同步回轉氣水混輸裝置在蘇里格氣田的應用

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）

同步回轉氣水混輸裝置在蘇里格氣田的應用

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年限的延長，氣井地層壓力逐步降低，生產能力下降。為了延長氣井生產時間，提高單井產氣量，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致氣井積液，為此需要采取相應的排水采氣措施使積液排出，恢復氣井正常生產。文章介紹了一種新型的安裝在單井井口的同步回轉一體化排水增壓裝置在蘇里格氣田的試驗情況，分析了其應用效果，同時提出了該裝置在氣井排水采氣工藝中推廣應用的建議。

產水氣井；增壓排水；同步回轉多相混輸泵

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，氣井攜液能力降低，氣井產出的水和天然氣凝析液不能及時采至地面，井筒逐漸產生積液，嚴重影響氣井產量，甚至出現水淹停產井。目前M區塊積液井840口，年措施近40 000井次，因此，對單井采取有效的排水增產工藝技術，加強措施的有效性、針對性，對于充分發揮積液氣井產能并實現氣田穩產意義重大。

1 增產機理及技術特點

1.1 同步回轉混輸裝置增壓排水機理分析

該技術是將同步回轉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，井筒內開始為泡狀流攜液，當地層壓力能夠舉升井筒殘余液柱加之井底氣體流速提高而使井筒內液柱失去液封作用時，大量套管氣與井底產氣涌入油管，井筒內積液被大量帶出，同時氣體通過油管液層的流動阻力也大大降低，氣井出現了產氣量大幅度提升的“爆發”現象，氣井實現連續性生產。

圖1 同步回轉多相混輸泵工作過程示意圖

1.2 同步回轉混輸泵簡介

同步回轉排水增壓裝置采用集裝箱結構，其核心設備為同步回轉多相混輸泵，主要由轉子、滑板和氣缸組成，采取徑向吸入、軸向排出的布置方式。混輸泵在運轉時，主軸驅動轉子旋轉，轉子通過滑板帶動氣缸旋轉，實現了轉子與氣缸之間“同步回轉”的運動方式（見圖1）。

2 現場試驗效果分析

2.1 試驗概況

試驗選取蘇里格氣田明顯存在積液的氣井，主要側重不同井型、壓力、產量、積液程度等方面，并采取配套監測措施對試驗氣井試驗前后進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在蘇里格氣田的適應性。第一階段實驗選取的5口井平均套壓下降2.84 MPa，日均增產氣量0.94×104m3，累計排液242.3 m3，增產氣量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）氣井生產概況：X1井投產初期油、套壓均為21.5 MPa，產氣量3×104m3/d，投產后氣井套壓平穩下降，產量保持在2×104m3/d左右，2015年5月套壓開始上升，產量下降至0.1×104m3/d，判斷氣井存在積液情況，探液面結果顯示節流器以上無積液，則應為節流器以下及水平段積液。

表1 同步回轉壓縮機試驗統計表

（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階段，B階段為氣井穩產階段。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，氣井恢復生產后自動進入旁通流程，繼續抽吸無效果，6月12日安排機組停機。試驗期間產水約1.3 m3，日均產氣量2.3×104m3，累計增產氣量2.6× 104m3。

圖2 X1井試驗實時生產曲線

（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。日均增產氣量1.43× 104m3，試驗有效期35 d，累計排液量2.6 m3，累計增產氣量50.05×104m3，該井積液時間較短，生產潛力較大，經過一到兩次抽吸后即可恢復正常生產，表明同步回轉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用效果。

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

（1）氣井生產及地質概況：X2井無阻流量7.8× 104m3/d，生產層位盒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，生產有產水趨勢。X2井投產于2013年10月5日，措施前井筒內液柱高度1 400 m，日產氣量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，期間出現兩次較為明顯的帶液階段，產氣量由40 m3/h升至812 m3/h，產水約154 m3，平均產氣量2.72×104m3/d，累計增產氣量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，伴隨持續排液，試驗過程中套壓降至8.35 MPa，試驗期間產水約37 m3，平均產氣量1.24× 104m3/d，累計增產氣量2.13×104m3。第二次停機后，該井輔助泡排措施生產，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，呈現波段式帶液生產特征，累計產液10 m3，當日該井產氣0.9×104m3，累計增產氣量1.58×104m3。

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

2.2.3 對于積液嚴重的高壓低產氣井無明顯效果

表2 X2井射孔層段儲層靜態參數統計表

表3 X5井射孔層段儲層靜態參數統計表

（1）氣井生產及地質概況：X5井生產層位盒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，生產有產水趨勢。X5井投產于2012年10月5日，措施前井筒內液柱高度1 950 m，日產氣量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壓縮機單井抽吸試驗，試驗過程中氣液兩相計量累計產液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，試驗期間累計增產氣量0.79×104m3，試驗無明顯效果（見圖4）。

7月21日該井節流器打撈后，能夠實現間歇性自主攜液生產，瞬時產量654 m3/h。7月23日至7月25日期間開展同步回轉壓縮機試驗，啟機過程中增產效果不明顯，目前該井日均產氣量為1.38×104m3。

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

2.3 試驗效果評價

通過試驗井日均增產氣量與無阻流量、井筒內積液高度及措施前日產氣量之間的相關性曲線可以看出，試驗井無阻流量越大其日均增產氣量越大，而對于措施前日產氣量較低的氣井，其井筒內積液較嚴重時試驗無明顯效果，對于措施前日產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）對于日產氣量小于0.4×104m3的氣井，應選擇初期積液氣井或井筒內積液高度小于1 000 m的氣井。

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

圖3 X5井試驗實時生產曲線

圖4 X5井試驗實時生產曲線（打撈節流器后）

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

對于積液時間較短或地層產液量不大、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，當氣井日產氣量低于1×104m3時，利用同步回轉壓縮機進行抽吸；對于積液時間較長、地層產液量較大的氣井，可以采取連續性抽吸的工作方式，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；對于叢式井，單井抽吸的增產效果較好，X6、X7、井試驗過程，抽吸37 d以來，日增產氣量最小為0.12×104m3，最大為2.85×104m3，平均為0.96×104m3。

3 應用前景分析

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

表4 同步回轉壓縮機排水采氣與同類技術對比表

4 結論與建議

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

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

（3）不同類氣井同步回轉壓縮機工作制度需進一步進行優化，對于積液程度較輕的氣井建議采取間歇抽吸的制度，對于積液較嚴重的氣井建議進行連續性抽吸，而試驗對叢式井整體產能有一定影響，建議下步重點以單井為對象。

（4）目前試驗井數較少，需要進一步提高試驗比例，從而更加客觀的對相關指標進行量化評價。

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

［2］雷巧英.同步回轉油氣混輸裝置在油田的試驗及推廣［J］.內蒙古石油化工，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示范項目通過驗收

近日，“十二五”國家科技支撐計劃先進制造領域“百萬噸乙烯成套工藝技術、關鍵裝備研發及示范應用”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、浙江大學、浙江中控軟件技術有限公司等多家單位共同參與完成。項目研發了百萬噸級乙烯工程所需的大型裂解爐工藝與裝備技術、大型乙烯裝置高效分離工藝及工程化技術等，突破了乙烯裝置關鍵核心技術；形成了具有自主知識產權的乙烯裝置成套技術，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