组合管柱水平井柱塞气举排水采气创新技术应用

吕玉海，陈 虎，刘丽萍，高旺斌，柳 明

（中国石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西靖边 718500）

水平井技术是有效动用难采储量的主要途径之一，作为油气田开发的新技术已被应用于各种不同类型的油气藏，并获得了良好的开发效果[1，2]。但随着气田的持续开发，部分水平井产量、压力递减快，表现出不同程度井筒积液特征。受限于水平井特殊井身结构，气井所需临界携液流量高，同时泡沫排水、速度管柱、提产带液等工艺措施效果不佳，井筒积液后排液非常困难。根据西南油气田杨功田等在斜井模拟试验装置对斜井段临界携液流量测试结果，结合现场经验判断出主流水平井1.0 MPa 时临界携液流量在1.8×104m3/d～2.6×104m3/d，日产气量低于该值井筒积液将逐渐显现，特别是低渗透致密气藏开发中该问题尤为突出。

1 水平井柱塞气举排水采气技术难题

相比常规直井，受限于水平井特殊井身结构，导致水平井所需的临界携液流量高，尤其是井斜40°～60°的斜井段，一旦积液很难排出，同时，复杂的井下压裂管串、较长的造斜段及气田地面集输模式，使得泡沫排水、速度管柱等工艺措施效果不佳。而柱塞气举工艺作为鄂尔多斯盆地气区排水采气的主要技术，也是低产及致密气藏最经济有效的排水采气工艺，由于柱塞坐落器难以在大斜度井段卡定，只能应用于直井段，无法作用在携液最困难斜井段，导致常规柱塞气举技术应用于水平井排液效果非常有限。因此，解决水平井斜井段携液问题，是柱塞气举排水采气工艺能否在水平气井成功应用的关键。

2 水平井柱塞气举排水采气技术创新

2.1 水平井生产管柱特征

统计分析水平井主流管柱结构，79 %水平井油管由φ88.90 mm 与φ73.02 mm 管柱组合而成，变扣连接处位于斜井45°～80°的位置，按照管柱受力设计，油管变径短节点极重负荷为520 kN；10 %水平井油管采用φ73.02 mm 管柱，在斜井段45°～80°处有安全接头，内径为54 mm；11 %水平井油管采用φ88.90 mm 全通径管柱。因此，主体管柱结构以组合式为主。

2.2 技术创新

常规柱塞装置在井底投放井下工具，主要具有柱塞下落定位和缓解柱塞下落冲击力的功能。受限于水平井特殊井身结构，该工具难以在造斜点之下进行卡定，应用于最难携液的井斜40°～60°位置，无法有效发挥柱塞气举带液的效果。因此，结合水平井主体的组合管柱结构，设计研发水平井专用柱塞装置。该装置井口捕捉机械装置及自控系统与常规柱塞装置相同，井下工具采用“自缓冲柱塞”，将缩径点作为定位台阶，解决柱塞在斜井段的通行、定位问题。该柱塞自身带有缓冲功能，以实现缓解柱塞下落冲击力的功能，能够进入斜井段或者水平段，比普通柱塞下深增加350 m 以上，垂直投放深度增加250 m 以上，实现最大下入深度，满足柱塞下深越大排液效果越好的要求[3，4]。

表1 6 口组合水平井柱塞措施前后对比表

通过水平井“自缓冲柱塞”试验发现，水平井柱塞坐落点下方垂深、井深大，水平井关井后井底进入井筒液体回流至柱塞卡定位置下放，导致再次开井时柱塞上方无液体，柱塞排液效果不理想的问题。通过进一步优化设计井下限位器，其下入φ73.02 mm 油管内的安全接头上方，井斜30°～60°，把水平井分割成上下两段，主要发挥液相向上单向流动和过滤隔离压裂砂的作用。经过两次的优化设计，创新形成了组合管柱水平井“自缓冲阻塞+井下限位器”排水采气工艺。

3 应用效果评价

在6 口组合管柱水平井开展了“自缓冲柱塞+井下限位器”试验，实施柱塞后井均套压由4.56 MPa 降低至2.22 MPa，井均压降2.34 MPa，井均增产0.73×104m3/d，试验期柱塞有效运行时率97 %，举液效率明显提升，可有效排除井筒积液，实现水平气井全井筒积液举升（见表1、图1、图2）。

同时，通过柱塞运行实时曲线图对比分析，“自缓冲柱塞+井下单流阀”井均最低套压2.22 MPa、开井举升过程中油压平均升幅1.3 MPa，较“自缓冲柱塞”井最低套压下降0.86 MPa、油压平均升幅提高1.25 MPa，举液效率明显提升，实现了水平气井井筒积液接力举升。

图1 组合管柱“自缓冲柱塞”气举曲线

图2 组合管柱水平井“自缓冲柱塞+井下限位器”气举曲线

4 结论

（1）自缓冲柱塞的独特设计，充分利用组合管柱的特殊结构，变扣台阶承接柱塞下落、停留，与常规柱塞工艺相比，无需再使用井下柱塞坐落器，同时减少了坐落器投放作业，工艺实施更加简单、快速。

（2）“自缓冲柱塞+井下限位器（单流阀+防砂罩）”创新应用，有效解决了组合管柱连接处位置高、积液易回落、举升效果差以及压裂砂返吐冲蚀井口装置的技术难题。

（3）组合管柱水平井柱塞气举排水采气创新技术的成功研发应用，显著提升柱塞举液效率和井口机械装置运行时率，应用前景广泛。