王磊

摘 要：气层气在开采过程中常常因出水导致产量降低甚至停产，本文通过对自控排液的核心-柱塞举升系统优化设计，建立了适合胜利油田气层气开发的数学模型，经推广应用，气井的排水量和和产气量均有大幅度提高，并取得了显著的经济效益。

关键词：自控排液系统；产水气藏；柱塞举升；数学模型

胜利油田气层气藏多具有边底水，气井在开采过程中常常因出水导致产量降低甚至停产，只有排水才能维持生产，胜利油田目前主要采用化学排水采气，对出水严重的井成本高、效果差。自控排液是采油过程中广泛应用的技术，但对气井适应性差。因此有必要对柱塞举升工艺进行优化设计，开发出适合气井排液的柱塞举升数学模型，使其能够准确、快捷地确定出柱塞运行的合理工作参数，保证气井正常工作。

1 柱塞举升系统的研究与改进

1.1 柱塞举升动态数学模型的建立

动态模型分析利用能量守恒原理，把液体段塞沿管线运行过程用其平均物性的控制体积来模拟，假设液体的密度为常数，控制体积中没有液体得失，根据油管中段塞加速度可解出动态方程。绘制柱塞-液段上行速度变化曲线，从曲线上看出，柱塞上行可分为柱塞-液段的起动加速阶段、柱塞缓慢减速上行阶段、液段逐渐从气井产出的阶段。柱塞到达地面后，下部气体开始产出，液体也逐渐聚积于井底。如果气井产能较高，生产时间就较长；反之，生产时间较短。生产期间套压、油压和液柱高度都随时间变化，产气量也由最大降到最低，同时一般在井口有节流阀。聚集阶段发生在井口气动阀关闭、柱塞开始下落之后，同样对柱塞下行进行分析，以保证在聚集阶段结束和井口气动阀打开前，柱塞能落到井底。在下落过程中柱塞速度是动态的，柱塞下落分为在气体和液体中两种过程，根据柱塞下落过程所受的力，计算出每个位置的瞬时加速度，并可求出柱塞任意位置的运动状态。在关井期间，柱塞靠自重下落，套管压力恢复，此时储层产气，井的油压、套压、流压及井底液柱高度均随时间变化，用前面的方法可求得下行程进入油管和环空的液柱高度。

1.2 柱塞举升系统的优化设计

在应用过程中要保证柱塞最佳运行，必须对理论参数进行优化调整，只有采用尽可能低的工作套压，才能得到最大产量。最小套压：如前所述，柱塞上升过程中的临界点是柱塞及液体段塞接近井口或液体段塞已达到地面并通过井口时的这一点，此时套压处于最低值，环空气柱压力基本同油管内柱塞下部的气柱压力相等，假定柱塞及液体在接近地面时达到临界状态，则井口套管压力最低。最大套压：由于最小套压是环空中气体在最大套压下膨胀的结果，根据气体定律可计算最大套压。平均套压：可以根据相应的公式计算出来。工作周期数：一个工作周期包括开井时间和关井时间，经过现场多次试验，对工作周期数计算公式也可进行优化。柱塞气举的产量：可根据相应公式计算出来。

1.3 柱塞举升的适用性研究

柱塞举升在胜利油田的应用尚属首次，为了保证应用效果，总结了套压、产液量、柱塞重量之间的关系，即套压越大，产液量越多，而与柱塞重量基本没有关系。我们又对同一柱塞，在不同压力、不同往复次数的情况下的产液量进行分析了比较，即柱塞的往复次数取决于地层压力和套压的恢复程度，往复次数达到一定数值后，产液量并不随往复次数的增加而增大。对于一个具有天然水驱作用的不封闭性气藏，根据物质平衡方程式可可求出水侵量，但水驱气藏的地质储量很难有确切的数据，结果误差大，故认为气藏开采所引起的压降可以很快波及到整个天然水域，此时，天然水域对气藏的累积水侵量可视为与时间无关，求解的关键是寻求水侵量随水域和气藏间地层压差的变化关系。气藏采收率与可采储量密切相关，可采储量是个变数，在现有的开发状况和工艺技术条件下，多采用压降法，递减法等确定气驱气藏的可采储量。

2 推广应用情况及效果分析

通过对孤东、垦西、孤北等油气田的11口气井进行自控排水采气的推广应用，有效提高了气井排液能力，许多因出水减产、停产的气井恢复了生产，取得了显著的效果。

垦西油气田实施前：陈气20-19井油压5.1Mpa，套压7.5Mpa，日产能4500m3，日产水1m3；陈气20井油压4.3Mpa，套压8.2Mpa，日产能3600m3，日产水0.8m3；垦108井油压4.2Mpa，套压6.2Mpa，日产能1000m3，日产水6m3。孤东油气田实施前：4-15-气21井油压6.1Mpa，套压9.5Mpa，日产能4000m3，日产水1.2m3；4-17-气25井油压4.8Mpa，套压9.8Mpa，日产能2000m3，日产水2.5m3；2-9-气49井油压3.6Mpa，套压5.9Mpa，日产能1800m3，日产水1m3；2-13-气49井油压3.9Mpa，套压7.6Mpa，日产能3000m3，日产水2.3m3；4-17-气25井油压5.7Mpa，套压9.8Mpa，日产能4800m3，日产水2m3；2-17-气49井油压1.6Mpa，套压6.5Mpa，日产能400m3，日产水2m3。孤北古1井实施前油压2.8Mpa，套压9.2Mpa，日产能300m3，日产水0.5m3；丰气1井实施前油压5.1Mpa，套压7.2Mpa，日产能3500m3，日产水4m3。

垦西油气田实施后：陈气20-19井油压5.5Mpa，套压7.5 Mpa，日产能5200m3，日产水3m3；陈气20井油压5.6Mpa，套压8Mpa，日产能5000m3，日产水2m3；垦108井油压4Mpa，套压6.2Mpa，日产能3000m3，日产水11m3。孤东油气田实施后4-15-气21井油压6Mpa，套压9.5Mpa，日产能5000m3，日产水3m3；4-17-气25井油压5Mpa，套压9.7Mpa，日产能4000m3，日产水6m3；2-9-气49井油压3.5Mpa，套压5.8Mpa，日产能2500m3，日产水3.5m3；2-13-气49井油压4.5Mpa，套压7.8Mpa，日产能4300m3，日产水5.5m3；4-17-气25井油压6.5Mpa，套压9.8Mpa，日产能6000m3，日产水5m3；2-17-气49井油压4.2Mpa，套压6.3Mpa，日产能3000m3，日产水10m3。孤北古1井实施后油压5.2Mpa，套压9Mpa，日产能5000m3，日产水8m3；丰气1井实施后油压5.5Mpa，套压7.2Mpa，日产能4600m3，日产水9m3。

3 结束语

通过对自控排液系统研究和改进，形成了适合胜利油田产水气藏开发特点的综合技术，该系统适宜于产液量不大、有一定地层能量的产液气井；柱塞正常运行过程中，产气量基本平稳，改变了气井生产时气量和油压大幅度波动的现象。完善产水气藏排水采气系列技术，降低浅层出水气藏开发风险，提高气藏采收率，对胜利油田天然气开发的推广应用前景十分广阔。