柱塞排水采气技术在涪陵页岩气田的试验应用

陈晓宇， 朱党辉, 王大江, 刘乔平, 孙志扬， 姜宇玲， 孔 萍

1中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司 2中国石化江汉油田分公司采气一厂3中国石化江汉油田分公司石油工程技术研究院 4中国石化江汉油田勘探开发研究院

0 引言

涪陵页岩气田W区块的主力产气层均为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组[1]。随着气田的开发，W区块的大部分气井先后进入了页岩气生产的中后期，低压低产井的数量越来越多。目前，平均单井产气量为1.55×104m3/d，产水量10.55 m3/d，在整个气田中属于低产能、中—高产水区块。经测压、测液面等分析，导致低产低效的主要问题是气井能量不足，产量低于临界携液流量，气井积液从而无法正常连续生产。针对W区块各气井出现的生产动态情况，气田分别采用泡排、柱塞等排水采气工艺，经过前期的现场试验，均收到了很好效果。本文对柱塞排采在涪陵页岩气田W区块的试验情况及工艺做简要介绍。

1 柱塞排采工艺原理及举升过程模拟

从形式上说，柱塞排采属于一种特殊的间歇气举。通过柱塞的固体密封界面作用，将举升气体和被举升液体分开，在井筒中自下而上形成“气体—柱塞—液体”稳定的理想段塞流，大大减少了气体上窜及液体回落，举升效率大幅提高[2-3]。

柱塞举升过程按压力变化可简单分为2个阶段：关井恢复阶段及开井生产阶段。关井后，柱塞在重力的作用下，自动下落到卡定器处缓冲弹簧上[4]。随后页岩气会在柱塞下方和油套环空中聚集，井底能量逐渐增加。当套压达到一定数值时，打开井口阀门，套管气和进入井筒的地层气体向油管膨胀，气井凭借自身能量推动柱塞及其上方液体离开卡定器，直至柱塞及上方液柱到达井口，从而积液被排出井筒[5]。当出现套压返高现象、井底再次积液时，及时关闭井口，开始下一个循环。根据柱塞举升特征，将柱塞气举排液过程分为5个节点：节点A- B为关井阶段，柱塞下落，油套压开始上涨，关井阶段达到最大套压，柱塞上方产生液柱；节点B- C为开井状态，套管压力下降，柱塞开始举升；节点C- D，柱塞举升至井口，达到最小套压；节点D- E为续流状态，井筒开始慢慢积液。具体见图1。

图1 涪陵页岩气田W区块柱塞试验井组典型排液曲线

2 柱塞排采工艺气井结构优化及设计

与常规气井不同，涪陵页岩气井的生产井口存在扩径、生产管柱存在缩径的特征，上述特征是制约常规柱塞技术在页岩气井应用的主要瓶颈。

2.1 常规柱塞气举在页岩气井应用难点

2.1.1 页岩气井生产井口存在扩径

页岩气藏的开发需要进行大规模压裂改造，前期压裂井口装置主通径为180 mm，后进入采气阶段，对井口装置进行改造，主通径变小，但仍保留了主通径为180 mm的1号手动平板阀。因柱塞在运行过程中，需保持密封，而Ø60.325 mm生产管柱内径仅为50.6 mm、Ø73.025 mm生产管柱内径仅为62 mm，常规柱塞从生产管柱进入到1号阀时，柱塞运动的通道内径突然变大，将造成柱塞密封失效，柱塞上下压差消失而无法继续上行；此外，常规柱塞从井口下落至生产管柱时，也存在滞留阀腔的风险。图2为涪陵页岩气井生产井口装置结构示意图。

图2 涪陵页岩气井生产井口装置结构示意图

2.1.2 页岩气井生产管柱存在缩径

为降低气井生产所需临界携液流量，并保障气井生产安全。涪陵页岩气田气井在生产阶段均带压下入了生产管柱。为满足后期带压起出生产管柱时封堵油管的需要，在管柱中部均设有X型工作筒，而X型工作筒的内径比油管内径小，Ø60.325 mmX型工作筒内径为48 mm、Ø73.025 mm X型工作筒内径为58.75 mm。常规柱塞无法满足在变内径通道运行的要求。

2.2 页岩气柱塞排采工艺气井优化设计

2.2.1 页岩气井柱塞排采井口改造

通过更换原转换法兰为内加衬套转换法兰，并将原生产井口装置主通道上的PFF78-70手动平板阀换为原生产井口装置侧翼的PFF65-70手动平板阀,旋转原生产井口装置的小四通或者更换特定内径的小四通，同时在井口装置上部安装内通径与生产油管相同的回形管，从而井口装置主通道内径与生产油管内径近乎一致，有效解决了柱塞技术在页岩气井应用存在的井口瓶颈，图3为涪陵页岩气井柱塞井口装置结构示意图。

图3 涪陵页岩气井柱塞井口装置结构示意图

2.2.2 组合柱塞设计

为顺利通过生产管柱的X型工作筒，并充分考虑通过柱塞井口装置时的密封性和扶正性，创新设计了弹块式组合柱塞。弹块式组合柱塞主要由左右两组弹块以及中间的连接杆组成，如图4所示。

图4 组合柱塞结构示意图

该弹块式组合柱塞的优点在于：①当柱塞进入井口变径段的时候，至少有一组弹块能保证在小通径内扶正柱塞，使柱塞能顺利通过；②当一组弹块在通过变径发生收缩时，可以保证另一组弹块始终可以正常工作，从而最大程度地降低漏失率。

3 柱塞举升可行性分析及关键参数

3.1 柱塞气举可行性分析

3.1.1 柱塞气举工艺要求

据文献调研，选井实施柱塞应具有以下条件[6]：①页岩气气井本身要具有一定的产能；②产水量小于30 m3/d；③每1 000 m气液比大于500；④井深应小于4 500 m，油管完好畅通；⑤井底具有一定深度的积液，无泥浆等污物。

3.1.2 试验可行性判断方法

柱塞试验可行性判断的两种方法：

(1)优选图版法。涪陵页岩气田W区块的柱塞试验井组中的平均气液比为1 500，井深均小于4 500 m。在已知井组气液比和管柱下深，通过柱塞优选图版法[7]可得净工作压力为2.5 MPa，结合区块3.5 MPa的外输管网压力，即可得柱塞运行所需套压为6.2 MPa，远小于试验井组的平均套压9 MPa，柱塞运行潜力大。

(2)井底流压的判定。开井时，套管内高压气体进入油管推动柱塞及上部液体上升。当套管压力足够或刚好将柱塞和液体推至井口位置，即实现举升。因此确定将柱塞和液体推至井口位置所需要的最小套压作为举升成败的重要参数，即柱塞及其上部液体刚好到达井口位置时，油套管压力处于平衡状态[8]，可知：

pcmin=ptmin+(pLh+pLf)ω+pp+pf

(1)

式中：pcmin—最小套压，MPa；ptmin—最小油压，MPa；pLh—举升每方液体段塞的静液柱压力，MPa/m3；pLf—举升每方液体段塞的摩阻压力，MPa/m3；ω—周期排水量，m3；pp—克服柱塞重量所需压力(一般取0.04 MPa)，MPa；pf—柱塞以上油管长度上的气体摩阻，MPa。

气井持续带液并将积液高度降低为零，则柱塞排采在地层压力大于5.4 MPa情况下适用。试验井组平均套压9 MPa，平均井底流压12.6 MPa，应用潜力大，可行。

3.2 柱塞气举工艺关键参数

气井生产气液比决定了井筒产气、产水量的相对比例。随着气液比的降低，续流生产时间和柱塞举升周期都会缩短，导致气井周期产气量变低[9]。若继续下降到一定值时，续流生产时间变为零，再下降则柱塞不能正常进行举升[10]。

气液比计算公式为：

(2)

式中：R—每1 000 m气液比,m3/m3；qsc—日产气量，m3；qw—日产水量，m3；H—井深，km。

柱塞运行初期，现场激活通过载荷因数(K)判断，一般情况下，当K>50%时，认定柱塞无法上行进行举升，当K<50%时，柱塞可以举升排液。要求根据现场气井生产情况及时调整合理的载荷因数：

(3)

式中：K—载荷因数；pc—套压，MPa；pt—油压，MPa；pp—回压，MPa。

4 现场试验效果评价

为了进一步确定可行性，在W区块按要求选取了X平台的3口气井，生产概况见表1。

表1 柱塞井措施前后三个月生产概况表

通过对比措施前后气井的生产情况发现柱塞排水采气技术能有效减低气井油套压差，提高水气比。

4.1 单井提产排水明显

以JYX-2HF井为例，该井于5月底进行柱塞改造，改造期间对月产量略有影响。6月初激活运行，6、7月柱塞运行稳定，提产排水效果显著,如图5所示。

图5 JYX-2HF井月产气产水量柱状图

4.2 经济效益明显

就目前看来，柱塞气举排水工艺相对于其他工艺如泡排、射流泵、电潜泵等，展示出了良好的经济效益。以JYX-5井为例，泡排剂每月成本约为3.25万元，不计注入设备的购置安装费，每年泡排药剂所需资金约39万元；JYX-5柱塞气举基本为一次性投入，单井设备、安装及作业维护等共计40万元。

4.3 制度优化效果明显易管理

柱塞气井激活初期，为排除井筒及近井地带的积液，依据载荷因数和现场压力变化，柱塞次数可能增多。激活成功后，采集数据逐渐增多，经过编制的智能控制软件分析优化，制度不断优化，最终达到稳定生产状态,见图6。后期登录柱塞监控系统了解每口柱塞井的生产情况，提高了气井管理工作效率。

图6 柱塞井制度优化过程

5 结论

(1)柱塞气举排水工艺在涪陵页岩气田W区块的成功应用，在增产效果取得的同时，也完善了整个气田的排水采气工艺体系。

(2)通过对生产井口装置进行改造，并结合创新设计的组合柱塞，有效解决了柱塞技术在页岩气井应用存在瓶颈。

(3)柱塞气举工艺具有较好的经济效益，且易于管理。随着该工艺在涪陵页岩气田的推广，需持续提高柱塞气举工艺智能管理程度。

(4)在前期试验经验中发现柱塞气举应用潜力大,下一步将细化选井条件，优化运行参数，对满足条件的气井加以推广使用。