柱塞气举排采工艺在龙凤山气田的首次应用

贾 盈

（中国石油化工股份有限公司东北油气分公司油田开发三年统筹规划项目团队，吉林长春 130062）

一般来讲，当生产井中气体上升速率小于将液体携出的临界速率时就会出现积液现象。目前带液生产是较为常见的、经济的一种做法，生产过程中，液柱沿井壁回流和滑脱较大，研究表明：通常3 000 m深的气井，液柱从井底运行到井口时，滑脱将超过63%（（15%～21%）/1 000 m）。滑脱损失越大，则需要更多的气量和压力来举升井筒内的液体。

龙凤山凝析气藏具有特低孔、特低渗、地露压差小和过饱和的特征，开发过程中较早出现反凝析现象[1]。由于地层压力下降，近井地带的地层中凝析油积液，随着气井油压和产能的下降，自喷携液达不到井底流入流出液体平衡，井底积液增多[2]，甚至一些气井因积液不能连续生产而停产。常规的泡沫排水采气工艺在油水同产气井排液效果较差，不能满足龙凤山气井的排液要求。考虑到柱塞气举排液采气工艺技术的先进性，在该气田开展柱塞气举排液采气工艺技术试验。

1 柱塞气举工作原理

利用柱塞在举升气和采出液之间形成机械界面，通过本井气或补充气源把柱塞连同液柱一起从井底举升到地面，从而减少排液过程中的滑脱损失，提高排液效率，释放单井产能，延长气井的生产期，达到提升单井采收率的目的。工艺具体的工作原理是：柱塞在自身重力作用下沉没到安装在生产管柱底部的卡定器上，同时关井，随着天然气在柱塞下方和油套环空之中聚集，井底天然气能量开始恢复（图1a）；当井底压力增大到一定值时，打开井口阀门，在油套压差的作用下，油套环空中的天然气进入油管，依靠气体能量将柱塞及其上方液体一同向上举升，液体被排出井筒，同时天然气产出（图1b）；此时气井仍可继续生产直到井底重新开始积液（图1c）、积攒的天然气能量释放后，柱塞气举完成一个工作周期[3]。然后关闭井口，柱塞再次回落到卡定器顶部（图1a），进入下一个工作周期。

图1 工作原理图Fig. 1 Working principle diagram

2 技术特点及适用范围

柱塞气举排水采气工艺在国内外都有广泛应用。在国外应用较早，20世纪50年代就已经开始使用，泛美石油公司在SAN JUAN盆地间喷井应用柱塞气举工艺，18口井平均日增气25%，平均四个月可以收回成本。南德克萨斯州气田2002年10月在气井安装了柱塞举升系统，产量增加0.14×104m3/d[4]。2006年在美国丹佛召开的气井排液采气研讨会上对排水采气工艺进行调查，结果表明：88%的排水采气气井采取柱塞气举方法。更有技术人员认为柱塞气举是最佳的排水采气工艺[5]。国内应用情况见表1。

表1 国内应用情况Table 1 Domestic application situation

国内应用情况也比较好，表1为主要应用气田及应用效果。

调研大量文献，总结柱塞气举优点：①减少滑脱损失，增加气举效率；②安装维护方便，井口稍加改造可实现柱塞投放与捕获，井下装置安装和回收投捞就能完成，作业成本低；③柱塞气举利用气井自身能量推动油管内的柱塞举水，不需其它动力设备，生产成本低；④柱塞往复运动对管壁结蜡结垢有刮除作用；⑤井口控制程序可实现自动化排水采气，节约人工成本。

同时，柱塞气举工艺应用也有一定的条件限制[6-9]，适用范围见表2.

表2 柱塞气举工艺适用范围Table 2 Scope of application of plunger gas lift technology

3 柱塞结构设计与优化

北217井是龙凤山气田北217井区的一口直井，完钻井深：斜深3 425 m，垂深：3 424.42 m。该井井口生产流程装置：井口油套生产阀门均由2-9/16″×5 000 psi平板闸阀和可调式节流阀组成。采气树主通径和侧通径为65 mm，额定工作压力：35 MPa。井内悬挂2-3/8″EU生产管柱，管柱没有工作筒，上下通径大小一致。

3.1 井口通过性

该井管柱内通径为50.6 mm。井口生产闸阀内通径为65 mm，在井口生产流程内存在变径，柱塞举升通过性差。为使柱塞顺利通过井口采气装置，改造井口，加工一主通径与井下生产管柱相适配的小四通（主通径为51 mm），用于更换原气井的小四通。

3.2 柱塞优选与井筒通过性

该井生产时油套压为3.7/6.7 MPa，关井油套压为9.7/10 MPa。考虑到油压较低，尽量降低摩阻损失和举升柱塞的能量损失，优选长度26 cm的柔性弹块式变径柱塞，密封件在通过井下管柱时可根据内通道的大小自由调整其密封外径，最大外径可达到52.5 mm，满足柱塞在井筒内举升时的密封需要。柱塞最大刚性外径45 mm，小于生产管柱内径。

3.3 井口流程优化

柱塞排水采气井口流程采用双通道独立控制式排液生产流程，其具体结构如图2所示。

图2 柱塞气举井口生产流程示意图Fig. 2 Schematic diagram of the wellhead production process of plunger gas lift

3.4 柱塞下入深度

北217井井下生产油管柱下入深度为3 093.93 m。直井，最大井斜2.78°。为提高柱塞循环举升排液深度，避免在井筒管柱底部内形成积液死角，拟使柱塞卡定器下入尽量靠近油管鞋附近，确定设计下入深度3 070 m（避开油管接箍）。

4 现场应用

4.1 试验井情况

北217井射开储层孔隙度4.4%～7.4%，平均5.7%，渗透率（0.048～3.67）×10-3μm2，平均0.44×10-3μm2，属于中孔、低渗储层。井内生产管柱为外径φ60.3 mm、壁厚4.83 mm油管。2019年12月投产，初期产气12 654 m3/d，产水7.88 m3/d，产油0.44 t/d。

卡定器下入深度3 070 m，选用63 cm的柱状柱塞（图3）作为气液分界面。成功下入柱塞后运行，一天运行两个生产周期。

图3 优化后的小倒角加长柱塞Fig. 3 Optimized small chamfer lengthened plunger

4.2 应用效果

北217井为中石化东北工区第一口柱塞气举排液采气井。工艺应用前一个月日平均产气6 618 m3、产水1.56 m3、产油1.24 t，油压5.0 MPa、套压8.0 MPa。应用后，单井日平均产气量8 637 m3，日均产水1.97 m3，日均产油1.53 t，平均日增气2 019 m3、增水0.41 m3、增油0.29 t，生产曲线见图4。

图4 北217井生产曲线Fig. 4 Production curve of Well Bei217

4.3 存在问题

北217井柱塞气举使用后排液效果良好，柱塞上行阶段井口有连续排液，单次排液1 m3以上，说明柱塞确实推着液柱上行并在井口排出。但也存在问题，该井管柱内多次出现冻堵，严重影响柱塞下行，采用注甲醇方式解堵成功，未来生产过程中可以尝试甲醇滴定的连续注醇方式预防生产管柱内冻堵。

5 结论与建议

（1）柱塞气举在北217井应用后排液效果良好，可以满足排液需求，防止积液造成气井停产，下步可以在龙凤山气田其他气井试验。

（2）柱塞气举适用于井深小于4 000 m、产液小于25 m3、气液比大于1 000的直井及小斜度井，克服了传统机抽在井深2 500～4 000 m、泡排在含油气井排水采气的不适应性，与电潜泵、射流泵排水采气等工艺相比费用低，使用前景良好。

（3）水合物冻堵情况影响柱塞下行，可采取甲醇滴定防止油管内冻堵。扩大试验选井要考虑气井冻堵影响，尽量不选易出现冻堵的气井，可在施工前刮管验证是否存在冻堵。