对于带水生产的气井选用合适的排水采气工艺，可以有效起到稳产的作用。因井筒积液加剧而导致停喷的气井，采用合理的排水采气工艺措施能够使气井恢复生产^[1-11]。平湖油气田平湖组气藏P3层为一弱边水凝析气藏，为便于尽快建立气田产能并利于测试作业工具通过，投产初期采用较大直径油管生产。气藏开发至后期，地层压力逐步降低，加之边底水的侵入，井筒积液现象严重，气井产能大幅度下降，大直径管柱携液能力较差的问题日益突出。由于前期未下入气举工作筒，无法采用常规人工举升技术进行排水采气，而海上气井动管柱大修作业施工时间长，费用高昂。油气田开发后期，通过钢丝作业对油管进行机械冲孔，实现油管与油套环空的沟通，利用平台现有气举压缩机借助机械孔实施气举诱喷作业，快速使积液停喷井复活。该技术相较常规气井大修作业，有较高经济性的同时也可进一步提高单井采收率。

1 油管打孔-气举技术简介

钢丝作业是海上油气田完井、修井和测试中广泛应用的一种成熟工艺^[12-13]。通过钢丝作业携带油管打孔器对生产管柱进行机械冲孔相比采用化学手段冲孔和利用电动打孔器打孔，具有实施方便、作业效率高及性价比高等优点。油管穿孔之后，油套环空与油管内部建立起连通通道，进而通过环空注气，经由机械孔眼进入油管内部，机械孔发挥类似气举阀的作用，实现井筒卸载、辅助诱喷的目的。考虑地面注气设备的能力，打孔点深度的确定以及注气量的优化等尤为重要。

打孔工具主要由打孔定位坐卡装置和油管打孔器组成。通过钢丝作业上下运动震击，打孔器在油管壁上机械开孔。随着钢丝的上提和下放，打孔工具的打孔头反复滑出打孔器本体，从而对油管壁产生多次撞击，进而使油管局部形变，实现机械打孔的功能。打孔坐卡装置主要是由滑动锁定装置坐卡到油管内壁，给油管打孔器在油管内壁上提供一个支撑点，起支撑作用。

依靠钢丝作业实施的油管机械打孔技术，实施主要分为几个步骤^[14]：

（1）施工设计：根据需求，选取合适的打孔深度；

（2）通井：确保管柱畅通，以满足钢丝作业施工要求；

（3）深度定位：通井顺利，连续通井至目的打孔深度进行定位，测量钢丝上提下放悬重，校验钢丝深度；

（4）下入坐卡装置：钢丝工具串携带坐卡装置入井下至目的深度，定位校深后，丢手坐卡装置实现坐封；

（5）打孔器打孔：钢丝工具串（加重杆、震击器等）携带打孔工具入井，至目的深度实施打孔操作；

（6）回收工具：打孔成功后，在打孔位置上下震击，使打孔器呈回收状态后，回收钢丝工具串，打孔作业完工。

2 打孔-气举参数设计 2.1 气举设计与打孔深度确定

分析井内静液面高度及确定油套环空中注入高压气体的压力分布状况，是确定打孔后注气是否可行的关键。依据前期单井压力测试资料，确定气井产液指数，基于此计算在不同井口注气压力下的理论最深注气深度、注气量及排液量，以及注气点的油套管压力，为钢丝作业打孔后利用平台气举压缩机进行气井环空气举作业提供理论依据。

油管打孔作业实施后，井口敞开的条件下，油管内上下分别为气体和密度为1.0 kg/m³的地层水。油套环空注入高压气，在压差作用下套管液面下降，油管液面迅速上升达到井口。油管内从打孔点至井口充满井液，液柱压力为P₂=ρ_lgh。在临界状态下，环空液面由h₀降低至h处（打孔点深度），气柱在打孔点h处产生的压力P₁恒定，当P₁＞P₂时，气体通过油管壁的机械孔进入油管，油管内得以充气，液柱密度从而降低，液体逐渐被排出井口，从而使得气举启动完成。

放喷气举时，油管压力分布计算公式：

$ P_{2}=P_{\mathrm{t}}+\rho_{\mathrm{w}} g\left(h-h_{0}\right) / 10^{5} $

(1)

套管压力分布：

$ P_{1}=P_{\mathrm{so}} \exp \left[\left(\rho_{\mathrm{g} 0} g h T_{0}\right) /\left(P_{0} T_{\mathrm{av}} Z_{\mathrm{av}}\right)\right] $

(2)

式中：P₂为油管中气举阀深度处的压力，MPa；P_t为油压，MPa；ρ_w为标准状况下井筒液体密度，kg/m³；h为打孔点深度，m；h₀为套管内环空液面，m；P₁为油套环空中气举阀深度处的压力，MPa；P_so为井口压力（绝对），MPa；ρ_g0为标准状况下的气体密度，kg/m³；g为重力加速度，m/s²；T₀为标准状况下的温度，K；P₀为标准状况下的压力，MPa；T_av为平均温度，K；Z_av为平均温度和平均压力下的气体压缩因子。

通过计算井下不同深度处的环空注气压力剖面，进而对不同深度下的油套管压力分布进行对比计算。若P₁＞P₂，则在对应深度下实施打孔-气举作业是可行的。

2.2 孔径计算

通过气举阀阀孔的气体流量一般为非临界流动状态，在冲孔注气气举排液可行的情况下，对阀孔直径进行计算^[15]。

$ D_{\circ}=\sqrt{0.0532 Q_{\mathrm{in}} \times\left(\rho_{\mathrm{g}} \times T_{1}\right)^{0.5} P_{0} /\left(T_{0} P_{1} \mu C\right)} / 1 $

(3)

其中 ：

$ C=\sqrt{\frac{\chi\left[\left(\frac{P_{2}}{P_{1}}\right)^{2 / \alpha}-\left(\frac{P_{2}}{P_{1}}\right)^{(\chi+1) / z}\right]}{\chi-1}} $

(4)

式中：D_o为阀孔直径，m；Q_in为通过阀孔的气体流量，m³/s；ρ_g为气体相对密度。P₀，T₀分别为标准状况下的压力和温度，MPa，K；P₁，T₁分别为油套环空中气举阀深度处的压力和温度，MPa，K；P_t位油压，MPa；P₂为油管中阀安装深度处的压力，MPa；μ为流量系数，一般取0.85；χ为绝热指数，对于碳氢类天然气可取1.25。

3 现场应用与效果

单采P3层的平湖B2井见水后，由于大尺寸管柱携液能力较差，井筒积液加剧并逐渐停喷。测试得知静液面深度为1 926 m，依据该井躺井前的测试资料计算产液指数为65 m³/(d · MPa)，平台气举压缩机提供气源压力最大13 MPa，气井井口放喷油压1.5 MPa。对该井进行打孔-气举参数设计，确定打孔深度及气举量等参数。

按照13 MPa注气压力，基于气举生产模型，计算不同注气压力沿油管和套管的流体压力分布。本着注气点处套压与油压之差≥ 0.5 MPa的注气原则，认为垂深3 200 m以上均可实现注气（表 1）。考虑到该井生产管柱中上部封隔器的限制，以及考虑到后期该井大修作业的便利性，最终在封隔器位置以上第二根油管中部位置进行打孔，打孔深度为3 187 m（垂深2 875 m）。

根据前述理论公式，计算B2井入流程生产状态下，从3 187 m注气深度注气时的孔眼直径。计算注气量（2~10）×10⁴ m³/d时对应冲孔直径在5.57~ 9.19 mm（图 1）。

对气举排液参数进行计算，要实现在3 187 m注气，初期启动压力在11~13 MPa时，注气量在（3.45~ 8.14）×10⁴ m³/d时所得井口排液量约100~ 160 m³/d（表 2）。

为了实现排液采气，恢复该井生产，2017年8月对B2井实施打孔气举作业。该井成功复活，目前在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。依据注气量及产液量反算冲孔直径在5~6 mm之间。

4 结论

（1）对于未下入气举工作筒的积液气井，油管打孔-气举联作作业技术，可在不动管柱的前提下对油气井实现气举功能，作业高效便捷且成本低廉。

（2）施工设计时应结合生产管柱实际、地层压力、地面注气设备能力进行打孔深度点的计算，并依据注气量及产液指数计算冲孔孔眼大小。打孔深度与孔径的确定尤为关键。

（3）油管打孔-气举作业技术在平湖P3层气藏治水中发挥了重要作用，打破常规气举阀气举模式，拓展了气举技术的应用范围，也扩展了的气井排液采气的技术范畴。