¿Qué es la recuperación de petróleo mediante levantamiento de gas?

La tecnología de recuperación de petróleo mediante levantamiento de gas tiene una historia de más de 100 años. En los principales países productores de petróleo extranjeros, la producción de petróleo de levantamiento por gas representa el 15% de la producción de petróleo de levantamiento artificial, y la producción líquida de petróleo de levantamiento de gas representa el 30% de la producción mecánica total, lo que lo convierte en el segundo método de levantamiento artificial más grande. Zhongyuan, Tarim, Tuha, Daqing, Liaohe, Sichuan, el este del Mar de China Meridional y otros yacimientos de petróleo y gas de mi país han adoptado sucesivamente métodos de producción de petróleo mediante levantamiento por gas e inicialmente han formado una cierta escala de producción de levantamiento por gas. El diseño de producción de petróleo mediante levantamiento de gas se está desarrollando hacia la automatización informática, la tecnología se adapta gradualmente y la eficiencia se mejora continuamente.

El levantamiento de gas es un método mecánico de producción de petróleo que inyecta gas a alta presión desde el suelo al pozo de petróleo para reducir la densidad de la mezcla de gas y líquido en la tubería de petróleo, reduciendo así la presión de flujo del fondo del pozo. . La expansión del gas se puede utilizar para elevar el líquido en el pozo, de modo que los pozos de petróleo con una explosión detenida, una explosión intermitente o una capacidad deficiente de autoexplosión puedan reanudar la producción o mejorar la capacidad de producción.

Los pozos de levantamiento de gas tienen muchas similitudes con los pozos de chorro, y sus patrones de flujo son básicamente los mismos. Los pozos de extracción dependen de la producción de energía de la propia capa de petróleo, mientras que la energía principal de los pozos de extracción de gas proviene del gas a alta presión. Cuando la tubería de aceite se baja hasta el centro de la capa de aceite, el grado de hundimiento es mayor y se puede obtener la mayor eficiencia de trabajo de la tubería de aceite. Incluso si la presión de la capa de petróleo cae en el futuro, el efecto del petróleo de elevación por gas se puede mantener bien.

La producción de petróleo mediante elevación por gas tiene muchas ventajas, como una amplia gama de desplazamiento de líquido, una gran profundidad de elevación, ausencia de piezas de desgaste mecánico en el fondo del pozo y una operación y gestión convenientes. Tiene ventajas obvias para los pozos petroleros que contienen arena, cera, incrustaciones y medios corrosivos. También se puede utilizar para inducir explosiones, drenar líquido de pozos petroleros, drenar gas de pozos de gas y producir petróleo de pozos pequeños. Especialmente adecuado para pozos petroleros con fuentes de gas a alta presión disponibles. Los costos de producción de pozos profundos, altas proporciones de gas a petróleo y pozos de petróleo con estructuras complejas son significativamente más bajos que otros métodos de extracción artificial.

Los métodos de levantamiento por gas se dividen en levantamiento por gas continuo y levantamiento por gas intermitente. La selección se puede realizar en función del volumen de producción de líquido o del índice de producción de líquido, la presión del fondo del pozo, la altura de elevación, la relación gas-líquido, etc.

1. Sistema de elevación por gas La mayoría de los sistemas de elevación por gas están diseñados con un proceso en el que el gas se puede reciclar repetidamente. El gas natural a baja presión separado del petróleo es presurizado por un compresor y reinyectado en el pozo para elevar el líquido. Algunos pozos pueden utilizar directamente la fuente de gas de los pozos de gas de alta presión.

El sistema de circulación que se muestra en la Figura 6-11 es adecuado para elevación continua por gas. Para garantizar la inyección instantánea de gas para el levantamiento intermitente de gas, se puede agregar un tanque de almacenamiento de gas. Es difícil de operar y ajustar utilizando únicamente la capacidad de almacenamiento de gas del gasoducto. El sistema de levantamiento de gas generalmente consta de una estación compresora, una estación de distribución de gas en superficie, un sistema de producción de pozo único y un sistema de producción en superficie. Aquí solo se analiza el sistema de producción de un solo pozo. El sistema de producción de superficie es básicamente el mismo que otros métodos de elevación.

Figura 6-11 Diagrama esquemático del sistema de elevación por gas

1. Estación compresora La estación compresora incluye principalmente el dispositivo de tratamiento de entrada de aire y la unidad compresora, siendo esta última el núcleo. El gas natural se utiliza comúnmente como medio de trabajo para el levantamiento por gas y, a veces, también se utiliza nitrógeno o aire quemado. La calidad del medio de trabajo afectará directamente la eficiencia y la vida útil del compresor. Las estaciones de compresión suelen utilizar compresores alternativos.

2. Estación de distribución de gas La función de la estación de distribución de gas es distribuir gas a alta presión a cada pozo de elevación de gas de acuerdo con una determinada presión y caudal. Para el levantamiento continuo de gas, el volumen de gas se puede distribuir según la demanda en la estación de distribución de gas, y la apertura del dispositivo de estrangulamiento de la boca del pozo también se puede utilizar para controlar el volumen de inyección de gas de un solo pozo para el levantamiento intermitente de gas, un sistema cuidadosamente diseñado; Se debe agregar un sistema de interruptor de distribución e inyección. Los registradores de doble pluma se utilizan generalmente en estaciones de distribución de gas o cabezales de pozo para registrar continuamente los cambios en la presión del petróleo y la presión de la carcasa de cada pozo de elevación de gas con el fin de comprender las condiciones de trabajo de un solo pozo de manera oportuna.

3. Pozos de producción de gas lift Los pozos de producción de gas lift tienen dos canales, uno es el espacio anular de petróleo y revestimiento, que es el canal de entrada del gas comprimido, el otro es el tubo de petróleo, que es el; Canal de salida de mezcla de petróleo y gas. Las funciones de los dos canales son intercambiables. El aceite, el espacio anular de la carcasa y el tubo de aceite forman un tubo en forma de U. La presión del gas a alta presión que llega a la boca del pozo es la presión de inyección de gas en la superficie producida por el pozo de elevación de gas. Se puede instalar una boquilla de gas en la boca del pozo para reducir la presión del gas entrante a la presión de inyección de gas requerida en la boca del pozo.

4. Estructura de cadena de elevación por gas Las estructuras de cadena de elevación por gas de un solo tubo utilizadas comúnmente incluyen las abiertas, semicerradas y cerradas.

1) La sarta de tuberías de petróleo de sarta abierta no tiene empacador y el gas puede ingresar a la tubería de petróleo desde la parte inferior de la tubería de petróleo, como se muestra en la Figura 6-12(a). Las fluctuaciones en la presión de inyección de gas en la superficie harán que el nivel del líquido anular suba y baje. Cada vez que se cierra el pozo se debe volver a descargar. Generalmente, no es adecuado utilizar este tipo de estructura de columna de tubería.

Figura 6-12 Estructura de la sarta de tuberías del pozo de elevación de gas

2) La terminación del empaquetador único de la sarta de tuberías semicerrada puede evitar que el gas inyectado entre en la tubería de petróleo desde el fondo del petróleo. tubo. Una vez que se descarga el pozo de petróleo, el fluido no puede regresar al petróleo y al anillo del revestimiento (anillo). Esta estructura es adecuada para elevación por gas tanto continua como intermitente, como se muestra en la Figura 6-12(b).

3) Packer simple de sarta cerrada y terminación con válvula fija. Basado en el dispositivo semicerrado, se instala una válvula de retención al final de la tubería de aceite. Evita varias desventajas de la estructura abierta y evita que el gas a alta presión y el líquido del pozo ingresen a la formación, como se muestra en la Figura 6-12(c).

2. Elevación continua por gas El levantamiento continuo por gas es el método de producción de petróleo por elevación por gas más utilizado. Puede considerarse como una variación de la producción de pozos autoexplosivos. Durante el proceso de levantamiento de gas, se inyecta continuamente gas a alta presión desde el espacio anular entre el petróleo y la carcasa, ingresa a la tubería de petróleo a través de la válvula de elevación de gas instalada en la tubería de petróleo y se mezcla con el fluido producido por el pozo de petróleo para reducir la densidad del líquido mezclado, reduciendo así la presión del flujo del fondo del pozo, el fluido del pozo se eleva continuamente a la superficie, mientras que la formación se produce de manera continua y estable. El levantamiento continuo de gas también puede adoptar el método de inyectar gas en la tubería y producir líquido mezclado con gas en el espacio anular. Los equipos de elevación de gas incluyen principalmente compresores, colectores de distribución de gas, sartas de inyección, válvulas de elevación de gas y equipos de control y medición relacionados.

Las características más destacadas del levantamiento continuo de gas son: puede aprovechar al máximo la energía de expansión del gas inyectado y la producción de gas de formación; el volumen de inyección de gas y el volumen de producción de líquido son relativamente estables y el volumen de desplazamiento de líquido; es grande. Para pozos petroleros con una profundidad de 2000 m, la producción económica del levantamiento continuo de gas es generalmente superior a 30 m3/d.

3. Presión inicial y presión de trabajo Después de que se cierra el pozo de petróleo, la acumulación de líquido en el pozo continúa aumentando. El nivel de líquido en la tubería y la carcasa eventualmente aumentará hasta una determinada posición y se estabilizará. El nivel de líquido en este momento se denomina nivel de líquido estático. El nivel de fluido del espacio anular cuando un pozo de petróleo produce de manera estable se denomina nivel de fluido de producción.

Cuando el compresor inyecta gas a alta presión en el espacio anular del aceite y la camisa, el nivel del líquido en el espacio anular se reducirá. Según el principio del tubo en forma de U, el líquido en el espacio anular será comprimido hacia el tubo de aceite, lo que provocará que el nivel del líquido en el tubo de aceite aumente. A medida que la presión del compresor continúa aumentando, el nivel de líquido del espacio anular eventualmente caerá hasta la zapata de la tubería. En este momento, la presión de inyección correspondiente en la boca del pozo se denomina presión inicial. La presión de arranque es la presión máxima que el compresor necesita proporcionar para hacer que el nivel de líquido del espacio anular caiga hasta la zapata del tubo de aceite. Después de que el gas a alta presión ingresa al tubo de petróleo, la densidad del líquido mezclado con gas disminuye y el nivel del líquido continúa aumentando hasta que sale del suelo. A medida que se inyecta continuamente gas a alta presión, la presión del flujo de fondo de pozo seguirá disminuyendo. Cuando es inferior a la presión de la capa de petróleo, el fluido de la capa de petróleo fluirá hacia el pozo, lo que provocará que aumente la densidad del líquido mezclado con gas en la tubería de petróleo y también aumentará la presión de inyección del compresor. Después de un período de tiempo, se estabiliza y finalmente alcanza un estado de trabajo coordinado y estable. La presión del compresor correspondiente a que el pozo de petróleo alcance una producción estable de elevación de gas se denomina presión de trabajo.

Durante el proceso anterior, el cambio de presión del compresor se muestra en la Figura 6-13. pe es la presión inicial, que es la presión máxima de inyección en la boca del pozo durante el levantamiento de gas. po es la presión de inyección en boca de pozo cuando la producción de levantamiento de gas tiende a ser estable, es decir, la presión de trabajo. La presión inicial está relacionada con la profundidad y el diámetro de la tubería de aceite y la posición del nivel de líquido estático. En los pozos de petróleo medianos y profundos, si la tubería de petróleo es profunda, el compresor de superficie requerirá una alta presión de salida para inyectar gas en la tubería de petróleo a través de la zapata de la tubería de petróleo, de modo que el pozo de petróleo pueda ponerse en producción normal. Cuando la profundidad de la superficie hidrostática es constante, reducir la profundidad de la tubería de aceite puede reducir la presión inicial. Sin embargo, cuando cae a cierto nivel, el pozo de petróleo no podrá producir normalmente. Hay dos valores extremos de presión inicial para los pozos de extracción de gas.

Figura 6-13 Curva de cambio de presión del compresor

(1) El nivel de líquido estático es muy alto, cerca de la boca del pozo. El nivel de líquido en el espacio anular no se ha comprimido hasta la zapata de la tubería de petróleo y el nivel de líquido en la tubería de petróleo ha desbordado la boca del pozo. En este momento, la presión inicial máxima es igual a la presión de la columna de líquido a lo largo de toda la tubería de petróleo:

Presión inicial máxima, Pa; L - longitud de la tubería de petróleo, m - densidad del líquido; , kg/m3; g ——Aceleración de la gravedad, m/s2.

(2) Cuando la permeabilidad de la capa de aceite es buena y el nivel del líquido exprimido desciende lentamente, parte del líquido exprimido del espacio anular es absorbido por la capa de aceite. En casos extremos, todo el líquido es absorbido por la capa de aceite. Cuando el aire a alta presión llega a la zapata de la manguera de aceite, el nivel del líquido en el tubo de aceite apenas aumenta. En este caso, la presión inicial es la más baja, que está determinada por la profundidad de hundimiento de la tubería de petróleo, es decir:

Donde p″e——presión inicial mínima, Pa h′——hundimiento; grados, m.

El grado de inmersión es la profundidad a la que la tubería de petróleo se hunde debajo de la superficie dinámica del líquido, es decir, la distancia entre la zapata de la tubería de petróleo y la superficie dinámica del líquido

Como se puede ver en la Figura 6-13, la presión inicial pe es significativamente mayor que la presión de trabajo po.

Si la presión de salida nominal del compresor es menor que la presión de arranque, el líquido en el espacio anular no se puede presionar hacia la tubería de aceite y el gas no puede ingresar a la tubería de aceite, por lo que no se puede lograr el levantamiento de gas. Para lograr el levantamiento por gas, se requiere un compresor de alta potencia para garantizar el arranque del levantamiento por gas. Sin embargo, no se requiere una potencia tan grande durante la producción normal, lo que inevitablemente provocará un desperdicio de potencia del compresor y aumentará los costos de insumos. Para lograr un levantamiento por gas a bajo costo, se debe reducir la presión inicial. Un método efectivo es instalar una válvula de levantamiento por gas.

4. Proceso de descarga del levantamiento de gas El proceso de arranque de un pozo de levantamiento de gas es en realidad un proceso de reducción de la carga de fluido en el pozo. Por eso, también se le llama proceso de desinstalación.

Teóricamente, la profundidad del levantamiento de gas puede ser desde la boca del pozo hasta el fondo del pozo. Sin embargo, la presión de inyección de gas proporcionada por los pozos de gas de alta presión o las unidades compresoras es limitada, lo que limita la profundidad de elevación del gas. Con este fin, se deben utilizar válvulas de descarga para descargar paso a paso para reducir el nivel de líquido y la presión inicial del levantamiento de gas, reducir la presión de flujo del fondo del pozo y aumentar la producción de la formación. La descarga es un requisito previo para la producción en la mayoría de los pozos de extracción de gas. Ya sea un levantamiento de gas continuo o un levantamiento de gas intermitente, la descarga es un proceso necesario. En varios tipos de dispositivos de elevación por gas, se bajan múltiples válvulas de elevación por gas al pozo en serie y funcionan de arriba a abajo para garantizar que el pozo de elevación se descargue paso a paso en el menor tiempo. Se puede preinstalar una válvula inferior a 20 m por encima de la zapata de la tubería de petróleo como respaldo para adaptarse al aumento en la profundidad de elevación causado por la caída en la presión de la formación.

Cuando la sarta de elevación de gas se baja al pozo, todas las válvulas de elevación de gas están abiertas. El gas a alta presión inyectado en el espacio anular fuerza el fluido anular hacia la tubería de petróleo a través de todas las válvulas de elevación de gas; luego, el gas a alta presión ingresa a la tubería de petróleo a través de la primera válvula de elevación de gas expuesta para su descarga; la válvula está expuesta, la primera válvula de elevación de gas se cierra y el gas inyectado ingresa a la tubería de aceite desde la segunda válvula de elevación de gas para continuar descargando; después de que la tercera válvula de elevación de gas está expuesta, la segunda válvula de elevación de gas también se cierra; y el gas inyectado ingresa a la tubería de aceite a través de la tercera válvula de elevación de gas. Continúa la desinstalación. El gas a alta presión continúa presionando hacia abajo el nivel de líquido del espacio anular hasta que la capacidad de descarga de líquido alcanza la capacidad de producción diseñada y la descarga es exitosa. En este momento, la válvula de elevación de gas de entrada es la válvula de trabajo para la producción normal de elevación de gas. La válvula inferior no está expuesta a la superficie del líquido por el momento.

5. Válvula de elevación por gas El proceso de elevación por gas original solo abría algunos pequeños agujeros en la tubería de aceite según la profundidad calculada. El gas inyectado a alta presión ingresa al tubo de petróleo a través del pequeño orificio, reduce la densidad del líquido mezclado en el tubo de petróleo y descarga el líquido en el tubo de petróleo superior. Cuando la presión en la tubería de petróleo cae al valor establecido, es necesario cerrar el orificio para que el gas a alta presión pueda concentrarse en el segundo orificio. Surgió la válvula de elevación de gas, que es un orificio de válvula inteligente que se puede cerrar según sea necesario. Su función es permitir que el gas a alta presión ingrese a la tubería de aceite a mitad de camino y descargue el líquido por encima de la válvula de elevación de gas, reduciendo así la presión inicial. La válvula de elevación de gas está relacionada con si el pozo de elevación de gas puede producir normalmente. La invención de la válvula de elevación por gas y la llegada de la válvula de elevación por gas de fuelle inflable supusieron un salto revolucionario en el proceso de elevación por gas.

1. Función de la válvula de elevación de gas Las funciones principales de la válvula de elevación de gas son las siguientes:

(1) Formar un canal de inyección de gas conmutable en la tubería de petróleo.

(2) Reduzca la presión inicial, use un compresor más pequeño para bajar el nivel de líquido en el pozo hasta el punto de inyección de gas, inicie el levantamiento de gas y continúe con la producción esperada a la presión de inyección de gas requerida para Producción normal Minería.

(3) Cambiar de manera flexible la profundidad de inyección de gas para adaptarse a los cambios en la capacidad de suministro de líquido de la formación; (4) Cambiar la profundidad de elevación para aumentar la diferencia de presión de producción del pozo de petróleo, limpiar el petróleo; capa y eliminar la contaminación.

(5) La válvula de elevación de gas intermitente puede evitar que una presión excesiva de inyección de gas afecte el siguiente ciclo de inyección de gas. Controlar el volumen de inyección de gas en cada ciclo.

(6) La válvula de elevación de gas de flujo único puede evitar que el fluido del pozo regrese desde la tubería al espacio anular.

2. La estructura de la válvula de elevación de gas es la válvula de elevación de gas de fuelle inflable más utilizada, que se compone de fuelle inflable, vástago de válvula, bola de válvula y orificio de válvula. El fuelle está precargado con nitrógeno para formar una unidad de carga, que desempeña una función de carga similar a la de un resorte. Como se muestra en la Figura 6-14, dado que el área de soporte de presión Ab del fuelle es mayor que el área de la sección transversal Av del orificio de la válvula, la presión que actúa sobre Ab es la presión de control de la válvula de elevación de gas. Por lo tanto, la imagen (a) muestra la presión del aire (es decir, la presión) que controla la válvula de elevación de gas; la imagen (b) muestra la presión hidráulica (es decir, la presión de aceite) que controla la válvula de elevación de gas. Debido a que la presión de carga cambia con la temperatura ambiente, la presión de carga de nitrógeno de la cámara de fuelle se debe ajustar en función de la temperatura del pozo antes de bajar la válvula de elevación de gas al pozo.

Figura 6-14 Válvula de elevación de gas de fuelle inflable 6. Elevación de gas intermitente La elevación de gas intermitente se refiere a la inyección intermitente de gas a alta presión en el pozo, lo que hace que el líquido del pozo salga periódicamente de la boca del pozo. método de extracción de aceite. El levantamiento intermitente de gas puede establecer una presión de flujo de fondo de pozo más baja, pero requiere una mayor inyección instantánea de gas.

Para formaciones de baja presión y etapas de producción media-baja, el levantamiento intermitente por gas es superior a otros métodos de levantamiento artificial en términos de costo económico y flexibilidad.

El levantamiento de gas intermitente incluye el levantamiento de gas intermitente convencional, el levantamiento de gas del émbolo, el levantamiento de gas de la cámara, el levantamiento de gas del tapón de bola, etc. Los dos primeros son los más utilizados. El levantamiento por gas intermitente solo es adecuado para el levantamiento por gas con tubería de petróleo, y generalmente se utilizan dispositivos de levantamiento por gas semicerrados o cerrados. El levantamiento de gas intermitente utiliza principalmente válvulas de levantamiento de gas controladas hidráulicamente, que requieren que la válvula de trabajo tenga un canal de inyección de gas de gran apertura y pueda abrirse rápidamente para desplazar eficazmente el líquido al suelo. Al mismo tiempo, se minimiza la canalización del flujo de gas inyectado y la cantidad de líquido de retorno.

1. Levantamiento de gas intermitente convencional El levantamiento de gas intermitente convencional es una variación del levantamiento de gas continuo, que cambia la inyección de gas continua en inyección de gas intermitente. Por lo tanto, la descarga, el diseño, etc. del levantamiento de gas continuo se pueden utilizar para el levantamiento de gas intermitente convencional. Cuando el levantamiento de gas continuo no puede implementar la descarga sin problemas, se puede usar el levantamiento de gas intermitente convencional para aumentar el volumen de inyección de gas instantáneo, y luego se puede usar el levantamiento de gas continuo para la producción después de la descarga. En las etapas media y tardía de la minería con levantamiento de gas, para ahorrar fuentes de gas o aumentar la profundidad de drenaje del líquido, el levantamiento de gas continuo a menudo se cambia por un levantamiento de gas intermitente convencional. Se puede utilizar el levantamiento de gas intermitente convencional como medio para mejorar el drenaje de líquidos.

Ajuste la presión de inyección de gas desde el suelo. Solo cuando se acumula una columna de líquido de altura suficiente sobre la válvula de trabajo, se puede abrir la válvula de trabajo, permitiendo que el gas entre en la tubería de aceite y levante el líquido. Un ciclo de inyección de gas se puede dividir en cuatro etapas.

1) El líquido sube en la tubería de aceite. En esta etapa, el gas de la línea de suministro de gas ingresa al espacio anular a través del controlador de tierra y luego ingresa a la tubería de aceite a través de la válvula de trabajo, empujando el tapón de líquido. hacia arriba. Al mismo tiempo, el fluido continúa fluyendo desde la formación hasta el fondo del pozo. Durante el ascenso, la longitud de la masa líquida disminuye gradualmente debido al deslizamiento del gas inyectado y la caída de la cola inflada. Esta fase finaliza cuando la parte superior de la babosa líquida llega al suelo.

2) El líquido producido por la columna de líquido continúa subiendo y parte de la columna de líquido se produce desde la boca del pozo. Junto con la intrusión de gas y la caída de líquido, la longitud del tapón de líquido en la tubería de petróleo se acorta drásticamente y el caudal se vuelve muy grande. Esta fase finaliza cuando el frente de gas llega a la boca del pozo. Sólo elevando todo el líquido al suelo en el menor tiempo se pueden lograr buenos resultados económicos. Por lo tanto, la válvula de trabajo debe ser del tipo de apertura rápida para que el gas pueda pasar a través de toda la sección transversal de la válvula de trabajo en alta. velocidad. En las dos primeras etapas de producción, no se debe reducir la velocidad del líquido.

3) Producción de líquido arrastrado Esta etapa comienza cuando las burbujas atraviesan el líquido y llegan al suelo. La producción de lingotes de líquido reduce la presión de la columna de líquido y la resistencia del sistema, lo que resulta en un rápido aumento en el caudal de gas. La erosión del flujo de aire de alta velocidad rompe la película líquida en gotas, y una gran cantidad de gotas son arrastradas fuera de la boca del pozo junto con el flujo de aire. Esta etapa continúa hasta que se detiene el flujo de gas en el tubo de petróleo.

4) La columna de líquido regenera las gotas no producidas y la película de líquido en la pared de la tubería vuelve a caer al fondo de la tubería de aceite para unirse al líquido producido a partir de la capa de aceite. El gas se inyecta nuevamente en el espacio anular. Cuando la presión alcanza el valor predeterminado, se abre la válvula de trabajo de apertura rápida para iniciar el siguiente nuevo ciclo.

En las cuatro etapas del levantamiento intermitente de gas, mientras exista la diferencia de presión de flujo en el fondo del pozo, el fluido de formación continuará fluyendo hacia el fondo del pozo.

2. Elevación por gas de émbolo A través del análisis de las características de flujo de la tubería y las condiciones de trabajo del levantamiento por gas intermitente convencional, se encuentra que la canalización de gas y el retorno de líquido tienen un gran impacto en la eficiencia del levantamiento por gas. El levantamiento de gas por émbolo consiste en agregar un émbolo móvil en la tubería de petróleo para formar una interfaz sólida entre el gas y el líquido para evitar o reducir la caída del líquido y la canalización del gas. El levantamiento de gas por émbolo puede reducir el volumen de inyección de gas, aumentar la producción de líquido por ciclo y mejorar la eficiencia de levantamiento. Además, el movimiento alternativo repetido del émbolo también puede evitar la cera y las incrustaciones. El levantamiento de gas por émbolo es una variación del levantamiento de gas intermitente convencional.

El émbolo es el componente central del levantamiento aéreo del émbolo, y su estructura y materiales tienen una gran influencia en el efecto de elevación. Hay muchos tipos de émbolos y la cantidad de líquido de retorno en diferentes émbolos es diferente. El émbolo ideal debe incluir las siguientes tres características:

(1) El émbolo debe tener buena resistencia al desgaste, resistencia a los golpes y antiadherencia en el tubo de aceite (2) Durante el movimiento ascendente, debe haber; buen rendimiento de sellado entre el émbolo y la tubería de aceite (3) Durante el proceso de caída, el émbolo puede caer rápidamente a través de gas o líquido y la resistencia a la caída es pequeña.

Diferentes pozos tienen diferentes energías, y un mismo pozo tiene diferentes energías en diferentes momentos. Según la energía de formación, el levantamiento de gas del émbolo se puede dividir en levantamiento de gas del émbolo ordinario y levantamiento de gas del émbolo de inyección de gas. Cuando la relación gas-líquido de formación alcanza su nivel óptimo, el pozo puede funcionar en condiciones óptimas. Cuando la relación gas-líquido de formación es mayor que la relación mínima gas-líquido, la energía de la formación se puede utilizar para realizar un levantamiento por gas del émbolo, es decir, un levantamiento por gas del émbolo ordinario.

El levantamiento de gas del émbolo ordinario es una extensión de la autoinyección. Cada ciclo se divide en tres etapas: ascenso del émbolo, descenso del émbolo y recuperación de presión.

Cuando la relación gas-líquido de la formación es menor que la relación mínima gas-líquido, el levantamiento de gas del émbolo no se puede lograr basándose únicamente en la energía de la formación. El levantamiento de gas por émbolo que requiere inyección de gas adicional se denomina levantamiento por gas por émbolo con inyección de gas. Según sus condiciones de operación y las características dinámicas del émbolo, cada ciclo se divide en cuatro etapas diferentes: émbolo hacia arriba, producción de slug líquido, expulsión de gas y regeneración de slug (recuperación de presión de gas), que es diferente del levantamiento de gas intermitente convencional. etapa corresponde uno a uno.