智能柱塞气举工艺在大牛地气田大 66井区的应用

尚永慧

中石化华北油气分公司采气一厂

摘要 随着大牛地气田的不断开发，老井压力、产量逐渐降低， 自身携液能力不断变差，尤其是一些出油、出蜡、多层合采的气井气井， 管柱及排采工艺制约，井筒积液严重，使该类气井产能无法得到稳定释放。为解决该类气井井筒积液问题，根据柱塞气举得工艺特点及适用条件，开展了智能柱塞现场应用试验并进行了推广应用，在气田大66井区取得了良好的效果，扩展了柱塞气举工艺应用边界的同时丰富了气田排水采气工艺手段，为同类气田在柱塞气举工艺的推广应用提供经验和参考。

主题词： 出油出蜡 多层合采 井筒积液 柱塞气举

0 引言

随着气田开发的不断深入，气井的压力和产量不断降低，由于携液流量与举升压力的不足，气井积液加剧，传统泡沫排水采气工艺的加注窗口不断变窄，排液效果不断变差，较为突出的体现在出油、出蜡及多层合采井上。大牛地气田在开发的早期阶段即引入柱塞气举排水采气工艺，在高压高产井上的应用获得了较好的试验效果。从2019年开始尝试智能柱塞在低压低产井上进行试验和推广，取得了一定的成效和认识。其中以大66井区多层合采含油井效果最佳。

1 大66井区柱塞应用情况

大66井区排水采气工艺以泡排+速度管为主，柱塞气举等方式为辅。对于泡排效果差的气井，会先尝试短时间关井恢复后再开井生产的措施，但对于关井后压力长时间无法恢复或开井后套压无变化，气量迅速下降的气井，柱塞气举工艺是解决该问题的有效途径之一。大66井区目前柱塞井分批次共正式投运17井次，由于柱塞运行过程受多方面因素的影响，其运行制度需通过实时跟踪进行调整，以期达到增强柱塞气举、提高单井产能的效果。

表1-1 柱塞井基础信息简表

由上表可知：

（1）从总体增产效果来看：试验前后日均产气增加12663方/天，日均产液增加1.82方/天，跟基准值相比，试验后日均产气增加15361方/天，柱塞工艺总体适用性良好。

（2）从基值完成情况来看：除D66-A5井外，其余16口井目前均能完成所配基准值。初期实施老井如D66-A3、D66-A4，目前产气量刚达到基准值，几乎不增产，排液效果差，油套压恢复值都低于均值，从工艺适用年限来看可能已达其上限。

（3）从油套压恢复情况来看：柱塞井油压恢复上限约为3.6MPa，套压恢复上限约为4.2MPa，油套压差达0.6MPa。目前五口井压力恢复在均值以下，后期可考虑通过结合气井本身无阻流量，综合评判其增产潜能上限。

2 影响柱塞效果因素分析

2.1 工艺原理

柱塞气举也可视为间歇气举，以气井自身产出气为动力，利用柱塞在举升气和采出液之间形成机械界面，有效防止气体上窜和液体滑脱，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。

2.2 主要影响因素

柱塞气举在实际生产中有很多影响因素，大致分类如下表所示，其中柱塞气举的主要影响因素是地层压力和液气比。液气比增大时，续流生产时间和柱塞气举周期都会缩短，气井周期产气量将会降低，当液气比增大到一定值时，柱塞无法正常运行。结合实际情况，以目前大牛地气田气液比为1.5*10⁴来看，柱塞井单次运行周期基本为4h~6h，调整工作制度可以此作为初始参考数据。

表2-1 工艺影响因素

3 工作制度优化

3.1 工作制度调试方法

柱塞气举一般根据气井生产动态预测一个目标值， 根据目标值计算制定出生产制度，然后根据生产情况来不断优化生产制度^[1-2]，使其达到最佳效果。大牛地气田目前智能柱塞工作制度主要通过以下方法调试运行。

3.1.1 开关井时机的理论确定

柱塞气举开井时机选择可根据载荷系数^[3]K判断：

载荷系数（K）=（套管压力-油管压力）/（套管压力-管线压力）

可通过载荷系数来判断柱塞是否可以通过当前压差进行往复运动，以及选取柱塞投放时机。一般当K>50 %时认定柱塞无法上行举升排液，当0

图3-1 套压微升法示意图

3.1.2 工作制度调试

（1）开井生产，柱塞到位后，常开生产至油压贴近进站压力关井，计算开井生产的时间，作为该井柱塞制度中的开井时间；

（2）关井1h后，计算油套压恢复速度，根据载荷系数判断该井所需的关井时间；

（3）下个周期内，根据套压情况调整工作制度，进一步确定最佳开关井制度。

3.2 柱塞运行制度分析及调试

柱塞气举工艺在大66井区实际应用中存在的问题，主要可分为两类：开关井时长不匹配、需人为介入辅助柱塞排液。本文选取了部分井作为参考实例，对两类情况进行初步分析和总结。

3.2.1 开关井时长不匹配

（1）开井时间过长

开井时间过长或关井时间过短，会造成压力恢复不足，无效生产时间变长。进而降低了柱塞气举的有效率。

现选取D66-A13井进行柱塞气举工作制度优化，并记录其优化过程。未优化前工作制度采用开5h关7h，可以看出开井时间太长，关井时间短。无效开井时间长，日产气量低。对工作制度进行优化，工作制度制定为开2h关4h。可以看出柱塞运行稳定，无效开井时间小，油套压差合理，有效提高了生产效率。

生产时间：8h

日均产气：3700m³

油套压差：2.3MPa

油套压差：3.3MPa

日均产气：1700m³

生产时间10h

图3-2 D66-A13调试前后生产情况

（2）关井时间过长

关井时间过长同样会造成生产效率降低，单井生产气量下降。选取D66-A6进行工作制度优化，并记录优化过程。

D66-A6工作制度为开4h关4h，关井期间套压恢复良好，过长的时间减少了生产时间，降低了生产效率。延长关井时间后调整为开5h关3h的工作制度，最高恢复套压有一定下降，但增加了柱塞运行周期，提高了单井生产效率。

日均产气：6761m³

日均产气：6362m³

生产时间：15h

生产时间：12h

油套压差：2.3MPa

油套压差：2.36MPa

图3-4 D66-A6调试前后生产情况

3.2.2 人为介入辅助柱塞排液

（1）降压带液配合关井恢复压力

D66-A13井于11底开始产气量突然下降，柱塞携液效率降低产液量不稳定，同时站内反映开井不到一个半小时压力就掉至管网。从压力恢复曲线（图3-3）可明显看出油套压差放大至1.3MPa，但套压恢复最高值比前期要高0.4MPa可达4.89MPa。故考虑利用气井自身能力，12月2号辅助站内降压带液后，气井产能逐渐恢复。

降压带液

图3-3 D66-A13井压力恢复曲线

（2）井口泡排配合关井恢复压力

D66-A12井于12月8日开始产气量减少近一千方，套压恢复不稳定且在上限均值上下波动，恢复最高值可相差1MPa，且油套压差放大至1.5MPa，靠气井自身能力无法将积液带出，次日辅助一次井口泡排后产气量逐步回升至正常值，但压力持续稳定恢复时间不长（见图3-4）。

无法持续稳定恢复

辅助泡排

图3-4 D66-A12井压力恢复曲线

4 结论

（1）实时跟踪气井生产、柱塞运行情况，定期分析柱塞运行效果，及时提高柱塞工作制度以提高其运行效率。

1）以目前大牛地气田气液比为1.4方/万方来看，柱塞井单次运行周期基本为4h~6h，投运柱塞可此作为初始参考数据。后期可考虑结合载荷系数计算开关井理论时机，并与当前实际运行制度对比，进一步探讨开关制度是否还有优化余地，发现气井潜在问题。

2）通过延长或缩短开关井时长来提高气井产量的方法，多应用在投运初期前一个月，调试至匹配的工作制度后一般稳产期可达三个月以上。若由于积液、产能衰减等原因导致产量、压力下降较快，可再据实际情况加以调整。

（2）对于井筒积液严重、柱塞无法正常到位的气井，若延长关井时间提高恢复压力的方法无效时，可人为介入帮助柱塞井恢复正常运行。

1）从油套压恢复情况来看，大66井区实施的柱塞井油压恢复上限约为3.6MPa，套压恢复上限约为4.2MPa，目前五口井压力恢复在均值以下，其中2口是第一批投产的老井，后期可考虑通过结合气井本身无阻流量、投产层位、初始流压数据、限位器下深等，综合评判各单井增产潜能上限。

2）结合前期调试结果来看，当气井产能下降，油套压差放大至1.3MPa以上，关井恢复套压值可达均值4.2MPa以上时，可依据气井自身能量，辅助降压带液恢复正常运行。若关井恢复套压值在均值4.2MPa以下时，可考虑辅助井口泡排来恢复气井产量。

作者简介：尚永慧，女，出生于1989年6月，2015年6月硕士毕业于中国石油大学（北京）安全工程专业，，现就职于华北油气分公司采气一厂开发研究所，助理工程师。

参考文献：

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[2] 张金良，吴晓东，吕明才，龙小平. 智能柱塞气举排液采气技术与应用[J]. 石油天然气学报（江汉石油学院学报）,2005, 27（5）：652-655.

[3] 党晓峰，吕玉海，陈虎，刘洋等. 产水井柱塞气举生产制度优化. 天然气勘探与开发，2016，39（4）：40-43