池97 區(qū)塊合理套壓回收伴生氣技術(shù)探討與實(shí)踐

許聲瑞，馮立勇，陳 華，王曉飛，曾波清，楊志成

（ 中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

紅井子作業(yè)區(qū)伴生氣總量為10.5×104m3/d，目前已回收利用6.7×104m3/d，其利用率為54 %，每天仍然存在3.8×104m3無(wú)效放空； 其中池97 區(qū)塊伴生氣資源豐富總量為3.1×104m3/d，但其利用率較低；該區(qū)通過(guò)開展定壓閥回收、活塞式打氣泵、小型撬裝增壓裝置等一系列提高伴生氣回收技術(shù)， 但在實(shí)際使用中出現(xiàn)了一些問(wèn)題：（ 1）鹽池地區(qū)冬季外部氣溫極低，套管定壓閥常出現(xiàn)凍裂、凍堵現(xiàn)象，導(dǎo)致該裝置失效同時(shí)該技術(shù)對(duì)于套管壓力不高于集油回壓油井適用性不強(qiáng)；（ 2）活塞式打氣泵回收技術(shù)對(duì)于部分低沖程抽油機(jī)， 抽油機(jī)上下沖程過(guò)程中壓氣效率低，抽氣量不大，對(duì)提升套管氣壓力作用性效果不強(qiáng)；（ 3）小型撬裝增壓裝置設(shè)備維修頻率較高，無(wú)法長(zhǎng)期正常使用，對(duì)套管氣連續(xù)性增壓回收作用性不強(qiáng)。為了確實(shí)提高伴生氣回收利用率，本文將探討合理套壓回收伴生氣技術(shù)， 通過(guò)控制油井套壓生產(chǎn)，在不影響產(chǎn)量的前提下最大回收伴生氣資源。

1 油井套管憋壓生產(chǎn)可行性探討

1.1 套壓對(duì)油井生產(chǎn)的影響

井底流壓和油井泵效是影響油井產(chǎn)量的兩個(gè)主要方面， 下面分別分析控制套管壓力對(duì)井底流壓和油井泵效的影響。

1.1.1 套壓對(duì)井底流壓影響 根據(jù)達(dá)西定律， 油井產(chǎn)量可以表示為：

式中：q0-油井井底產(chǎn)量，m3/s；J-采油指數(shù)，m3/（ s·MPa）；pr、pwf分別為井區(qū)平均油藏壓力井底流動(dòng)壓力，MPa。

由式（ 1）可知，油井井底產(chǎn)量與生產(chǎn)壓差成正比。由于平均油藏壓力pr在一定時(shí)間內(nèi)保持不變， 所以井底流壓越低，油井井底產(chǎn)量越高；井底流壓升高，油井井底產(chǎn)量降低。

含水油井正常抽汲時(shí)， 其油套環(huán)空中的油水界面穩(wěn)定在泵的吸入口處，因此油井井底流壓可表示為：

式中：pc、pg、pog、pogw分別為套壓、 氣柱段壓力、油氣段壓力（ 泵吸入口至動(dòng)液面壓力）、油氣水段壓力（ 泵吸入口至油層中部深度壓力）MPa。 由于pg≈0，所以，抽油機(jī)井井底流壓可近似表示為：

根據(jù)流體分布狀態(tài)還可知：

式中：Dp、Dpf、Dom分別為泵掛深度、 動(dòng)液面深度、油層中部深度（ m）；ρog、ρogw分別為泵吸入口以上環(huán)形空間油氣段平均密度、井內(nèi)油氣水段混合物平均密度，kg/m3；g 為重力加速度m/s2。

由式（ 5）可知，油氣水段壓力pogw與油氣水段混合物的平均密度ρogw成正比，而pogw是含水率和氣油比的函數(shù)，因此含水低，氣油比高，則pogw??；含水高，氣油比低，則pogw大。 由此可見，pogw一般不隨套壓而變化。當(dāng)油井穩(wěn)定在某一套壓下正常生產(chǎn)時(shí)， 由于pogw不隨套壓發(fā)生變化，因此由式（ 2）可知，只有pg和pog隨pc變化。當(dāng)油井保持高套壓pch生產(chǎn)時(shí)，則氣柱段伸長(zhǎng)（ 氣柱段長(zhǎng)度未超過(guò)泵掛深度），動(dòng)液面變深，油氣段短，油氣段壓力pog1?。划?dāng)油井保持低套壓pc1生產(chǎn)時(shí)，則氣柱段縮短，動(dòng)液面變淺，油氣段長(zhǎng)，油氣段壓力pog2大。 因此由式（ 3）可知油井在穩(wěn)定套壓下生產(chǎn)時(shí)氣柱段與油氣段壓力之和保持不變。 即：

結(jié)合式（ 6）和式（ 3）可知當(dāng)油井在保持某一套壓下穩(wěn)定生產(chǎn)時(shí)，抽油機(jī)井井底流壓保持不變。由于在一定時(shí)間內(nèi)地層壓力保持不變，所以油井生產(chǎn)壓差也不變，油井井底產(chǎn)量也基本不變。

1.2 套壓對(duì)抽油井泵效影響

對(duì)于抽油井泵效可表示為：

式中：Q-油井實(shí)際產(chǎn)液量，m3/d；Γ-泵效，%；Ap-泵柱塞截面積，m2；Ap=∏D2/4；D-泵徑，m；S-光桿沖程，m；N-沖次，min-1。

通過(guò)（ 7）式分析，抽油井泵效影響因素包括：Ap、S、N，其中Ap、S、N 在日常生產(chǎn)中都為常量，變量的因素主要在Γ 上，而Γ 影響的因素包括：（ 1）抽油井管、柱組合，參數(shù)調(diào)整；（ 2）抽油泵漏失情況；（ 3）氣體充滿程度；其中（ 1）、（ 2）因素可在日常油田生產(chǎn)過(guò)程中及時(shí)調(diào)整參數(shù)及上修控制，而（ 3）因素是油田技術(shù)人員常用于提高泵效的方式。 其主要做法是通過(guò)在泵下安裝分氣設(shè)備，使油井在生產(chǎn)過(guò)程中氣體進(jìn)入油、套環(huán)空空間而不進(jìn)入泵腔。當(dāng)氣體進(jìn)入油套環(huán)空后，將在油套環(huán)空上部形成具有一定壓力的氣柱。 隨著環(huán)空中氣體量的增加套管壓力上升，氣柱伸長(zhǎng)，當(dāng)動(dòng)液面未達(dá)到泵口前泵口處的壓力不變， 氣體進(jìn)泵與進(jìn)入油套環(huán)空的比例幾乎不變，泵效不受影響。 當(dāng)氣體長(zhǎng)度等于泵掛深度后，氣體將進(jìn)入泵體，嚴(yán)重時(shí)可能會(huì)出現(xiàn)“ 氣鎖”現(xiàn)象。

通過(guò)上述分析只要套壓pc小于抽油井泵口壓力pp泵效則不受影響， 通過(guò)憋壓最大量回收套管氣的做法可行。

1.3 合理套壓的確定

目前長(zhǎng)慶油田抽油井計(jì)算泵口壓力的經(jīng)驗(yàn)公式為：

表1 預(yù)測(cè)合理套壓油井統(tǒng)計(jì)表

式中：R-生產(chǎn)氣油比，m3/t；α-天然氣溶解系數(shù)，m3/（ m3·MPa）；pp-泵口壓力，MPa；B0-原油體積因數(shù)；fw-含水率，%。

本次池97 區(qū)塊共15 個(gè)井組、46 口油井預(yù)測(cè)合理套壓，具體見詳表（ 見表1）。

圖1 油井含水與泵口壓力散點(diǎn)圖

表1 中所示的15 個(gè)井組平均油井泵口壓力為2.36 MPa，泵口壓力與含水、泵效、油氣比、溶解系數(shù)有一定的對(duì)應(yīng)關(guān)系：（ 1） 含水越高泵口壓力隨著升高，含水達(dá)到28.5 %時(shí)泵口壓力達(dá)到最高，此時(shí)合理套壓最大，含水在高合理套壓逐漸下降（ 見圖1）；（ 2）泵效越高泵口壓力越高，合理套壓也越高，存在一定線性關(guān)系（ 見圖2）；（ 3）油氣比越高泵口壓力越高，合理套壓也越高（ 見圖3）；（ 4）溶解系數(shù)基本恒定在7.5 m3/（ m3·MPa）～8 m3/（ m3·MPa），與泵口壓力存在一定線性關(guān)系（ 見圖4）。

2 控制套壓生產(chǎn)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

2.1 試驗(yàn)對(duì)象

共選取黃Z16 增下屬4 個(gè)單井油氣比在100 m3/m3左右的井組進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)實(shí)驗(yàn)。

圖2 油井泵效與泵口壓力散點(diǎn)圖

圖3 油井油氣比與泵口壓力散點(diǎn)圖

圖4 溶解系數(shù)與泵口壓力散點(diǎn)圖

表2 套管憋壓試驗(yàn)井生產(chǎn)概況表

表3 井組氣量測(cè)試情況表

選取的4 個(gè)井組都是池97 區(qū)塊內(nèi)含氣量比較大的井組（ 見表2），共計(jì)開井16 口，生產(chǎn)層位均為長(zhǎng)8，產(chǎn)液量1 m3/d～7 m3/d，含水率6 %～20 %，泵掛1 983 m～2 453 m，泵效7 %～41 %。

2014 年8-9 月，利用氣體流量計(jì)對(duì)4 個(gè)試驗(yàn)井組進(jìn)行井口風(fēng)速氣量測(cè)量，測(cè)出每個(gè)井組的產(chǎn)氣量（ 見表3）。

從表3 結(jié)果看井組的產(chǎn)氣量與日產(chǎn)液量關(guān)系明顯，產(chǎn)液量越高產(chǎn)氣量越高。 4 個(gè)井組的日產(chǎn)氣量合計(jì)達(dá)773 m3。

2.2 試驗(yàn)步驟

（ 1）錄取油井正常生產(chǎn)的參數(shù)和示功圖，包括產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、含水、套管壓力、泵效。

（ 2）將套管氣壓放空，套壓降為0 時(shí)，錄取產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、含水、套管壓力、示功圖。

（ 3）觀察套管壓力和示功圖變換，每隔8 h 錄取一次產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、含水、套管壓力、示功圖，跟蹤生產(chǎn)動(dòng)態(tài)變化情況。

（ 4）繪制生產(chǎn)動(dòng)態(tài)隨套壓的變化曲線，確定憋壓生產(chǎn)對(duì)產(chǎn)量、泵效的影響情況，為套管憋壓回收套管氣提供決策依據(jù)。

2.3 試驗(yàn)結(jié)果

2.3.1 井組套管憋壓 控制套壓生產(chǎn)的井組在開始階段壓力上升較快， 套壓在24 h～32 h 上升為0.6 MPa～0.8 MPa； 隨后套壓處于平緩上升階段， 套壓在105 h時(shí)上升為最高值，其中池97 井組套壓最高到達(dá)1.7 MPa，與該井組產(chǎn)氣量最高也呈對(duì)應(yīng)關(guān)系；Z11 井組最高套壓1.2 MPa，Z12 井組最高套壓1.6 MPa，Z13 井組最高套壓1.0 MPa； 套壓上升至最高后持續(xù)控制套壓生產(chǎn)，此時(shí)套壓基本恒定。

表4 油井套壓與液量變化統(tǒng)計(jì)表

2.3.2 套管壓力對(duì)產(chǎn)量影響

（ 1）對(duì)井組控制套壓生產(chǎn)24 h 后開始單量，產(chǎn)量較正常時(shí)略有上升，分析認(rèn)為套管憋壓時(shí)，抽油泵的入口壓力增加，與正常生產(chǎn)對(duì)比，泵的供液更為充足，導(dǎo)致液量增加，隨著套管憋壓生產(chǎn)時(shí)間延長(zhǎng)，各井組液量趨于穩(wěn)定，對(duì)比正常液量時(shí)變化不大。

（ 2）從黃Z16 增外輸液量來(lái)看，變化曲線（ 見圖5）與各井組液量變化基本保持一致， 第二天外輸量液量小幅度增長(zhǎng)，第六天液量小幅度下降，考慮到大罐單量與外輸流量計(jì)存在一定誤差性， 可以認(rèn)為井組在憋壓過(guò)程中各井組產(chǎn)液量保持不變。

（ 3）憋壓生產(chǎn)過(guò)程為期8 d，Z10 井組液量變化幅度在1.0 m3左右，套壓變化幅度在1.2 MPa；Z12井組液量變化幅度在0.6 m3，套壓變化幅度在0.9 MPa；其中Z11、Z13 井組趨于平穩(wěn)（ 見表4）。

圖5 黃Z16 增外輸流量計(jì)曲線圖

通過(guò)圖6 發(fā)現(xiàn)，套壓變化幅度越大，液量變化幅度也越大，二者存在一定線性關(guān)系，分析認(rèn)為：控制套壓生產(chǎn)過(guò)程中， 隨著套壓逐漸增大， 油套環(huán)空中氣柱變長(zhǎng)，動(dòng)液面小幅度下降，油井泵口壓力增大，對(duì)采液量造成影響。

2.3.3 套壓變化與油井示功圖變化情況 對(duì)黃Z16 增四個(gè)井組示功圖進(jìn)行對(duì)比（ 每個(gè)井組挑選一口單井），跟蹤單井在不同套壓下生產(chǎn)示功圖變化。

通過(guò)觀察各單井示功圖變化情況， 發(fā)現(xiàn)隨著套壓憋壓逐漸升高，單井示功圖變換情況不大，該過(guò)程中對(duì)油井產(chǎn)量基本無(wú)影響。

2.3.4 理論計(jì)算與實(shí)際結(jié)合 按上述推論只要油井套壓pc小于抽油井泵口壓力pp， 油井泵效不受影響，對(duì)油井產(chǎn)量亦影響不大。 現(xiàn)通過(guò)對(duì)比4 個(gè)試驗(yàn)憋壓井組發(fā)現(xiàn)：

（ 1）在8 天的憋壓過(guò)程中最高套壓未高于理論計(jì)算泵口壓力（ 除Z11 井組），成功率為75 %。

（ 2）油井在未高于泵口壓力情況下生產(chǎn)平均產(chǎn)量影響不大； 整體來(lái)看憋壓后井組平均產(chǎn)量與正常產(chǎn)量基本持平或稍微高些。

圖6 井組液量變化與套壓變化散點(diǎn)圖

表5 油井合理套壓理論和實(shí)際計(jì)算表

（ 3）對(duì)產(chǎn)氣量較為豐富的Z10、Z12 井組通過(guò)憋壓生產(chǎn)井組平均產(chǎn)量比正常產(chǎn)量稍微高些， 且理論泵口壓力比憋壓過(guò)程中最高套壓還要大得多， 該井組利用憋壓生產(chǎn)是明顯可行的。

3 控制套壓生產(chǎn)技術(shù)優(yōu)勢(shì)

通過(guò)控制套壓生產(chǎn)將油井套管氣混入輸油管線直接輸入增壓點(diǎn)，增壓點(diǎn)利用混輸泵輸往聯(lián)合站，在站內(nèi)依靠三相分離器、大罐拔氣等方式進(jìn)行油氣分離；進(jìn)而實(shí)現(xiàn)油氣全程密閉輸送，達(dá)到伴生氣最大回收。

（ 1）伴生氣資源最大限度回收：試驗(yàn)過(guò)程中黃Z16增4 個(gè)井組日產(chǎn)氣量773 m3，按照以前回收方式，回收率僅為52 %， 而運(yùn)用控制套壓生產(chǎn)伴生氣回收率為100 %。

（ 2）全程密閉輸油：該過(guò)程節(jié)省中間環(huán)節(jié)過(guò)程中伴生氣回收相關(guān)設(shè)備， 按照試驗(yàn)18 口油井安裝定壓閥，定壓閥單價(jià)2 500 元/個(gè)；18 口油井安裝打氣泵， 打氣泵單價(jià)2 000 元/個(gè)； 增壓點(diǎn)安裝同步回轉(zhuǎn)設(shè)備， 每臺(tái)30 萬(wàn)元；僅考慮本次黃Z16 增試驗(yàn)4 個(gè)井組，即能節(jié)省38.1 萬(wàn)元。 面向全區(qū)19 個(gè)增壓點(diǎn)推廣，為后期節(jié)省設(shè)備投用資金相當(dāng)可觀。

（ 3）員工降低勞動(dòng)強(qiáng)度：特別是冬季時(shí)期，凝析油排放頻繁， 利用控制套壓生產(chǎn)員工不需要定時(shí)放空套壓、定期火炬燃燒、定點(diǎn)排放凝析油等。

（ 4）符合安全環(huán)保要求：利用控制套壓生產(chǎn)，摒棄了井組、增壓點(diǎn)將多余伴生氣放空或燃燒，而是全程密閉輸油，達(dá)到安全環(huán)保要求。

4 結(jié)論及建議

本文通過(guò)在理論上計(jì)算出池97 區(qū)塊井組理論合理套壓，并結(jié)合黃Z16 增現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)數(shù)據(jù)，為后期控制套壓生產(chǎn)提供依據(jù)：

（ 1）只要套壓pc小于抽油井泵口壓力pp，油井泵效影響不大，油井產(chǎn)量不變。

（ 2）通過(guò)控制套壓生產(chǎn)，實(shí)現(xiàn)全程密閉輸油，節(jié)約了中間回收伴生氣相關(guān)設(shè)備投資，節(jié)約資金投入。

（ 3）憋壓生產(chǎn)是回收伴生氣的一種有效手段，但需做好井口防刺漏措施。

（ 4）單井憋壓生產(chǎn)是回收伴生氣最直接、最有效的方式，只要把套壓控制在合理范圍內(nèi)，完全可以實(shí)現(xiàn)密閉回收伴生氣。

［ 1］ 周光華，丁涌，霍進(jìn)，李澤偉，等.提高油田伴生氣回收率的研究與應(yīng)用［ J］.油氣田環(huán)境保護(hù)，2010，（ S1）：34-36+82.

［ 2］ 李俊，許多，鄭杰.油田放空天然氣回收利用探討［ J］.油氣田地面工程，2010，29（ 3）：32-33.