柱塞气举排水采气工艺在定向井中的优化设计与应用

2014-09-20陈科贵田宝于静付建国侯旭

断块油气田 2014年3期

陈科贵，田宝，于静，付建国，侯旭

（1.西南石油大学地球科学与技术学院，四川成都610500；2.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院,新疆克拉玛依 834000；3.西部钻探准东钻井公司，新疆阜康 831500；4.中国石油测井有限公司吐哈事业部，新疆哈密 839009）

苏里格气田属于非均质性极强的致密岩性气田，呈现出典型的“低产、低压、低丰度”特征，气井产能低，携液能力差。随着气田的开发，单井数量逐年攀升，产水气井日益增多，产水量逐渐增大，井底积液，给气井生产造成不利影响［1-2］。由于苏里格气田所处的沙漠地区生态环境十分脆弱，为节约资源并实现有效开发，该区块大多采用丛式定向井，因此在定向井中开展柱塞气举试验具有现实意义。

1 柱塞气举工艺

柱塞气举是将柱塞作为气液之间的机械界面，利用气井储层自身能量，使气体在低于携液临界流量的条件下，也能推动柱塞在油管内上下往复运动，进行周期性举液。由于柱塞在举升气体与采出液之间形成了一个固体界面，因而可有效防止气体窜流和液体回落，减少了液体“滑脱”效应，增加了间歇气举效率［3-6］。

柱塞气举排水采气工艺应用条件［7-14］：1）自身具有一定的产能且携液能力较弱的自喷生产井；2）产水量小于 50 m3/d；3）气液比大于 500 m3/m3；4）井底具有一定深度的积液；5）井底清洁，无钻井液等污物。

2 试验井选择

2.1 苏A井

苏A井是2011年投产的一口开发定向井，完钻井深为斜 3 173.00 m/垂 3 086.86 m，最大井斜角24.37°，目的层位为山23、盒8。该井柱塞前平均产气量为4 342 m3/d，开井不到2 a，井筒即开始水淹，导致年递减率达73%；2013年2月，由于积液严重，已接近停产，柱塞施工前井口压力为14.4 MPa，地层压力达25.0 MPa，说明该井储层具有足够能量，潜力较大。

2.2 苏B井

苏B井于2011年投产，完钻井深为斜3 131.00 m/垂3 061.00 m，最大井斜角20.07°，目的层位为山11、盒8下、盒7。该井射孔井段与邻层之间的隔夹层薄，导致压裂施工时将盒8上1（2 925～2 932 m）的气水层压开，柱塞施工前总产气量仅4.5×104m3，平均产气166 2 m3/d。该井第一次柱塞开井时套压达17.0 MPa，地层压力23.0 MPa，日产水3.5 m3，适用柱塞气举工艺。

3 柱塞定向井井下施工

3.1 施工工具优化

柱塞井下工艺安装之前要先进行通井作业，通井工具串为：绳帽+加重杆+震击器+φ59.5 mm通井规，加重杆重量根据现场实际情况和作业队经验确定，工具串长度约9 m。而之后投放井下定位器的坐放工具串为：绳帽+加重杆（1根）+震击器+丢手工具+卡定器，长度超过9 m。对于定向井，自造斜点开始，井身造斜程度逐渐增大，曲率半径较小，如果入井工具串的径向和轴向尺寸设计不当，就可能在井身曲率半径最小处出现中途遇卡的情况。因此，须优化工具串长度，以保证入井工具串能顺利通过造斜段［15］。井下工具串通过能力示意见图1，其最大刚性外径d和最大刚性长度L满足：

式中：R为全井井身最小曲率半径，m；D为井身最小曲率半径处的油管内径，m。

图1 工具串通过能力示意

在进行上述入井工具串通过能力的分析过程中，用到的只是设计中的曲率半径，在钻井过程中会或多或少偏离这个值，且没有考虑工具串的变形（即认为入井工具串是绝对刚性的），为保证工具串能顺利通过造斜段，其最大刚性长度应控制在计算得出的最大允许通过总长度以内。

在工具下井之前，用式（1）和式（2）先计算出不同井身曲率半径处允许通过的井下工具串最大总长度，以预测是否会发生中途遇卡，防止事故发生。

3.2 施工程序优化

以往施工程序简单，但对井质量要求较高，且井筒积液深度不能过大。由于定向井的特殊井身结构及积液特点，需对柱塞施工程序进行优化。优化后的施工作业步骤为：

1）通井。按照绳索作业要求安装防喷管和防喷器，通井工具串长度应以坐放工具串的最大长度为准进行通井。

2）投放井下定位器。油管通井合格后，采用绳索作业将投放卡定器工具串下至设计深度处，卡定器实际坐放深度以钢丝作业实际计数为准，尽量接近油管底部（坐放卡定器时可参考油管单根记录，以便准确确定油管接箍位置）；确定投放成功后，上提投放工具串20～30 m后，再下放工具串探卡定器坐放位置，确定位置后，上提工具串至井口。

3）投放井下柱塞。将整个入井工具串和井下柱塞装入防喷管内，待10 min后下放打捞工具串，观察钢丝计数器，下入深度接近定位器50 m时，下放速度不大于15 m/min，打捞工具串下放至设计深度后，应观察到工具串悬重降至0，确保柱塞坐在缓冲器上；然后上提打捞工具串，上提速度不应大于50 m/min，在接近井口50 m处速度不大于10 m/min，待工具串进入防喷管，确认钢丝计数器回零后，用绳卡卡定；最后拆卸清洗各部件，完成下放工作。

4 柱塞气举工艺参数设计

4.1 柱塞工作深度

由理论研究和现场试验结合可知，柱塞每举升100 m，生产井气液比接近 233 m3/m3［16］，由此可得柱塞气举工作深度的经验公式：

式中：Hmax为柱塞最大工作深度，km；GLR为柱塞井的气液比，m3/m3。

4.2 最小工作套压

当液体段塞和柱塞到达井口油管时,液体段塞和柱塞的重力、柱塞在油管中的摩擦力、液体段塞在油管中的摩擦力及井口油压之和，即为最小套管压力pcmin［17］：

式中：ptmin为最小油压，MPa；p1h为举升 1 m3液体段塞的静液柱压力，MPa/m3；p1f为举升1 m3液体段塞的摩阻压力，MPa/m3；W为每周期液体段塞体积,或称周期排水量，m3；pp为克服柱塞重量所需的压力，一般取0.04 MPa；pf为柱塞以下油管长度上的气体摩阻，MPa。

4.3 最大工作套压

最大套压计算公式为

式中：AT为油管截面积，m2；AC为流经套管和油管之间环空的截面积，m2。

该方法假设最大套压等于套管中使柱塞到达井口的气体膨胀能，计算比较保守，可以通过柱塞到达井口的采出气量进行校正。

4.4 柱塞循环周期

柱塞运行周期计算公式为［18］

式中：np为工作周期数，周期/d；tpr为柱塞上行时间，s；tpdg为柱塞在气体中的下行时间，s；tpdl为柱塞在液体中的下行时间，s；tps为柱塞在井口的停留时间，s；tpc为柱塞在卡定器上的停留时间，s。

4.5 工作参数确定

根据上述公式及试验井井身结构，最终确定苏A井和苏B井的最终工作制度（见表1）。

表1 试验井工作制度

正常工作时将已编制好的举升方案输入到自动控制器内，由地面控制器按照编制好的程序设定各参数，实现控制气动阀的自动开、关井，并控制柱塞周期性循环往复运动，将井内液体举升出井口。

5 现场试验效果评价

5.1 苏A井

苏A井自2012年6月起，由于井筒积水，气体携液能力已明显不足，产气量下降到2 000 m3/d。2013年3月，井筒积液严重，产气量已低至3 000 m3/d，最终于5月关井，7月初开始实施柱塞气举，气井成功复产，至9月8日累计产气37.59×104m3，累计产水180.6 m3，产气量明显增加，油套压差日渐缩小，平均日增产气量（考虑递减35%）5 145 m3。柱塞气举安装前后生产状况对比见表3，柱塞气举前累计生产735 d，柱塞气举后生产63 d。气举前后生产曲线见图2。

表2 苏A井柱塞运行前后对比

图2 2013年苏A井气举前后生产曲线

5.2 苏B井

该井投产4 d后，开井4次，每次1 h，但均未能开活，后计划关井；关井后油压恢复慢、油套压差增大（关井398 d，油压由0.85升至9.43 MPa，套压由19.07升至20.74 MPa）。2012年5月再次试生产（开井前油、套压分别为9.43，20.74 MPa），开井气流声小，无水，井筒积液严重，仍未开活。2013年7月30日开始实施柱塞气举，成功开活，并保持稳产，至当年9月，柱塞生产仅36 d，就已累计产气 12.9×104m3，产水 126.6 m3，平均日增气量（考虑递减35%）2 269 m3，可谓效果非常明显。柱塞气举安装前后生产状况对比如表3所示，柱塞前累计生产837 d，柱塞后生产40 d。气举前后生产曲线如图3所示。

表3 苏B井柱塞运行前后对比

图3 2013年苏B井气举前后生产曲线

6 结论

1）柱塞气举排水采气技术在定向井取得了显著效果，增加了天然气产量，降低了产量递减速度，使自喷不稳定井或间开井能稳定排液产气，并且管理简单化。

2）苏里格气田具有较多类似的丛式定向井，可推广使用柱塞气举工艺，对于出水量大、气液比低、地层能量弱的井，建议结合其他工艺，以提高最终采收率。

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