0 引言

南堡1-3人工岛地处3~7 m浅水海域，滩海地面条件环境敏感，井口密集。气举是南堡油田的主要举升方式之一，平均日产液1 336 m³，日产油882 t。随着南堡油田1-3人工岛气举开发的深入，单一的连续气举工艺暴露出以下几个问题：

(1) 气举井数量逐年增多、规模增大，注气量攀升、供气矛盾突出^[1-2]。目前南堡1-3人工岛有开发井131口，而产气量由2011年初的69万m³/d降低至26万m³/d。

(2) 低产液井增多，气举效率低且结蜡较为严重。日产液量小于5 m³的油井占总井数的52.47%，注气量占总注气量的17%，但其产量仅占总产量的7%左右。低产液井注入气液比达1 902，举升效率较低。

(3) 含水质量分数逐年上升，平均含水质量分数达到40.9%，目前的工艺参数不适应高液量和高含水井生产需求。

(4) 柱塞气举不能测试柱塞运动过程中的压力和温度等参数。

针对这一现状，为降低注气量和实现油井清蜡，掌握不同阶段柱塞运行状态及油井产能，发挥柱塞气举优势，扩大柱塞气举应用规模，提高气举效率，达到增产增效以及节能降耗的目的，笔者研究了一种适合南堡1-3人工岛的大斜度井柱塞气举采油工艺技术。

1 柱塞气举工艺管柱 1.1 管柱结构

大斜度井柱塞气举工艺管柱结构示意图如图 1所示。

柱塞气举是利用井内的天然气能量推动井下柱塞举升液体的一种间歇人工举升方式。其工艺管柱^[3-5]主要由留井管柱和柱塞气举生产管柱组成。留井管柱主要由JDY445丢手悬挂封隔器、尾管和喇叭口等组成；柱塞气举生产管柱主要由气举阀、柱塞、卡定器、鱼顶保护器及密封插管等组成。

1.2 工艺流程 1.2.1 下留井管柱，封隔器坐封、丢手

将喇叭口、尾管、JDY445丢手悬挂封隔器隔和坐封丢手工具等组配后送至设计深度，油管憋压15~20 MPa坐封封隔器，锚定到套管上，继续憋压至25~30 MPa，压力突降或套管返水，封隔器实现丢手。关闭生产闸门，套管环空加压15 MPa，封隔器验封，验封合格后，起出丢手管柱。

1.2.2 下入柱塞气举生产管柱

由密封插管、鱼顶保护器和气举阀等组成的生产管柱下井至封隔器深度，管柱下压20~30 kN，密封插管的多级密封装置与封隔器中心管实现有效配合，密封可靠。

1.2.3 井口装置安装

安装生产闸门、捕捉器、防喷管和薄膜阀(包括控制器)等在内的柱塞气举采油井口配套装置，连接生产流程。

1.2.4 通井、投卡定器

采用配套尺寸的油管通径规通井，通至密封插管顶部。钢丝作业将卡定器(上端连接缓冲器)投入至最后一级气举阀以上20~30 m处，卡定在油管接箍上。

1.2.5 投放柱塞

关闭采油树最顶部的生产闸门和防喷管的捕捉器，防喷管泄压后打开防喷帽，将测试柱塞投入防喷管，连接好防喷管和防喷帽，打开生产闸门，最后打开捕捉器，让柱塞自由下落至井下卡定器缓冲弹簧处。对井口流程确认无误后，关闭5#和8#闸门，开启4#和6#闸门，柱塞开始运行。

1.2.6 柱塞运行

柱塞投入井，自由落体到达井底卡定器位置。关井停留阶段，液体在井底聚集使体积增加，气体使环空增压，达到设定的最大压力，当气体参数达到地面控制设置值时，控制器启动，井口生产阀门打开，柱塞、柱塞上部的液体及油管内液体向上运动，环空内的液体和气体向下流动，在柱塞断面上形成压差。流体在上行气体的膨胀作用下向上运动，通过形成的压差将液体和柱塞举升到地面，部分液体进入生产管线，余下的液体和柱塞加速上行。

一段时间后控制器关闭，柱塞下降，柱塞先在气体中下落而后在液体中下落，其加速下落直到达到一个恒定的下降速度。柱塞到达井底卡定器位置后，新一轮的举升循环周期开始。

1.2.7 运行参数调试

进行柱塞运行周期调试，变更柱塞的开关井时间，确定柱塞的最佳下落时间及柱塞上行时间。待柱塞举升周期确定后，编制控制程序并输入控制器，由气动薄膜阀自动控制开井和关井，柱塞进入正常工作阶段。

1.2.8 制定合理的工作制度

依据初期运行制度分别调整注气量、关井恢复时间、开井生产时间及总运行时间，在不同生产制度下核实产液量、产油量、产气量和压力等数据。随着井筒积液的排出和压力的变化，结合柱塞测试的压力和温度数据，确定合理的注气量和注气周期，制定合理的工作制度。

1.3 主要技术参数

适用于ø139.7和ø177.8 mm套管井，适应井斜≤75°，工作压差35 MPa，工作温度135 ℃，解封载荷≤80 kN。

1.4 技术特点

(1) 柱塞气举能够有效阻止气体上窜和液体回落，减少液体“滑脱”损失，提高举升效率。

(2) 柱塞在井内运行时可防止蜡、垢和砂的沉积，保证油管内壁清洁，节省清蜡费用。

(3) 柱塞能够录取运动过程中柱塞上、下的温度和压力动态数据，测算举升过程中液量漏失情况，制定柱塞运行的合理工作制度。

(4) 井下运动件少、故障率低，可延长油井生产寿命。

(5) 钢丝作业安装设备和排除故障，无需修井作业设备，施工成本低，可避免储层伤害。

(6) 不起油管检修柱塞，费用低，且降低了作业风险。

2 柱塞的优化设计

冀东油田1-3人工岛位于曹妃甸岛西北侧，油井平均位移1 276 m，造斜点300~500 m，井斜角大于45°的有82口井，占总井数的67.8%，最大井斜角超过70°；狗腿度多为3°以上，占总井数的83%，含水上升速度快，综合含水质量分数50.9%。柱塞在1-3人工岛大斜度井柱塞气举工艺技术应用过程中，存在以下几个问题^[6-8]：①井斜大，柱塞易卡，出现上不来下不去的现象，不能有效举升到井口；②对于结蜡严重的井，柱塞受到的摩擦阻力大，举升失效；③柱塞结构设计不合理，易出现举不动的现象；④打捞难度大。

柱塞^[9-12]作为举升系统中唯一活动的部件，是柱塞举升的核心，它要满足柱塞运转的高度重复性，应具有良好的耐磨性、抗震性及密封性，在油管内具有防卡性及迅速的回落性能。为适应南堡1-3人工岛大斜度井柱塞气举工艺及地层测试需求，对气举井柱塞进行了优化设计。

2.1 工具结构

优化设计的柱塞主要由柱塞钢体、丝堵、减震胶筒和温度压力计等组成，其结构如图 2所示。

2.2 技术特点

(1) 工具结构简单，动作灵活，可重复使用。

(2) 柱塞设计有温度压力计及传压孔，能够实现对油气井的动态及静态测试，测试运动过程中井筒内流体的温度和压力等参数，测算举升过程中液量漏失情况。

(3) 设计有防震减震胶筒，可减轻运动过程中的冲击，延长电子元器件的使用寿命。

(4) 柱塞在井内运行时可防止蜡、垢和砂的沉积，保证了油管内壁清洁。

2.3 室内试验

为解决柱塞在大斜度井柱塞气举运动过程中遇到的问题，适应冀东油田大斜度井和高狗腿度等参数的需求，降低注入气液比，提高气举井效率，优化设计了不同直径的5种柱塞(ø57~ø59 mm)，并对柱塞的运动过程进行了室内试验检测，具体试验步骤如下。

将待试验的柱塞按照图 3组装好后下入ø177.8 mm模拟井中，连接好试验管线，固定好井口。由注气系统缓慢加压，当压力达到一个特定值时，井口泄压，柱塞在气体的推动作用下上行，并撞击井口捕捉器。因柱塞内有温度压力计，可根据压力温度曲线记录柱塞的上下行时间、压力和温度等动态参数，根据各个柱塞的工作状况及运动曲线，优化选择柱塞的合理尺寸。试验情况如表 1所示。

室内试验结果表明，直径为ø57.5与ø58.0 mm的2种柱塞在模拟井中工作灵活，上行与下行状态正常，耐压差达35 MPa，各项指标满足现场施工要求。

3 现场试验与应用 3.1 现场试验

为了检测柱塞在柱塞气举井中的运行效果，确定最优柱塞尺寸，将直径为57.5和58.0 mm的2种柱塞在NP13-1960井进行了现场试验。该井采用半闭式六级阀柱塞气举管柱，最大井斜48.5°，具体试验数据如表 2所示。

现场试验结果证明，在大斜度井中，直径为58.0 mm的柱塞应用效果最理想，其工作状态灵活，运行过程中无卡阻现象，柱塞打捞一次性成功，井壁清洁，清防蜡效果好，日节约注气量2 200 m³，同时降低了注入气液比，由原来的862下降到625，大大提高了气举效率。

3.2 现场应用

大斜度井柱塞气举工艺技术于2016年10月在冀东油田开始现场应用。半闭式气举管柱现场应用11口井，具体应用情况如表 3所示。

施工过程中，封隔器坐封处最大井斜53.5°，最大井深3 812 m，最高井温达到123 ℃，柱塞工作灵活，无卡阻现象，打捞成功率由原来的78%提高至100%，清防蜡效果好。该技术的成功应用，解决了冀东滩海油田大斜度井柱塞运动易卡、起下困难及打捞难度大等一系列问题，日节约注气量2.2万m³，年节省清蜡费用221万元，减少了机械清蜡工作量，满足了南堡1-3人工岛大斜度井柱塞气举工艺的现场需求，大幅度降低了成本，提高了气举举升效率，具有良好的推广应用前景。

4 结论

(1) 优化设计的柱塞性能稳定、工作灵活，避免了繁重的清蜡工作量，实用性强。

(2) 柱塞实现了运动过程中的动、静态测试，为优化气举参数提供了依据。

(3) 大斜度井柱塞气举工艺在南堡1-3人工岛的应用，实现了柱塞气举管柱工具的配套，满足了油田现场施工需求，同时大幅度节约了用气量，降低了成本，提高了举升效率。