低压气举式人工举升系统及方法与流程

本发明总体上涉及用于从地下井中提取煤层甲烷或石油的系统和方法。

背景技术：

煤层甲烷(csm)，也称为煤床甲烷(cbm)或煤层气(csg)，是在煤床中发现的一种天然气形式，并已成为澳大利亚、美国、加拿大和其他国家的一种流行燃料。csm通常是通过井眼提取的，所述井眼延伸至通常位于地下100至1500米处的煤层中。

气体被吸附在煤中并且通过降低煤中的压力而被释放，首先是通过去除保持煤床上的静水压力的地下水。降低压力可使煤在吸附等温线上的饱和点以下移动，并产生气体。如果过快地除去水并且不能以其他方式将压力合理地保持在天然配方压力附近，并且随后在生产过程中保持在解吸等温线饱和压力的受限范围内，则可能会损害含煤岩系，特别是在低渗透性煤中。这种损坏会限制天然气从储气库的生产能力和最终可回收性。

常规的csm井通常使用下孔泵进行脱水。这些泵通常是位于井底的螺杆泵(pcp)，用于将水泵送到表面处的井口。然而，由于电力故障或螺杆泵的故障会导致井中水被注满并因此减少了井中的气体产生，因此使用这种螺杆泵常常是有问题的。此外，井下泵在泵的排水口上会形成一列直立的水柱，该水柱经常充满微粒和沙子，而在螺杆泵失去动力时，微粒和沙子会在数分钟或数小时内沉淀下来，形成水泥，好像堵塞井管，通常，堵塞之后对井管的修复是一项昂贵的修整工作，需要泵和驱动杆的完全抽出。这样的修整成本有时是如此高昂，以至于废弃了油井。此外，使用pcp时，流路将水流与气流分开，气流沿环空向上流动，经常以高速携带来自地层的侵蚀性颗粒，导致井口组件腐蚀，这可能需要进行全面修整，包括井口修复/更换以进行纠正。

更广泛地讲，大多数油、天然气和csm井将在某一时刻或者a)缺乏将油藏流体自然地开采到地表所需的油藏压力，或者b)仅以被认为次经济的速率自然开采这些油井。为了克服这个问题，可以为井配备人工举升(al)系统。al系统提高了到地表的油藏流体(天然气、石油、水、冷凝物)的产量。

al有两种基本类型。首先是泵送al，如上所述，其与csm井有关，其可以包括束流泵、潜水电泵、液压泵、喷射泵、柱塞提升泵和螺杆泵。另一种类型是气举al。

气举al是一种通常用于辅助油井生产并去除天然气井中冷凝物的技术。它最简单的形式是将地面上的气体注入到油井环空中，然后气体行进到油井底部，在该底部处该气体流入生产管道。然后，气体与管道中的油混合并降低了气液混合物的总体密度，这有助于混合物通过管道向上流动到井口。在典型的深井中，可以在各种深度处安装多个气阀，以将气体引入生产管道中以卸载井。

面对变化的油井状况，例如降低的储层压力，增加的含水率和降低的气液比，气举al可以帮助油井实现更加可预测的产量。

然而，传统的气举al有许多缺点。例如，传统的气举al系统要求在井口位置处有能用的高压天然气源，这可以通过高压气体压缩机或某些其他高压气体源(例如中心位置的管道)来实现。因此，对于间隔较大的井，由于运行分布式注入气体网络的高成本或所需的昂贵的高压气体压缩机的数量，提供高压气体源可能是不切实际的和/或不经济的。

此外，由于增加的复杂性，与单个抽油井系统相比，传统的气举al系统的项目规划和安装通常需要更长的交货时间。

此外，诸如二氧化碳和硫化氢的腐蚀性气体会严重增加气举操作的成本，因为在使用前可能需要在中央处理设施处处理该气体。

此外，将较老的井转换为传统的气举al系统通常需要高水平的井套管完整性保护。在套管完整性非常重要的情况下，可以使用盘绕管道气举(其中将高压气体向下注入位于生产管道柱内部的盘绕管道毛细管中)。然而，由于克服毛细管内的内部流动损失所需的增加的表面气体压力，将气体向下注入小的毛细管的性质需要用于操作的昂贵的连续高压气体源。

此外，考虑到csm生产中的一个实例，使用气举al的管道柱中的流动损失随产水率显著增加，需要更高的井底压力才能将混合液柱提升到地面设施中。与泵al相比，这会导致更高的井底压力和更少的产量。

此外，当设计用于气举al的本地井口压缩机时，使井底压力最小化和优化产量所需的压力比将不能卸载已测井的液体。提供否则将需要的第二连续高压源是昂贵的，并且对于工业而言通常是不切实际的。

大多数现代的气举系统利用井口控制器的形式来优化注入气速率。jcadjunta和amajek在1994年11月28日的theoilandgasjournal(《石油和天然气杂志》)第64-67页上发表的文章“wellheadmonitorsautomatelakemaracaibogas-lift”(“井口监控器使马拉开波湖的气举实现自动化”)提供了一个井口控制器的示例，凭此可以使用自动扼流圈来改变提升气的流量，使其保持在计算出的最佳值附近。

国际专利申请第pct/ep1995/00623号还揭示了用于控制进入生产管道的注入气体的井下可调扼流圈在安装难度、操作和维护方面存在局限性，并且在许多应用中成本过高。

欧洲专利申请公开号第ep0756065a1号还公开了一种系统，该系统包括用于调节通过生产管道的原油流量的可变表面流线扼流圈和用于动态控制扼流圈开度的表面控制模块，优选将控制模块设置为响应于提升气导管内流体压力的变化而动态控制扼流圈的开度。

此外，ep0756065a1的系统要求利用表面气体注入扼流圈，该表面气体注入扼流圈与流线扼流圈和控制模块一起起作用。控制模块的主要工作原理是，它调节流线扼流圈的开度，以使通过井下阀的提升气流量保持大致恒定。这是通过在井下阀门/孔口之间保持恒定的压差来实现的。孔口下游的压力可通过改变井口的背压，即管头压力来影响。以这种方式，由管头压力施加在所产生的流体混合物上的背压被改变，使得背压响应于所测量的套管头压力的减小而增加，反之亦然。管头压力hp的这种变化是足以在井下孔口处实现基本恒定的提升气注入速率的适当措施。

此外，ep0756065a1中描述的系统旨在通过改变流线扼流圈的开度来最小化套管头压力(chp)。

ep0756065a1中描述的系统存在缺点，因为该系统依赖于套管头压力的精确测量，而且还需要控制模块计算期望的井底压力和孔口或阀处的流量。计算井底压力需要准确计算整个环空空间的压降。特别是在环空可能长达数千米并且井中管道尺寸不规则的地方，很难确定阀门/孔口处的准确井底压力测定。

另外，油井中气举的性质导致油管柱中的两相流，其包括在管道的底部和顶部之间膨胀的离散的气泡。由于不规则且不可预测的相行为，这使得在任何给定时间计算流体头的能力极度成问题。

因此，需要一种改进的气举al的系统和方法。

发明目的

本发明的目的是克服和/或减轻现有技术的一个或多个缺点，或者为工业提供有用的或商业的选择。

技术实现要素：

在第一方面，尽管不一定是唯一或最广泛的方面，但是本发明在于一种用于施加气举式人工举升的系统，该系统包括：

井的井孔中的中心管道，该管道具有井口端和井贮槽端；

从井口端到贮槽端之间围绕中央管道延伸的环空；

压缩气体源；

将压缩气体源连接到井孔的气举气体管线；

具有输入和输出的气体压缩机，其中，所述输出连接到所述环空；

连接到中心管道的井口端的流线；以及

所述流线中的自动控制的流线扼流圈。

优选地，压缩气体源是储存容器。

优选地，将储存容器包装在储存箱中。

优选地，所述流线扼流圈和所述套管头阀由控制器自动地串联调节，由此所述控制器调节所述管道中的流量以保持通过所述管道的气体的临界速度和期望的生产压力。

优选地，该系统进一步包括位于井眼中的中心管道附近的封隔器。

优选地，该系统进一步包括定位在所述井眼中的所述中心管道附近的封隔器，并且其中选择尺寸的气体通道延伸穿过所述封隔器。

优选地，压缩气体储存容器容纳压缩天然气(cng)。

优选地，中心管道包括脚踏阀/止回阀。

优选地，中心管道在竖直井和水平井的相交处下方延伸并进入贮槽。

优选地，所述另外的管道向下插入到所述中心管道或环空中并进入贮槽中，由此淘析贮槽中的固体。

优选地，所述另外的管道向下插入到所述中心管道，以提供用于所述井的初始卸载的气体。

优选地，用于初始卸载和淘析的另外的管道是同一管。

优选地，另外的管道安装在中心管道中以提供单独的气举管。

优选地，另外的管道是毛细管。

优选地，通过管理相对于井底压力的表面接收器压力来控制另外的管道中的流量。

优选地，使用流量计计量另外的管道中的气举流速。

优选地，使用表面接收器压力与井底压力之间的压差来估计另外的管道中的气举流速。

优选地，另外的管道可以通过填料箱或填料函进入井，使得它可以移动或调节高度。

优选地，贮槽是在垂直井与水平井的相交处下方产生的体积。

优选地，贮槽包括井的扩大部分，并位于井的低点。

优选地，气体压缩机是往复式压缩机。

优选地，气体压缩机是旋转叶片压缩机。

优选地，气体压缩机是螺杆压缩机。

优选地，气体压缩机是基于活塞的气体增压器。

优选地，该井是煤层甲烷井。

优选地，该井是天然气井。

优选地，该井是页岩气井。

优选地，该井是油井。

优选地，自动控制的流线扼流圈是主流线扼流圈或次级流线扼流圈。

优选地，毛细管道在毛细管道的贮槽端处包括卸载端口和压力致动淘析阀。

在另一方面，尽管不必是唯一或最广泛的方面，但是本发明在于一种用于在具有井口端和井贮槽端的井中施加气举式人工举升的系统，该系统包括：

在井的井孔中的中心管道，该管道从井口端延伸到井贮槽端；

从井口端到贮槽端围绕中心管道延伸的环空；

具有输入和输出的气体压缩机，其中，所述输出连接到所述环空；

连接到中心管道的井口端的流线；

流线中的自动控制的流线扼流圈；

压缩气体源；以及

井孔中的毛细管柱，连接到压缩气体源，并从井口端延伸到贮槽端。

优选地，该系统还包括气体流量测量装置，该气体流量测量装置位于压缩气体源和井口端之间，以测量流入环空的气体流量。

优选地，该系统进一步包括位于压缩机和井口端之间的气举气体管线中的自动控制的气举流量控制阀。

优选地，该系统还包括压力测量装置，该压力测量装置定位成测量连接管中的压力。

优选地，该系统还包括位于井口端上或井口端附近的压力测量装置，以测量毛细管道中的压力。

优选地，该系统还包括位于井口端上或井口端附近的压力测量装置，以测量环空中的压力。

优选地，该系统还包括气举气体流量控制阀。

优选地，该系统进一步包括控制系统，该控制系统基于来自气体流量测量装置和压力测量装置的输入来调节：自动控制的流线扼流圈、气举气体流量控制阀和气体压缩机的输出。

附图说明

为了帮助理解本发明并使本领域技术人员能够将本发明付诸实践，下面仅以示例方式参考附图来描述本发明的优选实施例，其中：

图1是根据本发明的一些实施例的用于在煤层甲烷井中施加气举式人工举升的气举式人工举升系统的示意图，其中该系统被示为处于空闲状态。

图2是根据本发明的一些实施例的图1的气举式人工举升系统的另一示意图，其中系统以初始操作状态示出。

图3是根据本发明的一些实施例的图1的气举式人工举升系统的另一示意图，其中系统被示出为处于进一步的初始操作状态。

图4是根据本发明的一些实施例的图1的气举式人工举升系统的另一示意图，其中示出了在井眼的脱水完成之后并且恰好在稳态操作状态之前的该系统。

图5是根据本发明的一些实施例的图1的气举式人工举升系统的另一示意图，其中示出了在稳态操作期间的系统。

图6是根据本发明的一些实施例的图1的系统的井眼的特写视图，其中井眼的贮槽端已经安装有封隔器。

图7是根据本发明的一些实施例的用于控制图1的气举式人工举升系统的套管头阀的位置的控制子系统的示意性流程图。

图8是根据本发明的一些实施例的用于控制图1的气举式人工举升系统的流线扼流圈的位置的控制子系统的示意性流程图。

图9是根据本发明的一些实施例的用于控制图1的气举式人工举升系统的气体增压器的速度的控制子系统的示意性流程图。

图10是根据本发明的替代实施例的气举式人工举升系统的示意图，其中使用毛细管道从井眼举升水和气体。

图11、图12和图13是示意图，其示出了根据本发明的备选实施例的在包括油井、天然气井、页岩气井和煤层甲烷井的应用中的一般应用中使用的气举式人工举升系统。

图14示出了在图11、图12和图13的系统中采用的毛细管道的贮槽端的特写侧视图。

具体实施方式

本发明涉及一种用于施加低压气举式人工举升的改进的系统和方法，并且根据一些实施例，其包括在包括煤层甲烷井和油井在内的井的生产和控制中包括高压毛细管卸载。该系统和方法可以同等地适用于天然气、页岩气或其他非常规天然气储藏的生产。在附图中以简洁的轮廓形式示出了本发明的要素，仅示出了理解本发明的实施例所必需的那些具体细节，但是不会由于对于本领域普通技术人员在参考本说明书的情况下显而易见的过多细节而使本公开内容过于杂乱。

在该专利说明书中，形容词，例如第一和第二、左侧和右侧、上方和下方、顶部和底部、上部和下部、后部、前部和侧面等，仅用于从另一要素或方法步骤定义一个要素或方法步骤，而不必要求形容词所描述的特定相对位置或顺序。诸如“包括”或“包含”之类的词不用于定义元素或方法步骤的排他性集合。而是，这些词语仅定义了本发明的特定实施例中包括的最少的一组元素或方法步骤。

根据一个方面，本发明被定义为一种用于施加气举式人工举升的系统，该系统包括：井的井孔中的中心管道，该管道具有井口端和井贮槽端；从井口端到贮槽端之间围绕中心管道延伸的环空；压缩气体源；将压缩气体源连接到井孔的气举气体管线；具有输入和输出的气体压缩机，其中，所述输出连接到所述环空；连接到中心管道的井口端的流线；以及所述流线中的自动控制的流线扼流圈。

本发明的一些实施例的优点包括能够采用气举式人工举升来控制来自煤层甲烷井的井流并卸载液体加载的井的能力，并提高包括在油井中的气举al的有效性和经济性。气体储存容器提供了用于井卸载操作的产出气的备用气。此外，本系统使得能够消除井管中的水/流体/悬浮固体的立柱，这在使用常规泵al时会产生。这意味着井可以很容易地关闭，井下泵通常会出现重新启动问题的风险降低或最小。

因此，根据一些实施例，来自csm井的气体产生流速可以与气体需求相匹配，而没有生产管道被井中生产的固体阻塞的风险。反过来，这可以大大减少在项目生命周期内满足需求所需的油井总数。

此外，根据一些实施例，在井口位置处的仪器、传感器和控制器仅需要少量的电力，该电力可以由具有电池储存装置的太阳能电池板提供。

此外，根据一些实施例，储层气体和注入气体可以在井口表面位置处再循环。因此，代替需要柴油动力发电机或电缆电力，可将再循环的气体用作燃气发动机的燃料源。此外，重要的是，再循环气体可以消除对复杂的注入气体网络的需求，在该网络中，通常将高压气体管线从中央压缩机站返回到每个井中，以在需要时提供气举用气体。该实施例有效地创建了“独立式”气举式人工举升系统，由此仅有的其他“独立式”系统是泵送形式的人工举升器。

因此，本发明的系统的“独立”能力意味着井距不受邻近中央气源的限制。

此外，当除去水时，可以通过使用流量控制阀调节csm气体产量来控制井底压力。这通过设置煤层吸附等温线的位置/压力来控制气体产生，并且还提供了消除含煤岩系上任何过大压力差的机制，该压力差可能会损坏油井并降低整个油井使用寿命内的气体总回收率。因此，本发明的实施方案产生水并且同时控制井底压力以达到期望的气体产生速率，该期望的气体产生速率受到在含煤岩系上设定的最大压差的限制。

此外，本发明的一些实施例并入了沿井向下延伸的可调节毛细管线。毛细管线通常通过填料函或防喷器(bop)插入。毛细管线能够使井中的水卸荷，从而通过毛细管线将气体引入井中，以减轻管道中的静水柱。没有毛细管线的话，将气体引入本系统的环空将增加环空中的压力，以便通过管道将水提升至地面。通过沿载水井的毛细管线向下引入气体，可以在施加于煤层或储层的较低压力下卸载该井。此外，可以通过井口来升高和降低毛细管线，以在维护井期间帮助淘析固体和液体。

此外，本发明的系统仅在井卸载期间需要高压气体。在稳态运行期间，可将低压气体供应到套管头环空，与盘绕管道气举系统相比，这降低了井底压力并提高了井的下水量和生产率。

例如，对于深为500m的csm井，具有2-7/8英寸的管道和25psig的流动管道头压，注入气体每天可提升以0.3mmscf/d的速率在100psi下注入的85bbl的水。

本领域技术人员将理解，并非本发明的所有实施例将必然提供所有上面列出的优点。

在本说明书中，术语井孔和井眼可互换使用，并且定义了套管井孔或非套管井孔。

气举基本上将井眼贮槽端的气体流速保持在一定的临界速率以上，这防止了在井眼底部形成停滞的液柱。

有四个过程共同作用以使储层流体能够被生产到地面：

第一过程是降低生产管道中的流体密度和柱重，从而增加储层和井眼之间的压差。

第二过程是注入气体的膨胀，使得其将液体推向其前方，这进一步减小了柱重，同时还增加了气体或油藏与井眼的井口端之间的压力差。

第三过程是通过用作活塞的大气泡移动液体块。第一过程、第二过程和第三过程是使用毛细管线(也称为毛细管柱)卸载井的方法。

第四过程是高于临界速度的流动，其中井进入夹带的雾流，其中液体和固体与气体一起被夹带为雾、液滴或颗粒。一些液体在生产管道的外围表面上形成一层，并且随着速度的增加，该层变稀薄，更多的液体被完全夹带。另外，随着速度的增加，对于给定的液体生产率，流中的雾量减少，从而进一步减轻了柱的重量。

例如，在雾流的第四状态下，csm中的气举al基本上需要最小速度，以使井中的气体夹带水滴和固体。井越深，压力越高，需要更多的气体以夹带水和固体(即达到临界输送速度)。对于较深的高压井，只有高产气井才能在雾流中自然气举，并且需要连续气举才能实现超过弹状流的临界流量运行状态。此外，在具有井下泵的常规csm井中，顺着井的环空向上产生气体，该气体必然很大，并且这降低了气体速度。通过增加流量来提高气体速度的另一种方法是减小井环空的大小，但这可能会在较深的管柱井上产生更高的流动压力损失，并且容易堵塞。需要更大的气体量(以标准立方米/小时(scmh)为单位测量)，才能在更深的井中达到临界夹带速度，这在很大程度上是由于压力增加以及由此的井中气体的密度增加，导致在给定量的气体下流速较低。

csm井中的气举的操作原理如下：如果井流量低于临界速度，则将额外的气体重新注入井管道中，以保持沿井管道上的气体速度足以夹带和产生管道中的水。通常，在注气开始时，还需要很短的启动步骤来清除井壁和井管道中已积存的水，在建立高于夹带水滴的临界速度的气体流量之前，应谨慎控制该步骤以限制团状水流。可通过最小化所需气体的启动量来使用小的独立毛细管道来卸载测积存水的井，来进一步增强系统，并且由于在用于立即减轻柱的重量的某一点处引入了气体，因此不会对生产管道中的地层施加额外的压力。此外，小的毛细管道不会明显阻塞生产管道，例如，典型的毛细管道的直径可以小于1/2英寸。现有技术的替代方案，包括从地面引入气体，必须充分提高井压以喷射/提升液体，直到气体进入生产管道以减轻柱的重量。图1是根据本发明的一些实施例的用于在煤层甲烷井中施加气举式人工举升的气举式人工举升系统100的示意图，其中系统100被示出为处于空闲状态。系统100包括位于井的井眼110中的中心管道105，该管道105具有终止于井口117的井口端115和贮槽端120。环空125围绕中心管道105在井口端115和贮槽端120之间延伸。压缩气体储存容器包括在压缩天然气(cng)储存箱130中，并通过气举气体管线135连接到环空125。旋转叶片气体压缩机140也连接到气举气体管线135。

流线145将井口117连接到压缩机140的输入端。自动控制的流线扼流圈150位于流线145中。

两相分离器155也位于流线145中，并分离在流线145中流动的水和气体。

本领域技术人员将认识到，系统100的组件通常被组织成气体现场收集站160，该气体现场收集站服务于包括井眼110在内的多个井眼。例如，从其他井眼(未示出)延伸的附加流线165可并行地连接到流线145。类似地，附加的气举气体管线170可延伸到其他井眼，并且并行于气举气体管线135连接。

此外，压力控制阀175可以位于压缩机140与分离器155之间。此外，气体增压器180可以位于压缩机140和井口端115之间的气举气体管线135中。此外，可以将套管头阀185定位在气举气体管线中靠近井口端115的位置。

如图1所示，在闲置状态下，井眼110、管道105和环空125充满静水。水延伸到井的贮槽端120，邻近煤层190。因此，为了开始从煤层190中提取煤层甲烷，必须首先提取井眼110中的水。

在图1中示出了在系统100中各个位置处的以巴为单位的示例性压力值。在现场收集站160中的大多数点处以及在井眼110的井口端115处的读数为0巴，这反映了如下事实：如图1所示，系统100处于闲置状态并且尚未开始操作以从井眼110中抽水。煤层190中示出了15巴的压力，并且在cng储存箱130的储存容器中保持了350巴的压力。

图2是根据本发明的一些实施例的用于在煤层甲烷井中施加气举式人工举升的气举式人工举升系统100的另一示意图，其中，系统100被示出为处于初始操作状态。

如图所示的压力水平所示，在图2中，cng储存箱130中的储存容器已将气举气体管线135部分加压至约15巴，并且套管头阀185已部被分打开。因此，来自气举气体管线135的气体迫使环空125中的水向下，这又将水向上引导通过管道105。当额外的气体被强迫进入环空125的井口端115时，气/水界面200逐渐向下移向井眼110的贮槽端120。

当环空125中的水被气体置换时，环空125顶部的套管头压力(chp)继续升高，例如至10巴。然而，由于尚未从煤层190中产生气体或水，因此在两相分离器155处仅维持名义上的背压。

被迫离开井眼110的水流经流线145到达两相分离器155。请注意，对于典型的井，使水循环出环空125和管道105所需的气体量可能会在大约2000升或30kg的气体的量级，通常仅占储存箱130中储存的气体的很小一部分，并且通过检查提供了实际的现场储存实现。

图3是根据本发明的一些实施例的用于在煤层甲烷井中施加气举式人工举升的气举式人工举升系统100的另一示意图，其中，系统100被示出为处于另一初始操作状态。

气体/水界面300现在已经从井眼110的贮槽端120前进到更接近管道105的顶部。随着管道105中的水被转移到分离器155，井口117上的背压通过参考套管头压力来增加。当环空125完全充满气体时，套管头压力可有效替代环空125的贮槽端120处的井底压力。

接下来，自动流线扼流器150采用比例-积分-微分(pid)控制回路来维持恒定的井底压力，这确保了煤层190仍未产生气体或水。进一步地，分离器155被示为预充至例如5巴。

图4是用于在煤层甲烷井中施加气举式人工举升的气举式人工举升系统100的另一示意图，其中示出了根据本发明的一些实施例在井眼110的脱水完成之后并且就在稳态操作状态之前的系统100。

来自cng储存箱130的气体不再使用，而是使用气体增压器180使气体通过流线145和气举气体管线135循环。井口117上的背压被设定为维持所需的井底压力，例如约14巴，其允许水和气体从煤层190流入井眼110的贮槽端120处的环空125和管道105。

流线扼流器150保持恒定的套管头压力，该压力基本上等于流动的井底压力。两相分离器155中的压力已升至10巴，并且使用气体火炬(未显示)从系统100中除去多余的气体。

流线扼流圈150和套管头阀185协同工作以实现上述稳态操作。流线扼流器150调节通过流线145的流量，以控制井套管中的压力(即，管道105和环空125中的压力，该压力在系统100的稳态操作期间从井口端115到贮槽端120通常是均匀的)。贮槽端120的井底压力决定了煤层190中气体的解吸/生产率。这是基于解吸等温线的位置的，因此，如果压力在等温线的饱和点平衡，则来自煤层190产量为零。

如果将井底压力设定为产生低生产条件或无生产条件，则管道105中的气流将下降至低于用于气举水的临界流速。在这种情况下，将额外的气体引入到气举气体管线135。可以首先从cng储存箱130提供额外的气体，但是在连续施加的情况下，使用气体增压器180使气体通过流线145和气举气体管线135循环，并且不需要来自储存箱130的气体。额外的气体通过套管头阀185循环，以保持最小临界速度。

用于夹带的最小临界速度是使用工业上已知的公式计算的，该公式是液体表面张力、液体密度和气体密度的函数。液体表面张力和水的密度基本上保持恒定，因此可以使用井底压力和温度进行适当的计算以确定剩余的可变气体密度。温度基本上保持恒定，因此可以将井底压力与管道105的内径一起使用，以计算所需的流量，以在管道105中达到临界速度。流线扼流圈150会响应于额外的气体流量自动关闭，以便维持井套管中的压力和所需的生产率。经验的产水率因子可用于调整临界速度。

例如，在200m的深度处，管道105中的11/4英寸内径需要大约200smch才能以1500kpa的井底压力有效地夹带水，并因此产生临界的夹水携带速度。该低的临界流速/速度意味着，一旦流动，在井眼110的大部分寿命中，就不需要气举循环(因此不需要用于压缩的电力)。此外，由于贮槽端120的井底压力随着csm生产寿命而降低，在较低的scmh流速下实现了夹带速度。这种效果可能是有用的，因为在井的大部分使用生命中，如果选择了合适直径的管道105，那么仅使用生产气体就达到临界流速，而不需要气体再循环能量，即不需要泵送能量，而含煤岩系提供了提升水的能量。因此，可以看出系统100的能源效率要高于传统的井下泵，传统的井下泵消耗功率并在井的使用寿命内运行。

此外，根据一些实施例，在将气举式人工举升系统100改造成现有井的情况下，可以移除常规泵，并且可以将尺寸确定为确保在预期流量条件下气举的生产管道105安装在现有的管道内部。

根据一些实施例，在管道105的贮槽端120上设置有脚踏阀/止回阀400。阀门400可用于通过维持管道105中的压力高于环空125中的压力，来确保当井眼110关闭时管道105可保持无水/淤泥。

图5是根据本发明的一些实施例的用于在煤层甲烷井中施加气举式人工举升的气举式人工举升系统100的另一示意图，其中示出了在稳态操作期间的系统100。

在稳态操作期间，向上流过管道105的气体速度高于临界速度，该临界速度使气流能够有效地夹带水。在气体从气体现场收集站160的输出500注入到气体压缩中心(未示出)之前，压缩机140将离开分离器155的气体压缩到大约8巴。

在稳态操作期间，可以通过调节套管头阀185和压缩机140的速度来改变提供给井眼110的气举式人工举升的水平，以维持管道105中的流的临界速度。管道105的内径可以根据井的生产率确定尺寸，确保除非有意降低井的产量，否则需要最少的额外的气体再循环或不需要额外的气体再循环。通过改变井底压力来降低csm井天然气产量的能力，同时通过增加再循环来保持水的气举，可有效控制井的气产量。该井不会被水淹没，可以根据需要生产天然气并将其保存在现场以供以后生产。

可替代地，可以使用气举式人工举升来在关闭井眼110以限制水进入之前将井眼110的贮槽端120处的井底压力增加到高于所关入的井底压力的点。

如果需要对井眼110进行修整，则可以使用钻机或盘管单元(ctu)(未显示)重新进入井眼110并进行井下工作，包括维修和保养。在一些实施例中，如图5所示，可在修整作业中使用的可调节的毛细管线510可以永久地留在井中，其中该毛细管线510沿管道105或环空125向下延伸至贮槽。诸如通过连接到气举气体管线135和毛细管线510的毛细管阀515，用液体和/或气体周期性地对可调毛细管线510施加脉冲，以淘析贮槽。气举式人工举升系统100的这种淘析可以利用夹带的气举流有效地周期性地清除贮槽中的固体。

此外，由于通常更容易夹带固体并用水将其提起，因此在干井中，清洁水可以在系统100的环空125下方再循环，以在气举式人工举升过程中提供用于提起固体的水。水也可以作为纯水或与气体结合地经由毛细管线510输送。添加水以产生固体也可以降低产生井的固体的侵蚀性。

图6是根据本发明的一些实施例的井眼110的近视图，其中贮槽端120已经安装有封隔器600。

封隔器600用一个或多个气体注入口610将环空125密封隔离井眼(即井眼110的侧面)，从而允许将气体注入到管道105的各个位置。如图所示，上部和下部气体注入口610每个可以由多个端口组成，并且可以在大小上不同以提供增强的气体产生和脱水性能。

图7是根据本发明一些实施例的用于控制气举式人工举升系统100的套管头阀185的位置的控制子系统700的示意性流程图。在框705，使用以下内容作为输入数据来执行流量设定点的临界气举流量计算：在环空125上测量的生产压力；管道105的直径；以及经验性的产水因子。然后将流量设定点输入到pid控制算法710中，该算法使用测得的流线145的流量来输出阀控制变量。然后在框715中，将控制变量转换为套管头阀185的位置。

图8是根据本发明一些实施例的用于控制气举式人工举升系统100的流线扼流圈150的位置的控制子系统800的示意性流程图。在框805，使用以下作为输入数据来计算期望的井底生产压力设定点：要求的气体产生流量；相关等温线上的当前饱和位置；生产等温线；生产等温线饱和导致的最大允许地层压差。然后在框810处将压力设定点输入到pid控制算法中，该pid控制算法使用环空125中的测得的生产压力来输出扼流圈控制变量。然后在框815，将扼流圈控制变量转换为流线扼流圈150的位置。

图9是根据本发明的一些实施例的控制子系统900的示意性流程图，该控制子系统900用于控制气举式人工举升系统100的气体增压器180的速度。在框905处，期望的气体增压器排出压力(其通常是环空125中的期望压力加上校正值)用于限定压力设定点。然后在框910处将压力设定点输入到pid控制算法中，该pid控制算法使用气举气体管线135的测得的压力来输出速度控制变量。然后在框915，将速度控制变量转换为气体增压器180的速度。

图10是根据本发明的替代实施例的气举式人工举升系统1000的示意图，其中以毛细管道1010的形式的另外的管道被安装在管道105内，并且用于从井眼110举升水和气体。不同于图5所示的系统100中的情况，在系统1000中，毛细管道1010直接连接到两相分离器1020。这使得毛细管道1010还能够从井眼110的贮槽端120抽吸气体和水。

为了本说明书的目的，毛细管道1010被定义为与管道105相比相对较小的管道，并且在毛细管道1010的外径和管道105的内径之间限定环形空间。例如，在典型的应用中，毛细管道1010的内径可以在10毫米至30毫米之间，而管道105的内径可以在50毫米至70毫米之间，但是本领域技术人员将会理解，也可以使用各种其他相对尺寸。

通过调节分离器背压阀1030来维持对由两相流量计1025测量的毛细管道1010中的气体流速的控制。在井眼110的生产率足以实现毛细管道1010中的临界流量的情况下，毛细管道1010将夹带水和颗粒并将它们从井眼110输送出去并到达分离器1020。

此外，在井眼110的生产率不足以在毛细管道1010中实现临界流量的情况下，可以使用表面安装的气举阀1035将额外的气体注入到管道105中(即，在毛细管道1010周围的环空中)，以在毛细管道1010中达到临界速度，该临界速度会夹带水和微粒并将它们传输到分离器1020。

举例来说，再次参考图10，在正常操作中，使用井扼流阀1040来设置和控制井底压力以及由此控制气体产生速率。通过使用背压阀1030改变分离器1020中的压力，同时保持用于维持毛细管道1010中的临界气举流的期望流量，并且由于不需要额外的气举气体，气举阀1035被关闭。如果期望的井生产流速低于维持毛细管道1010中的气体举升所需的流速，则将井扼流阀1040关闭或置于最小位置。然后，另外的气体通过气举阀1035循环以维持毛细管道1010中的所需临界气体举升流量，并且通过使用背压阀1030改变分离器1020中的压力来控制贮槽端120的井底压力。气体举升流量可以使用两相流量计1025进行测量，也可以通过其他方法(例如井底压力与分离器1020中的压力之间的差分计算)进行估算。

图11、图12和图13是示意图，其示出了根据本发明的备选实施例的在包括油井、天然气井、页岩气井和煤层甲烷井应用在内的各种应用中一般应用中使用的气举式人工举升系统的示意图。图11示出了系统1100，该系统1100包括井眼1110、中心管道1115和延伸到油沉积物1125的毛细管道1120。例如，毛细管道1120可以是1/2英寸的不锈钢管道。

在卸载过程中，例如，当井眼1110中存在大量沙子或其他固体时，高压气体是压力高于上行测井的高井底压力加上一些其他压力以考虑到毛细管道1120的流动损失的气体，高压气体从气体储存装置1130(例如，类似于上述的cng储存箱130)通过井卸载阀1135释放到毛细管道1120中。毛细管道1120中的压力在井眼1110的贮槽端1145附近打开压力激活的淘析阀1140。高压气体淘析沙子/固体，并允许它们从井眼1110中被提起，从而实现了井眼1110的卸载。用于卸载的单独的高压毛细管道1120的使用使得气举al压缩机能够被设计成实现非常低的井口压力，可能低于大气压力，从而提供能够实现低井底压力的同时使产量最大化并抵消了通常在气举液体时所需的额外压头相关联的问题。此外，使用毛细管道1120卸载井所需的低气体流速仅导致在卸载期间沿着毛细管道1120向下的最小压降。

可以将实现从井眼1110升气的流量(例如，千克/小时)设置为最小化流动井底压力(fbhp)。

在系统1100的稳态操作期间，气体压缩机1147引导低压气体，该低压气体仅需要处于高于卸载井的降低的井底压力加上一些附加压力的压力，以解决通过流量计1150和套管头阀1152进入井眼1110的井口端1157处的环空1155的环空1155的低流动损失。与稳态操作中的毛细管道1120相反，使用环空1155使压缩需求最小化。

来自井眼1110的所产生的流(包括固体、液体和气体)流经流线1160到次级流线扼流圈1163，然后流到三相分离器1165。次级流线扼流圈1163能够通过控制弹塞流来调节来自井的气体压力，还可以在高压井卸载期间帮助启动。在三相分离器1165中分离出的固体被引导至固体处理单元1167。在三相分离器1165中分离出的液体被引导至泵1170，然后被引导至液体生产管线1173。在三相分离器1165中分离的气体被引回到气体压缩机1147。

来自压缩机1147的过量气体，即不流经套管头阀1152的气体，在进入产气流线1180之前流向流量计1175并流向主流线扼流圈1177。主流线扼流圈1177控制三相分离器1165中的压力。

同样，在系统1100的稳态操作期间，或者在井仅用水注满的情况下，可以略微打开井卸载阀1135以允许中压气体通过毛细管道1120中的卸载端口1183渗入中心管道1115，该中压气体是压力高于降低的井底压力加上由于静置的液体的顶部和毛细管道1120的流动损失而导致的一些额外的压力。气体流速可以被设置为最小化毛细管道1120中的流动损失，使得毛细管注入压力能够用于通过与还考虑了低流动损失的套管头压力相比时的差别来测量液位。

来自压缩机1147的一些过量气体也可以被转移到气体增强器1185，在气体增强器1185中，该过量气体用于对气体储存装置1130进行补给。

图12示出了系统1200，其是上述系统1100的变型。在该实施例中，不是将来自气体压缩机1147的气体通过套管头阀1152再循环到井环空1155，而是来自压缩机1147的所有气体都流向气体产生流线1180或气体增强器1185。

图13示出了系统1300，其是上述系统1100和1200的另一变型。在系统1300中，当流线1160中的气体压力足够时，并且由于井眼1110中大量的气体的产生，可以将气体压缩机1147从系统1200移除或移至下游设施。因此，在系统1300中，在三相分离器1165中分离出的气体直接流向气体增强器1185或流向生产流线1180。

图14示出了毛细管道1120的贮槽端的特写侧视图。卸载端口1183包括排放孔1405，该排放孔1405排放到中心管道1115。压力激活的淘析阀1140可以例如通过使用被偏压到关闭位置的螺旋弹簧1410来激活，并且阀1140在预设压力下打开。在毛细管道1120中以较高的压力和较高的流量进行卸载的方法提供了贮槽淘析，从而能够产生固体。这样就无需进行常规的修井作业即可从井贮槽中卸出固体，否则固体会达到可能阻塞生产管道的水平。

为了描述的目的，向相关领域的普通技术人员提供了本发明的各种实施例的以上描述。并不旨在穷举或将本发明限制为单个公开的实施例。对于上述教导的本领域技术人员而言，本发明的许多替代和变化将是显而易见的。因此，尽管已经具体讨论了一些替代实施例，但是本领域普通技术人员将显而易见或相对容易地开发其他实施例。因此，该专利说明书旨在涵盖本文已经讨论的本发明的所有替代、修改和变型以及落入上述发明的精神和范围内的其他实施例。