柱塞氣舉排水采氣遠程控制系統

李旭日　田　偉　李耀德　楊亞聰　李　麗　惠艷妮

（1.長慶油田公司油氣工藝研究院，陜西西安　710018；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安　710018）

柱塞氣舉排水采氣遠程控制系統

李旭日1，2田偉1，2李耀德1，2楊亞聰1，2李麗1，2惠艷妮1，2

（1.長慶油田公司油氣工藝研究院，陜西西安710018；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安710018）

柱塞氣舉排水采氣技術自動化程度高、滑脫損失小，能有效排除低產、間歇生產氣井的積液，在蘇里格氣田應用200余口井效果良好。但是，在現場應用中發現該技術需要人工到井口進行制度調參，管理強度比較大。針對此問題，在氣田數字化技術的基礎上，開展了柱塞氣舉排水采氣遠程控制的技術研究，開發出了可以遠程控制、智能診斷與分析的柱塞氣舉排水采氣遠程控制系統， 有效提高了氣井生產的管理水平，節省了人力物力。

柱塞氣舉；遠程控制；排水采氣；間歇氣井

柱塞氣舉排水采氣技術是在氣井油管中投放柱塞，利用氣井自身能量推動柱塞在油管內往復運動，實現周期性舉液，可有效防止氣體上竄和液體滑脫，提高舉升效率。該技術在國外圣胡安等氣田已作為排水采氣的主體技術被廣泛應用［1-2］，國內長慶、四川、大牛地等氣田進行了一定數量的應用［3-6］。但這些油田的應用都不可以遠程控制，隨著應用數量的增多，人員勞動強度也隨之增加，操作和管理費用升高。因此人工井口調參、數字化水平低已成為該技術面臨的主要問題。根據柱塞氣舉工藝特點和應用需求，研究開發出了先進的柱塞氣舉排水采氣遠程控制系統，實現柱塞氣舉的遠程控制，保證運行效果，節省了人力物力。

1　柱塞氣舉遠程控制原理

柱塞氣舉遠程控制功能可實現對氣井制度的及時調整，保證氣井排液效果，提高管理效率。實現遠程控制功能需要在氣井井口安裝用于柱塞氣舉數據發送和遠程控制命令接收的數據轉發系統；建立柱塞氣舉數據服務器，實現對數據的處理、存儲，對控制、管理功能的后臺服務；開發用于管理氣井的遠程監控軟件。

遠程控制原理如圖1示，柱塞控制器連接柱塞到達傳感器、油管和套管壓力計，給電磁閥發送開關井指令。通過驅動氣源實現薄膜閥開關來控制柱塞氣舉井運行，控制器將氣井生產數據和柱塞運行速度、運行周期等信息通過數據轉發系統并發送到數據服務器上。經過處理后將信息在遠程控制軟件中展現出來，技術人員根據氣井運行數據和柱塞到達、柱塞運行速度等信息對運行制度進行優化分析，通過在控制軟件中進行新的設置，數據服務器、數據轉發系統將新制定的參數和控制命令發送給柱塞控制器，實現氣井的遠程控制管理。

遠程控制中，柱塞氣舉控制器的功能具有重要作用，控制器時間優化模式和壓力優化模式能夠實現氣井柱塞制度的自動分析優化；到達傳感器、數字壓力計的數據準度和精度決定著遠程控制系統的準確性；數據轉發系統可利用氣井井口電臺來實現，但應保證柱塞氣舉傳輸數據的數量需求且不能影響氣井正常功能的運行。

圖1　柱塞氣舉遠程控制原理

2　柱塞氣舉遠程控制系統

遠程控制系統需要具備友好的操作界面，完善的功能設計。

2.1遠程控制系統主界面

遠程控制系統主界面包括系統菜單、井站列表、報警信息顯示、實時數據、主要參數、實時曲線、網絡傳輸狀態等內容。

井站列表內以樹形結構顯示客戶端操作者權限內的單井名稱，其下是報警信息顯示窗口。實時數據每5 s刷新1次，包括柱塞氣舉井的當前油壓、套壓、瞬時氣量、瞬時液量、當前工作狀態、當前狀態剩余時間、柱塞速度、數據轉發系統電量、數據轉發系統信號強度、柱塞控制器電量、柱塞控制器實時時鐘等。氣井信息包括井名、卡定器深度、生產制度、開關井時間、柱塞危險上升時間及保護壓力等。實時曲線是最新2~24 h內的油壓、套壓、氣量和柱塞運行狀態的變化曲線，曲線顯示時間段可設置。

2.2生產報表

遠程控制系統的生產報表記錄著柱塞氣舉運行的實時數據、生產報表、小時數據、分鐘數據、流量數據及操作記錄等。實時數據外的其他數據都存儲于數據庫中備查；生產報表數據包括每個柱塞運行周期的數據記錄，包括開井時刻、開井油壓、開井套壓、柱塞上升時間、續流時間、關井時刻、關井油壓、關井套壓、生產時間、關井時間、周期時間、柱塞懸停時間、柱塞速度等，可直觀顯示柱塞氣舉生產井的運行效果；小時數據是每個整點時刻所記錄的瞬時油壓、套壓、柱塞狀態和電量信息，用于對柱塞控制器運行狀態的初步評估；分鐘記錄是每分鐘記錄的瞬時油壓、套壓、柱塞狀態信息，用于繪制實時曲線，反映油壓、套壓及其柱塞運行狀態的變化趨勢（柱塞運行速度、運行制度和油套壓是柱塞氣舉遠程分析和參數設定調整的重要參考依據）；操作記錄是對所有操作柱塞控制器的行為、以及控制器自身動作的記錄，做到每項操作及控制器的異常動作可追溯。

2.3歷史曲線

技術人員可任意查看氣井某一時段的歷史數據曲線，包括油壓、套壓、生產狀態（氣井的開關井狀態）、柱塞狀態（柱塞在油管中的動態，位于井下或是位于地面）、氣液產量（瞬量）曲線等。根據歷史數據曲線，可對氣井的生產運行情況進行診斷、分析，及時調整、優化氣井的生產制度。

2.4生產制度的優化

技術員可根據氣井生產動態的診斷、分析結果，實時調整柱塞氣舉的生產制度參數，實現柱塞氣舉井遠程控制管理，保證氣井正常運行。可設置柱塞控制器工作方式，可選擇氣井常開、常關和柱塞氣舉；氣井生產制度的優化方式，選擇時間優化模式和壓力優化模式可實現柱塞氣舉井自動優化；具有氣井運行安全設置功能，有柱塞的危險上升時間、柱塞過快上升時間、允許柱塞最多的連續過快上升次數等。

此外，遠程控制系統還具有柱塞氣舉運行數據導出、井站參數設置、采樣存儲間隔設置、柱塞氣舉原理介紹等輔助功能。

3　柱塞氣舉遠程控制系統應用

3.1性能檢測及優化

為了檢驗柱塞氣舉控制系統性能，選擇蘇A井進行柱塞氣舉遠程控制系統的現場試驗。該井于2013年開始柱塞氣舉排水采氣技術應用，遠程設置柱塞氣舉井的參數和生產模式，檢驗遠程控制系統功能和性能。

在該井安裝柱塞氣舉的數據轉發系統、柱塞氣舉控制器，使氣井實現遠程控制功能，通過在控制軟件上設置柱塞氣舉井的基本參數，包括井號、柱塞卡定器安裝深度、氣井保護時間等，選擇不同的柱塞氣舉控制模式，根據氣井運行情況檢測遠程控制系統的功能和性能。

3.1.1定時開關井模式設定生產制度為開井2 h、關井4 h，運行2 d后，導出控制器中存儲的生產報表數據，12組柱塞運行周期數據中都為開井時間2 h、關井時間為4 h，與設定的生產制度一致，定時開關井模式運行正確。

3.1.2時間優化模式設定控制器優化模式為時間優化模式，對初始參數進行設置，開井后若柱塞40 min內未到達，需要立刻關井，執行關井5 h操作。

通過分析3 d的柱塞氣舉運行數據，柱塞實際上升時間在正常上升時間13~17 min內，不調整生產制度；若小于13 min，判定為過快到達，續流時間減小10 min、關井時間延長10 min；若大于17 min，判定為過緩到達，續流時間延長10 min、關井時間減小10 min。柱塞氣舉控制系統運行7 d后，導出控制器中存儲的生產報表數據，查看生產制度調整情況。時間優化模式能夠根據柱塞到達情況，自動對生產制度進行優化、調整，符合時間優化模式設計的優化算法。

3.1.3壓力微升優化模式該模式首先需要根據氣井生產中油壓實際數據作為制度設定的依據。如圖2所示，該井開井時刻的套壓值在1.936~2.418 MPa之間，關井時刻的套壓微升值在0.021~0.071 MPa之間。因此確定柱塞氣舉壓力微升模式的開井壓力為2.4 MPa，微升壓力設置為0.03MPa。設置完成后即開始運行，在柱塞氣舉控制系統運行3 d后，查看生產制度調節情況：開井時刻的套壓均大于2.4MPa，符合預設開井條件；關井時刻套壓微升值均為0.015 MPa，符合預設關井條件。控制器根據套壓的變化情況自動調整開、關井時間，生產制度處于自動優化狀態。

3.1.4控制系統優化改進柱塞氣舉遠程控制系統應用表明，該系統的功能和性能均滿足設計要求，具有界面友好、數據詳實、管理準確方便等優點，但在氣井分析方面缺少流量監測，不利于氣井運行效果分析和制度制定，通過與井口流量對接，實現了氣井流量數據接收，增加了控制系統數據的全面性，有利于氣井效果分析。

圖2　開關井時刻壓力

柱塞氣舉運行在低壓輸送模式下，關井時間內壓力升高過快，超過輸送管線設計壓力6.4 MPa即存在超壓風險。在控制軟件中增加了開井壓力超壓報警和關停功能，可以預先設置超壓保護壓力，當氣井關井油壓達到或超過保護壓力時，系統將不執行開關井，同時在控制系統主界面上顯示氣井超壓報警信息。

3.2運行效果分析

遠程控制系統中的氣井運行曲線和運行制度如圖3和表1所示。通過遠程控制優化柱塞氣舉運行制度，保證了柱塞氣舉排液效果。氣井生產平均油套壓差僅為0.3 MPa，產氣量由0.22×104m3/d提高為0.51×104m3/d，柱塞運行平均速度為245 m/min，能夠平穩運行至井口，并且在開井狀態下可以穩定在柱塞氣舉井口防噴管上部，氣井柱塞氣舉運行效果明顯。

圖3　柱塞氣舉井運行油、套壓曲線

4　結論

（1）柱塞氣舉遠程控制系統具有遠程控制調參、異常報警和自動優化等功能，系統界面友好，控制穩定可靠，有效解決了常規柱塞氣舉技術調參難、調參不及時的問題。

（2）通過現場試驗對系統進行了測試和優化，增加的壓力保護功能進一步提高了系統穩定性，現場應用增產效果顯著。

（3）柱塞氣舉控制系統實現了柱塞氣舉井的遠程精細管理，有效提高了氣井管理水平，降低了勞動強度及生產成本，為柱塞氣舉技術的推廣提供有力技術支持。

表1　柱塞氣舉運行周期和柱塞運行速度

［1］OYEWOLE P O. Plunger lift application and optimization in the Sanjuan North Basin-our journey ［R］. SPE 106761, 2007.

［2］LEA J F, DUNHAM C L. Methods remove liquids in gas wells［J］. The American Oil & Gas Reporter, 2007, 50（3） : 79-84.

［3］楊亞聰，穆謙益，白曉弘，等.柱塞氣舉排水采氣技術優化研究［J］. 石油化工應用，2013，32（10）：11-13，17.

［4］韓勇，宋志軍，白建文，等. 柱塞氣舉排水采氣工藝在蘇里格氣田的應用研究［J］. 內蒙古石油化工，2011（4）：119-120.

［5］于蓉. 對柱塞氣舉排水采氣工藝的幾點認識［J］. 鉆采工藝，1994，17（2）：82-84.

［6］李冰毅，周翀，何云，等. 淺析大牛地氣田柱塞氣舉排水采氣工作制度優化［J］. 科技情報開發與經濟，2009，19（11）：225-227.

（修改稿收到日期2015-04-20）

〔編輯李春燕〕

河南油田氮氣輔助面積注汽效果顯著

河南油田井樓油田零區原油性質屬特稠油，油藏埋藏淺、膠結疏松，油層縱向及平面上非均質嚴重，經過多輪次蒸汽吞吐后，油井間開始發生汽竄并不斷加劇，由單井間竄逐漸演變為井組間的面積式汽竄，導致熱效率低，經濟效益差，影響產量逐年增加。2013年汽竄達到62井次。

針對存在的問題，技術人員拓展思路，對零區采取了氮氣輔助面積注汽工藝。具體措施為把汽竄發生頻繁的部分油井作為一個井組，對汽竄中心井采取復合調剖，弱汽竄油井采取氮氣泡沫調剖，其他油井根據液量、溫度分別采取氮氣助排及氮氣輔助熱處理措施。注氮井在注入蒸汽前，先注入氮氣，充填虧空體積，均衡地層壓力，利用多井集中注汽、集中建立溫度場，擴大蒸汽波及體積，提高蒸汽的熱利用率，挖潛剩余油。

截至目前，已對3個組合單元實施了氮氣輔助面積注汽工藝，均見到明顯效果。其中樓J0611組合單元共有9口井，平均單井吞吐16.3個周期，區域采出程度46.8%。實施后該組合單元周期平均日產能11 t，周期生產103 d，產油1 137 t，周期油汽比0.30。該技術的成功應用，為下步在類似區塊氮氣輔助面積注汽提供了技術支撐。

（供稿春輝）

Remote control system for drainage gas recovery by plunger lift

LI Xuri1,2, TIAN Wei1,2, LI Yaode1,2, YANG Yacong1,2, LI Li1,2, HUI Yanni1,2
（1.Oil & Gas Technology Institute of Changqing Oilfield Company, Xi’an 710018, China; 2.National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low-Permeability Oil & Gas Fields, Xi’an 710018, China）

The drainage gas recovery technique with plunger lift is highly automated with small slippage loss, and can effectively remove the accumulated fluid in gas wells of low production and intermittent production. It is effectively used in more than 200 wells in Sulige Gasfield. However, it is found in field application that this technique needs manual adjust of system parameters at the wellhead, so the management intensity is great. In line with this problem and based on gas field digitalization technology, the research was conducted on remote control of drainage gas recovery by plunger lift, and the remote control system for drainage gas recovery using plunger lift has been developed which incorporates remote control, intelligent diagnosis and analysis, and effectively improves management level of gas wells production, saving human and material resources.

plunger lift; remote control; drainage gas recovery; intermittent gas well

TE938.2

B

1000 – 7393（ 2015 ） 03 – 0076 – 04

10.13639/j.odpt.2015.03.017

中國石油天然氣股份有限公司項目“長慶油田油氣當量上產5000萬噸關鍵技術”（編號：2011E-13）。

李旭日，1982年生。2009年畢業于西南石油大學油氣田開發工程專業，現主要從事采氣技術的研究，碩士，工程師。E-mail: lixuri_cq@petrochina.com.cn。

引用格式：李旭日，田偉，李耀德，等.柱塞氣舉排水采氣遠程控制系統［J］.石油鉆采工藝，2015，37（3）：76-79.