单井同步回转增压技术在苏里格南区块的应用

2020-06-03乔炜顿昊龙蔡思敏刘琳

石油工业技术监督 2020年3期

乔炜，顿昊龙，蔡思敏，刘琳

中国石油长庆油田苏里格南作业分公司（陕西西安 710018）

随着气井开采时间的延长，地层能量逐渐下降，气井携液能力降低，气井出现井筒积液现象[1]。需要采取有效的排水采气措施将井筒积液带至地面，从而达到排水增气的目的[2]。通过单井同步回转增压装置实现单井压力降低，与地层压差增大提高气井携液能力达到排水及增产的目的[3]。

1 单井同步回转增压技术原理

1.1 技术原理

单井同步回转增压设备核心装置为同步回转多相混输泵[4]，通过外部发电机提供电能，其零部件主要为转子、滑板和气缸，采取径向吸入、轴向排出的布置方式，转子与气缸偏心布置，分别绕自身轴心旋转，转子外圆与气缸内圆始终相切；滑板一端通过圆头与转缸连接，另一端嵌入转子滑板槽内。转子与转缸之间形成的月牙形工作腔，通过滑板分割成周期性变化的吸入腔与排出腔，从而实现工作介质的吸入与增压排出。混输泵在运转时，主轴驱动转子旋转，转子通过滑板带动气缸旋转，实现了转子与气缸之间“同步回转”的运动方式（图1）。

1.2 工艺流程

装置外部进出口通过硬管连接，气井产气装置经过滤器（滤1）、进气缓冲流程（罐1）进入主机（机1），通过主机增压经排气缓冲流程（罐2），罐2顶部出口气相外输，底部出口润滑油经冷却器（机3）回注至进气管线，进入主机，循环使用（图2）。

1.3 设备参数

图1 单井同步回转增压装置基本结构与工作过程示意图

图2 同步回转排水增压装置工艺流程示意图

吸气压力0～4.0 MPa；排气压力≤6.4 MPa；吸气温度5～65 ℃；排气温度30～70 ℃；处理量720～29 000 m3/d；驱动方式为变频电机皮带轮；润滑方式为润滑油自润滑；主电机YB3-315M-10，75 kW、740 r/min；转速100～330 r/min。

2 试验气井选择

2.1 气井选择

同步回转增压措施气井的选择优先考虑地层压力较低、单井产量低、携液能力不足[5]、已出现了井筒积液特征的气井。

根据以上原则选出9 口气井作为措施备选井。经过进一步筛选，最终选定A、B两口气井进行试验。

2.2 试验气井基本情况

A 井投产于2012 年11 月29 日，现已累计产气837×104m3，初期配产8×104m3/d，2016 年12 月下入速度管柱后配产1.4×104m3/d。

B 井投产于2012 年11 月29 日，现已累计产气1 199×104m3，初期配产6×104m3/d，2016 年12 月下入速度管柱后配产0.6×104m3/d。

3 应用效果

3.1 A井应用效果

A 井增压装置于2018 年8 月8 日开机运行，装置累计运行491 h，装置运行期间采用“油管抽吸-外输输气”流程，开机前油压为2.21 MPa，套压为6.17 MPa。从生产曲线可以看出装置开机运行后，经抽吸作用，油套压整体均呈下降趋势，油套压最低降至0.90 MPa,该井井筒内积液得到有效的排出。运行期间瞬时气量保持在200 m3/h 至400 m3/h 之间，油压稳定至1.2 MPa 左右生产302 h，达到了模拟气井低压生产状态的目的。2018 年8 月31 日装置停机自产，从曲线可以看出套压迅速上升，瞬时气量逐步下降，说明该井重新积液。

该气井自试验以来，共计进行过2次关井压恢，1 次提高设备转速（更改皮带轮尺寸）。因此，可将整个试验划分为4个阶段进行分析。

第1 阶段：8 月7 日12：00 开井，油压12 MPa，套压11.8 MPa。8月8日7：50开机试验，油压2.1 MPa、套压4.44 MPa，瞬时气量367 m3/h。开井后油压降低并维持在1.8 MPa 左右波动，套压降低并维持在3.3 MPa左右波动，瞬时气量降低至280 m3/h左右波动，平均油套压差1.5 MPa。气井在该压力、气量状态下维持超过24 h，为进一步验证试验效果，在8月10日17：00关井压恢。

第2 阶段：8 月11 日13：00 开井，油压9 MPa，套压9 MPa。开井后油压降低并维持在1.5 MPa 左右波动，套压降低并维持在3.0 MPa左右波动，瞬时气量由300 m3/h 左右降低至260 m3/h 左右波动，平均油套压差1.55 MPa。运行压力较第1 阶段降低了0.3 MPa。为进一步验证试验效果，在8月14日10：00关井压恢。

第3 阶段：8 月15 日16：00 开井，油压9.00 MPa，套压8.79 MPa。开井生产至8月19日12：30，油压最低降低至1.22 MPa，平均1.31 MPa；套压最低降至2.36 MPa，平均2.42 MPa；油套压差平均1.11 MPa；瞬时气量平均维持在248 m3/h左右波动。

第4 阶段：8 月19 日12：30 设备停机，走旁通生产，对设备皮带轮及皮带进行更换。更换前电机皮带轮直径200 mm，皮带尺寸3 000 mm；变更后电机皮带轮直径230 mm，皮带尺寸3 150 mm；压缩机皮带轮尺寸630 mm 不变，电机转速720 r/min 维持不变。变更前压缩机变速比为630/200=3.15，压缩机转速为720/3.15=228.57 r/min；变更后压缩机变速比为630/230=2.74，压缩机转速为720/2.74=262.77 r/min；变更后压缩机转速提升约15%，设备处理量整体提升15%。16：00启动设备恢复试验，油压由2.47 MPa用时1 h抽低至1.20 MPa。瞬时气量保持在260 m3/h运行，与前期保持一致。至8月21日，油压降低至1.09 MPa左右；套压降低至2.02 MPa左右；油套压差在0.95 MPa 左右波动,瞬时气量在242 m3/h 左右波动。8月21日至8月22日，油压升高约0.13 MPa，套压升高约0.30 MPa，井筒形成小幅积液现象。8 月22日12：00，同步回转设备进气罐积液已满，设备停机走旁通进行生产，对设备进行排液。13：40启动设备恢复生产，至8月22日晚，油压已抽低至1.10 MPa；套压由3.34 MPa 降至2.38 MPa,并呈现出持续降低趋势；油套压差由1.41 MPa降至1.28 MPa左右。

该井试验中累计总产量14.284 5×104m3，日均产气量0.571 4×104m3，措施前平均日产气量0.198 2×104m3，措施后平均日增产气量0.373 2×104m3，累计总增产9.680 8×104m3。试验过程中共出现4次停机排液过程，总排液量约6 m3（进气缓冲灌容积约1.5 m3），每次停机时间约1.5 h，8 月31 日1：00 停机，该井试验结束。结合图3可看出同步回转增压措施实施后除了有一定的增产效果外，还将该井连续生产时间由16 d左右延长至45 d。

3.2 B井应用效果

B 井装置于2018 年10 月23 日开机运行，装置累计运行327 h，装置运行期间采用“油管抽吸-外输输气”流程，开机前油压为3.0 MPa，套压为15.1 MPa。从图4 生产曲线中可以看出装置开机运行后，经抽吸作用，油套压整体均呈下降趋势，油套压最低降至0.90 MPa,有效排出井筒内积液。运行期间瞬时气量保持在200 m3至400 m3之间，油压稳定至2.3 MPa 左右生产244 h，达到了模拟气井低压生产状态的目的。

2018 年10 月23 日15：00 开井，油压3.00 MPa，套压15.10 MPa。10 月27 日5：00 外输管线冻堵停机，11 月2 日19：00 启机油压2.40 MPa,套压3.15 MPa，瞬时气量372 m3/h，至11月3日19：00油压稳定至2.30MPa,套压3.15 MPa 左右，油套压差0.85 MPa波动，瞬时气量在325 m3/h 左右波动，11 月4 日20：00 套压开始升高，11 月7 日14：00 上升至6.39 MPa，说明井筒内有大量积液产生。11月8日8：00油压稳定至1.10 MPa，套压稳定至2.55 MPa左右，11月9日套压有小幅上涨，说明井筒内有积液产生，11 月11日10：00 设备停机排液。13：00 启机至11 月12 日4：00 油压降低至1.1 MPa，套压降低至2.25 MPa。至11 月12 日16：00 油压上涨1.50 MPa，套压上涨0.85 MPa，再次停机排液。考虑到冬季环境温度低造成排液困难，终止试验。

图3 A井生产曲线

图4 B井生产曲线

该井试验中累计总产量13.570 2×104m3，日均产气量0.646 2×104m3。该井措施前平均日产气量0.305 3×104m3，措施后平均日增产气量0.340 9×104m3，累计增产8.685 4×104m3。试验过程中共出现5次停机排液过程，总排液量约7.5 m3（进气缓冲灌容积约1.5 m3），每次停机时间约1.5 h，11 月13 日8：00停机，该井试验结束。结合图4 看出同步回转增压措施实施后除了有一定的增产效果外，还将该井连续生产时间由15 d左右延长至31 d。