分体式柱塞工艺在大牛地气田D1-74井的应用

徐正茹，庹维志

（1.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆163318；2.中国石油塔里木油田油气工程研究院，新疆库尔勒841000）

分体式柱塞工艺在大牛地气田D1-74井的应用

徐正茹1，庹维志2

（1.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆163318；2.中国石油塔里木油田油气工程研究院，新疆库尔勒841000）

大牛地气田随着生产时间的增加，气井压力逐渐下降，气井排液越来越困难，普通泡排工艺受泡沫密度、含有凝析油等因素影响，使得一些积液减产气井生产困难。针对以上原因，第一采气厂引进了分体式柱塞气举排水采气工艺，采气一队D1-74气井于2012年12月开始分体式柱塞工艺实验，通过实验已经取得了一些成果，有助于分体式柱塞工艺在大牛地气田的推广和应用。

大牛地气田；分体式柱塞；D1-74井

鄂尔多斯盆地大牛地气田[1]“十二五”上产任务严峻，气井排液和保证产量同样重要，普通的柱塞气举[2]需要一段时间关井，影响生产时率，分体式柱塞不需要关井[3]，可以连续排液。既能保证井内积液排除又能保证气井的生产，进而加大对积液减产井排液的效果。

分体式柱塞工艺与普通柱塞工艺相比具有设计独特、工艺简单、操作和应用方便等特点。而且分体式柱塞最大的优点是节省关井时间，增加其产量[4]。

分体式柱塞工艺排液与常规泡排排液[5]相比具有操作方便、可以改善泡排剂对井底污染、投入人员资金少等特点[6]。

1 D1-74井分体式柱塞安装前生产情况

本文统计了2011年12月至2012年10月的这11个月的1-74井分体式柱塞安装前生产情况，根据统计数据计算求得生产情况如下：平均产气量7 191 m3，进计量平均产液0.71 m3，平均油压7.35 MPa，平均套压8.63 MPa，生产制度为3 mm气嘴控制流量。与安装柱塞前相比，D1-74井安装分体式柱塞后前几种制度生产比较平稳，产液量增多，油套压增大，分体式柱塞取得了一定的成效。

2 D1-74井分体式柱塞安装后生产情况

D1-74井于2012年12月9日安装柱塞作业完毕，最初生产制度为每天两开两关4 h，截止2013年7月14日已经进行至全天24 h生产。所有制度配产维持不变即7 000 m3/d，目前生产制度为3 mm气嘴控制流量，截止到7月14日，分体式柱塞方式生产216 d，共进行19种生产制度，累计产气149.3079×104m3，累计产液166.92 m3。平均日产气6 912 m3，平均日产液0.80 m3，平均油压8.20 MPa，平均套压8.92 MPa，D1-74井分体式柱塞气举生产制度如表1所示。

安装柱塞后生产情况，分析19种生产制度，制度超过14 h生产情况逐渐变差，产液量明显下降，24 h生产困难，生产的11 d中只有5 d生产了24 h，其余时间都因没有瞬时流量或压力较低而关井。由于产液量下降并且不进行降压带液等原因，导致井内积液增加，生产情况变差。其中生产8 h，开井制度两开两关时，平均每天产液最多，平均每天产液1.33 m3，此时分体式柱塞排液效果最佳，此时平均油压8.5 MPa，平均套压8.7 MPa，瞬时流量为894 m3/h。

表1 D1-74井分体式柱塞气举生产制度表Table1 D1-74 well split plunger gas lift production schedule

3 D1-74井分体式柱塞运行情况

柱塞运行情况，3月19日10:00到达D1-74井口，井口油压7.0 MPa，套压8.2 MPa，此时生产制度为1开1关生产10 h，贴在井口处听到井筒内有柱塞运动的声音，10:09井口关井，同样贴在井口处未听到柱塞运动的声音，10:20开井，井口油压7.6 MPa，听到柱塞运动的声音，11:00柱塞上升至井口，听到明显柱塞震动的声音，11:05井口震动声音消失，用时44 min，此时油压6.8 MPa，柱塞上升至井口后向井底运动。

4月30日10:05到达D1-74井口，井口油压7.1 MPa，套压8.0 MPa，此时生产制度为1开1关生产14 h，10:10分开井到最大瞬时流量2 020 m3/h，10:25瞬时流量降至1 400 m3/h左右，此时贴在井口有柱塞运动的声音，10:45瞬时流量降至500 m3/h，进站压力4.91 MPa，压力降至管网，柱塞未到井口，站内开始降压带液1 h，同样井口未能听到柱塞上来，降压带液产液2.13 m3。

5月26日9:17到达D1-74井口，井口油压6.7 MPa，套压7.9 MPa，此时生产制度为2开2关生产18 h，开井瞬时流量930 m3/h，9:41井口油压6.6 MPa，10：55开始降压带液1 h，产液0.85 m3，未见柱塞上至井口。

6月18日10:30到达D1-74井口，井口油压6.9 MPa，套压7.8 MPa，此时生产制度为2开2关生产20 h，直接站内降压带液，开始能听到柱塞在井筒内运动，11:30井内柱塞运动声音减小，未见柱塞上至井口，产液0.3 m3。

分析得出：柱塞第一次上来，由于平均瞬时流量为722 m3，且比较稳定，之后未上来由于开始瞬时流量较大，柱塞开始运动，但是瞬时流量下降较快，柱塞还没到达井口，瞬时流量不够，气井已经不够举升柱塞的能量，所以柱塞上来的关键除了与瞬时流量和压力有关，还与瞬时流量稳定的时间有关。

4 D1-74井分体式柱塞分析

瞬时流量是分体式柱塞排液效果好坏的决定性因素，根据各生产制度瞬时流量与平均产液情况可知，随着生产时间的增加，平均每天产液量先增加后减少，生产制度8 h两开两关时产液量最多。生产制度为4、6、8 h时，平均每天产液效果逐渐变好，这三种制度时排液效果较好，但是生产制度8 h之后，随着瞬时流量的减小，平均每天产液量下降明显，之后产液量保持稳定，具体情况见图1。

图1 瞬时流量与产液量对比图Fig.1 The instantaneous flow rate and liquid production rate comparison chart

图2 分体式柱塞安装前后压力与产液对比图Fig.2 The comparison chart of pressure and liquid production before and after using the split plunger technology

表2和图2为柱塞前统计2011年12月至2012年6月月平均产液量、月平均油压，柱塞后2012年9月至2013年6月平均产液、月平均油压对比情况。柱塞前5个月产液量均高于去年同期产液量，柱塞后两个月小于去年同期产液量；柱塞前四个月的油压均大于去年同期油压，4、5、6月柱塞前后油压基本持平，详见表2和图2。

表2 分体式柱塞安装前后13年、12年同期对比表Table2 Production conditions before and after using split plunger technology in 2012 and 2013

图3为分体式柱塞安装前后油压对比图，由图可以看出前四个月柱塞后平均油压明显大于柱塞前平均油压，大约多出1 MPa，后三个月柱塞后平均油压与柱塞前平均油压基本持平，维持在8～9 MPa之间，详见图3。

图3 分体式柱塞安装前后油压对比图Fig.3 Comparison of the oil pressure before and after using the split plunger technology

说明分体式柱塞前四个月排液效果较好，井内液体被排除，油压上涨，后期排液比柱塞前差，井内液体未全部带出，压力下降，压力开始下降为3月份8 h生产两开两关制度结束时，D1-74井此时生产情况开始变差。小于8 h，一开一关平均每天产液量高于两开两关；生产制度大于等于8 h，一开一关平均产液量低于两开两关平均产液量。生产制度对比情况如图4所示。

图4 生产制度对比图Fig.4 Comparison of production system

5 结论

（1）经过19轮生产制度变更试验，在开井制度为8 h，两开两关，瞬时流量875 m3/h时，D1-74井分体式柱塞排液效果最好，日均产液1.33 m3/d。生产时间小于8 h的生产制度，由于生产时间较短，存在产液量不稳定，不能完成配产的情况。生产时间大于8 h的生产制度，特别是开井大于14 h的生产制度，产液量下降明显，油套压均下降，生产情况与未安装柱塞前大致持平，大于20 h之后生产情况不如安装之前。

（2）D1-74井24 h制度时，生产困难，不适用于全天生产。

（3）相同生产时间，低于8 h一开一关制度排液效果较好，大于8 h两开两关制度排液效果较好。

（4）推广时应选择油压大于7.0 MPa，套压大于8.0 MPa，平均瞬时流量能够达到722 m3/h，并能稳定瞬时流量50～60 min以上，分体式柱塞才能到达井口，平均瞬时流量能够达到900 m3/h，并稳定生产分体式柱塞效果最好。

［1］侯瑞云，刘忠群．鄂尔多斯盆地大牛地气田致密低渗储层评价与开发对策[J]．石油与天然气地质，2012，33(1)：118-119．

［2］申健，强彦龙，陈献翠，等．柱塞气举排液采气工艺技术研究与应用[J]．内蒙古石油化工，2005(8)：112-113．

［3］陈瑶棋，张袁辉．分体式柱塞气举可视化实验研究[J]．西部探矿工程，2010(8)：40-42．

［4］张峰超，郝俊龙，董婧璇，等．分体式柱塞气举实验模拟[J]．科技资讯，2014，31：50-51．

［5］刘琦，蒋建勋，石庆，等．国内外排液采气方法应用效果分析[J]．天然气勘探与开发，2006，29(3)：51-54．

［6］李冰毅，周翀，何云，等．浅析大牛地气田柱塞气举排水采气工作制度优化[J]．科技情报开发与经济，2009，19(11)：225

Application of Split Plunger Technology in D1-74 Well of Daniudi Gas Field

XV Zheng-ru1,TUO Wei-zhi2
（1.EOR Key Laboratory of Ministry of Education,Northeast Petroleum University,Heilongjiang Daqing 163318，China；2.PetroChina Tarim Oilfield Oil and Gas Engineering Research Institute,Xinjiang Korla 834000，China）

In Daniudi gas field,with the increasing of production time,the pressure of gas well gradually decreases,the liquid drainage of gas well is more and more difficult,ordinary foaming liquid drainage process is affected by the density of foam,condensate oil and other factors,which makes some effusion gas wells have difficulties in production. In view of the above reasons,the first gas production plant introduced split plunger gas-lift water drainage technology, the D1-74 well of the first gas production team began to carry out the split plunger process experiment in December 2012.The experiment made some achievements,which could help to promote and apply the split plunger technology in Daniudi gas field.

Daniudi gas field;Split plunger;D1-74 well

TE 377

A

1671-0460（2017）03-0478-03

2016-02-23

徐正茹（1988-），男，在读硕士研究生，就读于东北石油大学油气田开发工程专业，研究方向：提高采收率原理与技术。E-mail：xuzhengru0124@163.com。