气田柱塞气举制度优化及运行智能化研究

梅华平，李 凯，郝 洁，高 云，王 全

（中国石油长庆油田分公司第五采气厂，陕西西安 710018）

柱塞气举排水采气工艺作为苏里格东区主要排水采气工艺，目前生产制度的调整缺乏系统化的理论指导依据，仅靠人工进行分析实施，人工调整生产制度难度大、效率低；本文旨在通过分析柱塞气井地层压力、井筒积液和气井油套压、外输压力、日产气量等可控因素，根据气井条件利用理论公式计算柱塞气举相关参数，进行工艺参数的分析和优化设计，建立柱塞气举排水采气制度优化模型和智能化实施方案，为苏东区块柱塞气举生产制度调整及实施提供可靠依据[1]。

1 柱塞气举排水采气制度优化

1.1 影响因素

柱塞气举制度优化的前提是分析柱塞气举生产效果的影响因素[2]。（1）动力因素：气井的产气和产液及产能恢复能力（直观显示为气井的油管套管压力、产气量以及气井压力恢复速度）；（2）气井因素：气井的积液状况、外输管网回压、井身设计参数、井筒状况（井筒粗糙度、结垢等造成的摩阻和压力损耗）；（3）设备因素：柱塞的选型（不同柱塞材质的摩阻、举液效率和使用环境不同），柱塞承接器下入深度，柱塞气举设备运行；（4）制度因素：生产制度的设置及调整不准确都会造成柱塞的低效甚至失效。

1.2 优化思路

通过地层压力测算气井的积液状况，分析柱塞气举各影响因素，建立柱塞气举优化算法[3]，编制优化软件，实现柱塞气举排水采气制度优化。

1.2.1 地层压力测算模型 使用现代产量不稳定分析法，利用RTA 软件对气井进行压力产量历史拟合；选取解析分析法中的压裂井模型得到地层压力随时间变化的曲线，从曲线上可读出地层压力值。选取一定数量的气井进行模拟后，得出苏东区块地层压力和气井累产递降的变化规律，为柱塞优化软件计算提供地层压力参数。根据典型井不稳定产量分析法确定的目前地层压力，一类井、二类井、三类井各选取10 口井进行模拟计算（见图1～图3），建立不同类型井累计产气量与目前地层压力的关系，将计算结果实现目前地层压力的简易估算，软件编程形成测算软件。

1.2.2 井筒积液测算模型 积液测算模型是利用苏东区块压力测算模型计算的地层压力值，和气井油套压值，测算油套环空液面位置，判断气井积液及估算油套管积液高度和积液量。因油套管气柱段为压缩流体，根据经验公式先行计算油套环空气柱底压力Pgcf和油管气柱底压力Pgtf，之后通过地层压力Pwf和油套环空气柱底压力Pgcf、油管气柱底压力Pgtf计算油管液柱高度h1和环空液柱高度h2：

图1 典型柱塞Ⅰ类井地层压力与累计产气量关系图

图2 典型柱塞Ⅱ类井地层压力与累计产气量关系图

图3 典型柱塞Ⅲ类井地层压力与累计产气量关系图

式中：Pgcf-环空气柱底压力，MPa；Pgtf-油管气柱底压力，MPa；Pc-套管压力，MPa；Pt-油管压力，MPa；H-气井井深，m；h1-油管液柱高度，m；h2-油套环空液柱高度，m；Pwf-当前地层压力，MPa；ρ液-井下积液密度，kg/m3；g液-重力系数，9.8 N/kg；Kh-补偿系数。

通过油套管积液高度计算油套环空积液量和油管积液量，将上述公式整理编程，形成积液测算软件，进行气井井筒积液测算。

1.2.3 柱塞制度优化模型 通过井筒积液情况和气井油套压、外输压力、产气量等可控因素分析研究，利用理论公式计算柱塞气举相关参数，进行工艺参数的分析和优化设计，推导柱塞气举制度优化计算方法如下：

（1）要求井内应该具备的最小套压值：

式中：Pcmin-需要的最小套管压力，MPa；Pp-柱塞举升到地面需要的压力，MPa；Plp-回压，MPa；Pa-大气压力，MPa；Plw-将液体举升到地面所需要的压力，MPa；Plf-液体摩阻造成的压力损耗，MPa；L-液体的体积，m3；D-油管或柱塞承接器的深度，m；K-气体摩阻造成的压力损耗。

（2）要求井内应该具备的平均套压值：

式中：Pcavg-生产期间的平均套管压力，MPa；Pcmax-开井之前的最高套压，MPa；At-油管内截面积，mm2；Aa-油管内截面积/油套环空面积。

（3）柱塞每往复一次所需要的天然气量：

式中：C-常数；D-柱塞承接器的深度，m。

（4）柱塞每天的理论往复次数：

图4 苏里格东区柱塞气举智能化设计流程

结合苏里格东区地层压力测算模型和井筒积液测算模型，将上述公式整理编程，形成柱塞气举制度优化软件，优化设计柱塞气举开井套压、开井时间、关井时间、续流时间、柱塞运行周期参数。

2 柱塞气举排水采气智能化

综合考虑苏里格气田东区的地层动态、井身结构、地面条件等因素，建立区块或单井地层测算模型、积液测算模型和柱塞气举制度优化模型，控制系统植入柱塞智能化模型；根据当前累计产气量、气井的油套压、日产量等参数测算气井生产和积液状况，自动匹配柱塞井的开关时间，从而实现柱塞的智能化运行（见图4）。

3 柱塞气举制度优化现场试验及效果评价

对苏东A1 井开展柱塞气举制度优化试验，试验前气井套压9.42 MPa，油压5.16 MPa，油套压差4.26 MPa，日开井时率25 %；气井明显中度积液，柱塞未到达气井排液效果差。7 月31 日开展柱塞气举制度优化试验，通过柱塞气举制度优化调整，气井排液明显，套压持续下降，8 月27 日气井套压8.20 MPa，油压5.56 MPa，油套压差2.64 MPa，柱塞到达排液明显，日开井时率32.11 %，生产效果明显[4-6]。

4 结语

文中在苏里格气田地层压力和积液测算学习分析的基础上，结合苏里格东区柱塞气举现状，总结柱塞气举制度优化方法，编制苏东区块柱塞气举制度优化软件，探索柱塞气举智能化运行方法，取得了较好的效果，对苏里格东区柱塞气举生产制度调整和生产管理提供指导依据和方法。