柱塞气举排水采气技术进展及应用

贾　敏，李　隽，李　楠

（中国石油勘探开发研究院，北京100083）

柱塞气举排水采气技术进展及应用

贾敏*，李隽，李楠

（中国石油勘探开发研究院，北京100083）

低产低压气井携液能力差，井底及井筒逐渐积液，井筒积液将增大对地层的回压，并限制其生产能力，最终将气层完全压死以至关井，而柱塞气举是解决低产低压有水气井液体滑脱损失严重的重要措施之一。对国内外柱塞气举排水采气技术的最新进展和应用情况进行了调研。通过文献查阅，得到柱塞气举的最新进展：美国的智能柱塞举升能实时的控制开关井时间、长庆苏里格气田的分体式柱塞气举排水采气技术可以不关井连续生产，新技术研发对国内智能柱塞气举的应用提供了关键技术支持。通过现场跟踪，调研了国内柱塞气举在水平井和出砂井中、直井和定向井中的应用情况。最后对柱塞气举在国内的应用及研发方向提出了建议。

柱塞气举；排水采气；工艺技术

随着我国气田开采的逐渐深入，低产低压井逐渐增多，而且低产低压井携液能力差，井底及井筒积液将增大对地层的回压，并限制其生产能力，最终将气层完全压死以至关井，而柱塞气举是解决低产低压有水气井液体滑脱损失严重的重要措施之一。柱塞气举排水采气是利用气井自身能量推动油管内的柱塞举水，不需其它动力设备、生产成本低，在美国被认为是最佳的排水采气工艺。

1　柱塞气举的原理

柱塞气举[1]是将柱塞作为气液之间的机械界面，利用气井自身能量推动柱塞在油管内进行周期地举液，能够有效地阻止气体上窜和液体回落，减少液体“滑脱”效应，起到助排的效果，同一般的间歇气举相比，它能更有效地利用气体的膨胀能量，提高举升效率。

（1）当控制薄膜阀关闭时，柱塞在自身重力作用下在油管内穿过气液进行下落。在关井瞬时，套压可能下降也可能不变，套压下降是由于套管中的气体继续向油管膨胀，使油套压趋近平衡，这时油压会相应升高，之后套压由地层供气能力控制；关井初期，油压恢复较快，之后油压由地层供气能力控制。

（2）柱塞下落到达井下卡定器位置处，撞击卡定器的缓冲弹簧，液面通过柱塞与油管的间隙上升至柱塞以上聚积。

（3）地面控制器控制薄膜阀打开，生产管线畅通，套管气和进入井筒内的地层气向油管膨胀，到达柱塞下面，推动柱塞及上部液体离开卡定器开始上升，直到柱塞到达井口。开井后，气体从井口产出，油压迅速降低，柱塞逐渐加速上升；同时套管气体进入油管举升柱塞，套压下降。

（4）环空套压迫使柱塞及柱塞以上的液体继续上行，液体到达井口后，由于控制阀节流，油压又开始增加；当柱塞到达井口后，油压会继续增加，套压降到最小值。

（5）根据设置的关井时间，地面控制器控制薄膜阀关闭生产管线，柱塞再次在自身重力作用下开始下落。

2　柱塞气举的适用条件及特点[2]

该方法主要适用于低井底压力、高气液比的气藏。

2.1适用条件

（1）气井自身具有一定的产能，带液能力较弱的自喷生产井；

（2）产水量小于50m3/d；

（3）气液比大于500m3/m3，井底有一定深度的积液；

（4）温度：最高为288℃；

（5）井深：原则上没有限制，但一般低于4500m；

（6）适用性：腐蚀性地层，成本低，$4372左右/套；

（7）限制应用：斜井或弯曲井、地层水结垢和含砂井。

2.2柱塞气举的特点

（1）优点。工艺简单，容易安装和检修；地面设备自动化程度高；对低产量井适用；适用于多种尺寸油管；经济；可以和间歇气举同时应用；可以根据井的状况及时调整举升方式；长庆现场先导试验较好。

（2）缺点。不能开采至枯竭，需要更换其它举升方式；需要专人管理，由于管理制度需要不停的变化，需要每天设置开关井时间；速度过快时易引起风险并造成破坏。

3　国外柱塞气举的进展及应用

3.1柱塞举升与数字自动控制系统集成

BP公司在North San Juan盆地采用了一种集成数字自动化系统，用于优化柱塞举升和油管中流动控制。该系统主要分成两部分：远程终端（RTU）和监控与数据采集主机（SCADA-host）。根据预先设定的变化范围调整柱塞到达时间、后续流动时间和关井时间实现气井产量最大化。在流动控制方面，根据井的状况自动控制套管阀的开关，保证气体流量在临界流量以上，减少摩阻和回压。

该数字化自动控制系统的输入端连接在天然气生产管线上用于测量流速的皮托管（空速管）信号发送器（D/P）；输出端连接油套环空的电动控制薄膜阀；数字化自动控制系统的功能是利用输入端的流速数据计算出实际的油管流量f1；利用Turner模型实时的计算经过皮托管的不同压差下的流量f2；同时；如果f1≥f2,则RTU发送指令打开电动控制薄膜阀，f1＜f2，关闭电动控制薄膜阀。

BP公司在North San Juan盆地40多口井采用这套系统，气体产量增加了11.3×104m3/d，流动控制装置应用后平均每口井的产量增加了3681m3/d[3]。

该系统的优点是结构简单、成本低廉，可以优化油管尺寸，使油管流动能保持合理的流速排水，还能优化气井在最小的井底压力下生产，已达到较高的整体产气量。

3.2分体式柱塞气举排水采气工艺

分体式柱塞由两部分组成：一个空心圆柱筒和一个圆球。其外部活塞筒采用金属制成，有良好的耐磨性和抗震性。

分体式设计减少了油管卡住柱塞的可能性。圆柱筒的外壁采用沟槽设计，柱塞上行时与油管有良好的密封，这样减少了液体的回落和气体的滑脱。柱塞下落时，球与空心圆柱筒分离，明显地减小了柱塞的下落阻力，使柱塞能迅速通过气、液柱下落。最大优点是节省关井时间，增加气井产量。

南德克萨斯州气田最初使用优选管柱与泡排联合作业的方法进行排液，取得了很好的效果。但随着凝析油的产生，使用小尺寸油管举升方式很难达到预期排液效果，且化学剂(起泡剂)的费用高，经济上极不合理。在2002年10月，在油田安装了分体式柱塞举升系统，产量增加0.14×104m3/d[4]，并一直持续稳产。

西德克萨斯气田某口井上，用分体式柱塞替换原来的常规柱塞，使得大约每天增产0.28×104m3。

3.3改进后在水平井的应用[5]

在哥伦比亚向东90km的Great Sierra气田,Jean Marie地层大约有1750口水平气井，其初期产量56e3m3/d，12个月后降至14e3m3/d，36个月后至10e3m3/d，其临界流量12e3m3/d，最初的估计该层应该没有出水问题也证明是错的。随着水平井数量的增多，2008年以后主要用于直井的柱塞举生也开始用于水平井。

水平井柱塞气举的挑战之一是把水平井井筒的液体运移到减震器弹簧以上的油管，为了实现这一点需要把减震器弹簧安装的尽可能深，这又使得减震器弹簧和柱塞运行起来比较困难。因为在大斜度段下入止回阀后会导致在关井期间液体经止回阀泄露，如果下入段井斜角大于45°且关井时间过长，发生泄露就会越明显。

因此对止回阀进行改进，减震器弹簧安装在80°的球座内，改进后的止回阀可以在倾斜角达到67°的井中使用；同时在水平井中将关井时间减少到柱塞到达减震器弹簧的时间，也能够使液体泄露对气井的影响达到最小。这样就克服了柱塞气举在水平井上排水采气的难题。当然，把减震器弹簧下到大斜度井中，会导致柱塞在倾斜井筒中上下移动时的摩擦。同时也会使得下降速度变慢、柱塞的磨损和频繁的维修。

对衬垫式柱塞、空心柱塞和棒式柱塞测试，发现空心柱塞能够保持循环，而且转速在安全可控范围内，尤其是短8″柱塞更有效。

3.4在出砂井上的应用

刷式柱塞是唯一可以用于出砂井的柱塞，它有一个螺旋加工的柔软尼龙刷子部分，此部分尺寸稍大，以便使柱塞和油管产生较好的密封性，可以允许柱塞在含砂的油管中运行，一部分砂粒能被携带到地面，其原理与机械防砂相同。

新墨西哥的Lea县Eumont气田，气井压力低0.045MPa/100m（1.5～2psi/100ft），产水量少，为了增产通常采用加砂压裂，由于井筒附近的支撑剂没有充分阻挡，浅层气井中压裂砂的产出成为一个突出问题。最初采用有杆泵生产，经常造成检泵作业，生产成本极高，约30口井使用了柱塞气举之后，初期增产达到85%，产量高于措施前的时间达13.7个月，维护和增加产量的同时，运行成本减少了70%[6]。

4　柱塞气举在国内的应用

4.1直井中的应用

目前，长庆气田试验了柱塞气举50口，西南气区试验了10多口，效果较好。其中长庆应用加拿大技术，成本高达40万/口。

苏里格气田对苏6井区的苏37-15井[2]实施了柱塞排水采气试验，试验数据如表1所示。

表1　苏37-15井柱塞运行前、后对比表

从生产情况对比表可以看出，苏37-15井柱塞运行效果比较理想，油压、套压差由5.2MPa降到2.3MPa，平均日产气量由0.1411×104m3/d增加到0.7271×104m3/d，产水量由0增加到0.937m3/d，基本消除了井筒积液，使气井恢复了产能。

2012年，长庆气区苏里格气田的苏X井产生积液，濒临关井，日产量为400m3/d时，先实施泡沫排水，产量达到10000m3/d，但是持续时间只有3d；然后换用柱塞排水采气产量可以恢复到7000m3/d，一个月后降到6000m3/d，两个月后降到5000m3/d，达到产气量的自然递减状态。

4.2定向井中的应用[7]

在川西气田川孝601-4井（最大井斜角为38.49°）开展了柱塞气举试验。通过优化入井工具串长度（9m控制到6～7m）以及施工程序（通井—下卡定器—下柱塞缓冲器），成功安装了井下设备，并对各项工艺参数进行了优化设计；试验井安装柱塞气举后，柱塞运行正常，油套压差明显减小，增产天然气0.8×104m3/d，排水采气效果非常明显，试验取得了圆满成功。柱塞气举排水采气工艺在定向井中的首次成功应用，表明该工艺可以适用于井斜角小于40°的定向井。

5　推广应用前景及建议

5.1推广应用前景

（1）柱塞气举可在长庆、西南等低渗透和碳酸盐岩气藏推广。长庆气田是典型的低渗、低压、低产、小产水量的气藏，与美国圣胡安盆地相似，只是气藏埋深要深于圣胡安（1000m左右），达到3500m。目前有5483口井，产水井2057口，西南气田产水井904口，占投产井56.93%，平均日产气2.3×104m3/d，平均日产水6.05m3/d，平均水气比2.6m3/104m3。

从前期柱塞气举的试验效果来看，该工艺具有较好的适应性，目前有将近500多口井达到柱塞气举的选井条件，随着采气的深入，适合于柱塞的低产低压井的逐渐增多，可以进一步推广。

（2）刷式柱塞气举可在涩北疏松砂岩气田少量出砂井上试验。涩北气田生产井697口，开井531口，其中产水井360口，平均日产水2.535m3，平均日产气3.151×104m3，属于疏松砂岩气藏，与新墨西哥的Lea县Eumont气田不同之处在于，Eumont气田出的压裂支撑剂，涩北气田是地层砂，目前不适宜大规模推广，可以选取出砂量比较少的井开展刷式柱塞的试验。

（3）可在水平井中开展试验。长庆气田目前水平井338口，涩北也达到近百口，目前还没有针对水平井的排水采气技术，可以开展柱塞气举的试验。

5.2建议

（1）目前国内柱塞气举的成本大约在40万/口，高成本也制约了它的大规模应用。建议加快其国产化，力争将成本降低到15万以下；

（2）结合数字化，提高柱塞气举的自动化程度，让工作人员对柱塞气举井进行远程控制。目前部分柱塞气举井已经实现，能自动调节开关井时间。

[1]詹姆斯·利.气井排水采气[M].何顺利，顾岱鸿，田树宝，等译.北京：石油工业出版社，2009：55-67.

[2]张荣军，乔康.柱塞排水采气工艺技术在苏里格气田的应用[J].钻采工艺，2009（11）：118-119.

[3]Peter O.Oyewole.Successful Application of Intergrated Digital Automation System for Production Optimization in the North San Juan Basin[J].SPE 106952,2010.

[4]Robert Lastz.一种特殊的柱塞气举方法：分体式柱塞气举[J].刘琦，译.海洋石油，2005,25（4）：71-73.

[5]Pasquale Imbo and Daniele Magnani,Innovative Capillary Deliquification Safety System Resolves Liquid Loading Problems with a Cost-Effective Solution that Maximizes Production While Maintaining Well-Safety Requirements,SPE135537, 2010.

[6]T.S.Scheneider.Plunger Lift Benefits Bottom Line for a Southeast New Mexico Operator[J].SPE 59705,2000.

[7]董耀文，谭明文，周兴付.柱塞气举在川西地区定向井中的应用研究[J].开发工程，2011，31（6）:53-55.

The Progress andApplication of Drainage Gas Recovery Technology by Plunger Gas Lift

JIAMing,LI Jun,LI Nan
(Institute of Oil Exploration and Development,CNPC,Beijing, 100083,China)

The liquid carrying ability of low yield and low-pressure gas well is poor,and the liquid is easy to be gradually accumulated at the bottom hole and shaft.The liquid effusion from the bottom hole will increase the return pressure to the formation,and limit its production capacity,will eventually be completely crushed zone to shut.Plunger gas lift is one of the important measures to solve serious liquid slippage loss in the low yield and low-pressure gas wells.The paper researches the latest development and application situation domestic and abroad on the plunger gas lift drainage gas recovery technology.Through reviewing the literature,the latest progress of plunger gas lift is obtained.American Intelligent Plunger Lift can timely control time of shut-in switch.The drainage gas recovery technology by split type plunger gas lift in Changqing-Sulige gas field can continuous production without shutting well.The new technologies provide key support to the application of domestic intelligent plunger gas lift support.Through on-site tracking,the application of the plunger gas lift in the horizontal well,sand wells,vertical wells and directional wells were investigated.Finally,the domestic developing direction of plunger gas lift is proposed.

plunger gas lift;drainage gas recovery;technology

TE37

B

1004-5716(2015)07-0025-04

2014-06-20

2014-07-24

贾敏（1984-），女（汉族），甘肃庆阳人，工程师，现从事石油天然气开采排水采气方向的研究工作。