油井套管氣回收潛力及技術應用

朱建華 王俊麗 王君秋（大港油田有限責任公司第三采油廠）

1 套管氣對油井生產的影響

在油井生產過程中，石油在地層壓力的驅動下流入井底，在井底壓力作用下又沿井筒向上流動。隨著流動壓力的逐步降低，溶解在石油中的天然氣在低于飽和壓力下伴生、分離出來，進入套管與油管之間的環形空間，就形成了套管氣。套管氣在套管環形空間內積聚所形成的壓力，稱為套壓。套壓的變化將直接影響油井的工況。主要表現在以下幾個方面：

1.1 套壓對動液面和沉沒度的影響

合理的動液面，形成合理的泵沉沒度，合理的套壓可以協調油井的井底流壓和泵吸入口壓力平衡生產，達到供排液穩定和最大化。在圖1中，套壓越高，動液面越低，泵沉沒度越小，泵效越低，油井產量越少；反之，套壓越低，產量越高，但套壓降低到一定程度后，產量穩定而不再升高。

1.2 氣體的變化對抽油泵泵效影響

抽油泵以固定閥為界，上部以排出的液量和壓力代表泵效和舉升能力，如果氣體侵入泵內，直接影響泵效和油井產量。下部則是油井的自噴，氣體的膨脹做功，有利于舉升油流；但低氣液比在進油管中滑脫損失較小。因此，對于溶解氣驅油藏，氣體代表能量，同時也影響入泵液的速度。因此，合適的套管放氣速度與套管產氣速度的平衡，可以促使油井供液的效率提高[1]。

圖1 套壓的變化直接影響抽油泵的沉沒度

在圖2中，抽油泵上沖程時氣體和分離出的氣體侵入泵內，占據了VG體積，降低了泵效。正常增載線AB斜率減小到AB′；抽油泵下沖程時氣體壓縮到大于活塞以上的壓力時，游動閥才能打開，排出原油，降低泵效。正常減載線CD的斜率減小到CD1的曲率 R1，甚至減小到R2；因此示功圖右下角弧形曲率半徑R代表了氣體對泵況的影響程度。

圖2 套管氣對泵效的影響

1.3 套管氣對油井的其他影響

套管氣伴生的過程，直接影響原油的物性和流動狀態，套壓的變化對于油井的供液能力、地層的生產壓差都將發生一定的作用。

綜上所述，套管氣影響油井的產量，套壓必須穩定在一個合理的范圍才能保證油井的穩產和高產。

2 套管氣采集技術簡介

1）目前我國套管氣回收工藝面臨的主要問題。高壓套管氣采集過程中會因為節流、吸熱而產生輕質油和水合物。因此，回收套管氣裝置必須配置防凍、堵功能。

隨著油田的開采，套管氣的壓力和產量將會逐步降低，因此，低壓套管氣的采集技術是套管氣采集方案中的核心技術。

2）采集套管氣的技術路線。對于正在生產的抽油井，回油干線的壓力稱為回壓。一般情況下，回壓取決于原油集輸系統的流動阻力。一旦建設完成原油集輸系統，回壓波動將是一個穩定值Ph。

油井套管氣是地層原油產出時的伴生氣，如果套管一直處于憋壓狀態，套壓逐步升高。當套壓上升到某一壓力時，動液面就會下降到抽油泵進口，氣體進入抽油泵，影響泵效，導致油井產液量下降。因此，必須安裝定壓放氣裝置，使套壓穩定在某一合理值，保持一個合理的動液面，充分利用氣體的能量和獲得最大的泵效。此時的套壓稱為合理套壓點Pd。Ph和Pd來自兩個不同的系統，沒有直接的關系。但在研究套管氣回收到原油集輸系統時，Ph和Pd的關系將直接影響到回收工藝的方式：當Pd大于Ph時，可以采取憋壓回收工藝和防凍定壓回收工藝；當Pd小于Ph時，可以采取負壓回收工藝和增壓抽氣工藝；當Pd等于Ph時，我們可以稱為油井套管氣回收的“臨近回壓”狀態（或臨界狀態）。由于光桿的上下運動，井口油壓（回壓）將出現波動情況，此時，如果采取了定壓回收工藝，會出現間歇排放套管氣的情況（圖3）。

當套管氣量較大時，可以在井口直接采用常壓回收工藝，達到回收和利用天然氣發電或加熱的目的。

圖3 套管氣回收和利用工藝的技術路線圖

3 套管氣回收工藝分類

3.1 常壓回收套管氣工藝

直接從套管出口引出天然氣并加以綜合利用，見圖4。套管氣利用情況：套管氣在加熱爐中燃燒，加熱輸油管線或摻水；套管氣用于單井天然氣發電機發電。

一般在井場安裝小型天然氣加熱爐，用于提高原油輸送的溫度或加熱伴熱摻水[2]。

圖4 常壓回收套管氣用于井口加熱爐現場圖

現場應用例證：大港油田采油三廠第二采油作業區針對井口產液溫度低或井位偏遠井距較長，且井口安裝有電加熱器的油井，根據油井套管氣情況，實施安裝井口管道加熱爐2套。風44-18井回油溫度40℃上升48℃，井口回壓0.8 MPa下降0.65 MPa。棗90-12井口摻水溫度55℃上升68℃。2口井停運井口電加熱器，日節電900 kWh。目前采油三廠單井集氣11套，井口燃氣加熱爐8臺，替代井口電加熱器，節約用電。

3.2 憋壓回收套管氣工藝

在關閉套管出口的情況下，套壓會逐步上升到最高壓力。在這個過程中，油井產液量如果不發生大的變化，說明套壓不足以影響油井的產量。套管氣最終將從抽油管柱采出，并與產出液混合，進入單井輸油管線中，達到回收和利用的目的。

該工藝不需要新增材料投入，關鍵是及時檢測動液面和產量的變化情況。表1對比分析了大港油田采油三廠第一采油作業區實施憋壓回收套管氣工藝措施前后油井的生產狀況。

從表1可以看出：憋壓回收套管氣，可以不影響油井的產量。事實上，套壓并不是越低越好，因為套管氣也是地層能量的一種形式。合理利用是有利于油井生產的。

表1 第一采油作業區實施憋壓回收套管之前后生產情況對比

例如：棗1275-2井沉沒度小于300 m，產氣量大于2 m3/h，憋套壓生產前所測的壓力是0 MPa，動液面是1326 m，沉沒度是253 m，產量3.68 t，憋套生產后，套壓穩定在0.12 MPa，動液面1241 m，沉沒度是261 m，產量上升至4.14 t。這說明套壓在0.12 MPa時比套壓在0時更合理。從示功圖看出泵況變好（圖5）。

圖5 憋套壓生產前、后的示功圖

1口油井的套管氣適不適合憋壓，先關閉套管出口，如果原油增產了，繼續憋壓；如果產液量有降低的趨勢，采取定壓放氣的方法，逐步再減壓，最終，會出現合理的套壓值。

目前采油三廠憋壓井496口，油套連通67口，占回收井數50%，是普遍回收模式。

3.3 定壓回收套管氣工藝

大港油田采油三廠積極推廣使用JDF-2型防凍式套管定壓放氣裝置。用于回收采油井套管產生的伴生天然氣，定壓放氣閥放出的天然氣，可以進入油井集輸管網輸至接轉站或聯合站進行處理。實現油氣集輸、調整油井套管壓力、控制合理的沉沒度，充分發揮泵效的一種回收裝置[3]。

該裝置包括三部分：防凍式定壓放氣閥、放氣膠管及其活動接頭、套壓三通補芯。

3.3.1 該裝置優點

1）結構本質防凍。只要油井產液，就可以防止放氣閥凍堵。如果油井間出、產液量較低或不產液時，也可以摻水防凍。

2）精確定壓、外調簡便。根據套壓表調節定壓桿，可以達到精確定壓，而且采用了外調式調節壓力。使定壓、調壓工作可以在線隨時調節。

3）高壓軟管活動連接。JDF-2型防凍定壓放氣閥可以根據現場的需要采用高壓軟管連接、高壓鋼管硬連接兩種形式，一般采用軟連接形式，可以隨時拆裝、更換井號使用。

該產品本質防凍、調壓精確、安裝簡易、使用效果好，是理想的套管定壓放氣和天然氣回收裝置。

3.3.2 現場應用

截至2017年12月，采油三廠安裝JDF-2型防凍式套管定壓放氣閥429套，占到回收方式40%，是采油廠主要回收模式。

通過現場使用經驗，對于套管氣壓力大于0.4 MPa，氣量在10～15 m3/h，泵充滿系數大于30%的油井，井口安裝JDF型定壓放氣閥，調節控放套管氣，壓力控制在0.4 MPa，可以確保不影響油井產量，解決套管氣回收困難最主要方式。

3.4 自力增壓回收套管氣工藝

在低于回壓狀態下，無法采用防凍定壓放氣工藝，可以采用增壓抽氣工藝[4]。

適用條件：套壓大于0.2 MPa的套管氣，可以啟動自力增壓系統。最高輸出壓力及流量：2倍套壓；流量可設置。套管氣自力驅動：不用電源，自動保壓，無熱量產生，沒有火花危險源。

4 效益分析

目前，采油三廠開井，回收利用套管氣1057口，其中憋套496口，安裝定壓閥429口，油套連通67口，單井集氣11口，井口燃氣爐8口。

1）燃氣加熱爐替代電加熱器。2007年以來，采油三廠利用套管氣供井口加熱器取代電加熱棒，日節電9360 kWh，節電2200×104kWh，節約電費1760萬元。

2）天然氣發電。天然氣發電量由2007年的2636×104kWh上升至2017年的5774×104kWh，2016年發電5727×104kWh，同比增加47×104kWh，年發電量創歷史新高，累計發電53 731×104kWh，直接節約電費42 984萬元。

3）燃油。原油集輸大站加熱爐燃油量消耗由2007年的7648 t降至2017年的378 t，2016年數據為1072 t，同比減少燃油694 t，累計減少原油50 698 t，按采油三廠2017年噸油操作費1098元計算，減少燃油費用5567萬元。

5 結論

1）增產效益。在合理定壓下放套管氣，可以提高泵效，降低井底回壓，提高產量。

2）節能效益。天然氣是潔凈能源，廣泛用于燃料、化工原料，天然氣發電等，回收1000 m3天然氣可節省1 t自用油。回收1 m3天然氣可以發電3 kWh。

3）環保效益。由于套管氣含有H2S、CO等有害氣體，排放到大氣中將污染環境，其溫室效應是C02的21倍。有毒氣體嚴重地影響了石油企業的職工和當地群眾的身心健康。

4）社會效益。套管氣回收系統避免井場可燃氣體造成的不安全因素；同時，也避免了不法分子盜用天然氣的事故。