徐正茹，庹維志

（1.東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江大慶163318；2.中國(guó)石油塔里木油田油氣工程研究院，新疆庫(kù)爾勒841000）

分體式柱塞工藝在大牛地氣田D1-74井的應(yīng)用

徐正茹1，庹維志2

（1.東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江大慶163318；2.中國(guó)石油塔里木油田油氣工程研究院，新疆庫(kù)爾勒841000）

大牛地氣田隨著生產(chǎn)時(shí)間的增加，氣井壓力逐漸下降，氣井排液越來(lái)越困難，普通泡排工藝受泡沫密度、含有凝析油等因素影響，使得一些積液減產(chǎn)氣井生產(chǎn)困難。針對(duì)以上原因，第一采氣廠引進(jìn)了分體式柱塞氣舉排水采氣工藝，采氣一隊(duì)D1-74氣井于2012年12月開始分體式柱塞工藝實(shí)驗(yàn)，通過實(shí)驗(yàn)已經(jīng)取得了一些成果，有助于分體式柱塞工藝在大牛地氣田的推廣和應(yīng)用。

大牛地氣田；分體式柱塞；D1-74井

鄂爾多斯盆地大牛地氣田[1]“十二五”上產(chǎn)任務(wù)嚴(yán)峻，氣井排液和保證產(chǎn)量同樣重要，普通的柱塞氣舉[2]需要一段時(shí)間關(guān)井，影響生產(chǎn)時(shí)率，分體式柱塞不需要關(guān)井[3]，可以連續(xù)排液。既能保證井內(nèi)積液排除又能保證氣井的生產(chǎn)，進(jìn)而加大對(duì)積液減產(chǎn)井排液的效果。

分體式柱塞工藝與普通柱塞工藝相比具有設(shè)計(jì)獨(dú)特、工藝簡(jiǎn)單、操作和應(yīng)用方便等特點(diǎn)。而且分體式柱塞最大的優(yōu)點(diǎn)是節(jié)省關(guān)井時(shí)間，增加其產(chǎn)量[4]。

分體式柱塞工藝排液與常規(guī)泡排排液[5]相比具有操作方便、可以改善泡排劑對(duì)井底污染、投入人員資金少等特點(diǎn)[6]。

1 D1-74井分體式柱塞安裝前生產(chǎn)情況

本文統(tǒng)計(jì)了2011年12月至2012年10月的這11個(gè)月的1-74井分體式柱塞安裝前生產(chǎn)情況，根據(jù)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)計(jì)算求得生產(chǎn)情況如下：平均產(chǎn)氣量7 191 m3，進(jìn)計(jì)量平均產(chǎn)液0.71 m3，平均油壓7.35 MPa，平均套壓8.63 MPa，生產(chǎn)制度為3 mm氣嘴控制流量。與安裝柱塞前相比，D1-74井安裝分體式柱塞后前幾種制度生產(chǎn)比較平穩(wěn)，產(chǎn)液量增多，油套壓增大，分體式柱塞取得了一定的成效。

2 D1-74井分體式柱塞安裝后生產(chǎn)情況

D1-74井于2012年12月9日安裝柱塞作業(yè)完畢，最初生產(chǎn)制度為每天兩開兩關(guān)4 h，截止2013年7月14日已經(jīng)進(jìn)行至全天24 h生產(chǎn)。所有制度配產(chǎn)維持不變即7 000 m3/d，目前生產(chǎn)制度為3 mm氣嘴控制流量，截止到7月14日，分體式柱塞方式生產(chǎn)216 d，共進(jìn)行19種生產(chǎn)制度，累計(jì)產(chǎn)氣149.3079×104m3，累計(jì)產(chǎn)液166.92 m3。平均日產(chǎn)氣6 912 m3，平均日產(chǎn)液0.80 m3，平均油壓8.20 MPa，平均套壓8.92 MPa，D1-74井分體式柱塞氣舉生產(chǎn)制度如表1所示。

安裝柱塞后生產(chǎn)情況，分析19種生產(chǎn)制度，制度超過14 h生產(chǎn)情況逐漸變差，產(chǎn)液量明顯下降，24 h生產(chǎn)困難，生產(chǎn)的11 d中只有5 d生產(chǎn)了24 h，其余時(shí)間都因沒有瞬時(shí)流量或壓力較低而關(guān)井。由于產(chǎn)液量下降并且不進(jìn)行降壓帶液等原因，導(dǎo)致井內(nèi)積液增加，生產(chǎn)情況變差。其中生產(chǎn)8 h，開井制度兩開兩關(guān)時(shí)，平均每天產(chǎn)液最多，平均每天產(chǎn)液1.33 m3，此時(shí)分體式柱塞排液效果最佳，此時(shí)平均油壓8.5 MPa，平均套壓8.7 MPa，瞬時(shí)流量為894 m3/h。

表1 D1-74井分體式柱塞氣舉生產(chǎn)制度表Table1 D1-74 well split plunger gas lift production schedule

3 D1-74井分體式柱塞運(yùn)行情況

柱塞運(yùn)行情況，3月19日10:00到達(dá)D1-74井口，井口油壓7.0 MPa，套壓8.2 MPa，此時(shí)生產(chǎn)制度為1開1關(guān)生產(chǎn)10 h，貼在井口處聽到井筒內(nèi)有柱塞運(yùn)動(dòng)的聲音，10:09井口關(guān)井，同樣貼在井口處未聽到柱塞運(yùn)動(dòng)的聲音，10:20開井，井口油壓7.6 MPa，聽到柱塞運(yùn)動(dòng)的聲音，11:00柱塞上升至井口，聽到明顯柱塞震動(dòng)的聲音，11:05井口震動(dòng)聲音消失，用時(shí)44 min，此時(shí)油壓6.8 MPa，柱塞上升至井口后向井底運(yùn)動(dòng)。

4月30日10:05到達(dá)D1-74井口，井口油壓7.1 MPa，套壓8.0 MPa，此時(shí)生產(chǎn)制度為1開1關(guān)生產(chǎn)14 h，10:10分開井到最大瞬時(shí)流量2 020 m3/h，10:25瞬時(shí)流量降至1 400 m3/h左右，此時(shí)貼在井口有柱塞運(yùn)動(dòng)的聲音，10:45瞬時(shí)流量降至500 m3/h，進(jìn)站壓力4.91 MPa，壓力降至管網(wǎng)，柱塞未到井口，站內(nèi)開始降壓帶液1 h，同樣井口未能聽到柱塞上來(lái)，降壓帶液產(chǎn)液2.13 m3。

5月26日9:17到達(dá)D1-74井口，井口油壓6.7 MPa，套壓7.9 MPa，此時(shí)生產(chǎn)制度為2開2關(guān)生產(chǎn)18 h，開井瞬時(shí)流量930 m3/h，9:41井口油壓6.6 MPa，10：55開始降壓帶液1 h，產(chǎn)液0.85 m3，未見柱塞上至井口。

6月18日10:30到達(dá)D1-74井口，井口油壓6.9 MPa，套壓7.8 MPa，此時(shí)生產(chǎn)制度為2開2關(guān)生產(chǎn)20 h，直接站內(nèi)降壓帶液，開始能聽到柱塞在井筒內(nèi)運(yùn)動(dòng)，11:30井內(nèi)柱塞運(yùn)動(dòng)聲音減小，未見柱塞上至井口，產(chǎn)液0.3 m3。

分析得出：柱塞第一次上來(lái)，由于平均瞬時(shí)流量為722 m3，且比較穩(wěn)定，之后未上來(lái)由于開始瞬時(shí)流量較大，柱塞開始運(yùn)動(dòng)，但是瞬時(shí)流量下降較快，柱塞還沒到達(dá)井口，瞬時(shí)流量不夠，氣井已經(jīng)不夠舉升柱塞的能量，所以柱塞上來(lái)的關(guān)鍵除了與瞬時(shí)流量和壓力有關(guān)，還與瞬時(shí)流量穩(wěn)定的時(shí)間有關(guān)。

4 D1-74井分體式柱塞分析

瞬時(shí)流量是分體式柱塞排液效果好壞的決定性因素，根據(jù)各生產(chǎn)制度瞬時(shí)流量與平均產(chǎn)液情況可知，隨著生產(chǎn)時(shí)間的增加，平均每天產(chǎn)液量先增加后減少，生產(chǎn)制度8 h兩開兩關(guān)時(shí)產(chǎn)液量最多。生產(chǎn)制度為4、6、8 h時(shí)，平均每天產(chǎn)液效果逐漸變好，這三種制度時(shí)排液效果較好，但是生產(chǎn)制度8 h之后，隨著瞬時(shí)流量的減小，平均每天產(chǎn)液量下降明顯，之后產(chǎn)液量保持穩(wěn)定，具體情況見圖1。

圖1 瞬時(shí)流量與產(chǎn)液量對(duì)比圖Fig.1 The instantaneous flow rate and liquid production rate comparison chart

圖2 分體式柱塞安裝前后壓力與產(chǎn)液對(duì)比圖Fig.2 The comparison chart of pressure and liquid production before and after using the split plunger technology

表2和圖2為柱塞前統(tǒng)計(jì)2011年12月至2012年6月月平均產(chǎn)液量、月平均油壓，柱塞后2012年9月至2013年6月平均產(chǎn)液、月平均油壓對(duì)比情況。柱塞前5個(gè)月產(chǎn)液量均高于去年同期產(chǎn)液量，柱塞后兩個(gè)月小于去年同期產(chǎn)液量；柱塞前四個(gè)月的油壓均大于去年同期油壓，4、5、6月柱塞前后油壓基本持平，詳見表2和圖2。

表2 分體式柱塞安裝前后13年、12年同期對(duì)比表Table2 Production conditions before and after using split plunger technology in 2012 and 2013

圖3為分體式柱塞安裝前后油壓對(duì)比圖，由圖可以看出前四個(gè)月柱塞后平均油壓明顯大于柱塞前平均油壓，大約多出1 MPa，后三個(gè)月柱塞后平均油壓與柱塞前平均油壓基本持平，維持在8～9 MPa之間，詳見圖3。

圖3 分體式柱塞安裝前后油壓對(duì)比圖Fig.3 Comparison of the oil pressure before and after using the split plunger technology

說明分體式柱塞前四個(gè)月排液效果較好，井內(nèi)液體被排除，油壓上漲，后期排液比柱塞前差，井內(nèi)液體未全部帶出，壓力下降，壓力開始下降為3月份8 h生產(chǎn)兩開兩關(guān)制度結(jié)束時(shí)，D1-74井此時(shí)生產(chǎn)情況開始變差。小于8 h，一開一關(guān)平均每天產(chǎn)液量高于兩開兩關(guān)；生產(chǎn)制度大于等于8 h，一開一關(guān)平均產(chǎn)液量低于兩開兩關(guān)平均產(chǎn)液量。生產(chǎn)制度對(duì)比情況如圖4所示。

圖4 生產(chǎn)制度對(duì)比圖Fig.4 Comparison of production system

5 結(jié)論

（1）經(jīng)過19輪生產(chǎn)制度變更試驗(yàn)，在開井制度為8 h，兩開兩關(guān)，瞬時(shí)流量875 m3/h時(shí)，D1-74井分體式柱塞排液效果最好，日均產(chǎn)液1.33 m3/d。生產(chǎn)時(shí)間小于8 h的生產(chǎn)制度，由于生產(chǎn)時(shí)間較短，存在產(chǎn)液量不穩(wěn)定，不能完成配產(chǎn)的情況。生產(chǎn)時(shí)間大于8 h的生產(chǎn)制度，特別是開井大于14 h的生產(chǎn)制度，產(chǎn)液量下降明顯，油套壓均下降，生產(chǎn)情況與未安裝柱塞前大致持平，大于20 h之后生產(chǎn)情況不如安裝之前。

（2）D1-74井24 h制度時(shí)，生產(chǎn)困難，不適用于全天生產(chǎn)。

（3）相同生產(chǎn)時(shí)間，低于8 h一開一關(guān)制度排液效果較好，大于8 h兩開兩關(guān)制度排液效果較好。

（4）推廣時(shí)應(yīng)選擇油壓大于7.0 MPa，套壓大于8.0 MPa，平均瞬時(shí)流量能夠達(dá)到722 m3/h，并能穩(wěn)定瞬時(shí)流量50～60 min以上，分體式柱塞才能到達(dá)井口，平均瞬時(shí)流量能夠達(dá)到900 m3/h，并穩(wěn)定生產(chǎn)分體式柱塞效果最好。

［1］侯瑞云，劉忠群．鄂爾多斯盆地大牛地氣田致密低滲儲(chǔ)層評(píng)價(jià)與開發(fā)對(duì)策[J]．石油與天然氣地質(zhì)，2012，33(1)：118-119．

［2］申健，強(qiáng)彥龍，陳獻(xiàn)翠，等．柱塞氣舉排液采氣工藝技術(shù)研究與應(yīng)用[J]．內(nèi)蒙古石油化工，2005(8)：112-113．

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Application of Split Plunger Technology in D1-74 Well of Daniudi Gas Field

XV Zheng-ru1,TUO Wei-zhi2
（1.EOR Key Laboratory of Ministry of Education,Northeast Petroleum University,Heilongjiang Daqing 163318，China；2.PetroChina Tarim Oilfield Oil and Gas Engineering Research Institute,Xinjiang Korla 834000，China）

In Daniudi gas field,with the increasing of production time,the pressure of gas well gradually decreases,the liquid drainage of gas well is more and more difficult,ordinary foaming liquid drainage process is affected by the density of foam,condensate oil and other factors,which makes some effusion gas wells have difficulties in production. In view of the above reasons,the first gas production plant introduced split plunger gas-lift water drainage technology, the D1-74 well of the first gas production team began to carry out the split plunger process experiment in December 2012.The experiment made some achievements,which could help to promote and apply the split plunger technology in Daniudi gas field.

Daniudi gas field;Split plunger;D1-74 well

TE 377

A

1671-0460（2017）03-0478-03

2016-02-23

徐正茹（1988-），男，在讀碩士研究生，就讀于東北石油大學(xué)油氣田開發(fā)工程專業(yè)，研究方向：提高采收率原理與技術(shù)。E-mail：xuzhengru0124@163.com。