相的滑脱损失，从而提高间歇气举及低产、低压井气举的举升效率。柱塞气举装置主要由柱塞、卡定器、缓冲器以及井口控制装置等组成。按照气源不同，可分为外加气源柱塞气举及本井气柱塞气举两种。
适用范围
1、高气油比的油井，提高油井的产量或延长自喷；
2、低产井（地层压力低、产液指数高或两者都低的井），可以降低气、液两相间的滑脱损失，提高油井的举升效率；
3、气井排液；
4、油管结蜡比较严重的油井进行机械清蜡作业；
5、开采乳化程度高的油井。
技术特点
1、井下运动件少、事故少；
2、不起油管就可对柱塞进行检修，检修费用低；
3、生产运行费用较低，投入远远低于其他人工举升方式；
4、大多数设备不受举升液体中腐蚀性物质和高温的影响，设备的使用寿命长；
5、柱塞的机械擦拭动作阻碍了蜡的形成，防蜡效果非常明显，可以节约清蜡费用；
6、柱塞的存在减少了液体的滑脱损失，提高了举升效率；
7、占地少，无污染，适于居民区和海上油田的开采。
配套工具１、地面设备：
１）时间控制器；２）气动薄膜阀；３）柱塞传感器；４）柱塞捕捉器。２、井下工具；
１）柱塞；２）卡定器；３）缓冲器；4）气举阀；5）工作筒；6）封隔器。
技术说明
气举排水采气技术就是利用气举采油卸荷原理排除气井井底的积水，从而降低气井井底的流压，达
柱塞气举井口装置
排液阀卡定器注气阀封隔器单流阀
柱塞油管
套管柱塞气举完井管柱
到恢复气井正常生产或提高气井产气量的目的。
适用范围
1.产水量：不大于400m3/d；
2.出砂、结垢井和斜井；
3.含H2S的出水气井或卤水井；
4.气液比变化大或地表环境恶劣的气井。
技术特点
7.可充分利用地层能量，实现恢复生产后的自喷生产，有利于节约开采成本；
8.可多次重复启动；
9.易测取液面和压力资料；
10.采用半闭式气举可避免注气压力对井底造成回压；
11.装置设计、安装较简单，易于管理，经济投入较低。
井下配套工具参数及性能指标
1.完井管柱寿命：≥3年；
2.工作筒通径：48.5、55.5、60、62mm（可选）；
3.工作筒抗内压强度：35、70、100MPa（可选）；
4.气举阀抗外压强度：35、55MPa（可选）；
5.工作筒抗拉载荷：470、650、1200kN（可选）；
现场应用
该项技术在青海油田南翼山气田应用4口井，投产成功率100%。气举排液前，由于井筒积水严重，导致气井停产，气举排液后，4口井均恢复了生产，平均单井日产气量5.7×104m3/d。
压裂快速返排工艺
技术说明
“压裂快速返排工艺”是指在压裂管柱上配套高压气举工
3-1/2UP TBG
一级排液阀
二级排液阀
三级排液阀
封隔器
3-1/2UP TBG
一级排液阀
二级排液阀
具，压裂施工结束后不起出压裂管柱，直接采用气举方式实现压裂液快速返排的一项技术，是压裂工艺和气举技术的结合，主要应用于地层压力维持水平较低的中低渗透油藏压裂后压裂液的返排。该技术能显著提高压裂液返排率、缩短排液时间，对强化压裂效果，提高油井有效利用率具有十分重要的意义。
适用范围
1、适用于合层压裂管柱的快速返排；
2、适用于分层压裂管柱的快速返排；
3、排液深度：决定于套管强度允许的最大排液深度；
4、适用套管内径：大于或等于121.36mm。
技术特点
1、压裂后不动管柱即可实施快速返排，简化作业工序，缩短压裂液在地层的滞留时间,避免伤害地层；
2、压裂液返排速度快，全井返排时间为4—8小时；
3、返排液量大，可一次性返排至井底；
4、配套设备少，工艺简单可靠。
井下工具参数及性能指标
1、工作筒最大外径（mm）：115、119、134、136、145、148（可选）；
2、工作筒通径（mm）：55.5、62、60、68
、76（可选）；
3、工作筒抗内压强度（MPa）：35、90（可选）；
4、气举阀抗外压强度（MPa）：3
5、55（可选）；5、工作筒抗拉载荷（KN）：670、940、1200（可选）；
6、封隔器工作压差（MPa）：25、50（可选）；
7、联接螺纹：3-1/2UP TBG、2-7/8UP TBG（可选）。
现场应用效果
从2003年2月以来，“压裂快速返排工艺”已在吐哈油田应用12井次，压裂施工最高油压为62MPa，最高套压为43MPa，技术应用成功率100%。有2口油井压裂后经气举快速返排自喷；最高返排率达到92%；平均返排率为46%；最大排液深度为2700m；平均返排时间约为7小时；单井平均日增液达到19m 3。而2002年全油田平均返排率仅为14%，单井平均日增液为12.8m 3，应用效果十分显著。2003年5月，“压裂快速返排工艺”在塔河油田TK715井用于酸压后诱喷，施工最高压力达到94MPa，诱喷后该井油压12MPa，套压20MPa，日产油量在4mm 油嘴控制下达到170t。
套管气助流举升技术
技术说明
工作筒
气举阀
该项技术目前主要是针对高气油比的有杆泵举升井，配套防气工具使用。流体在进泵前，大部分气体通过气锚等防气工具被分离出来进入环空，然后在油管的适当位子安装注气阀，气体聚集在环空中必然导致套压升高，当套压高于油压时，注气阀开启环空气体注入油管，可以降低注气点以上液柱梯度，从而达到降低泵排出压力和机、杆负荷,提高泵效的目的。另外，针对部分存在套喷现象的抽油井，将注气点安装在结蜡点以下还可以防止套管结蜡，能有效延长油井的热洗周期，提高生产时效，从而达到增产目的。
适用范围
1、适应产量小于10m 3/d；
2、适应油井产液量大于3000m 3/d；
3、助流举升高度800~1000m。
技术特点
1、可以降低泵排出压力，有利于抽油泵内气体的及时排出、提高泵的容积效率达10%左右；
2、减小液柱载荷、降低冲程损失1/3-2/3；
3、防止油井生产时套喷及套管结蜡；
4、延长杆、泵寿命，减小泵的漏失；
5、在一定条件下可进一步加深泵挂,降低井底流压达到增产的目的，预计产量可提高20%-30%；
6、无任何风险性，若出现注不进气或注气阀堵塞现象，油井仍然可以正常生产。
完井配套工具
1、注气阀：外径25.4mm，承压能力35MPa，恒流量注气特性；
2、注气阀工作筒：62、73mm内径，承压能力35MPa。
典型应用
套管气助流举升技术在吐哈油田w8-21井进行应用。W8-21井是温米油田一口开发井，油井油藏中深2450m，生产气液比高达8600m 3/m 3，采用有杆泵采油生产，功图显示气锁工况，日产液仅1.8m 3/d。采用套管气助流举升工艺，设计注气阀深度900m，配套阀孔尺寸4.0mm，地面启动套压5~6MPa，工作套压2~2.5Mpa，采用套管气助流举升技术试验，油井日产液10.5m 3/d，泵效由10.4%上升至32%，悬点载荷下降17KN，取得较好的开发效果。
钢丝作业技术
技术说明
注气阀
偏心气锚抽油泵
4、温米油田部分采气井经常冻堵，应用钢丝作业成功安装井下油嘴8井次，进一步扩展了此项技术
的应用范围，现在钢丝作业已发展成为油田井下作业的主要方式之一。
5、1998年7月，葡北部分井实施混相驱采油工艺，注入井井下工具全部进口，井下工具中钢丝滑套
需要通过钢丝作业进行打开和关闭。第一口井葡北5-2井打开滑套作业失败，随后葡北5-3、葡北5-3遇到同样情况，吐哈钻采院技术人员全面分析了各方面情况，大胆改进进口工具，并上井指导钢丝作业，除了以上三口井外，剩下五口井都如期成功投注。
三、气举主要产品
一）气举井下工具系列
KPX系列固定工作筒
工具说明
KPX系列固定式工作筒侧面安装固定式气举阀，与油管连接，下到设计位置，可以进行气举采油、气举排液、排水采气、气举诱喷和气举解堵等注采工艺。新研制的高压工作筒可用于压裂管柱中，实现了压裂和气举排液一趟管柱，压裂后即可以实施快速返排，避免伤害地层。
适用范围
1、可以进行气举采油、气举排液、排水采气、气举诱喷和气举解堵等工艺措施；
2、对于目前国内外的油井，有不同的外径系列选用；
3、部分工作筒能耐H2S腐蚀，同时能承受高压，能适应各种类型的油气水井；
4、对于柱塞气举、本井气柱塞气举，固定式工作筒有更大的优越性。
特点
1、固定式工作筒结构简单，但加工工艺要求高，试验检测要求高；
2、固定式工作筒专门用来安装气举阀；
3、用途广泛，适应性广，已形成两大类六种规格的固定式工作筒；
4、单井工艺设计需要复杂计算，但现场作业要求不高。
工具参数及性能指标
规格型号KPX-115KPX-119B KPX-134KPX-136B KPX-145KPX-148总长(mm)860840690690670720 (mm)115119134136145148 mm）55.56260687676
(mm)686260687676
(mm)42.555.255.263.56965
(mm)57.572727887.582
MPa）903590909090 946767949494 3-1/2UPTBG2-7/8UPTBG2-7/8UPTBG3-1/2UPTBG3-1/2UPTBG3-1/2UPTBG (mm)≥121.36≥144≥144≥144≥157.1≥157.1
不含硫不含硫H2S≤6%，
CO2≤1%
H2S≤6%，
CO2≤1%
H2S≤6%，
CO2≤1%
H2S≤6%，
CO2≤1%
双偏心单边焊多件连接
整体加工无
焊接整体加工无
焊接
多件连接
小井眼压裂排
液中低压排液，
柱塞气举等
压裂排液压裂排液压裂排液压裂排液
气举采油原理 一、气举采油基本原理 当地层能量不能将液体举升到地面或满足不了产量要求时，人为地把高压气体（天然气、N2、CO2）注入井内，依靠气体降低举升管中的流压梯度（气液混合物密度），并利用其能量举升液体的人工举升方法。 气举采油是基于“U”型管原理，通过地面向油套环空（反举）或油管（正举）注入高压气体，使之与地层流体混合，降低液柱密度和对井底的回压（井底流压），从而提高油井产量。 气举分为连续气举和间歇气举。连续气举是将高压气体连续地注入井内，排出井筒中液体。适应于供液能力较好、产量较高的油井。间歇气举是向井筒周期性地注入气体，推动停注期间在井筒内聚集的油层流体段塞升至地面，从而排出井中液体。主要用于油层供给能力差，产量低的油井。 气举采油产的井口和井下设备比较简单，管理比较方便，液量变化范围大，对于深井、油气比较高，出砂严重的井、斜井等较泵举方式更具优势。但气举采油方式要求有充足的高压气源，气举井的井底回压较高，而且注入气的温度较低，会引起井筒结蜡。 二、气举启动 气举采油的工作情况可以用环形进气的单层管方式加以说明。 停产时环空液面下降到油管鞋气体进入油管油井停产时，油管与套管的液面处于同一高度，当开始注气时，环形空间内的液面被挤压向下，环空中的液体进入油管，油管内液面上升。在此过程中，注气压力不断升高，当环形空间内的液面下降到油管鞋时，注气压力达到最大，称为启动压力。当压缩气体从油管鞋进入油管时，使油管内的油气混合，密度降低，液面不断上升，直至喷出地面。环形空间继续进气，混合气液的密度越来越低，油管鞋处的压力急剧下降，此时井底压力和注气压力也急剧下降。当井底压力低于地层压力
一、气举采油的概念 气举采油就是依靠地面注入井内的高压气体与油层产出流体在井筒中混合,利用气体的膨胀使井筒中的混合液密度降低,将流入到井内的原油举升到地面的一种采油方式。 二、气举采油的方式 气举采油主要分为连续气举、间歇气举、腔式气举与柱塞气举四类。 (1)连续气举方式 连续气举就是连续不断往井下注气,使油井持续稳定生产。连续气举适应产能较高的油井,产量可以适应16m3/d~11924m3/d。连续气举生产管柱可以分为开式管柱、半开式管柱与闭式管柱,如图1所示。对于开式管柱而言,可以环空注气,油管采油。也可以就是油管注气,环空采油。 图1 气举管柱的类型 (2)间歇气举方式 间歇气举就是间断地把气体注入油井中,通过气举阀进入油管,把气举阀上面的液柱段举升到地面。间歇气举可以就是半开式或闭式,一般采用闭式作为间歇气举。间歇气举由于具有单流阀可以达到很低的井底流压,一般适应于低压低产井,产量从0、16m3/d ~80 m3/d。 (3)腔式气举方式 腔式气举就是一种特殊的间歇气举,主要应用于低产能井。腔式气举的生产管柱下面有一个集液腔包,以便有足够的液柱,如图2所示。它的排液与举升与间歇气举相似。不同的就是当气举工作阀打开时,气体把腔包的液体往下推,由于下面有单流阀,迫使液体进入油管,气体把这段液柱举升到地面。这时地面控制阀(连续气举不存在)关闭,工作阀也关闭。环空(腔包)通过泄压孔与油管压力平衡,防止气
锁,这样腔包压力下降,单流阀打开,地层液体进入腔包。该过程不断循环进行腔式间歇气举。 图2 腔式气举生产管柱图3 柱塞气举生产管柱 (4)柱塞气举方式 柱塞气举就就是在举升的气体与液柱之间增加一个固体柱塞,防止液柱滑脱,以提高举升的效率。此外,柱塞气举还能起到油管清蜡的作用。柱塞气举把气体注入环空中,通过气举阀注入在柱塞下面,把柱塞上面的液柱举到地面。当柱塞到达地面时,与防喷器顶针相撞时,柱塞中间的阀门打开,柱塞上下压力平衡,由于重力作用,柱塞落到油管下面。当柱塞落到下面与单流阀上面的弹簧相撞,柱塞中间的阀门关闭,把柱塞上面的液体隔住,重复这个过程,不断把液柱举到地面。柱塞气举生产管柱如图3所示。这种气举方式不适用于井斜角较大与出砂的井。 三、气举阀 (1)气举阀使用的必要性 气举过程(环空注气,油管采油)中,当启动压缩机向环空中注入高压气体时,环空液面将被挤压下降,如不考虑液体被挤入地层,环空中液体将全部进入油管,油管内液面上升。随着压缩机压力的不断提高,环空内的液面最终将达到油管鞋处,井口注入压力达到的最高值称为启动压力。气举时压缩机压力随时间的变化曲线如图4所示。
不同采油方法的基本原理及各自优缺点 摘要：采油工程中的采油方法有多种，从客观的地下能量来看，可分为自喷采油和人工举升两种。自喷采油就是原油从井底举升到井口，从井口流到集油站，全部都是依靠油层自身的能量来完成的，而由于地层的地质特点，有的油井不能自喷，人工举升就成为解决这个问题的主要途径。目前，利用人工举升将原油从井底举升到地面的方法可分为气举法和抽油法两大类，而每一种方式都有其优势的一面，和其劣势，在采油的过程中都扮演着不同的角色。 关键词：自喷采油人工举升气举抽油有杆泵采油无杆泵采油 一、自喷采油 自喷采油就是原油从井底举升到集油站，全部都是依靠油层自身的能量来完成的。自喷采油的能量来源是：第一、井底油流所具有的压力；第二、随同原油一起进入井底的溶解气所具有的弹性膨胀能量。油井自喷生产，一般要经过四种流动过程： （1）原油从油层流到井底； （2）从井底沿着井筒上升到井口； （3）原油到井口之后通过油嘴； （4）沿着地面管线流到分离器、计量站。 不论哪种流动过程，都是一个损耗地层能量的过程，四种流动过程压力损耗的情况因油藏而异，大致如下： 1.油层渗流 当油井井底压力高于油藏饱和压力时，流体为单相流动。当井底压力低于饱和压力时，流体在油井井底附近形成多相流动。井底流动压力可通过更换地面油嘴而改变，油嘴放大，井底压力下降，生产压差加大，油井产量增加。多数情况下，油层渗流压力损耗约占油层至井口分离器总压力损耗的10％～40％左右。 2.井筒流动 自喷井井筒油管中的流动，一般都是油、气两相或油、气、水混合物，必须克服三相混合物在油管中流动的重力和摩擦力，才能把原油举升到井口，并继续沿地面管线流动。井筒的压力损耗最大，约占总压力损耗的40％～60％左右。 3.油嘴节流
第二章自喷与气举采油 通过油井从油层中开采原油的方法按油层能量是否充足，可分为自喷和机械采油两大类。当油层能量充足时，完全依靠油层本身能量将原油举升到地面的方法称为自喷（natural flowing）；当油层能量不足时，人为地利用机械设备给井内液体补充能量的方法将原油举升到地面，称为机械采油方法也称人工举升（artifical lift）方法。 人工举升方法按其人工补充能量的方式分为气举和深井泵抽油（泵举）两大类。气举采油是人为地将高压气体从地面注入到油井中，依靠气体的能量将井中原油举升到地面的一类人工举升方法。气举采油与自喷采油具有基本相同的流动规律，即气液两相上升流动。本章重点阐述自喷井的协调原理和节点分析方法，以及气举采油原理和设计方法。 第一节自喷井节点系统分析 节点系统分析（nodal systems analysis）方法简称节点分析。最初用于分析和优化电路和供水管网系统，1954年Gilbert提出把该方法用于油气井生产系统，后来Brown等人对此进行了系统的研究。20世纪80年代以来，随着计算机技术的发展，该方法在油气井生产系统设计及生产动态预测中得到了广泛应用。 节点分析的对象是油藏至地面分离器的整个油气井生产系统，其基本思想是在某部位设置节点，将油气井系统隔离为相对独立的子系统，以压力和流量的变化关系为主要线索，把由节点隔离的各流动过程的数学模型有序地联系起来，以确定系统的流量。 节点分析的实质是计算机程序化的单井动态模型。借助于它可以帮助人们理解油气井生产系统中各个可控制参数与环境因素对整个生产系统产量的影响和变化关系，从而寻求优化油气井生产系统特性的途径。 本节以自喷井为例，讲述节点分析的基本概念、方法及其应用。 一、基本概念和分析步骤 1．油井生产系统 油井生产系统是指从油层到地面油气分离器这一整个水力学系统。由于各油田的地层特性、完井方式、举升工艺及地面集输工艺的差异较大，使得油井生产系统因井而异，互不相同。图2-1给出了一个较完整的自喷井生产系统及各流动过程的压力损失。对系统各组成部分的压力损失是节点分析的一个核心内容。 2．节点 在油井生产系统中，节点（node）是一个位置的概念。对于图2-1所示的自喷井系统，至少可以确定图示中的8个节点，对其它举升方式还会有不同的节点位置。节点可分为普通节点和函数节点两类。 1) 普通节点 一般指两段不同流动过程的衔接点，如图2-1所示的井口3，井底6以及系统的起、止点（地层边界8、分离器1）均属普通节点。在这类节点处不产生与流量有关的压降。 2)函数节点 具有限流作用的装置也可作为节点，如图2-1所示，地面油嘴2、井下安全阀4、井下油嘴5和完井段7。由于这类装置在局部会产生一定压降，其压降的大小为流量的函数?，故称为函数节点(function node)。函数节点所产生的压降可用适当的公式计算。p= )q(f 3）解节点 应用节点分析方法时，通常要选定一个节点，将整个系统划分为流入节点和流出节点两个部分进行求解。所选用的这个使问题获得解决的节点称为求解节点（solution node），简称解节点或求解点。
气举采油方法概述 学号：0803030103 姓名：徐贵萍 摘要；为了我们以后在学习采油工程的时候，对他有进一步的认识，特别是我们现在所学的气举采油方法的介绍。虽然上次已经做过类似的作业，但是经过了一个月的学习，我相信了解的知识会更全面一些，再加上我这次的工作也做了许多。最后得出，即使是气举采油，也有许多的不同！ 关键词；气举采油；举升方法；气举阀；柱塞气举；腔室气举 前言；气举采油法时人工举升方法里面最常用的一类举升方法，随着油田的不断开发，地层能量逐渐消耗，油井最终会停止自喷。由于地层的地质特点，有的油井一开始就不能自喷，而这些井只能用气举法和抽油法。对于气举法，我国主要研究的是柱塞气举法，柱塞气举是通过在油管柱内上下循环运动的柱塞把地层产液举出地面的人工举升方法。 一气举采油的特点 气举采油是人工举升法的一种，它是通过向油套环空（或油管）注入高压气体，用以降低井筒液体的密度，在井底流动压力的作用下，将液体排出井口。同时，注入气在井筒上升过程中，体积逐渐增大，气体的膨胀功对液体也产生携带作用。因此，气举采油是油井停喷后用人工方法使其恢复自喷的一种机械采油方式，亦可作为油井自喷生产的能量补充。 气举采油具有以下特点： （1）举升度高，举升深度可达3600m 以上。 （2）产液量适应范围广，可适应不同产液量的油井。 （3）适用于斜井、定向井。 （4）特别适用于高气油比井。 （5）适应于液体中有腐蚀介质的井和出砂井。 （6）操作管理简单，改变工作制度灵活。 （7）一次性投资高，主要是建压缩机站费用，但由于气举井的维护费用少，其综合生产成本相对其他机械采油方式较低。 （8）必须有充足的气源，主要是天然气，注氮气成本高。 （9）适用于一个油田或一个区块集中生产，不适宜分散开采。 （10）安全性较其他采油方式差。 气举采油虽然具有上述特点，但由于我国油田缺乏充足的气源，加上建设费用高，因此，没有得到大面积推广，目前仅在中原、吐哈、塔里木等高气池比、油藏深的油田上使用。 二气举采油原理 气举法是指地层尚有一定能量，能够把油气驱动到井底，但地层供给的能量不足以把原油从井底举升到地面上时，需要人为地把气体注入井底，将原油举升出地面的人工举升采油方式。它的举升原理和自喷井相似，是通过向油套环空注入高压气体，并通过油管上的多组气举阀在不同压力、不同井段时让一部分气体迸入油管，用以降低井筒中液体的密度，在井底流动压力的作用下，将液体排出井口。同时，注入的高压气体在井筒上升的过程中，体积逐渐增大，气体的膨胀功对液体也产生携带作用。气举适用于油井供液能力较强、地层渗透率高的油井。海上采油、深井、斜井、含砂井、含气井和含有腐蚀性成分而不宜用其他人工举升采油方式开采的油井，都可采用气举采油。 三气举采油必备条件
氮气气举采油技术应用探讨 摘要：当今社会，经济发展水平已经处于较高水平，以此为基础，各国综合国力不断提升，与此同时，科技成为各国实力角逐的关键所在，逐渐成为国际热点话题，渗透到多种发展领域。石油开采作为一个国家的领导行业，是社会发展的经济命脉。氮气气举凭借其自身先进的技术支撑，在石油开采的过程中发挥着不可取代的作用，日益成为解决石油开采问题的关键所在。 关键词：氮气气举采油技术应用探讨 众所周知，石油开采过程并不简单，且石油深埋于地表下，想要成功开采并非易事，若开采方式不当，就会浪费石油资源，在自然资源逐渐趋于紧张的当今时代，这显然是不利的。石油开采深度的不确定性，石油出油速度比较慢，使得开采过程需要考虑的外界影响因素有很多，而氮气气举使能够有效将气体压入气筒，促进石油出油率，是提高石油开采效率的技术保障，鉴此，提升氮气气举技术成为当前亟待解决的问题。 一、氮气气举采油技术概述 1.氮气气举采油技术的工作原理 通常情况下，因为石油的重量而导致石油较难喷出井面，而氮气气举就是将氮气与石油相混合，进而减轻石油重量，在压力的作用下，使石油较为容易地喷出井筒。制氮设备的工作原理主要有两部分构成：整机工作原理和膜分离制氮工作原理。其一，整机工作原理中的制氮装置是由两大系统组成，即：制氮系统和注氮系统。制氮系统是运用空气压缩机，对空气率先进行处理，分离出氮气，随后，在氮气发生系统的作用下，产生石油开采所需要的氮气。而注氮系统就是对氮气进行增压，在泡沫发生器的作用下，使氮气的纯度可随时调节，保证石油的输出效率。其二，膜分离制氮工作原理，此过程采用极薄的中空膜，将空气中的氮气直接分离，该种分离氮气的方式可以达到氮气纯化的程度，并可用于车载，在石油开采现场投入使用，将氮气保持在95%左右，是最为标准的，借此方式，可以有效是保证石油开采的质量。 2.氮气气举采油技术的类型 氮气气举的类型大致可以分为以下几种形式：连续气举、间歇气举、腔式气举、柱塞气举。所谓连续气举，就是指不间断的向油井内注入氮气，该种方式能够促进油井内部连续不断的生产石油，通过连续的氮气输入，使得是有液体与但其不断混合，降低是由原本的密度，达到源源不断出油的目的。向油管注入氮气，环空出油只能适用于产油量较高的油田，该种连续出油的管可以是开式，也可以是闭式或半闭式。间歇气举，顾名思义，就是有间歇地向油井输送氮气，通过其他阀门进入到油管，该种间歇气举一般会采用闭式气举，因为间歇气举的应用对象就是产量较小、流量较低的油井。由于间歇性作业，导致油井阀门时开时关，
第二节气举采油原理及油井举升系统设计方法 一、教学目的 了解气举采油的基本原理、熟悉气举阀的工作原理以及气举的启动过程，掌握气举设计中注气量和注气点的确定方法。二、教学重点、难点 教学重点： 1、气举采油基本原理及气举的启动过程； 2、气举设计方法 教学难点： 1、气举启动过程； 2、气举设计中注气点和注气量的确定； 3、作图法确定气举阀的分布。 三、教法说明 课堂讲授并辅助以多媒体课件展示相关的图形和动画。 四、教学内容 本节主要介绍五个方面的问题： 1.气举采油原理. 2.气举启动. 3.气举阀. 4.气举设计. 5.气举井试井. (一)气举采油原理
当地层供给的能量不足以把原油从井底举升到地面时，油井就停止自喷。为了使油井继续出油，人为地把气体（天然气或空气）压入井底，使原油喷出地面，这种采油方法称为气举采油法。 1、发展阶段： Brown将气举的发展归纳为下列各个阶段： （1）1864年以前：在实验室进行一或两项实际应用可能性试验。 （2）1864-1900年：用压缩空气举升井内流体，压缩空气注入环空或油管。 （3）1900-1920年：海湾沿岸出现“租用”热。例如美国的斯宾德脱普油田当时曾采用空气气举采油。 （4）1920-1929年：利用天然气进行垂直气举。例如美国俄克拉荷马州的塞米诺尔油田。 （5）1929-1945年：游动凡尔出现很大进展，生产率和配产效率的提高促进了游动凡尔的发展。 （6）1946-1967年：压力操纵凡尔的发展使其实际取代了所有其它类型的气举凡尔。 2、气举采油的优点和局限性 ①优点 a、气举井井下设备的一次性投资低，维修工作量小。 b、能延长油田开采期限，增加油井产量。 c、大多数气举装置不受开采流体中腐蚀性物质和高温的影响。 d、井下无摩擦件，均适宜于含砂、含蜡和高含水的井。
第二章自喷与气举采油 一、名词解释： 1、自喷：油层能量充足时，利用油层本身的能量就能将油举升到地面的方式称为自喷。 2、嘴流：对自喷井，原油流到井口后还有通过油嘴的流动。 3、采油方法：将流到井底的原油采到地面上所采用的方法，其中包括自喷采油法和人工举升两大类。 4、自喷采油法：利用油层自身的能量使油喷到地面的方法。 5、分层开采：在多油层条件下，为充分发挥各油层的生产能力，调整层间矛盾，而对各小层分别控制开采。可分为单管分采与多管分采两种井下管柱结构。 6、节点系统分析：简称节点分析。是指通过生产系统中各影响因素对节点处流入流出动态的敏感性分析，进行综合评价，实现目标产量并优化生产系统。 7、普通节点：节点本身不产生于流量相关的压力损失。 8、函数节点：压力不连续的节点称为函数节点，流体通过该节点时，会产生与流量相关的压力损失。 9、临界流动：流体的流速达到压力波在流体介质中的传播速度即声波速度时的流动状态。 10、气举采油：依靠从地面注入井内的高压气体，使井筒内气液混合物密度降低，而将原油举升到地面的方法。 11、气举阀打开压力：对于套压控制阀，指在实际工作条件下，打开阀所需的注气压力； 12、试验架打开压力：确定了气举阀的打开压力和关闭压力，就须在室内调试装置上把气举阀调节在某一打开压力，此压力相当于井下该气举阀所需的打开压力。 13、气举阀关闭压力：使气举阀关闭的就地（气举阀深度处）油压或套压。 14、转移压力：允许从较低的气举阀注气的压力，以实现从上一级阀转移到当前阀。 15、过阀压差：气体经过阀孔节流会产生压力损失，阀上、下游压差称为过阀压差。 16、老化处理：将阀置于老化器中，密闭加压，模拟井下承压加至2.987MPa，保持15min。 17、恒温处理：氮气压力受温度的影响很敏感，故调试过程中，需恒温以提高调试精度。 一、叙述题 1、人工举升或机械采油的方法是什么？ 答案要点：当油层能量低不能自喷生产时，则需要利用一定的机械设备给井底的油流补充能量，从而将油采到地面。 2、采油树的主要作用是什么？ 答案要点：井内全部油管柱重量；密封油、套管之间的环形空间；控制和调节油井的生产；录取油、套压力资料，测试，清蜡等日常管理；保证各项作业施工的顺利进行。 3、自喷井管理的基本内容是什么 答案要点：○1管好生产压差；○2取全取准资料；○3保证油井正常生产。 4、续气举设计所需基本参数有哪些？ 答案要点：地层参数（包括地层压力、油藏温度、油井流入动态）；井筒及生产条件（包括井深、油套管尺寸、地面管线尺寸、井口压力、分离器压力、注气设备能力、含水、生产气油比）；PVT性质（包括油气水的高压物性参数） 5、注水开发过程中合理的工作制度是什么？ 答案要点：○1保证较高的采油速度；○2保证注采平衡；○3保证注采指数稳定；○4证无水采油期长；○5应能充分利用地层能量，又不破坏地层结构；○6流饱压差合理 6、自喷井分层开采的原因是什么？ 答案要点：多油层只用一个油嘴难以控制各小层，难使各小层均合理生产。因此在多油
气举采油 当油层能量不足以维持油井自喷时，为使油井继续出油，人为地将天然气压入井底，使原油喷出地面，这种采油方法称为气举采油法。 一、气举采油原理 1、气举采油原理 气举采油原理：依靠从地面注入井内的高压气体与油层产出流体在井筒中的混合，利用气体的膨胀使井筒中的混合液密度降低，从而将井筒内流体举出。 2、气举方式 （1）气举按注气方式可分为连续气举和间歇气举。 连续气举就是从油套环空（或油管）将高压气体连续地注入井内，排出井筒中的液体。连续气举适用于供液能力较好、产量较高的油井。 间歇气举就是向油套环空内周期性地注入气体，气体迅速进入油管内形成气塞，推动停注期间在井筒内聚集的油层流体段塞升至地面，从而排出井中液体的一种举升方式。间歇气举主要用于井底流压低，采液指数小，产量低的油井。 （2）气举方式根据压缩气体进入的通道分为环形空间进气系统和中心进气方式系统环形空间进气是指压缩气体从环形空间注入，原油从油管中举出；中心进气方式与环形空间进气方式相反 3、井下管柱 按下入井中的管子数量，气举可分为单管气举和多管气举。 （1）开式管柱。它只适用于连续气举和无法下入封隔器的油井。 （2）半闭式管柱。它既可用于连续气举，也可用于间歇气举。 （3）闭式管柱。闭式管柱只适用于间歇气举。 二、气举启动压力 1、气举启动过程
开动压风机向油、套管环形空间注入压缩气体，环形空间内液面被挤压向下，油管内液面上升，在此过程中压风机的压力不断升高。 当环形空间内的液面下降到管鞋时，如图2—39（b）所示，压风机达到最大的压力，此压力称为气举井的启动压力 随压缩气进入油管，使油管内原油混气，因而使油管内混合物的密度急剧减小，液面不断升高直至喷出地面，如图2—39（c）所示。油管鞋压力急剧降低，此时，井底压力及压风机压力亦迅速下降。当井底压力低于油层压力时，液体则从油层流入井底。由于油层出油使油管内混气液体的密度稍有增加，因而使压风机的压力又有所上升，直到油层的油和环形空间的气体以不变的比例进入油管后压力趋于稳定，此时压风机的压力称为工作压力。
气举采油原理及装置 一气举采油的特点及工作方式 （一）气举采油的特点 气举采油是人工举升法的一种，它是通过向油套环空（或油管）注入高压气体，用以降低井筒液体的密度，在井底流动压力的作用下，将液体排出井口。同时，注入气在井筒上升过程中，体积逐渐增大，气体的膨胀功对液体也产生携带作用。因此，气举采油是油井停喷后用人工方法使其恢复自喷的一种机械采油方式，亦可作为油井自喷生产的能量补充。 气举采油具有以下特点： （1）举升度高，举升深度可达3600m 以上。 （2）产液量适应范围广，可适应不同产液量的油井。 （3）适用于斜井、定向井。 （4）特别适用于高气油比井。 （5）适应于液体中有腐蚀介质的井和出砂井。 （6）操作管理简单，改变工作制度灵活。 （7）一次性投资高，主要是建压缩机站费用，但由于气举井的维护费用少，其综合生产成本相对其他机械采油方式较低。 （8）必须有充足的气源，主要是天然气，注氮气成本高。 （9）适用于一个油田或一个区块集中生产，不适宜分散开采。
（10）安全性较其他采油方式差。 气举采油虽然具有上述特点，但由于我国油田缺乏充足的气源，加上建设费用高，因此，没有得到大面积推广，目前仅在中原、吐哈、塔里木等高气池比、油藏深 的油田上使用。 （二）气举采油方式 气举采油主要有连续气举和间歇气举两种方式，其中间歇气举又包括常规式 间 歇气举、柱塞气举、腔室气举等。 1．连续气举 连续气举是气举采油最常用的方式，连续气举的举升原理和自喷井相似，它是通过油套环空（或油管）将高压气注入到井筒，并通过油管上的气举阀进入油管（或油套环空），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。连续气举适用于油井供液能力强、地层渗 透率较高的油井。 2．间歇气举 间歇气举是通过在地面周期性地向井筒内注入高压气体，注入气通过大孔径气举阀迅速进入油管，在油管内形成气塞将液体推到地面。间歇气举主要应用于井底压力低、产液指数低，或产液指数高、井底压力低的井，对于这类油井，采
一、气举采油的概念 气举采油是依靠地面注入井内的高压气体与油层产出流体在井筒中混合，利用气体的膨胀使井筒中的混合液密度降低，将流入到井内的原油举升到地面的一种采油方式。 二、气举采油的方式 气举采油主要分为连续气举、间歇气举、腔式气举和柱塞气举四类。 （1）连续气举方式 连续气举是连续不断往井下注气，使油井持续稳定生产。连续气举适应产能较高的油井，产量可以适应16m3/d~11924m3/d。连续气举生产管柱可以分为开式管柱、半开式管柱和闭式管柱，如图1所示。对于开式管柱而言，可以环空注气，油管采油。也可以是油管注气，环空采油。 图1 气举管柱的类型 （2）间歇气举方式 间歇气举是间断地把气体注入油井中，通过气举阀进入油管，把气举阀上面的液柱段举升到地面。间歇气举可以是半开式或闭式，一般采用闭式作为间歇气举。间歇气举由于具有单流阀可以达到很低的井底流压，一般适应于低压低产井，产量从0.16m3/d ~80 m3/d。 （3）腔式气举方式 腔式气举是一种特殊的间歇气举，主要应用于低产能井。腔式气举的生产管柱下面有一个集液腔包，以便有足够的液柱，如图2所示。它的排液和举升与间歇气举相似。不同的是当气举工作阀打开时，气体把腔包的液体往下推，由于下
面有单流阀，迫使液体进入油管，气体把这段液柱举升到地面。这时地面控制阀（连续气举不存在）关闭，工作阀也关闭。环空（腔包）通过泄压孔与油管压力平衡，防止气锁，这样腔包压力下降，单流阀打开，地层液体进入腔包。该过程不断循环进行腔式间歇气举。 图2腔式气举生产管柱图3柱塞气举生产管柱 （4）柱塞气举方式 柱塞气举就是在举升的气体和液柱之间增加一个固体柱塞，防止液柱滑脱，以提高举升的效率。此外，柱塞气举还能起到油管清蜡的作用。柱塞气举把气体注入环空中，通过气举阀注入在柱塞下面，把柱塞上面的液柱举到地面。当柱塞到达地面时，与防喷器顶针相撞时，柱塞中间的阀门打开，柱塞上下压力平衡，由于重力作用，柱塞落到油管下面。当柱塞落到下面与单流阀上面的弹簧相撞，柱塞中间的阀门关闭，把柱塞上面的液体隔住，重复这个过程，不断把液柱举到地面。柱塞气举生产管柱如图3所示。这种气举方式不适用于井斜角较大和出砂的井。 三、气举阀 （1）气举阀使用的必要性 气举过程（环空注气，油管采油）中，当启动压缩机向环空中注入高压气体时，环空液面将被挤压下降，如不考虑液体被挤入地层，环空中液体将全部进入油管，油管内液面上升。随着压缩机压力的不断提高，环空内的液面最终将达到油管鞋处，井口注入压力达到的最高值称为启动压力。气举时压缩机压力随时间
气举采油相关知识 1.概念 气举采油就是当油井停喷以后，为了使油井能够继续出油，利用高压压缩机，人为地把天然气压入井下，使原油喷出地面，这种方法叫做气举采油。 2.原理 气举采油是基于U形管的原理，从油管与套管的环形空间，通过装在油管上的气举阀，将天然气连续不断地注入油管内，使油管内的液体与注入的高压天然气混合，降低液柱的密度，减少液柱对井底的回压，从而使油层与井底之间形成足够的生产压差，油层内的原油不断地流入井底，并被举升到地面。 3.工艺 气举采油，一般在油管管柱上安装5~6个气举阀，从井下一定的深度开始，每隔一定距离安装一个气举阀，一直安装到接近井底。 4. 优点 气举采油的优点是：（1）在不停产的情况下，通过不断加深气举，
使油井维持较高的产量；（2）在采用31/2’’气举管柱情况下，可以把小直径的工具和仪器，通过气举管柱下入井内，进行油层补孔、生产测井和封堵底水等；（3）减少井下作业次数，降低生产成本。 5.缺点 气举采油的缺点是：（1）需要压缩机站及大量高压管线，地面设备系统复杂，投资大；（2）气体能量利用率低，使其应用受到限制。 6.条件 气举采油必备条件是：（1）必须有单独的气层作为气源，或可靠的天然气供气管网供气；（2）油田开发初期，要建设高压压缩机站和高压供气管线，一次性投资大。 7.方式 一．按进气的连续性，气举可分为连续性气举和间歇性气举两大类 （1）连续性气举 适用性：适用于采油指数高和因井深造成井底压力较高的 井。 （2）间歇性气举 适用性：既可用于低产井，也可用于采油指数高井底压力 低，或者采油指数与井底压力低的井。 二．按进气的通路气举可分为环形空间进气（正举）和中心管进气（反举）两种。 适用性：中心管进气时，被举升的液体在环形空间的流速较低，
采油工艺原理 名词解释： 1采油方法：指将流到井底的原油采到地面上所采用的方法。 2自喷采油：利用油层本身的能量使油喷到地面的方法称自喷采油法。 3气举采油：为了使停喷井继续出油，人为地把气体压入井底，使原油喷出地面，这种采油方法为气举采油。 4机械采油：需要进行人工补充能量才能将原油采出地面的方法称机械采油法。5油井流入动态：是指油井产量与井底流压的关系，它反映了油藏向该井供油的能力。 6 IPR曲线：油井流入动态的简称，它是 表示产量与流压关系的曲线，也称指示曲线。 7采油指数：它是一个反映油层性质、流体参数、完井条件及泄油面积等与产量之间的关系的综合指标。其数值等于单位压差下的油井产量。 8流动效率：理想情况的生产压降与实际情况的生产压降之比，反映了实际油井的完善性。 9产液指数：它是一个反映油层性质、流体参数、完井条件及泄油面积等与产液量之间的关系。 10产水指数：它是一个反映油层性质、流体参数、完井条件及泄油面积等与产水量之间的关系的综合指标，即反映油层向该井的供液能力。其数值等于单位生产压差下的产水量。 11井底流压:单相垂直管流的能量来自液体的压力 12流动型态:流动过程中，气液两相在管内的分布状态。 13滑脱现象：在气液两相垂直管流中，由于气、液的密度差导致气体超越液体流动的现象。 14滑脱损失由于滑脱现象而产生的附加压力损失。 15气相存容比：计算管段中气相体积与管段容积之比。 16液相存容比：计算管段中液相体积与管段容积之比。 17临界流动：流体通过油嘴时流速达到压力波在该介质中的传授速度时的流动状态。 18临界压力比：流体通过油嘴时，随着嘴后与嘴前压力比的减小流量不断增大，当流量达到最大值时所对应的压力。19节点系统分析：通过节点把从油藏到地面分离器所构成的整个油井生产系统按其计算压力损失的公式或相关式分成段，从而实现对整个生产系统进行分析的方法。 20节点：由不同压力损失公式或相关式所定义的部分设置。 21求解点：使问题获得解决的节点。 22功能节点：压力连续（存在压差）的节点。 23生产压差：油层静压与井底流压之差，称之为生产压差。 24采油指数：油井年采油量与地质储量的比值，是衡量油井开采速度的重要指标。 25分层开采：在多油层的条件下，为了在开发好高渗层的同时,充分发挥中低渗层的生产能力,调整层间矛盾,通过对各小层分别进行控制生产。 26单管分采：在井内只下一套油管柱，用单管多级封隔器将各个油层分隔开采，在油管与各油层对应的部位装一配产器，并在配产器内装一油嘴对各层进行控制采油。 27多管分采：在井内下入多套管柱，用封隔器将各个油层分隔开来，通过每一套管柱和井口嘴单独实现一个油层（或一个层段）的控制采油。 28气举启动压力：气举时，当环空中液面下降至管鞋处时，地面压风机所达最大压力称之为气举启动压力。 29气举工作压力：气举时，当启动地面压风机的压力趋于稳定时，该压力称做气举工作压力。 30平衡点：气举井正常生产时油套环形空间的液面位置。在此位置油套管内压力相等。 31冲次抽油机每分钟完成上下冲程的次数。 32初变形期：抽油机从上冲程和开始到液柱载荷加载完毕这一过程。 33泵效：抽油井的实际产量与泵的理论产量之比。 34充满系数：抽油泵上冲程进泵液体体积与活塞让出的体积之比。 35余隙比：抽油泵的余隙容积与上冲程活塞让出容积比。 36气锁：在抽汲时，由于气体在泵内压缩和膨胀，吸入和排出凡尔无法打开，出现抽不出油的 37防冲距：在下死点时，固定凡尔到游动凡尔之间的距离。为防止游动凡尔与固定凡尔碰撞，人为地将抽油杆上提一段距离。 38动液面:抽油井正常生产时环空中的液面。 39静液面：关井后，环空中的液面开始恢复，当液面恢复到静止不动时，称之为静液面。 40沉没度：泵吸入口至动液面的深度。41下泵深度：泵吸入口距井口（补心处）的距离。 42折算液面：把在一定套间压下测得的液面折算成套压为零时的液面。 43等强度原则：指多级杆组合时所遵循的一个原则，即各级杆上部断面处的折算应力相等。 44折算应力：最大应力与应力幅值乘积的平方根，表示为√σmaxσs。 45抽油杆使用系数：在应用修正古德曼图选择抽油杆时，所考虑到流体腐蚀性等因素而附加的系数。 46应力范围比：抽油杆应力范围与许用应力范围的百分比。 47曲柄平衡：平衡重加在曲柄上的一种平衡方式。 48游梁平衡：在游梁尾部加平衡重的一种平衡方式。 49复合平衡：在游梁尾部和曲柄上都加有平衡的一种混合平衡方式。 50气动平衡：通过游梁带动的活塞压缩气包中的气体，把下冲程中做的功储存为气体的压缩能的一种平衡方式。 51机械平衡：在下部程中，以增加平衡重块的位能来储存能量，在上冲程中平衡重降低位能，来帮助电动机做功的平衡方式。 52油井负荷扭矩：悬点载荷在曲柄轴上所产生的扭矩。 53曲柄平衡扭矩：曲柄平衡块在曲柄轴 上造成的扭矩。 54扭矩因数油井负荷扭矩与悬点载荷之 比。 55净扭矩：负荷扭矩与曲柄平衡扭矩之 差。 56有效平衡值：抽油机结构不平衡及平 衡重在悬点产生的平衡力，它表示了被 平衡掉的悬点载荷值。 57等值扭矩：用一个不变化的固定扭矩 代替变化的实际扭矩，使电动机的发热 条件相同，则此固定扭矩即为实际变化 的扭矩的等值扭矩。其本质是实际扭矩 的均方根值。 58水力功率：是指在一定时间内将一定 量的液体提升一定距离所需要的功率。 59光杆功率：通过光杆，来提升液体和 克服井下损耗所需要的功率。 60小层注水指示曲线：在分层注水情况 下，小层注入压力与注水量之间的关系 曲线。 61注水井指示曲线：表示在稳定流动条 件下，注入压力与注水量之间的关系曲 线。 62吸水指数：是在单位压差下的注水 量。 63比吸水指数：地层吸水指数除以地层 有效厚度，又称每米吸水指数。 64视吸水指数单位井口压力下的日注水 量。 65相对吸水量：指在同一注入压力下某 小层吸水量占全井吸水量的百分数。 66吸水剖面：在一定注入压力下，沿井 筒各射开层段的吸水量。 67正注：从油管注入的一种注水方式。 68合注：从油管和油、套环形空间同时注 水的一种注水方式。 69配注误差：实际注水量对于设计注水 量的相对百分误差。 70层段合格率：合格层段数占注水层段 数的百分数。 71欠注：当实际注入量小于设计注入量即 配注误差为“正”时，称之为欠注。 72超注：当实际注入量大于设计注入量即 配注误差为“负”时，称之为超注。 73破裂压力：进行水力压裂时，当地层 开始破裂时的井底压力。 74力延伸压：进行水力压裂时，地层破 裂后，维持裂缝向前延伸时的井底压力。 75有效垂向应力：垂向应力与地层（流 体）压力之差。 76破裂压力梯度地层破裂压力除以地层 深度。 77前置液：水力压裂初期用于造缝和降 温的压裂液。 78携砂液：水力压裂形成裂缝后，用于 将砂携入裂缝的压裂液。 79顶替液：水力压裂施工过程中或结束 时，将井筒中的携砂液顶替到预定位置 的压裂液，可分中间顶替液和后期顶替 液。 80压裂液造壁性：添加有防滤失剂的压 裂液在裂缝壁面上形成滤饼，有效地降 低滤失速度的性质。 81滤失系数：表征压裂液滤失程度的 系数。 82初滤失量：指具有造壁性的压裂液， 在形成滤饼的滤失量称作初滤失量。 83静滤失：压裂液在静止条件下的滤失。 84动滤失：压裂液在流动条件下的滤失。 85综合滤失系数：表征压裂液在各种滤 失机理综合控制下液滤失程度的系数。 86裂缝导流能力：填砂裂缝的渗透率与 裂缝宽度的乘积。 87闭合压力：水力压裂停泵后作用在裂 缝壁面上使裂缝处于似闭未闭时的压 力。 88干扰沉降：指颗粒群在沉降过程中， 相互存在着干扰，在这种条件下的沉降 称之为干扰沉降。 89增产倍数：措施后与措施前的才有指 数之比，反映了增产程度。 90滤失百分数：单位体积混砂压裂液所 滤失的体积与滤失后剩余体积的百分 比。 91平衡流速：在垂直缝沉降条件下，颗 粒的沉降与悬浮处于平衡时，在砂堤上 面的混砂液流速称为平衡流速，她是液 体携带颗粒的最小流速。 92酸－岩化学反应速度：单位时间内 酸浓度的降低值，或单位时间内岩石单 位反应面积的溶蚀量。 93扩散边界层：酸岩复相反应时，在岩 面附近由生成物堆积形成的微薄液层。 94H＋的传质速度：氢离子透过边界 达到岩面的速度，称为氢离子的传质速 度。 95面容比：岩石反应表面积与酸液体积 之比。 96残酸：随着酸岩反应的进行，酸液浓度 逐渐降低，把这种基本上失去溶蚀能力 的酸液称为残酸。 97酸液的有效作用距离：酸液由活性 酸变为残酸之前所流经裂缝的距离。 98酸压有效裂缝长度：在依靠水力压裂 的作用所形成的动态裂缝中，只有在靠 近井壁的那一段裂缝长度内，由于裂缝 壁面的非均质性被溶蚀成为凹凸不平的 沟槽，当施工结束后，裂缝仍具有相当 导流能力。把此段裂缝的长度，称为裂 缝的有效长度。 99前置液酸压：在压裂酸化中，常用高 粘液体当作前置液，先把地层压开裂缝， 然后再注入酸液。这种方法称为前置液 酸压。 100多组分酸：一种或几种有机酸与盐酸 的混合物。 101缓蚀剂：指那些加到酸液中能大大减 少金属腐蚀的化学物质。 102稳定剂：为了减少氢氧化铁沉淀，避 免发生堵塞地层的现象，而加的某些化 学物质，叫做稳定剂。 103一种表面活性剂：在酸液加入活性 剂后，由于它们被岩石表面吸附，使岩 石具有油湿性。岩石表面被油膜覆盖后， 阻止了H＋向岩面传递，降低酸岩反应速 度。用于此目的的活性剂称为缓速剂。 104悬浮剂：在酸液中加入活性剂后，由 于活性剂可以被杂质颗粒表面所吸 附，从而使杂质保持分散状态而不易 聚集。用于此目的的活性剂被称为悬浮 剂。 105土酸：由10％－15％浓度的盐酸和 3％－8％浓度的氢氟酸与添加剂所组成 的混合酸液，称之为土酸。 106逆土酸：土酸中，当盐酸浓度小于氢 氟酸浓度时，称之为逆土酸。 107砾石充填：防砂方法之一。先将割缝 补管或绕丝筛管下入井内面对防砂层 （井底），然后将经过选择粒径的砾石用 高质量的液体送至补管或筛管外面，使 之形成一定厚度的砾石层。当根据地层 砂的粒度选择砾石粒径得当的话，在砾 石层外形成一个由粗粒到细粒的滤砂 器，这种防砂方法称之为砾石充填。 108G－S比：砾石与地层砂粒径之比，简 称G－S比。 109人工井壁：从地面将支护剂和末固化 的胶结剂按一定比例拌和均匀，用液体 携至井下挤入油层出砂部位，然后使胶 结剂固化将支护剂胶固，于是在套管外 形成具有一定强度和渗透性的“人工井 壁”，可起到阻止油层砂子流入井内而不 影响油井生产的一种防砂方法。 110人工胶结：人工胶结砂层的方法是从 地面向油层挤入液体胶结剂及增孔剂， 然后使胶结剂固化，将井壁附近的疏松 砂层胶固，以提高砂层的胶结强度，同 时又不会使渗透率有较大的降低。 111冲砂：向井内打入液体，利用高速液 流将砂堵冲散，并利用循环上返的液流 将冲散的砂子带到地面，这类清砂方法 称之为冲砂。 112正冲：冲砂液沿冲砂管（即油管）向 下流动，在流出管口时以较高的流速冲 散砂堵，被冲散的砂和冲砂液一起沿冲 砂管与套管的环形空间返至地面，这种 冲帮方法叫正冲砂。 113反冲：冲砂液由套管和冲砂管的环形 空间进入，被冲起的砂随同砂液从冲砂 管返到地面，这种冲砂方法叫反冲砂。 114正反联合冲砂：用正冲的方式将砂 堵冲开，并使砂子处于悬浮状态。然后， 迅速改为反冲洗，将冲散的砂子从冲管 内返出地面，这样的冲砂方法称为正反 冲砂。为了充分发挥正反冲砂的优点， 常用联合冲砂管柱进行冲砂，即实行正 反联合冲砂。 115油井结蜡现象：溶有一定量石蜡的 原油，在开采过程中，随着温度、压力 的降低和气体的析出，溶解的石蜡便以 结晶析出，随着温度的进一步降低，石 蜡不断孤出，其结晶便长大聚集和沉积 在管壁上，这种现象叫结蜡现象。 116初始结晶温度：当温度降到某一数 值时，原油中溶解的蜡便开始析出，把 这个蜡开始析出的温度称为初始结晶温 度。 117选择性堵水：所采用的堵剂只与水起 作用，而不与油起作用，从而只堵水而 不堵油的一种化学堵水方法。 118非选择性堵水：所采用的堵剂对水 层和油层均可造成堵塞，而无选择性的 一种化学堵水方法。 简述题： 1采油指数的物理意义是什么？影响 采油指数的因素有哪些？ （1）对于线性渗流，采油指数定义为单位 生产压差的日采油量；对于非线性渗流， 采油指数定义为油产量随流压下降的变化 率；（2）反映了油层性质、流体参数、泄 油面积及完井条件与产量之间的综合关 系；即反映了油层生产能力的大小。 2方程的基本假设有哪些？ （1）圆形封闭油藏，油井位于中心；（2） 均质地层，含水饱和度恒定；（3）忽略重 力影响：忽略岩石和水的压缩性；（5）油、 气组成及平衡不变；（6）油气两相的、压 力相同；（7）拟稳态下流动，在给定的某 一瞬间，各点和脱气原油流量相同。 3试分析当水层压力高于油层压力 时，油井含水率随井底流压的变化？ （1）当流压低于水层压力而大于油层压力 时，含水率为100％；（2）当流压低于油 层压力时，含水率低于100％；（3）当 流压低于油层压力时，随着流压的降低， 含水率下降。 4自喷井可能出现的流动形态自下而 上依次是什么？各流动形态有何特 点？ （1）纯油流：单相液流；（2）泡流：气相 分散，液相连续，滑脱严重；（3）段塞流： 气相分散，液相连续，气举油效率高；（4） 环流：气相与液相均连续；（5）雾流：气 相连续，液相分散，摩阻消耗为主。 5按深度增量迭代求压力分布的步骤 有哪些？ （1）已知任一点（井口或井底）压力P0 和温度T0作为起点，任选一个合适的压力 降ΔP（一般选0.5~1.0MPa）作为计算的 压力间隔。由此可计算出计算管段的平均 压力P；（2）估计一个与ΔP相对应的深 度增量Δh,根据起点温度和地温梯度计 算出计算管段的平均温度T；（3）计算在P、 T下，所需的全部流体性质参数；（4）计 算该管段的压力梯度dP/dh；（5）计算对 应于ΔP的该段管长（深度差）（Δh） i =ΔP/(dp/dh);（6）判别│（Δh）I -Δh│<ε，若满足条件，进行下一步计算； 若不满足条件，则以（Δh）i作为Δh的 估计值，重复（2）－（5）；（7）计算该段 下端对应的深度L i和压力P i L i =∑（Δh） I ; P i =P0 +iΔP (i=1,2,3,….n);（8）以 L i处的压力为起点,重复（2）－（7）步， 计算下一段的深度L i+1和压力P i+1，直到各 段的累加深度等于或大于管长时为止。 6为子保持自喷井稳定生产，为什么 要使油嘴后的回压小于油嘴前油压 的一半？ （1）研究表明，当压力比P2