柱塞气举排水采气远程控制系统

李旭日　田　伟　李耀德　杨亚聪　李　丽　惠艳妮

（1.长庆油田公司油气工艺研究院，陕西西安　710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安　710018）

柱塞气举排水采气远程控制系统

李旭日1，2田伟1，2李耀德1，2杨亚聪1，2李丽1，2惠艳妮1，2

（1.长庆油田公司油气工艺研究院，陕西西安710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710018）

柱塞气举排水采气技术自动化程度高、滑脱损失小，能有效排除低产、间歇生产气井的积液，在苏里格气田应用200余口井效果良好。但是，在现场应用中发现该技术需要人工到井口进行制度调参，管理强度比较大。针对此问题，在气田数字化技术的基础上，开展了柱塞气举排水采气远程控制的技术研究，开发出了可以远程控制、智能诊断与分析的柱塞气举排水采气远程控制系统， 有效提高了气井生产的管理水平，节省了人力物力。

柱塞气举；远程控制；排水采气；间歇气井

柱塞气举排水采气技术是在气井油管中投放柱塞，利用气井自身能量推动柱塞在油管内往复运动，实现周期性举液，可有效防止气体上窜和液体滑脱，提高举升效率。该技术在国外圣胡安等气田已作为排水采气的主体技术被广泛应用［1-2］，国内长庆、四川、大牛地等气田进行了一定数量的应用［3-6］。但这些油田的应用都不可以远程控制，随着应用数量的增多，人员劳动强度也随之增加，操作和管理费用升高。因此人工井口调参、数字化水平低已成为该技术面临的主要问题。根据柱塞气举工艺特点和应用需求，研究开发出了先进的柱塞气举排水采气远程控制系统，实现柱塞气举的远程控制，保证运行效果，节省了人力物力。

1　柱塞气举远程控制原理

柱塞气举远程控制功能可实现对气井制度的及时调整，保证气井排液效果，提高管理效率。实现远程控制功能需要在气井井口安装用于柱塞气举数据发送和远程控制命令接收的数据转发系统；建立柱塞气举数据服务器，实现对数据的处理、存储，对控制、管理功能的后台服务；开发用于管理气井的远程监控软件。

远程控制原理如图1示，柱塞控制器连接柱塞到达传感器、油管和套管压力计，给电磁阀发送开关井指令。通过驱动气源实现薄膜阀开关来控制柱塞气举井运行，控制器将气井生产数据和柱塞运行速度、运行周期等信息通过数据转发系统并发送到数据服务器上。经过处理后将信息在远程控制软件中展现出来，技术人员根据气井运行数据和柱塞到达、柱塞运行速度等信息对运行制度进行优化分析，通过在控制软件中进行新的设置，数据服务器、数据转发系统将新制定的参数和控制命令发送给柱塞控制器，实现气井的远程控制管理。

远程控制中，柱塞气举控制器的功能具有重要作用，控制器时间优化模式和压力优化模式能够实现气井柱塞制度的自动分析优化；到达传感器、数字压力计的数据准度和精度决定着远程控制系统的准确性；数据转发系统可利用气井井口电台来实现，但应保证柱塞气举传输数据的数量需求且不能影响气井正常功能的运行。

图1　柱塞气举远程控制原理

2　柱塞气举远程控制系统

远程控制系统需要具备友好的操作界面，完善的功能设计。

2.1远程控制系统主界面

远程控制系统主界面包括系统菜单、井站列表、报警信息显示、实时数据、主要参数、实时曲线、网络传输状态等内容。

井站列表内以树形结构显示客户端操作者权限内的单井名称，其下是报警信息显示窗口。实时数据每5 s刷新1次，包括柱塞气举井的当前油压、套压、瞬时气量、瞬时液量、当前工作状态、当前状态剩余时间、柱塞速度、数据转发系统电量、数据转发系统信号强度、柱塞控制器电量、柱塞控制器实时时钟等。气井信息包括井名、卡定器深度、生产制度、开关井时间、柱塞危险上升时间及保护压力等。实时曲线是最新2~24 h内的油压、套压、气量和柱塞运行状态的变化曲线，曲线显示时间段可设置。

2.2生产报表

远程控制系统的生产报表记录着柱塞气举运行的实时数据、生产报表、小时数据、分钟数据、流量数据及操作记录等。实时数据外的其他数据都存储于数据库中备查；生产报表数据包括每个柱塞运行周期的数据记录，包括开井时刻、开井油压、开井套压、柱塞上升时间、续流时间、关井时刻、关井油压、关井套压、生产时间、关井时间、周期时间、柱塞悬停时间、柱塞速度等，可直观显示柱塞气举生产井的运行效果；小时数据是每个整点时刻所记录的瞬时油压、套压、柱塞状态和电量信息，用于对柱塞控制器运行状态的初步评估；分钟记录是每分钟记录的瞬时油压、套压、柱塞状态信息，用于绘制实时曲线，反映油压、套压及其柱塞运行状态的变化趋势（柱塞运行速度、运行制度和油套压是柱塞气举远程分析和参数设定调整的重要参考依据）；操作记录是对所有操作柱塞控制器的行为、以及控制器自身动作的记录，做到每项操作及控制器的异常动作可追溯。

2.3历史曲线

技术人员可任意查看气井某一时段的历史数据曲线，包括油压、套压、生产状态（气井的开关井状态）、柱塞状态（柱塞在油管中的动态，位于井下或是位于地面）、气液产量（瞬量）曲线等。根据历史数据曲线，可对气井的生产运行情况进行诊断、分析，及时调整、优化气井的生产制度。

2.4生产制度的优化

技术员可根据气井生产动态的诊断、分析结果，实时调整柱塞气举的生产制度参数，实现柱塞气举井远程控制管理，保证气井正常运行。可设置柱塞控制器工作方式，可选择气井常开、常关和柱塞气举；气井生产制度的优化方式，选择时间优化模式和压力优化模式可实现柱塞气举井自动优化；具有气井运行安全设置功能，有柱塞的危险上升时间、柱塞过快上升时间、允许柱塞最多的连续过快上升次数等。

此外，远程控制系统还具有柱塞气举运行数据导出、井站参数设置、采样存储间隔设置、柱塞气举原理介绍等辅助功能。

3　柱塞气举远程控制系统应用

3.1性能检测及优化

为了检验柱塞气举控制系统性能，选择苏A井进行柱塞气举远程控制系统的现场试验。该井于2013年开始柱塞气举排水采气技术应用，远程设置柱塞气举井的参数和生产模式，检验远程控制系统功能和性能。

在该井安装柱塞气举的数据转发系统、柱塞气举控制器，使气井实现远程控制功能，通过在控制软件上设置柱塞气举井的基本参数，包括井号、柱塞卡定器安装深度、气井保护时间等，选择不同的柱塞气举控制模式，根据气井运行情况检测远程控制系统的功能和性能。

3.1.1定时开关井模式设定生产制度为开井2 h、关井4 h，运行2 d后，导出控制器中存储的生产报表数据，12组柱塞运行周期数据中都为开井时间2 h、关井时间为4 h，与设定的生产制度一致，定时开关井模式运行正确。

3.1.2时间优化模式设定控制器优化模式为时间优化模式，对初始参数进行设置，开井后若柱塞40 min内未到达，需要立刻关井，执行关井5 h操作。

通过分析3 d的柱塞气举运行数据，柱塞实际上升时间在正常上升时间13~17 min内，不调整生产制度；若小于13 min，判定为过快到达，续流时间减小10 min、关井时间延长10 min；若大于17 min，判定为过缓到达，续流时间延长10 min、关井时间减小10 min。柱塞气举控制系统运行7 d后，导出控制器中存储的生产报表数据，查看生产制度调整情况。时间优化模式能够根据柱塞到达情况，自动对生产制度进行优化、调整，符合时间优化模式设计的优化算法。

3.1.3压力微升优化模式该模式首先需要根据气井生产中油压实际数据作为制度设定的依据。如图2所示，该井开井时刻的套压值在1.936~2.418 MPa之间，关井时刻的套压微升值在0.021~0.071 MPa之间。因此确定柱塞气举压力微升模式的开井压力为2.4 MPa，微升压力设置为0.03MPa。设置完成后即开始运行，在柱塞气举控制系统运行3 d后，查看生产制度调节情况：开井时刻的套压均大于2.4MPa，符合预设开井条件；关井时刻套压微升值均为0.015 MPa，符合预设关井条件。控制器根据套压的变化情况自动调整开、关井时间，生产制度处于自动优化状态。

3.1.4控制系统优化改进柱塞气举远程控制系统应用表明，该系统的功能和性能均满足设计要求，具有界面友好、数据详实、管理准确方便等优点，但在气井分析方面缺少流量监测，不利于气井运行效果分析和制度制定，通过与井口流量对接，实现了气井流量数据接收，增加了控制系统数据的全面性，有利于气井效果分析。

图2　开关井时刻压力

柱塞气举运行在低压输送模式下，关井时间内压力升高过快，超过输送管线设计压力6.4 MPa即存在超压风险。在控制软件中增加了开井压力超压报警和关停功能，可以预先设置超压保护压力，当气井关井油压达到或超过保护压力时，系统将不执行开关井，同时在控制系统主界面上显示气井超压报警信息。

3.2运行效果分析

远程控制系统中的气井运行曲线和运行制度如图3和表1所示。通过远程控制优化柱塞气举运行制度，保证了柱塞气举排液效果。气井生产平均油套压差仅为0.3 MPa，产气量由0.22×104m3/d提高为0.51×104m3/d，柱塞运行平均速度为245 m/min，能够平稳运行至井口，并且在开井状态下可以稳定在柱塞气举井口防喷管上部，气井柱塞气举运行效果明显。

图3　柱塞气举井运行油、套压曲线

4　结论

（1）柱塞气举远程控制系统具有远程控制调参、异常报警和自动优化等功能，系统界面友好，控制稳定可靠，有效解决了常规柱塞气举技术调参难、调参不及时的问题。

（2）通过现场试验对系统进行了测试和优化，增加的压力保护功能进一步提高了系统稳定性，现场应用增产效果显著。

（3）柱塞气举控制系统实现了柱塞气举井的远程精细管理，有效提高了气井管理水平，降低了劳动强度及生产成本，为柱塞气举技术的推广提供有力技术支持。

表1　柱塞气举运行周期和柱塞运行速度

［1］OYEWOLE P O. Plunger lift application and optimization in the Sanjuan North Basin-our journey ［R］. SPE 106761, 2007.

［2］LEA J F, DUNHAM C L. Methods remove liquids in gas wells［J］. The American Oil & Gas Reporter, 2007, 50（3） : 79-84.

［3］杨亚聪，穆谦益，白晓弘，等.柱塞气举排水采气技术优化研究［J］. 石油化工应用，2013，32（10）：11-13，17.

［4］韩勇，宋志军，白建文，等. 柱塞气举排水采气工艺在苏里格气田的应用研究［J］. 内蒙古石油化工，2011（4）：119-120.

［5］于蓉. 对柱塞气举排水采气工艺的几点认识［J］. 钻采工艺，1994，17（2）：82-84.

［6］李冰毅，周翀，何云，等. 浅析大牛地气田柱塞气举排水采气工作制度优化［J］. 科技情报开发与经济，2009，19（11）：225-227.

（修改稿收到日期2015-04-20）

〔编辑李春燕〕

河南油田氮气辅助面积注汽效果显著

河南油田井楼油田零区原油性质属特稠油，油藏埋藏浅、胶结疏松，油层纵向及平面上非均质严重，经过多轮次蒸汽吞吐后，油井间开始发生汽窜并不断加剧，由单井间窜逐渐演变为井组间的面积式汽窜，导致热效率低，经济效益差，影响产量逐年增加。2013年汽窜达到62井次。

针对存在的问题，技术人员拓展思路，对零区采取了氮气辅助面积注汽工艺。具体措施为把汽窜发生频繁的部分油井作为一个井组，对汽窜中心井采取复合调剖，弱汽窜油井采取氮气泡沫调剖，其他油井根据液量、温度分别采取氮气助排及氮气辅助热处理措施。注氮井在注入蒸汽前，先注入氮气，充填亏空体积，均衡地层压力，利用多井集中注汽、集中建立温度场，扩大蒸汽波及体积，提高蒸汽的热利用率，挖潜剩余油。

截至目前，已对3个组合单元实施了氮气辅助面积注汽工艺，均见到明显效果。其中楼J0611组合单元共有9口井，平均单井吞吐16.3个周期，区域采出程度46.8%。实施后该组合单元周期平均日产能11 t，周期生产103 d，产油1 137 t，周期油汽比0.30。该技术的成功应用，为下步在类似区块氮气辅助面积注汽提供了技术支撑。

（供稿春辉）

Remote control system for drainage gas recovery by plunger lift

LI Xuri1,2, TIAN Wei1,2, LI Yaode1,2, YANG Yacong1,2, LI Li1,2, HUI Yanni1,2
（1.Oil & Gas Technology Institute of Changqing Oilfield Company, Xi’an 710018, China; 2.National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low-Permeability Oil & Gas Fields, Xi’an 710018, China）

The drainage gas recovery technique with plunger lift is highly automated with small slippage loss, and can effectively remove the accumulated fluid in gas wells of low production and intermittent production. It is effectively used in more than 200 wells in Sulige Gasfield. However, it is found in field application that this technique needs manual adjust of system parameters at the wellhead, so the management intensity is great. In line with this problem and based on gas field digitalization technology, the research was conducted on remote control of drainage gas recovery by plunger lift, and the remote control system for drainage gas recovery using plunger lift has been developed which incorporates remote control, intelligent diagnosis and analysis, and effectively improves management level of gas wells production, saving human and material resources.

plunger lift; remote control; drainage gas recovery; intermittent gas well

TE938.2

B

1000 – 7393（ 2015 ） 03 – 0076 – 04

10.13639/j.odpt.2015.03.017

中国石油天然气股份有限公司项目“长庆油田油气当量上产5000万吨关键技术”（编号：2011E-13）。

李旭日，1982年生。2009年毕业于西南石油大学油气田开发工程专业，现主要从事采气技术的研究，硕士，工程师。E-mail: lixuri_cq@petrochina.com.cn。

引用格式：李旭日，田伟，李耀德，等.柱塞气举排水采气远程控制系统［J］.石油钻采工艺，2015，37（3）：76-79.