賈　敏，李　雋，李　楠

（中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

柱塞氣舉排水采氣技術(shù)進(jìn)展及應(yīng)用

賈敏*，李雋，李楠

（中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

低產(chǎn)低壓氣井?dāng)y液能力差，井底及井筒逐漸積液，井筒積液將增大對地層的回壓，并限制其生產(chǎn)能力，最終將氣層完全壓死以至關(guān)井，而柱塞氣舉是解決低產(chǎn)低壓有水氣井液體滑脫損失嚴(yán)重的重要措施之一。對國內(nèi)外柱塞氣舉排水采氣技術(shù)的最新進(jìn)展和應(yīng)用情況進(jìn)行了調(diào)研。通過文獻(xiàn)查閱，得到柱塞氣舉的最新進(jìn)展：美國的智能柱塞舉升能實(shí)時(shí)的控制開關(guān)井時(shí)間、長慶蘇里格氣田的分體式柱塞氣舉排水采氣技術(shù)可以不關(guān)井連續(xù)生產(chǎn)，新技術(shù)研發(fā)對國內(nèi)智能柱塞氣舉的應(yīng)用提供了關(guān)鍵技術(shù)支持。通過現(xiàn)場跟蹤，調(diào)研了國內(nèi)柱塞氣舉在水平井和出砂井中、直井和定向井中的應(yīng)用情況。最后對柱塞氣舉在國內(nèi)的應(yīng)用及研發(fā)方向提出了建議。

柱塞氣舉；排水采氣；工藝技術(shù)

隨著我國氣田開采的逐漸深入，低產(chǎn)低壓井逐漸增多，而且低產(chǎn)低壓井?dāng)y液能力差，井底及井筒積液將增大對地層的回壓，并限制其生產(chǎn)能力，最終將氣層完全壓死以至關(guān)井，而柱塞氣舉是解決低產(chǎn)低壓有水氣井液體滑脫損失嚴(yán)重的重要措施之一。柱塞氣舉排水采氣是利用氣井自身能量推動(dòng)油管內(nèi)的柱塞舉水，不需其它動(dòng)力設(shè)備、生產(chǎn)成本低，在美國被認(rèn)為是最佳的排水采氣工藝。

1　柱塞氣舉的原理

柱塞氣舉[1]是將柱塞作為氣液之間的機(jī)械界面，利用氣井自身能量推動(dòng)柱塞在油管內(nèi)進(jìn)行周期地舉液，能夠有效地阻止氣體上竄和液體回落，減少液體“滑脫”效應(yīng)，起到助排的效果，同一般的間歇?dú)馀e相比，它能更有效地利用氣體的膨脹能量，提高舉升效率。

（1）當(dāng)控制薄膜閥關(guān)閉時(shí)，柱塞在自身重力作用下在油管內(nèi)穿過氣液進(jìn)行下落。在關(guān)井瞬時(shí)，套壓可能下降也可能不變，套壓下降是由于套管中的氣體繼續(xù)向油管膨脹，使油套壓趨近平衡，這時(shí)油壓會(huì)相應(yīng)升高，之后套壓由地層供氣能力控制；關(guān)井初期，油壓恢復(fù)較快，之后油壓由地層供氣能力控制。

（2）柱塞下落到達(dá)井下卡定器位置處，撞擊卡定器的緩沖彈簧，液面通過柱塞與油管的間隙上升至柱塞以上聚積。

（3）地面控制器控制薄膜閥打開，生產(chǎn)管線暢通，套管氣和進(jìn)入井筒內(nèi)的地層氣向油管膨脹，到達(dá)柱塞下面，推動(dòng)柱塞及上部液體離開卡定器開始上升，直到柱塞到達(dá)井口。開井后，氣體從井口產(chǎn)出，油壓迅速降低，柱塞逐漸加速上升；同時(shí)套管氣體進(jìn)入油管舉升柱塞，套壓下降。

（4）環(huán)空套壓迫使柱塞及柱塞以上的液體繼續(xù)上行，液體到達(dá)井口后，由于控制閥節(jié)流，油壓又開始增加；當(dāng)柱塞到達(dá)井口后，油壓會(huì)繼續(xù)增加，套壓降到最小值。

（5）根據(jù)設(shè)置的關(guān)井時(shí)間，地面控制器控制薄膜閥關(guān)閉生產(chǎn)管線，柱塞再次在自身重力作用下開始下落。

2　柱塞氣舉的適用條件及特點(diǎn)[2]

該方法主要適用于低井底壓力、高氣液比的氣藏。

2.1適用條件

（1）氣井自身具有一定的產(chǎn)能，帶液能力較弱的自噴生產(chǎn)井；

（2）產(chǎn)水量小于50m3/d；

（3）氣液比大于500m3/m3，井底有一定深度的積液；

（4）溫度：最高為288℃；

（5）井深：原則上沒有限制，但一般低于4500m；

（6）適用性：腐蝕性地層，成本低，$4372左右/套；

（7）限制應(yīng)用：斜井或彎曲井、地層水結(jié)垢和含砂井。

2.2柱塞氣舉的特點(diǎn)

（1）優(yōu)點(diǎn)。工藝簡單，容易安裝和檢修；地面設(shè)備自動(dòng)化程度高；對低產(chǎn)量井適用；適用于多種尺寸油管；經(jīng)濟(jì)；可以和間歇?dú)馀e同時(shí)應(yīng)用；可以根據(jù)井的狀況及時(shí)調(diào)整舉升方式；長慶現(xiàn)場先導(dǎo)試驗(yàn)較好。

（2）缺點(diǎn)。不能開采至枯竭，需要更換其它舉升方式；需要專人管理，由于管理制度需要不停的變化，需要每天設(shè)置開關(guān)井時(shí)間；速度過快時(shí)易引起風(fēng)險(xiǎn)并造成破壞。

3　國外柱塞氣舉的進(jìn)展及應(yīng)用

3.1柱塞舉升與數(shù)字自動(dòng)控制系統(tǒng)集成

BP公司在North San Juan盆地采用了一種集成數(shù)字自動(dòng)化系統(tǒng)，用于優(yōu)化柱塞舉升和油管中流動(dòng)控制。該系統(tǒng)主要分成兩部分：遠(yuǎn)程終端（RTU）和監(jiān)控與數(shù)據(jù)采集主機(jī)（SCADA-host）。根據(jù)預(yù)先設(shè)定的變化范圍調(diào)整柱塞到達(dá)時(shí)間、后續(xù)流動(dòng)時(shí)間和關(guān)井時(shí)間實(shí)現(xiàn)氣井產(chǎn)量最大化。在流動(dòng)控制方面，根據(jù)井的狀況自動(dòng)控制套管閥的開關(guān)，保證氣體流量在臨界流量以上，減少摩阻和回壓。

該數(shù)字化自動(dòng)控制系統(tǒng)的輸入端連接在天然氣生產(chǎn)管線上用于測量流速的皮托管（空速管）信號發(fā)送器（D/P）；輸出端連接油套環(huán)空的電動(dòng)控制薄膜閥；數(shù)字化自動(dòng)控制系統(tǒng)的功能是利用輸入端的流速數(shù)據(jù)計(jì)算出實(shí)際的油管流量f1；利用Turner模型實(shí)時(shí)的計(jì)算經(jīng)過皮托管的不同壓差下的流量f2；同時(shí)；如果f1≥f2,則RTU發(fā)送指令打開電動(dòng)控制薄膜閥，f1＜f2，關(guān)閉電動(dòng)控制薄膜閥。

BP公司在North San Juan盆地40多口井采用這套系統(tǒng)，氣體產(chǎn)量增加了11.3×104m3/d，流動(dòng)控制裝置應(yīng)用后平均每口井的產(chǎn)量增加了3681m3/d[3]。

該系統(tǒng)的優(yōu)點(diǎn)是結(jié)構(gòu)簡單、成本低廉，可以優(yōu)化油管尺寸，使油管流動(dòng)能保持合理的流速排水，還能優(yōu)化氣井在最小的井底壓力下生產(chǎn)，已達(dá)到較高的整體產(chǎn)氣量。

3.2分體式柱塞氣舉排水采氣工藝

分體式柱塞由兩部分組成：一個(gè)空心圓柱筒和一個(gè)圓球。其外部活塞筒采用金屬制成，有良好的耐磨性和抗震性。

分體式設(shè)計(jì)減少了油管卡住柱塞的可能性。圓柱筒的外壁采用溝槽設(shè)計(jì)，柱塞上行時(shí)與油管有良好的密封，這樣減少了液體的回落和氣體的滑脫。柱塞下落時(shí)，球與空心圓柱筒分離，明顯地減小了柱塞的下落阻力，使柱塞能迅速通過氣、液柱下落。最大優(yōu)點(diǎn)是節(jié)省關(guān)井時(shí)間，增加氣井產(chǎn)量。

南德克薩斯州氣田最初使用優(yōu)選管柱與泡排聯(lián)合作業(yè)的方法進(jìn)行排液，取得了很好的效果。但隨著凝析油的產(chǎn)生，使用小尺寸油管舉升方式很難達(dá)到預(yù)期排液效果，且化學(xué)劑(起泡劑)的費(fèi)用高，經(jīng)濟(jì)上極不合理。在2002年10月，在油田安裝了分體式柱塞舉升系統(tǒng)，產(chǎn)量增加0.14×104m3/d[4]，并一直持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)。

西德克薩斯氣田某口井上，用分體式柱塞替換原來的常規(guī)柱塞，使得大約每天增產(chǎn)0.28×104m3。

3.3改進(jìn)后在水平井的應(yīng)用[5]

在哥倫比亞向東90km的Great Sierra氣田,Jean Marie地層大約有1750口水平氣井，其初期產(chǎn)量56e3m3/d，12個(gè)月后降至14e3m3/d，36個(gè)月后至10e3m3/d，其臨界流量12e3m3/d，最初的估計(jì)該層應(yīng)該沒有出水問題也證明是錯(cuò)的。隨著水平井?dāng)?shù)量的增多，2008年以后主要用于直井的柱塞舉生也開始用于水平井。

水平井柱塞氣舉的挑戰(zhàn)之一是把水平井井筒的液體運(yùn)移到減震器彈簧以上的油管，為了實(shí)現(xiàn)這一點(diǎn)需要把減震器彈簧安裝的盡可能深，這又使得減震器彈簧和柱塞運(yùn)行起來比較困難。因?yàn)樵诖笮倍榷蜗氯胫够亻y后會(huì)導(dǎo)致在關(guān)井期間液體經(jīng)止回閥泄露，如果下入段井斜角大于45°且關(guān)井時(shí)間過長，發(fā)生泄露就會(huì)越明顯。

因此對止回閥進(jìn)行改進(jìn)，減震器彈簧安裝在80°的球座內(nèi)，改進(jìn)后的止回閥可以在傾斜角達(dá)到67°的井中使用；同時(shí)在水平井中將關(guān)井時(shí)間減少到柱塞到達(dá)減震器彈簧的時(shí)間，也能夠使液體泄露對氣井的影響達(dá)到最小。這樣就克服了柱塞氣舉在水平井上排水采氣的難題。當(dāng)然，把減震器彈簧下到大斜度井中，會(huì)導(dǎo)致柱塞在傾斜井筒中上下移動(dòng)時(shí)的摩擦。同時(shí)也會(huì)使得下降速度變慢、柱塞的磨損和頻繁的維修。

對襯墊式柱塞、空心柱塞和棒式柱塞測試，發(fā)現(xiàn)空心柱塞能夠保持循環(huán)，而且轉(zhuǎn)速在安全可控范圍內(nèi)，尤其是短8″柱塞更有效。

3.4在出砂井上的應(yīng)用

刷式柱塞是唯一可以用于出砂井的柱塞，它有一個(gè)螺旋加工的柔軟尼龍刷子部分，此部分尺寸稍大，以便使柱塞和油管產(chǎn)生較好的密封性，可以允許柱塞在含砂的油管中運(yùn)行，一部分砂粒能被攜帶到地面，其原理與機(jī)械防砂相同。

新墨西哥的Lea縣Eumont氣田，氣井壓力低0.045MPa/100m（1.5～2psi/100ft），產(chǎn)水量少，為了增產(chǎn)通常采用加砂壓裂，由于井筒附近的支撐劑沒有充分阻擋，淺層氣井中壓裂砂的產(chǎn)出成為一個(gè)突出問題。最初采用有桿泵生產(chǎn)，經(jīng)常造成檢泵作業(yè)，生產(chǎn)成本極高，約30口井使用了柱塞氣舉之后，初期增產(chǎn)達(dá)到85%，產(chǎn)量高于措施前的時(shí)間達(dá)13.7個(gè)月，維護(hù)和增加產(chǎn)量的同時(shí)，運(yùn)行成本減少了70%[6]。

4　柱塞氣舉在國內(nèi)的應(yīng)用

4.1直井中的應(yīng)用

目前，長慶氣田試驗(yàn)了柱塞氣舉50口，西南氣區(qū)試驗(yàn)了10多口，效果較好。其中長慶應(yīng)用加拿大技術(shù)，成本高達(dá)40萬/口。

蘇里格氣田對蘇6井區(qū)的蘇37-15井[2]實(shí)施了柱塞排水采氣試驗(yàn)，試驗(yàn)數(shù)據(jù)如表1所示。

表1　蘇37-15井柱塞運(yùn)行前、后對比表

從生產(chǎn)情況對比表可以看出，蘇37-15井柱塞運(yùn)行效果比較理想，油壓、套壓差由5.2MPa降到2.3MPa，平均日產(chǎn)氣量由0.1411×104m3/d增加到0.7271×104m3/d，產(chǎn)水量由0增加到0.937m3/d，基本消除了井筒積液，使氣井恢復(fù)了產(chǎn)能。

2012年，長慶氣區(qū)蘇里格氣田的蘇X井產(chǎn)生積液，瀕臨關(guān)井，日產(chǎn)量為400m3/d時(shí)，先實(shí)施泡沫排水，產(chǎn)量達(dá)到10000m3/d，但是持續(xù)時(shí)間只有3d；然后換用柱塞排水采氣產(chǎn)量可以恢復(fù)到7000m3/d，一個(gè)月后降到6000m3/d，兩個(gè)月后降到5000m3/d，達(dá)到產(chǎn)氣量的自然遞減狀態(tài)。

4.2定向井中的應(yīng)用[7]

在川西氣田川孝601-4井（最大井斜角為38.49°）開展了柱塞氣舉試驗(yàn)。通過優(yōu)化入井工具串長度（9m控制到6～7m）以及施工程序（通井—下卡定器—下柱塞緩沖器），成功安裝了井下設(shè)備，并對各項(xiàng)工藝參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計(jì)；試驗(yàn)井安裝柱塞氣舉后，柱塞運(yùn)行正常，油套壓差明顯減小，增產(chǎn)天然氣0.8×104m3/d，排水采氣效果非常明顯，試驗(yàn)取得了圓滿成功。柱塞氣舉排水采氣工藝在定向井中的首次成功應(yīng)用，表明該工藝可以適用于井斜角小于40°的定向井。

5　推廣應(yīng)用前景及建議

5.1推廣應(yīng)用前景

（1）柱塞氣舉可在長慶、西南等低滲透和碳酸鹽巖氣藏推廣。長慶氣田是典型的低滲、低壓、低產(chǎn)、小產(chǎn)水量的氣藏，與美國圣胡安盆地相似，只是氣藏埋深要深于圣胡安（1000m左右），達(dá)到3500m。目前有5483口井，產(chǎn)水井2057口，西南氣田產(chǎn)水井904口，占投產(chǎn)井56.93%，平均日產(chǎn)氣2.3×104m3/d，平均日產(chǎn)水6.05m3/d，平均水氣比2.6m3/104m3。

從前期柱塞氣舉的試驗(yàn)效果來看，該工藝具有較好的適應(yīng)性，目前有將近500多口井達(dá)到柱塞氣舉的選井條件，隨著采氣的深入，適合于柱塞的低產(chǎn)低壓井的逐漸增多，可以進(jìn)一步推廣。

（2）刷式柱塞氣舉可在澀北疏松砂巖氣田少量出砂井上試驗(yàn)。澀北氣田生產(chǎn)井697口，開井531口，其中產(chǎn)水井360口，平均日產(chǎn)水2.535m3，平均日產(chǎn)氣3.151×104m3，屬于疏松砂巖氣藏，與新墨西哥的Lea縣Eumont氣田不同之處在于，Eumont氣田出的壓裂支撐劑，澀北氣田是地層砂，目前不適宜大規(guī)模推廣，可以選取出砂量比較少的井開展刷式柱塞的試驗(yàn)。

（3）可在水平井中開展試驗(yàn)。長慶氣田目前水平井338口，澀北也達(dá)到近百口，目前還沒有針對水平井的排水采氣技術(shù)，可以開展柱塞氣舉的試驗(yàn)。

5.2建議

（1）目前國內(nèi)柱塞氣舉的成本大約在40萬/口，高成本也制約了它的大規(guī)模應(yīng)用。建議加快其國產(chǎn)化，力爭將成本降低到15萬以下；

（2）結(jié)合數(shù)字化，提高柱塞氣舉的自動(dòng)化程度，讓工作人員對柱塞氣舉井進(jìn)行遠(yuǎn)程控制。目前部分柱塞氣舉井已經(jīng)實(shí)現(xiàn)，能自動(dòng)調(diào)節(jié)開關(guān)井時(shí)間。

[1]詹姆斯·利.氣井排水采氣[M].何順利，顧岱鴻，田樹寶，等譯.北京：石油工業(yè)出版社，2009：55-67.

[2]張榮軍，喬康.柱塞排水采氣工藝技術(shù)在蘇里格氣田的應(yīng)用[J].鉆采工藝，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.一種特殊的柱塞氣舉方法：分體式柱塞氣舉[J].劉琦，譯.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，譚明文，周興付.柱塞氣舉在川西地區(qū)定向井中的應(yīng)用研究[J].開發(fā)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

賈敏（1984-），女（漢族），甘肅慶陽人，工程師，現(xiàn)從事石油天然氣開采排水采氣方向的研究工作。