柱塞氣舉排采工藝在龍鳳山氣田的首次應用

賈 盈

（中國石油化工股份有限公司東北油氣分公司油田開發三年統籌規劃項目團隊，吉林長春 130062）

一般來講，當生產井中氣體上升速率小于將液體攜出的臨界速率時就會出現積液現象。目前帶液生產是較為常見的、經濟的一種做法，生產過程中，液柱沿井壁回流和滑脫較大，研究表明：通常3 000 m深的氣井，液柱從井底運行到井口時，滑脫將超過63%（（15%～21%）/1 000 m）。滑脫損失越大，則需要更多的氣量和壓力來舉升井筒內的液體。

龍鳳山凝析氣藏具有特低孔、特低滲、地露壓差小和過飽和的特征，開發過程中較早出現反凝析現象[1]。由于地層壓力下降，近井地帶的地層中凝析油積液，隨著氣井油壓和產能的下降，自噴攜液達不到井底流入流出液體平衡，井底積液增多[2]，甚至一些氣井因積液不能連續生產而停產。常規的泡沫排水采氣工藝在油水同產氣井排液效果較差，不能滿足龍鳳山氣井的排液要求。考慮到柱塞氣舉排液采氣工藝技術的先進性，在該氣田開展柱塞氣舉排液采氣工藝技術試驗。

1 柱塞氣舉工作原理

利用柱塞在舉升氣和采出液之間形成機械界面，通過本井氣或補充氣源把柱塞連同液柱一起從井底舉升到地面，從而減少排液過程中的滑脫損失，提高排液效率，釋放單井產能，延長氣井的生產期，達到提升單井采收率的目的。工藝具體的工作原理是：柱塞在自身重力作用下沉沒到安裝在生產管柱底部的卡定器上，同時關井，隨著天然氣在柱塞下方和油套環空之中聚集，井底天然氣能量開始恢復（圖1a）；當井底壓力增大到一定值時，打開井口閥門，在油套壓差的作用下，油套環空中的天然氣進入油管，依靠氣體能量將柱塞及其上方液體一同向上舉升，液體被排出井筒，同時天然氣產出（圖1b）；此時氣井仍可繼續生產直到井底重新開始積液（圖1c）、積攢的天然氣能量釋放后，柱塞氣舉完成一個工作周期[3]。然后關閉井口，柱塞再次回落到卡定器頂部（圖1a），進入下一個工作周期。

圖1 工作原理圖Fig. 1 Working principle diagram

2 技術特點及適用范圍

柱塞氣舉排水采氣工藝在國內外都有廣泛應用。在國外應用較早，20世紀50年代就已經開始使用，泛美石油公司在SAN JUAN盆地間噴井應用柱塞氣舉工藝，18口井平均日增氣25%，平均四個月可以收回成本。南德克薩斯州氣田2002年10月在氣井安裝了柱塞舉升系統，產量增加0.14×104m3/d[4]。2006年在美國丹佛召開的氣井排液采氣研討會上對排水采氣工藝進行調查，結果表明：88%的排水采氣氣井采取柱塞氣舉方法。更有技術人員認為柱塞氣舉是最佳的排水采氣工藝[5]。國內應用情況見表1。

表1 國內應用情況Table 1 Domestic application situation

國內應用情況也比較好，表1為主要應用氣田及應用效果。

調研大量文獻，總結柱塞氣舉優點：①減少滑脫損失，增加氣舉效率；②安裝維護方便，井口稍加改造可實現柱塞投放與捕獲，井下裝置安裝和回收投撈就能完成，作業成本低；③柱塞氣舉利用氣井自身能量推動油管內的柱塞舉水，不需其它動力設備，生產成本低；④柱塞往復運動對管壁結蠟結垢有刮除作用；⑤井口控制程序可實現自動化排水采氣，節約人工成本。

同時，柱塞氣舉工藝應用也有一定的條件限制[6-9]，適用范圍見表2.

表2 柱塞氣舉工藝適用范圍Table 2 Scope of application of plunger gas lift technology

3 柱塞結構設計與優化

北217井是龍鳳山氣田北217井區的一口直井，完鉆井深：斜深3 425 m，垂深：3 424.42 m。該井井口生產流程裝置：井口油套生產閥門均由2-9/16″×5 000 psi平板閘閥和可調式節流閥組成。采氣樹主通徑和側通徑為65 mm，額定工作壓力：35 MPa。井內懸掛2-3/8″EU生產管柱，管柱沒有工作筒，上下通徑大小一致。

3.1 井口通過性

該井管柱內通徑為50.6 mm。井口生產閘閥內通徑為65 mm，在井口生產流程內存在變徑，柱塞舉升通過性差。為使柱塞順利通過井口采氣裝置，改造井口，加工一主通徑與井下生產管柱相適配的小四通（主通徑為51 mm），用于更換原氣井的小四通。

3.2 柱塞優選與井筒通過性

該井生產時油套壓為3.7/6.7 MPa，關井油套壓為9.7/10 MPa。考慮到油壓較低，盡量降低摩阻損失和舉升柱塞的能量損失，優選長度26 cm的柔性彈塊式變徑柱塞，密封件在通過井下管柱時可根據內通道的大小自由調整其密封外徑，最大外徑可達到52.5 mm，滿足柱塞在井筒內舉升時的密封需要。柱塞最大剛性外徑45 mm，小于生產管柱內徑。

3.3 井口流程優化

柱塞排水采氣井口流程采用雙通道獨立控制式排液生產流程，其具體結構如圖2所示。

圖2 柱塞氣舉井口生產流程示意圖Fig. 2 Schematic diagram of the wellhead production process of plunger gas lift

3.4 柱塞下入深度

北217井井下生產油管柱下入深度為3 093.93 m。直井，最大井斜2.78°。為提高柱塞循環舉升排液深度，避免在井筒管柱底部內形成積液死角，擬使柱塞卡定器下入盡量靠近油管鞋附近，確定設計下入深度3 070 m（避開油管接箍）。

4 現場應用

4.1 試驗井情況

北217井射開儲層孔隙度4.4%～7.4%，平均5.7%，滲透率（0.048～3.67）×10-3μm2，平均0.44×10-3μm2，屬于中孔、低滲儲層。井內生產管柱為外徑φ60.3 mm、壁厚4.83 mm油管。2019年12月投產，初期產氣12 654 m3/d，產水7.88 m3/d，產油0.44 t/d。

卡定器下入深度3 070 m，選用63 cm的柱狀柱塞（圖3）作為氣液分界面。成功下入柱塞后運行，一天運行兩個生產周期。

圖3 優化后的小倒角加長柱塞Fig. 3 Optimized small chamfer lengthened plunger

4.2 應用效果

北217井為中石化東北工區第一口柱塞氣舉排液采氣井。工藝應用前一個月日平均產氣6 618 m3、產水1.56 m3、產油1.24 t，油壓5.0 MPa、套壓8.0 MPa。應用后，單井日平均產氣量8 637 m3，日均產水1.97 m3，日均產油1.53 t，平均日增氣2 019 m3、增水0.41 m3、增油0.29 t，生產曲線見圖4。

圖4 北217井生產曲線Fig. 4 Production curve of Well Bei217

4.3 存在問題

北217井柱塞氣舉使用后排液效果良好，柱塞上行階段井口有連續排液，單次排液1 m3以上，說明柱塞確實推著液柱上行并在井口排出。但也存在問題，該井管柱內多次出現凍堵，嚴重影響柱塞下行，采用注甲醇方式解堵成功，未來生產過程中可以嘗試甲醇滴定的連續注醇方式預防生產管柱內凍堵。

5 結論與建議

（1）柱塞氣舉在北217井應用后排液效果良好，可以滿足排液需求，防止積液造成氣井停產，下步可以在龍鳳山氣田其他氣井試驗。

（2）柱塞氣舉適用于井深小于4 000 m、產液小于25 m3、氣液比大于1 000的直井及小斜度井，克服了傳統機抽在井深2 500～4 000 m、泡排在含油氣井排水采氣的不適應性，與電潛泵、射流泵排水采氣等工藝相比費用低，使用前景良好。

（3）水合物凍堵情況影響柱塞下行，可采取甲醇滴定防止油管內凍堵。擴大試驗選井要考慮氣井凍堵影響，盡量不選易出現凍堵的氣井，可在施工前刮管驗證是否存在凍堵。