1. 引言
平湖油气田平湖组气藏P3层为一弱边水凝析气藏，受边底水、凝析油影响，气井投产后面临出水量增大、井筒积液逐渐加重，严重影响气井稳定生产。因井筒积液加剧而导致停喷的气井，为保证气井能够稳定生产，需采用合适的排水采气工艺，可以有效起到稳产的作用。受平台空间限制，海上采油气工艺要求体积小、重量轻、免修期长、适应范围广等特点[1]。气举工艺具有井下设备简单，长期不用动管柱，适应产量范围广，操作灵活等特点，在海上油气井生产中具有较好的应用场景，也成为东海海上气井排液采气主要方式之一。
2. 气井生产及排液采气现状
2.1. 东海海上气井生产现状及生产阶段划分
东海某项目位于东海西湖凹陷，距离海岸约400 km，截至2023年10月，共有油/气井100余口，3座中心处理平台，日产气超1000万方。
根据生产特点(如图1所示)可以划分为稳产期、递减期、低产低效期及关停阶段。在递减期，随着含水上升，气井井筒积液日趋严重，产量波动大。递减出去受产水影响相对较小，随着压力降低，产水上升，影响逐渐加重。
在此过程中井筒中呈现4个阶段的流动状态(如图2所示)，无水采气、携液采气、积液和停喷阶段。为保持气井的有效携液生产，排水采气工艺需在携液采气阶段或者积液阶段介入，减少井筒积液影响。
Figure 1. Gas well full cycle production dynamic characteristics chart
图1. 气井全周期生产动态特征图版
Figure 2. Gas-liquid flow status in the wellbore during the whole cycle of a gas well
图2. 气井全周期井筒气液流动状态
2.2. 排液采气现状
在进行海上气井的排水采气工艺优选时，要充分考虑到海上气田的特殊性。除举升高度、排液量及液气比、凝析油量与含水率、地层温度等影响海陆气田排水采气工艺选择的共性外，海上气田对排水采气工艺的特殊要求还表现在以下几个方面：
1) 海上气井多采用定向井或水平井结构，使得部分对井身结构要求较高的工艺如螺杆泵等不能应用。
2) 井底安装有封隔器，油套管不连通，既不能通过油套压差等的变化来分析判断井筒积液的程度，又使得泡排剂的加注方式、电潜泵等深井泵排水采气工艺的开展受到影响。
3) 海洋平台的场地限制，使部分需要较大占地空间的工艺如水力活塞泵等不能使用。
4) 井间距很小，所要求井口工艺流程比较简单。
2.3. 排液采气现状
目前国内外排水采气工艺种类较多，常规工艺主要有优选管柱排水采气、泡沫排水采气、气举排水采气、机抽排水采气、电潜泵排水采气，非常规工艺主要有超声波排水采气、气体喷射泵排水采气等新工艺。陆地气田排水采气工艺发展成熟，海上气田相应工艺技术仅处于初始阶段，很多工艺在海上应用受限，其特殊性主要有以下几方面：
1) 开发条件限制。海上气井多为水平井或大斜度定向井，与常规直井相比，工艺实施难度增大，作业成功率较低。
2) 安全规范限制。当海上生产实施发生火灾或管线破裂等事故时，为了确保能够及时关井，油管均装有安全阀，油套环空均装有封隔器，导致油套环空不连通。
3) 平台空间限制。海上平台空间狭小，各井槽及采气树之间距离通常在2 m左右，不适宜连续油管频繁作业及大规模管线改造。
4) 作业费用高。海上气田开发的这些特殊性限制了部分排水采气工艺的应用，增加了海上气田排水采气工艺实施难度。
海上气田排水采气工艺适用性分析随着气藏进入开发中后期，气井出水现象日趋严重，气井出水将导致气井产能降低或积液停喷。优选管柱、泡排排采、涡流排液、连续油管及气举管柱等均为海上气井排液采气的有效方式之一。
2.4. 气举工艺现状
目前东海海上采用气举管柱的井共有60口。主要采用带气举阀管柱、打孔气举管柱，其中下入带气举阀的管柱中大部分为固定式气举阀。气举阀满足耐压35 MPa，波纹管内承压 ≥ 15 MPa，波纹管耐压差30 MPa，耐温达到160℃。
统计气举阀的生产应用情况，有25口井在生产过程中采用气举阀环空气举，口井采用打孔气举，主要用于修井及关井压力恢复后气举诱喷，及中后期气井排水采气。大部分井停止气举后产能不佳导致低产或关井。
3. 东海海上气井气举排液采气工艺
3.1. 气举管柱工艺
3.1.1. 油管打孔–气举工艺管柱[2]
Figure 3. Tubing drilling-gas lift process string
图3. 油管打孔–气举工艺管柱
油管打孔–气举技术(如图3所示)是利用钢丝作业下入油管打孔器，在设计位置在油管内壁由里向外进行打孔(包含机械冲孔、化学手段冲孔、电动打孔器打孔)，油套环空间建立起连通通道，进而通过环空注气，经由孔眼进入油管内部，实现气举排液。
油管打孔–气举可采用不动管柱条件下实现气举目的，但管柱上只能单点注气，气举打孔深度及孔径需依赖地面设备能力确定。
应用情况：平湖B2井见水后，积液逐渐加剧停喷。测试得知静液面深度为1926 m。根据平台气举压缩机最大压力13 MPa，气井井口放喷油压1.5 MPa，确定在封隔器位置以上深度为3187 m(垂深2875 m)打孔。2017年8月对B2井实施打孔气举作业。在3.2 × 104 m3/d注气量下，产气6.27 × 104 m3/ d，产液104 m3/d，打孔气举取得十分理想的效果。
3.1.2. 不动管柱跨隔式打孔气举工艺管柱[3]
不动管柱跨隔式打孔气举工艺是(如图4所示)在原井油管内下入管内封隔器，封隔器坐封后下人打孔工具，打孔工具在封隔器坐封位置遇阻后，以封隔器为基准点，上提1 m~2 m，在油管上打孔，建立环空气举通道。并在打孔位置下入封隔器、油管短节、气举工作筒(外置气举阀)及插入密封组成的气举工具串，实现打孔位置油套封隔，实现气举目的下有效防止油套连通造成安全隐患。
Figure 4. Fixed-string straddle-type perforated gas lift process string
图4. 不动管柱跨隔式打孔气举工艺管柱
3.1.3. 多级气举阀气举工艺管柱[4]
海上气井具有井深、水平位移长、井斜大及温压系数高等特点，为满足完井后快速投产和后期气举排液需求，设计了多级气举管柱(如图5所示)，即在常规油管柱上设计一级或多级气举工作筒，降低气举压力，降低气井投产过程诱喷难度大。根据其作业特点分为固定式和可投捞式，目前东海西湖多级气举阀管柱90%以上采用固定式气举阀。
应用情况：TWT-A1s井(如图6所示) 2010年出水后日产气降至3万方，由于气井携液能力不足停喷，措施后净增气4万方/天，恢复自喷生产。
Figure 5. Gas lift process string with multi-stage gas lift valve
图5. 多级气举阀气举工艺管柱
Figure 6. Production curves before and after TWT-A1s well measures
图6. TWT-A1s井措施前后生产曲线
3.1.4. 连续油管气举工艺管柱(如图7所示)
将连续油管通过井口防喷器下入生产管柱后，通过连续油管向井筒中注入高压气，注入气与井筒流体混合，使气液混合以降低管柱内液柱的密度，提高举升液体能力。当井底压力降至足以形成生产压差时，就造成类似于自喷排液的情况，使井底产出液体通过井筒排出地面。
Figure 7. Coiled tubing gas lift process string
图7. 连续油管气举工艺管柱
3.2. 气举排液工艺
3.2.1. 气举诱喷排液工艺
气举诱喷排液是在气井钻完井后，下入带有气举阀的生产管柱，由平台上相邻高压气井提供气源和注气压力，将环空液体挤入油管，随着环空液面的降低，注入气由气举阀进入油管，减小油管中流体的密度，从而降低井底压力，实现诱喷投产的目的；开发后期，气井产量小于气井管柱条件下的临界携液流量，并底开始积液，当深度超过最后一级阀时，可以利用管柱上的气举阀进行气举排液，从而保证后期排液采气的可实施性。与连续油管气举诱喷相比，诱喷排液一体化技术最大限度地利用了海上平台已有的生产条件，配套设备少、工艺简单、成本低。
3.2.2. 平台增压连续气举工艺(如图8所示)
Figure 8. Platform pressurization continuous gas lift process
图8. 平台增压连续气举工艺
基于开发生产的持续进行及生产降压需求，采用高压单井气作为气源，高压单井气液分离并经平台压缩机增压，实现单平台1至多口井实现气举。
3.2.3.邻井气气举工艺
邻井气举排液采气工艺(如图9所示)最大的特点，是后期运行成本低。相比压缩机气举，邻井气举可大幅度节约运行费用，具有很高的推广应用价值，为低压气井效益开发开辟了新的途径。
Figure 9. Offset well gas lift technology
图9. 邻井气气举工艺
4. 气举排液攻关方向
4.1. 平台多井循环气举工艺
随着气田开采时间的延长，井筒积液井逐年增多，需要气举的气井越来越多，频次越来越密，实施气举措施的时间也越来越长，间歇气举难以满足气井稳定携液生产需求。尤其是对于海上平台，将压缩机固定在采气平台上，建立所有气井连接好气举流程，根据气井的出水量、产量和积液趋势，判断气井气举时机，通过智能化开关阀门切换气举流程，调整气举气量，有利于气井精准实施气举技术，提高气举介入时效性。
4.2. 气体射流泵负压气举工艺
气体射流泵负压气举工艺(如图10所示)是采用多级气举工艺与气体射流泵喷射泵(如图11所示)组合，能够最大化降低气举井底压力，提高排液采气效果。
该工艺在国外早有应用，国内四川气田于2002年成功进行了现场实验，该工艺适应于排水量在50~350 m3/d，生产气液比80~140 m3/m3，产液、产气指数较大的井。
制约气体加速泵在海上气田开展的主要因素是：射流泵(喷射泵)对喷嘴、喉管的组合设计要求高、设计不当将大大降低举升效率与举升效果。因此，海上气田在排水采气的初期阶段不推荐采用气体加速泵举升工艺。但在其地层压力进一步降低、水量和液气比进一步增加且相对稳定、气举效果降低或不能满足排水采气要求后，可以采用气体加速泵举升工艺作为气举工艺的接替技术。
Figure 10. Negative pressure gas lift process with gas jet pump
图10. 气体射流泵负压气举工艺
Figure 11. Gas jet pump structure
图11. 气体喷射泵结构
4.3. 气举智能化管理
针对海上气井生产特点，亟待发展智能化排水采气工艺，形成智能化气举管控平台、井下智能化气举工艺管柱等，提高工作效率降低现场工作量，减少安全隐患。结合气井数据采集、传输技术，实现气举排水采气向智能化、自动化等方向发展。
4.4. 复合气举工艺
气井出水原因、出水规律复杂多变，结合海上气井特殊性及生产实际，排水采气工艺应向低压气井、低成本、组合化、智能化等方向进一步完善与发展。深化复合排水采气工艺研究。“泡排 + 气举”、“优选管柱 + 气举”等复合排水采气工艺更好实现工艺间优势互补，优化复合工艺应用参数，提高排水采气效果，应是今后海上低压低产气井排水采气技术完善的一个方向。
5. 结论与认识
1) 受海上气井受开发条件、平台空间及作业费用等条件影响较大，气举排液是海上气井排液较为合适的排水采气工艺之一。
2) 通过管柱优化和现场试验，形成油管打孔气举工艺管柱、不动管柱跨隔式打孔气举工艺管柱、多级气举阀气举工艺管柱和连续油管气举工艺管柱。
3) 鉴于目前海上气井排水采气应用现状，未来气举排水采气工艺需往复合化、智能化、低成本方向发展，同时针对越来越多的低压气井开展相应排水采气工艺研究。