ICS 75.020 SY E 14 备案号：11572-—2003 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 5810--2003 代替SY/T5810—93 连续气举采油井设计及施工作业 Design and downhole operation of continuous gas lift 2003-03-18发布 2003-08-01实施 国家经济贸易委员会 发布 SY/T5810—2003 目 次 前言 范围 规范性引用文件 术语和定义 4 气举井设计 气举阀检验与调试 5 施工作业 健康、安全与环保要求 7 附录A（资料性附录） 流动压力曲线图版 附录B(资料性附录) 油管内压力梯度计算方法 14 附录C（资料性附录）氮气温度修正系数表 SY/T58102003 前言 本标准是对SY/T581093《连续气举采油井设计及施工作业》的修订，修订过程中参考了API RP 11V6《Recommended practice for design of continuous flow gas lift installations using injection pressure operatedvalves》（1992年2月1日，第1版）。 本标准主要修订内容如下： 补充“前言”、“规范性引用文件”； 对技术参数、计算公式和符号进行规范性修正； 增加“以15.6℃为基础的氮气温度修正系数表”，与表C.1编排为附录C； 引用相关标准，将“5气举阀检验与调试”、“6施工作业”内容精简。 本标准的附录A、附录B、附录C为资料性附录。 本标准从生效之日起，同时代替SY/T5810-93。 本标准由采油采气专业标准化委员会提出并归口。 本标准起草单位：中国石油化工股份公司中原油田分公司采油一厂。 本标准主要起草人：刘三威、王海、陈宗林、杨灵信、郭文军、李小奇、刘洪海。 本标准所代替标准的历次版本发布情况为： SY/T5810--93。 SY/T5810-2003 连续气举采油井设计及施工作业 1范围 本标准规定了连续气举采油井设计、气举阀调试、施工作业的方法和要求。 本标准适用于连续气举采油井的设计和施工作业。 2规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有 的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方 研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 SY5225石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定 SY/T5587.3--93油水井常规修井作业压井替喷作业规程 SY/T5587.5—93油水井常规修井作业探砂面、冲砂作业规程 SY/T5587.6—93 油水井常规修井作业起下油管作业规程 SY/T5587.793 油水井常规修井作业洗井作业规程 SY/T5587.8一93油水井常规修井作业找申、封串、验串作业规程 SY/T5587.16一93油水井常规修井作业通井、刮削套管作业规程 SY/T6362石油天然气井下作业健康、安全与环境管理体系指南 SY/T6450--2000 气举阀的修理、测试和调定推荐作法 SY/T6484-2000 气举井的操作、维护与故障检查的推荐作法 3术语和定义 下列术语和定义适用于本标准。 3.1 油管效应tubingeffect 阀深度处作用在阀座孔眼面积上的油管压力，对气举阀的打开起辅助作用。 3.2 注入气液比injectiongas-liquidratio 气举井每产出单位体积的液体，所需消耗高压注入气在标准状态下的体积数。 3.3 生产气液比producinggas-liquidratio 气举井每产出单位体积的液体，所伴随产出气体在标准状态下的体积数。 3.4 腔室压力cavitypressure 气举阀腔室内所充高压氮气的压力。 4气举井设计 4.1设计原则 在连续气举井选井和设计时应遵循以下基本原则和要求。 1 SY/T5810—2003 4.1.1 日产液量高于30m3/d的油井应采用连续气举。 4.1.2设计注气压力与油井地质特征和地面增压装置的能力相匹配。 4.1.3综合考虑注气压力、油层中部深度、日产液量及经济效益等因素，确定每井下阀级数；要求 布阀数量尽可能少。 4.1.4井深在2500m内的井，最下一级工作筒下至距目的油层上界100m内。 4.1.5设计注人气液比力求最小。 4.1.6工作筒与其他井下工具间距大于10m。 4.2设计基础数据 4.2.1油井数据： a）油层中部深度，m; b）油层静压，MPa; c）静液面深度，m； d）地层水密度，kg/m²； e）原油密度，kg/m²； f）油井含水率，%； g）生产油压，MPa； h）产液指数，m²/（MPad)； i）压井液压力梯度，MPa/m; j）井口温度，C； k）井底温度,℃； 1）地层气液比，m²/m²； m）设计日产液量，m/d。 4.2.2气举阀参数： a）气举阀孔径，mm; b）阀座孔眼面积，mrm²； c）波纹管有效面积，mm²。 4.2.3地面注气参数： a）注气启动压力，MPa； b）注气工作压力，MPa; c）注入气相对密度； d）日最大供气量，m²/d。 4.3设计计算 4.3.1绘制井简流动压力梯度曲线p1、注人气压力梯度曲线P2、气举时流压梯度曲线p3。 4.3.1.1根据油井数据，由式（1）计算设计日产液量下的油井井底流压。 Qd (1) Qmax,1 pwr pwr 式中： Q -设计日产液量，m3/d； Qmax.I 最大日产液量（井底流压为零时），m3/d； pwf—设计日产液量下井底流压，MPa; -油层静压，MPa。 Pwr 4.3.1.2根据地层气液比及井底流压，查附录A中流动压力曲线图版，在图1中绘制并筒流动压力 梯度曲线p1o 2 SY/T5810-2003 4.3.1.3根据式（2）计算在图1中绘制井筒注入气压力梯度曲线p2。 (2) 式中： -井筒L深度处注气压力，MPa； PLi" 地面注气压力，MPa； Pfi- 常数，取值为2.718； Yg——注人气相对密度； L一井筒内某一点深度，m; 一平均井温、平均注气压力下注入气压缩因子，推荐取值为0.8～1； Ta 平均井温，℃。 4.3.1.4根据生产数据确定油井气举生产气液比，查附录A中流动压力曲线图版，在图1中绘制气 举时井简流动压力梯度曲线p30 并筒流动压力梯度计算推荐采用附录B中公式。 4.3.2确定注气点深度L:：选择气举阀阀嘴前后过气压差（推荐值0.5MPa)，由图1中p1，P2， p3三条梯度曲线的交点，确定注气点深度L:。 压力，MPa Pit Pf, P2 Paar. P3 T 深度，m L2 L3 97 Paf 图1连续气举井设计图解示意图 4.3.3确定第一级气举阀下入深度： 4.3.3.1根据压井液密度在图1中绘制压井液压力梯度曲线P4。由于油井井底静压不同。压井后静 液面不同，一般情况下取静液面深度为0m。 4.3.3.2按式（3）计算第一级阀的下入深度。 LI= (pko-pt)/G,+Dsf (3) 式中： 3 SY/T5810—2003 第一级阀深度，m； Pko—地面注气启动压力，MPa; pt———地面油压，MPa; G-压井液压力梯度，MPa/m D—井口压力为零时的静液面深度，m。 4.3.4确定注气量和各级气举阀阀嘴直径： 4.3.4.1在图1中根据井口及井底温度绘制井温梯度曲线T1。 4.3.4.2根据油井气举生产气液比和设计产液量确定所需的最大日注人气量。根据气举阀处温度， 按式（4）修正为标准状态下的日注气量。 Qg = Qmax+ · Cit (4) Ct=0.0544(1.8T,+492) 式中： Q一日注气量，m3/d; Qmax.g 最大日注气量，m3/d； Cit——注人气温度修正系数； T—阀位置处温度，℃； 一注人气相对密度。 Yg 4.3.4.3查图1中注气压力梯度曲线p2，第一级阀处注气压力即为该阀的井下打开压力。 4.3.4.4由式（5）计算气举阀阀嘴直径，并根据制造商提供的气举阀阀嘴直径规范对Dp(1)进行修 正。 Dp(I) = /Qg/(132.6pvo(1) ·(5) 式中： Dp(n)——第I级阀阀嘴直径，mm; 一为重复计算时相联系项下标，依次取1，2，3，4，； pvo(I)——第I级阀的井下打开压力，MPa。 4.3.5计算其余各级气举阀参数： 4.3.5.1按式（6）计算第二级及以下各级阀深度，末级阀深度达到注气点深度以下。 (6) G1 G 式中： L(I+1) 第I+1级阀深度，m； A(n) I级阀油管效应，MPa; 第I级阀处最小油管压力（即该阀处生产流压），MPa； Pmin,(1) L(I)- -第1级阀深度，m G—注人气压力梯度，MPa/m（由图1曲线P2获得）。 4.3.5.2’按式（7）计算各级阀处的最大油管压力。 pmx,以n) = (p: - 0.35 - A(n) + Gg · L(I+1) - pt)L(1)/L(I+1) + ph (7) 式中： Pmax,v(I) 第I级阀处最大油管压力，MPa； 4.3.5.3按式（8）计算第二级阀及以下各级阀的总附加油管效应。 4