产水井柱塞气举生产制度优化

党晓峰 吕玉海 陈 虎 刘 洋

中国石油长庆油田第一采气厂

产水井柱塞气举生产制度优化

党晓峰 吕玉海 陈 虎 刘 洋

中国石油长庆油田第一采气厂

柱塞气举是利用柱塞在油管中气体和液体之间形成固体界面，减少气体窜流和液体回落，从而提高举升效率的技术。生产制度合理性直接决定气井柱塞气举排液效果，现场常用制度优化法、时间优化法、压力优化法等方法优化生产制度。其中制度优化法存在耗费时间长、无法达到最优化问题；时间优化法、压力优化法均需结合地面集输工艺，在综合分析计算套管压力、积液高度、关井时间及柱塞上行速度等参数基础上，通过现场运行情况进行微调，存在计算过程复杂、误差大及优化效率低等缺点。通过合理划分柱塞运行阶段，分析优化阶段运行参数，总结提炼出了优化柱塞气举生产制度各阶段载荷因数计算，现场应用取得较好的效果。

产水井柱塞气举生产制度阶段分析载荷因数制度优化

柱塞气举是解决低产低效气井无法自主携液的重要工艺之一，其原理是利用柱塞在油管中气体和液体之间形成固体界面，减少气体窜流和液体回落，从而提高举升效率[1-2]。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，使其达到最佳效果。

目前常用的优化生产制度方法有两种：①通过设定多种不同的制度，每种制度生产一段时间，通过生产效果来评价制度的合理性，其优点是方法简单，缺点是耗费时间长，无法短期内达到最优化[3-4]；②建立柱塞气举模型方程[5-6]，根据模型求解，制定最佳生产制度，其优点是可以对举升特性进行预测，为柱塞气举的优化设计提供了计算途径，缺点是建模困难，计算复杂，需要对举升规律取得深刻的认识和详细分析各敏感性参数对举升效率的影响。因此，改进柱塞气举生产制度优化方法，对于生产现场具有十分重要的适用价值。

1 柱塞气举阶段划分及特征分析

1.1 柱塞气举阶段划分

通过分析柱塞气举实时压力曲线（图1），将柱塞气举排水采气周期分为三个阶段：①关井压恢阶段AB；②开井气举阶段BC；③连续生产阶段CD[7-10]。

图1 柱塞气举实时压力曲线图

1.2 柱塞气举阶段特征分析

1.2.1 关井压恢阶段

该阶段完成柱塞下落（AA1）和柱塞启动套压的恢复（A1B），通过优化A1B过程可缩短气井关井恢复压力时间，达到一次最大举升积液量和提高开井时率的目的。

1.2.2 开井气举阶段

该阶段完成柱塞上行排液（BB2）和气井自主排液（B2C），通过优化柱塞上行速度即BB1，解决柱塞上行过快引起设备磨损、能量浪费或速度较慢造成滑脱损失增大、降低系统效率的问题，从而进一步实现高效气举。BB2油压反映出柱塞上方积液排出后油压恢复情况，若B2位置油压越高或越接近B2套压，说明气举效率越高；若出现B2C过程说明该次气举不彻底，柱塞下方存在一定积液，需考虑改变生产制度，进入下一气举周期。

1.2.3 连续生产阶段

该阶段分为大量产气CC1、稳定续流C1D1和产气量下降与井筒积液D1D三个过程。通过优化该阶段可延长气井稳产时间、实现产量最大化，如果生产时间过长，较大的液体段塞将会聚集在井底，下次启动时将需要较高的套管压力才能成功。

2 柱塞气举生产制度优化分析

2.1 关井压恢阶段-优化关井时间A1B

柱塞下落的平均速度是一定的，AA1阶段运行时间所需时间与井筒的深度成正比，一口井的井筒深度是不变的，因此柱塞下落阶段AA1无优化空间(本文不考虑分体式柱塞下落速度的优化)[11]。

图1中B点为柱塞启动点，若套压B过高则关井时间长、气举液量少，较小则柱塞无法启动、气举失败。B点对应最小启动套压确定[12-15]：

取最小启动套压对应的时间为t2，则关井恢复压力时间t必须满足：t＞t1、t＞t2

式中：

h—液面高度，m；

pC—井口套管压力，MPa；

pk—液体密度，Kg/m3。

At—油管面积，m2；

pcmin—最小套管压力，MPa；

pcmax—最大套管压力，MPa；

pcavg—平均套管压力，MPa；

pp—柱塞举升所需压力0.345 MPa；

ptf—井口油压，MPa；

pa—大气压0.101 MPa；

plw—举升1 m3液体到地面所需压力，MPa/m3；

plf—流体摩擦所引起的压力损失，MPa/m3；

L—举升液体体积，m3；

D—油管或限位装置深度,m；

K—气体摩擦损失；

Aa—油套环空面积，m2。

2.2 开井气举阶段-优化柱塞上行速度BB1

柱塞上行BB1是由柱塞的上行速度控制的。通过《气举手册》可知柱塞上行速度在3.81～5.08 m/s之间气举效率最高，柱塞向上运动的微分方程[16]

式中：

ptx—作用在柱塞下表面上气体的向上压力，MPa；

ptf—作用在液柱上表面的气体压力，约等于油压，MPa；

At—油管面积，m2；

Wt—柱塞及其上液柱的重力，N；

Ff—液柱和柱塞侧面与油管壁间的摩阻力，N；

a=y″—柱塞和液柱运动的加速度，m/s2。

2.3 连续生产阶段-优化关井时机

气举进入大量产气阶段CC1后，其时间的长短是由井筒附近聚集的能量决定，不可控；从C1点开始到D1点为稳定续流阶段，同时也是井筒缓慢积液的过程。通过对多次柱塞气举实时压力曲线分析发现，当气井生产时间超过稳定续流阶段后，油、套压差增长率陡然增高、产气量下降、关井恢复压力所需时间成倍增加，影响下一个循环，因此关井时机应选择在稳定续流阶段内，即套压陡升且气量下降范围大于8%～10%时作为关井条件。

3 载荷因数计算

通过各阶段运行参数优化分析可知，影响柱塞气举效率的主要影响参数有油压、套压、净工作压力（套压与采气管线压力的差值）、油套管规格、液柱高度和井深。其中采气管线压力、油套管规格、井深等参数为静态参数，油压、套压、静工作压力和液柱高度为动态参数，分析柱塞气举动态模型计算方法，一口柱塞气举井只要通过优化动态可控参数，即油压、套压、静工作压力和液柱高度达到合理匹配就能达到最佳的气举效果，因载荷因数[17]可较好的反应出动态参数的相互变化关系，故引入这一方法。

式中:

ηh—载荷因素，%；

poh—为地面管线压力，MPa。

4 实例应用

A井采用多井串接中压集气模式，早期采用井下节流生产，打捞节流器后，油压1.0 MPa、套压10.0 MPa，能够间喷泡排生产，但随着生产时间的延长，套压持续上升、气量大幅下降，井筒积液严重。为改善气井生产状况，有效解决积液影响，开展柱塞气举排水采气试验。

通过常规方法计算，得出A井柱塞气举生产制度：套压达到8.0 MPa时关井24 h后开井。现场试验A井气举后生产时套压明显降低，日均产液量由0.3 m3增加至0.98 m3。产液量明显增加，但分析气井生产动态发现，套压超过4 MPa后气井间歇产气；关井恢复压力时间相对较长，采气时率降低。

4.1 优化过程

根据现场试验数据，绘制出A井载荷因数与柱塞上行速率及关井时间变化关系曲线图（图2、图3）。

从图2、图3分析得出：

1）当载荷因数小于57%时，达到柱塞顺利启动上行条件，即开井初始条件；通过《气举手册》可知柱塞上行速度在3.81～5.08 m/s之间气举效率最高，从而得知A井载荷因数保持在38%～47%之间时，气举效果最佳，即最佳开井优化条件。

图2 载荷因数与柱塞上行速率变化关系曲线图

图3 不同压差下载荷因数与关井时间化关系曲线图

2）载荷因数越小、柱塞上行速度越快。

3）载荷因数随着关井时间的延长逐渐减小，关井时压差越大，减小速率越小，因此，油、套压差达到4 MPa时，为最佳关井条件。

结合气井实际生产情况，通过阶段分析和载荷因数计算，得出A井柱塞气举生产制度：套压达到4.0 MPa时关井，载荷因数≤45%后开井。

4.2 实施效果

根据生产制度优化，开展现场试验，结果表明：①气举频率提高，关井时间减短；②油套压差减小；③产气量、产水量增加（图4）。

图4 A井柱塞气举试验采气曲线

表1 A井柱塞气举优化前后效果对比分析表

5 结论认识

1）应用压力曲线进行柱塞气举阶段划分能够准确的反映出柱塞运动的状态及气举效率，为柱塞气举整体优化设计提供明确方向。

2）载荷因数可以准确计算出油压、套压、静工作压力及液柱高度等动态参数之间的变化关系。

3）采取压力曲线阶段进行划分分析和载荷因数计算综合优化法在A井的成功应用，表明该方法在气井柱塞气举生产制度优化中便捷适用。

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（修改回稿日期 2016-03-04 编辑 文敏）

今后5年我国拟新增煤层气探明地质储量4200亿立方米

2016年12月2日，国家能源局对外发布《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划》，规划明确“十三五”期间，我国拟新增煤层气探明地质储量4200亿立方米，建成2～3个煤层气产业化基地。

煤层气（煤矿瓦斯）是赋存在煤层及煤系地层的烃类气体，是优质清洁能源。加快煤层气（煤矿瓦斯）开发利用，对保障煤矿安全生产、增加清洁能源供应、减少温室气体排放具有重要意义。

规划称，“十三五”期间将坚持煤层气地面开发与煤矿瓦斯抽采并举，以煤层气产业化基地和煤矿瓦斯抽采规模化矿区建设为重点，推动煤层气产业持续、健康、快速发展。

据介绍，“十二五”时期，国家制定了一系列政策措施，强力推进煤层气（煤矿瓦斯）开发利用，煤层气地面开发取得重大进展，煤矿瓦斯抽采利用规模逐年快速增长，为产业加快发展奠定了良好基础。

（天勘摘编自《中国石油西南油气田公司网》）

党晓峰，男，1976年生，高级工程师；中国石油长庆油田分公司第一采气厂采气工艺研究所所长。地址：（718500）陕西省靖边县长庆油田第一采气厂。电话：029-86505026。E-mail：dxf2_cq@petrochina.com.cn