水平井柱塞气举排液技术在长庆气田的应用

韩强辉 黄志龙 杨焕英 惠艳妮 樊莲莲 李丽

1.长庆油田公司油气工艺研究院；2.长庆油田公司第五采气厂；3长庆油田公司勘探开发研究院

国外认为柱塞气举技术是低产及致密气藏最经济有效的排水采气技术，可增产22%～500%，投资回收期为4个月，措施可应用至气井枯竭［1-2］。但现有的柱塞气举技术主要应用于直井，国外只有极少量应用于水平井。国外水平井柱塞采用胶筒密封，摩擦阻力大，仅适用于产气量5×104m3/d以上气井，不适用于长庆气田低产低渗气井。截至2017年底，长庆油田共在565口直井应用了柱塞气举气井远程实时调参和管理技术，平均增产气量0.43×104m3/d，累计增产气量3.8×108m3，有效发挥了排液采气的作用［3-4］。2016年，研发了适用于水平井的自缓冲柱塞，并在13口井进行了现场应用，2016年7月—2017年6月期间平均单井增产气量0.65×104m3/d，增产液量0.66 m3/d，大幅度提高了水平井举液效率。但长庆气田水平井油管在井底斜井段有缩径，柱塞下落时不能通过此处，油管缩径点以下井段（包括部分斜井段和水平段约1500 m）内积液无法举升，长期处于积液状态，严重影响了柱塞气举排液效率。为了实现水平井全井筒积液举升，对现有水平井柱塞气举技术进行了优化完善［5-8］。

1 水平井柱塞气举排液技术现状

1.1 长庆气田水平井管柱主要特征

长庆气田水平井管柱结构为Ø88.90 mm 油管与Ø73.02 mm油管组合，在斜井段45°～70°处由变径短节连接两种规格油管。按照管柱受力设计，油管变径短节点极重负荷为520 kN。

1.2 水平气井携液规律认识

水平井积液影响最严重点在井斜角约35°的斜井段。在井斜角90°（水平流动）的水平井段，临界携液流量为0；随着井斜角增加，临界携液流量先增加后减小；如图1所示，在井斜角35°左右，临界携液流量最高，为相同条件下垂直井的1.35倍。

图1 不同尺寸油管的井筒临界携液流量分布Fig. 1 Distribution of critical liquid carrуing fiow rate in the wellbore with different sizes of tubing

1.3 自缓冲柱塞的应用

自缓冲柱塞抗冲击总成由中心杆、弹簧、挡圈等组成，结构如图2所示。撞击头安装在最底端，中心杆从挡圈中间穿过，两者组成触地组件。储能弹簧安装在柱塞中心孔内，由挡圈限制位移。柱塞触地后，中心杆推动弹簧压缩，缓解柱塞本体的冲击力。

图2 自缓冲柱塞抗冲击总成结构图Fig. 2 Structural map of impact resistance assemblу of selfbuffered plunger

将井筒内变径短节作为定位台阶，实现柱塞下落的定位功能；自缓冲柱塞具有缓解柱塞下落冲击力的功能，简化了井下工具，使柱塞能够进入到斜井段变径短节处，使下入深度达到最大化，满足柱塞下深越大排液效果越好的要求。

设计弹簧极重载荷为512 kN，油管变径短节极重载荷520 kN，测量实验结果表明，自缓冲柱塞最大落地速度可达5000 m/min。生产现场监测到柱塞在气井井筒内下落阶段的运行速度约60 m/min［9-10］。可见，自缓冲柱塞抗冲击力可满足长庆气田生产实际要求［11］。

1.4 存在的问题

自缓冲柱塞可进入大斜度井段，到达油管缩径位置，增加了柱塞下入深度，还简化了现有柱塞装置的井下缓冲工具。但柱塞下落时不能通过油管缩径处，导致油管缩径点以下井段（包括部分斜井段和水平段）内约有1500 m液柱无法举升，长期处于积液状态，严重影响了排液效率。

2 “自缓冲柱塞与井下单流装置接力式举液”模式的提出

为了实现水平气井全井筒积液举升，在水平气井携液规律和长庆水平井管柱特征研究的基础上，对水平井柱塞举升系统进行了优化设计，具体技术思路如下：（1）使用单流装置与自缓冲柱塞进行接力式举液；（2）单流装置投放在缩径点下部Ø73.02 mm管柱内，越过积液最严重井段（在井斜角45°～70°井段之间），保证能依靠气体自身能量携带积液（包括斜井段和水平段）至单流装置上部，并滞留在此；（3）Ø88.90 mm井段采用自缓冲柱塞进行举液，可到达管柱缩径点，实现柱塞最大下深，以达到较好的排液效果［12-15］。

2.1 柱塞举升系统工作原理

开井后，自缓冲柱塞上行，将柱塞上部积液向上举升至井口，同时，单流装置下部积液（包括斜井段和水平段积液）由气体自身能量举升至单流装置上部，该装置具有自下至上单向流的性能，气液不能回流。关井后，自缓冲柱塞下行，到达缩径位置后，柱塞导向头遇阻停止运动，柱塞本体由于惯性作用继续下行，通过压缩弹簧，缓解自身动能，直至停止；井筒内未举升到地面管线的液体回落至单流装置和柱塞上部，并滞留在此。按照以上开关井周期运行，可实现水平气井全井筒积液举升［16-17］。

2.2 单流装置设计

单流装置需投放在井筒缩径点变径短节以下进入 Ø73.02 mm 管柱内，此处管柱斜度 45°～70°，深度约3200 m，地层温度约100 ℃，压力约25 MPa。

2.2.1 单流装置结构和工作原理 单流装置结构见图3，丢手接头从装置中心穿出，丢手接头和上中心管用剪钉连接；上中心管与下中心管用丝扣连接，下中心管底部连接尾管；尾管内有单向锁环，单向锁环内壁具有与单向扣锁爪配合的卡扣；为实现大斜度井段气液单向流控制，单流阀内的钢球固定在弹簧支架上，通过推动钢球压缩弹簧后气液通过，再依靠弹簧弹力回到密封面，实现有效密封，防止气液回流。打捞颈能够在上中心管和本体之间滑动，打捞颈下端有伸缩爪，用于支撑锁块或取消支撑，进行工具投放和打捞［18-21］。

图3 单流装置结构示意图Fig. 3 Schematic structure of non-return device

投放时，下放至投放位置后，上提丢手接头，带动单流装置盲碰油管接箍槽，锁块在伸缩爪的弹力支撑下顶入接箍槽内，锁块上端面为垂直面，与接箍槽卡死；继续上提，丢手接头带动上下中心管上移，上中心管的凸台会支撑伸缩爪，使锁块不能缩回，实现有效定位；下中心管带动尾管挤压两胶筒膨胀，实现密封，单向扣锁爪和单向锁环锁住胶筒膨胀状态；丢手接头拉断剪钉实现丢手后，上下中心管不回落，维持胶筒膨胀状态。

打捞时，抓住打捞颈鱼头，上击使打捞颈上移，抽出弹性伸缩爪，锁块失去支撑后缩回，解除定位；继续上提，单向扣锁爪失去支撑解锁，胶筒两侧失去压紧力，轴向形成空位，胶筒回缩到未受力状态，解除密封，同时工具上部积液回落，液柱压力归0，完成打捞。

该单流装置下井时外径比油管内径小6 mm，坐落后抗冲击力约500 kN，因此可以应用到全井筒无变径的水平气井，不仅能实现气液单向流的控制，并能起到自缓冲柱塞下落的定位功能。

2.2.2 室内评价实验 模拟工况环境，在油管倾角70°的条件下，检测单流装置1#、2#的投放丢手、打捞、密封及液体单向流控制情况，见表1。

表1 单流装置室内评价实验情况Table 1 Lab evaluation experiment on non-return device

实验结果表明，采用钢丝上提作业，单流装置能够实现正常投放丢手和打捞功能，可满足现场作业要求；胶筒能够按照设计实现挤压密封，密封最高压差达30 MPa，根据单流装置的工作原理可知，在井筒内，单流装置上、下压力接近，压差与钢球支撑弹簧弹力接近，约0.1 MPa，可满足密封要求；单流阀在井斜角70°条件下，积液无泄漏，防回流性能良好，实现了液体单向流控制功能。综上所述，单流装置性能稳定，各项功能指标达到了设计要求。

3 现场试验及效果评价

长庆气田X水平井前期采用常规柱塞气举排液。在井底预先投放井下缓冲器，柱塞在井下缓冲器和井口防喷帽之间运行，实现举液采气。由于井下缓冲器需要下击投放，在斜井段受加重杆重力分解，下击力不足，无法投放，因此不能进入斜井段，只能投放在直井段，投放深度2800 m，距水平井入窗点约720 m，水平段长1200 m。在柱塞正常运行的情况下，该井井底仍至少有1920 m深液柱。

采用水平井自缓冲柱塞气举技术，需起出原柱塞和井下缓冲器，投放自缓冲柱塞。自带缓冲的新型柱塞在缩径点和井口之间油管段内运动，从而实现气举排液生产。柱塞可下行至3150 m（Ø88.90 mm 油管与Ø73.02 mm油管组合缩径位置），比普通柱塞下深增加390 m。正常生产后，增产气量0.53×104m3/d。

采用水平井柱塞气举技术，先取出自缓冲柱塞，再投放单流装置，单流装置投放在缩径点下方20 m处，井斜角约60°，然后投放自缓冲柱塞。单流装置以下井筒（包括垂直段管柱236 m，水平段管柱1200 m）内积液通过气体自身能量举升，气液不会回流；自缓冲柱塞再从缩径点将积液举升至井口，从而实现了水平井全井筒积液接力式举升（见表2）。

表23 种柱塞气举技术生产情况对比Table 2 Comparison of production situations between three plunger gas lift technologies

应用该技术后，气井生产油压降低了2.4 MPa，套压降低了6.3 MPa，增产气量1.51×104m3/d，增产液量1.05 m3/d。运行76 d后，取出自缓冲柱塞，弹簧无变形，柱塞端面完整，无损伤；顺利打捞出单流装置，装置完好。

4 结论

（1）单流装置可投放到井斜角70°位置，易投放、易打捞，解决了常规井下工具无法在大斜度井段投放的难题，实现了气液单向流通的功能，起到了接力举升积液的作用。

（2）长庆低渗透气田采用了“自缓冲柱塞与井下单流装置接力式举液”的水平井柱塞气举技术，应用于长庆低渗透气田排水采气，试验井产气量提高了3倍，解决了长庆气田水平井油管缩径点以下井段（包括部分斜井段和水平段）内积液无法举升的问题，有较好的适用性，可进一步推广应用。

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