周锋 黄元和 徐岭灵 易枫 范思齐 李杰

摘 要：通过增压开采技术，可以将天然气井井口压力降低至增压设备最低吸气压力值，然后通过机械增压，将输气压力增加到集输管网运行压力值。这样，既能通过降低井口压力达到降低废弃地层压力、提高采收率和增加可采储量的目的，又能保证集输管网正常运行和满足用户的需求。将增压开采选择原则与低压气井的实际特点相结合，开展单井增压开采的技术研究，分析可采储量;根据现场情况优选单井增压开采进行技术实践探索。

关键词：低压气井;单井增压;可采储量

天然气井一般采用衰竭方式自喷生产，井口压力随着地层天然气的采出逐渐下降，直至逼近外输管网运行压力，但是井场出现外输管网压力过高导致气井废弃压力及废弃产量较高的情况，不利于气藏高效经济开发的发展理念，因此现场经常采用增压开采的技术手段降低废弃压力以提高气井采收率。

增压开采选择应遵循：地层中有足够的储量;储层物性应该较好，有利于天然气顺利地由地层流入井底，满足压缩机对气体流入量的要求;外输的天然气在到达用户时压力不能够满足用户用气要求的，应考虑采用增压设备;在具体实施增压开采时，还应考虑工程投资等。

1 增压开采技术原则

天然气井经多年衰竭式开发生产过后，进入生产末期，存在的主要问题有：①井口压力低，气井生产明显受制于管网运行压力。因为气井输气压力等于甚至低于输气管道运行压力，导致井口气无法外输，产量波动较大。然而，为提高出站压力，降低产气量，当小于最低携液流量时，含水气井井筒内容易形成积液，严重影响气井产能释放。②气井产量迅速降低，稳产的难度逐渐变大。地面流程对产量的控制调节能力降低，但是气井产量经常仍然相对可观，如不采取措施，气井废弃压力将很高，不符合气藏高效开发的策略;③生产压差小，气井产量低，影响气井正常生产。气井进入低压采气期后，生产压差减小，造成产量迅速降低;④输气量下降，用户市场开拓困难。气井开采末期，即使在放大输气量情况下也不能满足用户需求，并且输气压力很低，无法正常供气，如不采取有效措施，将在开拓用户市场上处于被动局面。

近年来，各大新老气田相继运用增压开采技术，使许多进入衰减末期的气井生命周期有效延长，取得了可观的经济效益和技术效益。根据国内有关油气田增压开采的成功经验，增压开采工艺技术应遵循以下主要原则：①地层中有足够的储量。如果地层中的天然气已基本上完全采出，地层剩余储量的经济价值未能收回因开展增压开采而增加的费用，造成经济上不可行，不应运用增压开采;②储层物性应该较好，有利于天然气顺利地由地层流入井底，满足压缩机对气体流入量的要求。如果储层的物性条件很差，地下油气运移速度就很缓慢，即使储层中仍有较大的剩余可采储量，天然气无法及时流入井底，导致压缩机工作效率降低，资金的回收期大大延长，投资风险大，利润小，经济上并不可行;③外输的天然气在到达用户时压力不能够满足用户用气要求的，应考虑采用增压设备。如果井口压力低于保证用户用气要求的最低压力值，必须采用增压设備提高外输压力，同时增压设备也可用来加强气藏的开采，提高资源利用率;④在具体实施增压开采技术时，综合考虑了上述主要原则的同时还应该从其他方面进行考虑，如管网系统调整改造的工程投资等，当技术上和经济上都可行时才采用增压开采工艺技术，这样不仅能够提高资源利用率，同时也可以获得更好的经济和技术效益。

2 可采储量分析

2.1 废弃压力确定

确定气井废弃压力的还应从经济效益角度加以考虑，以经济极限产量为条件，结合不同的实际驱动方式等因素而评估废弃压力得合理性。利用某时间点的稳定产能方程并根据废弃时井底流压计算，即首先确定气井废弃时的稳定二项式方程，然后综合经济、地面指标，求得废弃产量值和废弃井口流压值，并利用垂直管流计算方法得到废弃井底流压，进而得到较可靠的废弃地层压力。

当气井产量递减到经济极限产量水平时：

①自喷开采条件下，以输气压力为井口流压计算废弃地层压力;②增压开采条件下，以增压机吸气压力为井口流压计算废弃地层压力。

具体计算可分为如下两步：

①根据垂直管流压力公式，得到气井井底流压值：

（1）

其中2S=0.0683γD/

②根据下列方程，求单井平均地层压力值：

（2）

2.2 可采储量分析方法

气井的储量计算方法较多，主要有物质平衡法、产量递减法、预测模型法、数值模拟法、压降法、类比法等多种方法，每种方法具有其独自的适用条件和范围。总的来讲，产量递减法适合于产量处于递减期的气藏，类比法精度要低一些，但对试采气藏也是主要选择方法之一。数值模拟方法虽然预测可采储量更富有代表性，但因所需费用高、时间长，使该方法应用受到局限。对于未试采和未开发的气藏采用类比的方法。压降法和类比法简便易行，对于开发时间较长，生产动态资料较丰富的气藏，压降法更具有明显的优点：一是通过动态资料取得气藏动态储量，比容积法计算的地质储量更加可靠;二是涉及参数少，容易确定。根据区块实际情况，综合生产历史数据，并选取气井稳定连续生产条件下的生产历史数据，优选最佳方法进行可采储量计算。

3 单井增压应用实例

3.1 可采储量计算

根据现有数据特点，针对X-1井优选产量递减法计算废气压力下的可采储量。

X-1井1/1/2019至8/1/2019时间段关井，累计关井时间7.01天，套压由23.0MPa上涨至23.9MPa，折算地层静压31.78MPa（中部4387m），18/2/2019至18/3/2019关井一个月，关井油压稳定在6.8MPa，测试时曾3次求得地层压力，结合测试数据，做累计产量与P/Z曲线，该井压降曲线位于同一条直线，压降法求得动态储量G=0.9540×108m3。

计算无阻流量2万方/天，根据上述废弃条件确定方法，定井口0.2万方/天，井口压力0.5MPa为废弃条件，折算井底流压1.1MPa。不考虑井筒积液的情况下，低渗考虑2.5MPa生产压差，地层压力3.6MPa，计算的可采储量为8830万方，目前累计产气8000万方，剩余可采储量830万方。

3.2 增压工艺选择

增压方式应根据气田形态，单井产量和集輸方式来进行选择。由于受不同压力气源条件影响，采用喷射器增压（增压喉）不多，一般情况下都采用压缩机增压。此外，压缩机增压又分为区块增压与单井增压两种方式，有时也采用区块增压与单井增压相结合的方式。从减少项目投资的角度出发，同时充分利用X-1现有地面集输系统，主要考虑单井增压开采。

增压机组类型选择：参考规范及国内外机组的性能对比和以往生产经验，考虑工况条件、压缩比、供水供电系统、天然气气质要求、机组调节范围、安全环保要求、经济成本等方面，综合考虑选用活塞式的压缩机机组。

增压动力选择：活塞式压缩机通常采用燃气发动机组或电动机做动力设备。一般燃气发动机和变速电动机均可满足要求，因连续调节转速的交流电动机，不但价格昂贵而且运行经济性较差，加之油气田矿区电源难以保证，由于燃气发动机不需外电源，受地理条件限制少，因此燃气发动机是最常选用的驱动设备。由于气井气质好，无腐蚀性气体，燃气发动机还可就近利用天然气作为燃料，达到经济可靠的目的。

4 结论

①单井增压技术可有效降低低压气井废弃压力和废弃产量，为低产气井提高采收率优选技术;②X-1井单井增压技术上可行，优先选用单井增压的方式实现增压开采，可以有效提高气藏整体开发效益，实现经济高效开发。并且通过可采储量分析，增压开采条件下，X-1井理论上增加可采储量830万方，具有较好的经济效益;③单井增压工艺需根据现场情况进行优选，X-1井单井增压工艺选用燃气驱动活塞式压缩机组增压机橇可实现气井的高效增压。

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