劉軍，陳貝貝，尤靖茜，王力，李凱，楊洋，王鼎璽

（1.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安710018；2.中國石油長慶油田數(shù)字化與信息管理部，陜西西安710018；3.中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，寧夏銀川750006）

同步回轉(zhuǎn)氣水混輸裝置在蘇里格氣田的應(yīng)用

劉軍1，陳貝貝1，尤靖茜2，王力1，李凱1，楊洋3，王鼎璽1

（1.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安710018；2.中國石油長慶油田數(shù)字化與信息管理部，陜西西安710018；3.中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，寧夏銀川750006）

隨著蘇里格氣田氣井生產(chǎn)年限的延長，氣井地層壓力逐步降低，生產(chǎn)能力下降。為了延長氣井生產(chǎn)時間，提高單井產(chǎn)氣量，其中措施之一便是降低井口壓力，為此井口增壓工藝在蘇里格氣田逐步開始試驗、使用。此外，部分氣井壓力較低導(dǎo)致氣井積液，為此需要采取相應(yīng)的排水采氣措施使積液排出，恢復(fù)氣井正常生產(chǎn)。文章介紹了一種新型的安裝在單井井口的同步回轉(zhuǎn)一體化排水增壓裝置在蘇里格氣田的試驗情況，分析了其應(yīng)用效果，同時提出了該裝置在氣井排水采氣工藝中推廣應(yīng)用的建議。

產(chǎn)水氣井；增壓排水；同步回轉(zhuǎn)多相混輸泵

蘇里格氣田是典型的低壓、低滲、低豐度“三低”氣田，單井產(chǎn)量低，壓力遞減快；隨著氣井開采時間的延長，地層能量逐漸下降，氣井?dāng)y液能力降低，氣井產(chǎn)出的水和天然氣凝析液不能及時采至地面，井筒逐漸產(chǎn)生積液，嚴(yán)重影響氣井產(chǎn)量，甚至出現(xiàn)水淹停產(chǎn)井。目前M區(qū)塊積液井840口，年措施近40 000井次，因此，對單井采取有效的排水增產(chǎn)工藝技術(shù)，加強措施的有效性、針對性，對于充分發(fā)揮積液氣井產(chǎn)能并實現(xiàn)氣田穩(wěn)產(chǎn)意義重大。

1 增產(chǎn)機理及技術(shù)特點

1.1 同步回轉(zhuǎn)混輸裝置增壓排水機理分析

該技術(shù)是將同步回轉(zhuǎn)排水增壓裝置安裝在氣井井口，通過降低井口油壓，增大管柱底部與頂部的壓差，從而大幅度提高氣體流速；隨著井口油壓的持續(xù)降低，管柱底部與頂部的壓差不斷增大，油管液位上升，套管液位下降，井筒內(nèi)開始為泡狀流攜液，當(dāng)?shù)貙訅毫δ軌蚺e升井筒殘余液柱加之井底氣體流速提高而使井筒內(nèi)液柱失去液封作用時，大量套管氣與井底產(chǎn)氣涌入油管，井筒內(nèi)積液被大量帶出，同時氣體通過油管液層的流動阻力也大大降低，氣井出現(xiàn)了產(chǎn)氣量大幅度提升的“爆發(fā)”現(xiàn)象，氣井實現(xiàn)連續(xù)性生產(chǎn)。

圖1 同步回轉(zhuǎn)多相混輸泵工作過程示意圖

1.2 同步回轉(zhuǎn)混輸泵簡介

同步回轉(zhuǎn)排水增壓裝置采用集裝箱結(jié)構(gòu)，其核心設(shè)備為同步回轉(zhuǎn)多相混輸泵，主要由轉(zhuǎn)子、滑板和氣缸組成，采取徑向吸入、軸向排出的布置方式?；燧敱迷谶\轉(zhuǎn)時，主軸驅(qū)動轉(zhuǎn)子旋轉(zhuǎn)，轉(zhuǎn)子通過滑板帶動氣缸旋轉(zhuǎn)，實現(xiàn)了轉(zhuǎn)子與氣缸之間“同步回轉(zhuǎn)”的運動方式（見圖1）。

2 現(xiàn)場試驗效果分析

2.1 試驗概況

試驗選取蘇里格氣田明顯存在積液的氣井，主要側(cè)重不同井型、壓力、產(chǎn)量、積液程度等方面，并采取配套監(jiān)測措施對試驗氣井試驗前后進(jìn)行探液面及氣液兩相計量測試，從而全面客觀地評價該技術(shù)在蘇里格氣田的適應(yīng)性。第一階段實驗選取的5口井平均套壓下降2.84 MPa，日均增產(chǎn)氣量0.94×104m3，累計排液242.3 m3，增產(chǎn)氣量65.03×104m3（見表1）。

2.2 試驗效果分析

2.2.1 對于水平井水平段積液及初期積液氣井有較明顯效果

（1）氣井生產(chǎn)概況：X1井投產(chǎn)初期油、套壓均為21.5 MPa，產(chǎn)氣量3×104m3/d，投產(chǎn)后氣井套壓平穩(wěn)下降，產(chǎn)量保持在2×104m3/d左右，2015年5月套壓開始上升，產(chǎn)量下降至0.1×104m3/d，判斷氣井存在積液情況，探液面結(jié)果顯示節(jié)流器以上無積液，則應(yīng)為節(jié)流器以下及水平段積液。

表1 同步回轉(zhuǎn)壓縮機試驗統(tǒng)計表

（2）氣井試驗過程（見圖2）：試驗過程中，氣井排液明顯，以第二次啟機試驗為例，圖中A階段為氣井大量排液氣量爆發(fā)階段，B階段為氣井穩(wěn)產(chǎn)階段。啟機后氣井油壓下降至0.53 MPa后開始上升，氣井開始大量排液，排液持續(xù)時間1 h～3 h，瞬時氣量由50 m3/h升至1 150 m3/h，套壓由6.83 MPa下降至5.96 MPa，排液效果顯著，氣井恢復(fù)生產(chǎn)后自動進(jìn)入旁通流程，繼續(xù)抽吸無效果，6月12日安排機組停機。試驗期間產(chǎn)水約1.3 m3，日均產(chǎn)氣量2.3×104m3，累計增產(chǎn)氣量2.6× 104m3。

圖2 X1井試驗實時生產(chǎn)曲線

（3）效果分析：試驗前氣井套壓6.84 MPa，試驗過程中套壓緩慢下降至4.64 MPa。日均增產(chǎn)氣量1.43× 104m3，試驗有效期35 d，累計排液量2.6 m3，累計增產(chǎn)氣量50.05×104m3，該井積液時間較短，生產(chǎn)潛力較大，經(jīng)過一到兩次抽吸后即可恢復(fù)正常生產(chǎn)，表明同步回轉(zhuǎn)壓縮機對于水平井水平段積液及初期積液氣井具有較好的應(yīng)用效果。

2.2.2 對于地質(zhì)條件較好積液量較大仍具有一定產(chǎn)氣能力的氣井具有較明顯效果

（1）氣井生產(chǎn)及地質(zhì)概況：X2井無阻流量7.8× 104m3/d，生產(chǎn)層位盒8、山13、本溪、馬五4、馬五5解釋氣層18.3 m，平均含氣飽和度66%，受個別層含氣飽和度影響，生產(chǎn)有產(chǎn)水趨勢。X2井投產(chǎn)于2013年10月5日，措施前井筒內(nèi)液柱高度1 400 m，日產(chǎn)氣量0.32× 104m3。X2井目前采氣量為612×104m3，采收率為43%，動儲量為1 413×104m3（見表2）。

（2）氣井試驗過程：氣井試驗期間三次啟機，第一次啟機試驗過程中套壓由10.28 MPa降至9.26 MPa，期間出現(xiàn)兩次較為明顯的帶液階段，產(chǎn)氣量由40 m3/h升至812 m3/h，產(chǎn)水約154 m3，平均產(chǎn)氣量2.72×104m3/d，累計增產(chǎn)氣量7.39×104m3。第一次停機期間，地層出水，套壓升至16.38 MPa。第二次啟機后氣量由56 m3/h升至389 m3/h，伴隨持續(xù)排液，試驗過程中套壓降至8.35 MPa，試驗期間產(chǎn)水約37 m3，平均產(chǎn)氣量1.24× 104m3/d，累計增產(chǎn)氣量2.13×104m3。第二次停機后，該井輔助泡排措施生產(chǎn)，但該井自主攜液能力較差，氣量下降明顯，第三次啟機后，套壓由8.21 MPa降至6.78 MPa，呈現(xiàn)波段式帶液生產(chǎn)特征，累計產(chǎn)液10 m3，當(dāng)日該井產(chǎn)氣0.9×104m3，累計增產(chǎn)氣量1.58×104m3。

（3）效果分析：X2井地質(zhì)條件較好，地層供氣能力足，因氣井產(chǎn)液量大導(dǎo)致無法正常生產(chǎn)，試驗期間累計增產(chǎn)氣量11.1×104m3，累計排液量201 m3，試驗效果明顯。

2.2.3 對于積液嚴(yán)重的高壓低產(chǎn)氣井無明顯效果

表2 X2井射孔層段儲層靜態(tài)參數(shù)統(tǒng)計表

表3 X5井射孔層段儲層靜態(tài)參數(shù)統(tǒng)計表

（1）氣井生產(chǎn)及地質(zhì)概況：X5井生產(chǎn)層位盒6、盒7、盒8、太原，無阻流量4.582×104m3/d，解釋氣層厚度38.7 m，含氣飽和度60.14%，由于整體飽和度較低，生產(chǎn)有產(chǎn)水趨勢。X5井投產(chǎn)于2012年10月5日，措施前井筒內(nèi)液柱高度1 950 m，日產(chǎn)氣量0.12×104m3（見表3）。

（2）氣井試驗過程：試驗前氣井套壓10.5 MPa，平均瞬時氣量47 m3/h，試驗前氣液兩相計量累計產(chǎn)液0.24 m3（24 h）（見圖3），7月1日至7月8日對該井開展同步回轉(zhuǎn)壓縮機單井抽吸試驗，試驗過程中氣液兩相計量累計產(chǎn)液0.07 m3（24 h），試驗期前及試驗期間采取套管注劑措施，試驗過程中平均瞬時氣量94 m3/h，套壓保持在11.3 MPa上下小幅波動，試驗期間累計增產(chǎn)氣量0.79×104m3，試驗無明顯效果（見圖4）。

7月21日該井節(jié)流器打撈后，能夠?qū)崿F(xiàn)間歇性自主攜液生產(chǎn)，瞬時產(chǎn)量654 m3/h。7月23日至7月25日期間開展同步回轉(zhuǎn)壓縮機試驗，啟機過程中增產(chǎn)效果不明顯，目前該井日均產(chǎn)氣量為1.38×104m3。

（3）效果分析：X5井地層具有一定的供氣能力，由于產(chǎn)水對儲層造成影響，近井地帶可能會發(fā)生水鎖現(xiàn)象，氣井大部分能量主要用于克服地層及井筒內(nèi)液柱阻力，生產(chǎn)效果不理想，而氣井打撈節(jié)流器后井筒內(nèi)積液開始大量排出，近井地帶積液狀況得以改善，氣井可以恢復(fù)正常生產(chǎn)。對于該類積液嚴(yán)重的低產(chǎn)氣井，同步回轉(zhuǎn)增壓排水試驗效果不明顯，需配合打撈節(jié)流器或氣舉措施后再結(jié)合同步回轉(zhuǎn)壓縮機進(jìn)行試驗。

2.3 試驗效果評價

通過試驗井日均增產(chǎn)氣量與無阻流量、井筒內(nèi)積液高度及措施前日產(chǎn)氣量之間的相關(guān)性曲線可以看出，試驗井無阻流量越大其日均增產(chǎn)氣量越大，而對于措施前日產(chǎn)氣量較低的氣井，其井筒內(nèi)積液較嚴(yán)重時試驗無明顯效果，對于措施前日產(chǎn)氣量較大積液井效果較好。由此，可以初步得出以下試驗選井條件：

（1）建議選擇無阻流量大于5×104m3/d的氣井。

（2）對于日產(chǎn)氣量小于0.4×104m3的氣井，應(yīng)選擇初期積液氣井或井筒內(nèi)積液高度小于1 000 m的氣井。

（3）對于日產(chǎn)氣量大于0.4×104m3的氣井，可以選擇積液時間較長或井筒內(nèi)積液高度大于1 000 m的氣井。

圖3 X5井試驗實時生產(chǎn)曲線

圖4 X5井試驗實時生產(chǎn)曲線（打撈節(jié)流器后）

同步回轉(zhuǎn)壓縮機的主要工作制度可以分為連續(xù)抽吸和間歇抽吸，試驗過程中分別采取這兩種方法對單井和叢式井進(jìn)行研究。

對于積液時間較短或地層產(chǎn)液量不大、積液程度較輕的氣井，可以采取間歇抽吸的工作方式。如X1井，當(dāng)氣井日產(chǎn)氣量低于1×104m3時，利用同步回轉(zhuǎn)壓縮機進(jìn)行抽吸；對于積液時間較長、地層產(chǎn)液量較大的氣井，可以采取連續(xù)性抽吸的工作方式，如X3井，抽吸過程中氣井套壓下降不明顯，一旦停止抽吸，一段時間后氣井再次積液降產(chǎn)；對于叢式井，單井抽吸的增產(chǎn)效果較好，X6、X7、井試驗過程，抽吸37 d以來，日增產(chǎn)氣量最小為0.12×104m3，最大為2.85×104m3，平均為0.96×104m3。

3 應(yīng)用前景分析

通過對同步回轉(zhuǎn)壓縮機設(shè)備折舊、燃料、人員等方面的成本核算，對比現(xiàn)行銷售氣價，可以產(chǎn)生經(jīng)濟效益，而且同步回轉(zhuǎn)壓縮機作為一項排水采氣技術(shù)，具有適用性廣、投入產(chǎn)出比高的優(yōu)點（見表4）。

表4 同步回轉(zhuǎn)壓縮機排水采氣與同類技術(shù)對比表

4 結(jié)論與建議

（1）同步回轉(zhuǎn)增壓排水技術(shù)適用于蘇里格氣田產(chǎn)水氣井，尤其是對積液水平井、初期積液氣井以及地質(zhì)條件較好、供氣能力較強積液氣井具有較明顯的排液增產(chǎn)效果。

（2）試驗前期選井工作尤為重要，要工藝與地質(zhì)相結(jié)合，建議選取無阻流量大于5×104m3/d，配產(chǎn)大于0.4×104m3/d的氣井，而對于產(chǎn)氣量小于0.4×104m3/d的氣井，建議選擇積液時間較短或井筒內(nèi)積液高度小于1 000 m的氣井。

（3）不同類氣井同步回轉(zhuǎn)壓縮機工作制度需進(jìn)一步進(jìn)行優(yōu)化，對于積液程度較輕的氣井建議采取間歇抽吸的制度，對于積液較嚴(yán)重的氣井建議進(jìn)行連續(xù)性抽吸，而試驗對叢式井整體產(chǎn)能有一定影響，建議下步重點以單井為對象。

（4）目前試驗井?dāng)?shù)較少，需要進(jìn)一步提高試驗比例，從而更加客觀的對相關(guān)指標(biāo)進(jìn)行量化評價。

［1］楊旭，屈宗長，吳裕遠(yuǎn).同步回轉(zhuǎn)式混輸泵的工作原理與動力特性研究［J］.西安交通大學(xué)學(xué)報，2010，44（5）：60-65.

［2］雷巧英.同步回轉(zhuǎn)油氣混輸裝置在油田的試驗及推廣［J］.內(nèi)蒙古石油化工，2012，（15）：50-52.

［3］郭剛，林罡，張朝陽，楊立雷.同步回轉(zhuǎn)油氣混輸裝置試驗［J］.油氣田地面工程，2013，32（5）：39-40.

百萬噸乙烯成套技術(shù)示范項目通過驗收

近日，“十二五”國家科技支撐計劃先進(jìn)制造領(lǐng)域“百萬噸乙烯成套工藝技術(shù)、關(guān)鍵裝備研發(fā)及示范應(yīng)用”項目通過科技部高新司組織的驗收。

該項目由中國石油天然氣集團公司組織實施，由中國寰球工程公司牽頭，華東理工大學(xué)、浙江大學(xué)、浙江中控軟件技術(shù)有限公司等多家單位共同參與完成。項目研發(fā)了百萬噸級乙烯工程所需的大型裂解爐工藝與裝備技術(shù)、大型乙烯裝置高效分離工藝及工程化技術(shù)等，突破了乙烯裝置關(guān)鍵核心技術(shù)；形成了具有自主知識產(chǎn)權(quán)的乙烯裝置成套技術(shù)，取得了良好的社會效益。

（摘自中國化工信息2017年第3期）

TE964

A

1673-5285（2017）02-0106-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.02.025

2017－01-17