同步回轉排水采氣技術改進及試驗分析

張 云，王志剛，朱禮明，康 輝，汪泳吉，史瑞雪，王宏力

（1.中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，陜西靖邊 718500；2.中國石油長慶油田分公司千口氣井評價挖潛工程項目組，陜西西安 710018；3.中國石油長慶油田分公司第四采氣廠，內蒙古烏審旗 017300）

蘇里格氣田屬于致密氣藏，氣井投產后沒有明顯的穩產期，進入積液階段較快，通常生產1～4 年即需開展排水采氣工作。氣田老井的生產規律表明：氣井低產低效階段的采氣量占氣井累計產量的60 %以上，氣井生產80 %以上的時間需要排水采氣。目前全氣田總井數約12 500 口，其中低產低壓井數量占65 %，并呈逐年上漲的趨勢，排水采氣工作已經成為全氣田的規模性需求。同步回轉排水采氣技術是將井口粗分離后的一部分天然氣回注至油套環空，其余氣液外輸至管網，增加氣井舉升能力的一種新型綠色增產技術。現有同步回轉排水采氣技術存在穩產效果不穩定、間歇性生產、人工頻繁維護和調參的問題，給該氣田的穩產帶來很多影響，亟需開展該技術的改進與升級。為此，選取典型低產低效井，開展同步回轉排水采氣技術連續氣舉工藝試驗，通過實施連續氣舉工藝，以期達到排出井筒積液、提高產量、連續穩產的目的，為低壓低產氣井排水后的穩產治理探索新思路。

1 技術簡介及裝置

1.1 技術工藝流程

同步回轉排水采氣技術的工藝流程（見圖1），氣體增壓流程采取兩臺同步回轉壓縮機串聯布置，形成兩級壓縮，具有“一進兩出”流程，井口來氣經過進氣緩沖罐分離出游離態采出水后，進入兩級同步回轉壓縮機進行增壓，增壓后的天然氣一部分注入油套環空，進行氣舉作業，一部分進入采氣管線外輸；裝置底部設置潤滑油儲罐，以排氣壓力與進氣壓力的壓差作為循環動力，潤滑油經氣體增壓流程不斷循環回注至主機缸內，起到“潤滑、密封、冷卻”的作用。采用外部天然氣發電機供電，通過變頻控制柜進行人工操作、自動控制及數據采集，與井場通訊系統相連接，實現數字化管理[1-3]。

圖1 工藝流程示意圖

圖2 同步回轉排水采氣裝置結構示意圖

1.2 裝置結構及技術參數

裝置主要結構，主要由主機（同步回轉壓縮機）、進口過濾器、防爆電機、風機冷卻器、閥門和管線等構成（見圖2）。其中，主機同步回轉壓縮機具有氣液混輸的特點，可滿足產水氣井介質增壓輸送的要求。裝置技術參數[4，5]（見表1）。

表1 同步回轉排水采氣裝置技術參數表

2 工藝試驗

根據實際生產需求，選取典型低產低效井-SD41-45H2 井進行試驗，試驗前該井平均日產0.25×104m3，油/套壓2.04 MPa/5.78 MPa，間歇生產、泡排等措施無法解決改善該井生產現狀。

2.1 裝置改進及試驗歷程

裝置改進思路主要為提高裝置處理量。該井于2018 年1 月18 日安裝投運一套同步回轉排水采氣裝置（工況處理量30 m3/h），2 月26 日通過更換主機將裝置處理量提升至45 m3/h；在此基礎上，9 月8 日通過更換皮帶輪尺寸再次將處理量提高20 %；11 月29 日通過更換主機將裝置處理量提升至67.5 m3/h；根據該井在不同裝置處理量下的實施效果進行分析，整體可分為以下六個階段，試驗階段概況（見表2）。

2.2 試驗階段分析

2.2.1 階段一（1 月18 日～2 月25 日）該井實施初期，處于高產階段，地層能量足；措施采取循環氣連續回注，使之與井底產氣結合，提高井筒氣體流量；井筒積液經措施排出后，井底流壓大幅度降低，近井地帶儲存的能量得到很好地釋放，井底天然氣流速較高，可以將近井地帶積液有效攜帶至井筒，排出至地面管網，該階段平均增產4.53×104m3/d。

2.2.2 階段二（2 月26 日～5 月7 日）該井地層能量逐步衰減，地層來氣速度下降，近井地帶液體攜帶速度降低，措施采取循環氣連續回注，實施效果使平均增產量下降至0.81×104m3/d；經分析，效果下降的原因主要是：裝置最大處理量無法滿足井筒臨界攜液流量的要求。

2.2.3 階段三（5 月8 日～9 月7 日）根據該井階段二實施效果下降的情況，通過更換主機將裝置處理量提升至45 m3/h；處理量提升后，增大了循環回注氣量，實施效果提升至平均增產1.03×104m3/d。

2.2.4 階段四（9 月8 日～9 月20 日）根據該井階段二、三的情況，通過更換皮帶輪尺寸的方式提高轉速，將處理量提高20 %至54 m3/h，進一步增大了循環回注氣量，實施效果進一步提升至平均增產1.25×104m3/d。

2.2.5 階段五（9 月21 日～12 月25 日）該井地層能量繼續衰減，采取結合關井恢復的方式，執行關井12 h、開井12 h 制度，當氣量小于0.6×104m3/d 關井，油套壓恢復至5.25 MPa 以上開井生產，該階段平均增產0.55×104m3/d。

表2 試驗階段概況表

圖3 SD41-45H2 井工藝生產曲線

2.2.6 階段六（11 月29 日～12 月14 日）通過更換主機將裝置處理量提升至67.5 m3/h，進一步增大循環回注氣量，該階段首次開機前套壓6.24 MPa，于11 月28 日9：00 開機，瞬時氣量2 000 m3/h 左右；開機后12 h，套壓降至2.90 MPa，油壓2.09 MPa，油套壓差為0.81 MPa，表明井筒積液的有效排出；后套壓緩慢上升，現穩定至3.9 MPa 左右，油壓2.09 MPa，油套壓差1.81 MPa，瞬時氣量1 000 m3/h 左右。在該井地層能量不斷衰減的情況下，采取改進后裝置的實施效果明顯優于階段二～階段五，該階段平均增產3.05×104m3/d。

3 試驗效果分析

（1）該井試驗生產曲線（見圖3）。該井采取改進后的裝置實施工藝，套壓顯著下降，排液效率高，油管積液基本排空，井底流壓大幅度降低，近井地帶儲存的氣體快速釋放，11 月29 日產量為4.76×104m3。11 月30日產量降至1.25×104m3，表明近井地帶儲存的氣體釋放完畢，地層遠端能量補充不足，近井地帶的液體流速較慢，近井地帶積液仍然存在。

（2）持續實施氣舉作業，回注氣量與井底氣量結合，維持井筒氣體流量始終處于較高的水平，使近井地帶的液體流進井筒即被攜帶至地面，有效減少滑脫效應；12 月1 日產量上升至2.16×104m3，12 月2 日產量為1.96×104m3，套壓逐漸平穩至3.9 MPa，表明近井地帶液體持續排出，地層遠端來氣速度提高，氣井進入良性生產周期[6]。

（3）蘇里格氣田地層能量低、滲透能力差，遠處地層能量在高產一段時間后，逐步下降，地面壓力工況出現變化，會造成產量迅速下降。如井口作業短暫關井，外輸壓力突然上升較大，此時井筒的高速循環氣體已經無法滿足臨界攜液流量的要求，造成氣井重新積液。長期實施氣舉作業，可持續保持井筒基本無積液，將近井地帶的液體逐步經井筒排出，進而降低近井地帶的含水率，地層流動性得以改善[7-9]。

4 結論

（1）同步回轉排水采氣技術作為氣田井口增壓排水采氣工藝，能夠連續向套管高壓注氣實施連續氣舉作業，提高氣井攜液能力。

（2）通過提高裝置處理量可提升氣舉工藝實施效果，裝置處理量越大，實施效果越好；排液效率越高，穩產周期越長。

（3）該技術的作用周期需結合氣井地層能量情況及工藝成本進行綜合評估，針對高產水區塊的氣井，可實現“連續運行”的生產模式，及時排出井筒積液；針對低產水區塊的氣井，可實現“輪換運行”的生產模式，排出積液，恢復氣井產能。