抽油機(jī)井自控式套管氣回收裝置

鄭景珊 張 軍 付國慶 李秀美 唐光亮 薛良玉（華北油田公司二連分公司，內(nèi)蒙古錫林浩特 026017）

引用格式：鄭景珊，張軍，付國慶，等. 抽油機(jī)井自控式套管氣回收裝置［J］.石油鉆采工藝，2015，37（5）：126-127.

抽油機(jī)井自控式套管氣回收裝置

鄭景珊 張 軍 付國慶 李秀美 唐光亮 薛良玉
（華北油田公司二連分公司，內(nèi)蒙古錫林浩特 026017）

引用格式：鄭景珊，張軍，付國慶，等. 抽油機(jī)井自控式套管氣回收裝置［J］.石油鉆采工藝，2015，37（5）：126-127.

摘要：為了有效收集低套壓抽油機(jī)井的套管氣，研制了一種自控式套管氣回收裝置。該裝置排液缸連接生產(chǎn)閥門，氣缸通過進(jìn)氣管連接套管閥，兩缸活塞通過連桿連接，利用抽油機(jī)井上下沖程時(shí)井口壓力變化實(shí)現(xiàn)氣缸強(qiáng)制吸入套管氣。上沖程時(shí)排液缸壓力上升，活塞右行，氣缸容積增大，壓力降低，完成套管氣吸入；下沖程時(shí)井口壓力下降，在集油管線壓力下使氣缸活塞左行，氣缸內(nèi)套管氣進(jìn)入排液管，如此往復(fù)循環(huán)，整個(gè)工作過程不需要額外動(dòng)力，可以將套壓低至0.1 MPa的油井套管氣有效回收?，F(xiàn)場應(yīng)用22口井，平均日回收天然氣1 352 m3，有效提高了天然氣資源利用率。

關(guān)鍵詞：抽油機(jī)井；套管氣；低套壓；回收裝置

油井生產(chǎn)過程中，有一部分從原油中分離出的天然氣進(jìn)入到油套環(huán)形空間，由采油井口的套管閥門控制，俗稱套管氣。對于套管氣的回收，目前成熟的技術(shù)有天然氣壓縮機(jī)工藝、定壓放氣閥回收工藝等，但壓縮機(jī)回收一次性投入較高，需要套管氣資源量很大時(shí)才能經(jīng)濟(jì)地回收；后者也需要一定的氣量，并且需要套管壓力高于集油管網(wǎng)壓力時(shí)才能回收，但保持較高的套壓可能會(huì)造成抽油泵的氣鎖，影響油井的正常生產(chǎn)［1-6］。而在油井套管氣量少、套壓低（以下簡稱低壓套管氣）的情況下，從經(jīng)濟(jì)角度考慮上述技術(shù)均不適用。通過現(xiàn)場測試發(fā)現(xiàn)，油田現(xiàn)場絕大部分油井有低壓套管氣，盡管單井平均氣量只有20 m3/d，但由于井?dāng)?shù)多，總量還是非?？捎^的，若能有效回收可節(jié)約大量燃油?；厥盏蛪禾坠軞獾碾y點(diǎn)是如何使低壓的套管氣進(jìn)入相對高壓的集油管網(wǎng)（已建的），因此尋求一種經(jīng)濟(jì)、可靠的增壓裝置是解決這個(gè)問題的關(guān)鍵。對此，結(jié)合抽油機(jī)井井口壓力變化特點(diǎn)，研發(fā)了一種自控式套管氣回收裝置，并在現(xiàn)場進(jìn)行了22口井的應(yīng)用，取得了較好的成效。

1　技術(shù)分析

1.1 結(jié)構(gòu)

自控式油井套管氣回收裝置主要由排液缸和氣缸組成，兩個(gè)缸的活塞通過連桿連接，采用過橋密封實(shí)現(xiàn)兩個(gè)缸、連桿間的密封，其他主要組件包括排液系統(tǒng)的排液管、排液單流閥，氣系統(tǒng)的套管氣進(jìn)氣管、氣缸的進(jìn)氣單流閥、排氣閥單流閥（見圖1）。排液缸前端與井口油管閥門連接，另一端連接到集油管線；套管氣進(jìn)氣管連接井口套管閥門與進(jìn)氣單流閥，整體安裝較為簡單。

圖1　 自控式套管氣回收裝置結(jié)構(gòu)及安裝示意圖

1.2 工作原理

該裝置利用抽油機(jī)井排液及集油管網(wǎng)的回壓液力能量驅(qū)動(dòng)。上沖程時(shí)，產(chǎn)出液自井筒內(nèi)流出，裝置前端的井口壓力上升，推動(dòng)排液缸活塞向圖中所示的右側(cè)運(yùn)動(dòng)，活塞到達(dá)末端時(shí)排液缸與排液管連通，產(chǎn)出液經(jīng)排液單流閥進(jìn)入集油管線；與此同時(shí)，經(jīng)活塞連桿的作用，氣缸活塞與排液缸活塞同步向右運(yùn)動(dòng)，氣缸容積擴(kuò)大，壓力下降，套管氣通過進(jìn)氣單流閥進(jìn)入氣缸完成吸氣過程。下沖程時(shí)，受管式泵充滿程度影響（柱塞下行讓出的井筒容積往往大于進(jìn)入井筒的流體的體積），裝置前端的井口壓力下降，排液單流閥關(guān)閉以防止產(chǎn)出液倒灌，當(dāng)裝置前端的井口壓力小于集油管線壓力時(shí)，在壓差作用下氣缸活塞與排液缸活塞同步左行，氣缸內(nèi)的套管氣排入排液管，工作中排液缸活塞會(huì)在極短時(shí)間內(nèi)運(yùn)行到缸體排液口的左側(cè)，此時(shí)隨著活塞運(yùn)行排液管內(nèi)壓力下降，確保氣缸內(nèi)的套管氣順利進(jìn)入排液管中，在轉(zhuǎn)至上沖程時(shí)套管氣與產(chǎn)出液混合進(jìn)入集油管線，進(jìn)入聯(lián)合站集中回收利用。整個(gè)工作過程無需其他額外動(dòng)力，實(shí)現(xiàn)了低壓套管氣的有效回收。

1.3 主要技術(shù)參數(shù)

排液缸內(nèi)徑90~120 mm，氣缸內(nèi)徑90~120 mm，裝置總長度1 500 mm，工作溫度-45~50 ℃，適用介質(zhì)溫度20~60 ℃，本體承壓≥3 MPa，適用套壓≥0.1 MPa，行程工況排量（套管氣）0.018~0.029 m3/沖程。

2　現(xiàn)場應(yīng)用

現(xiàn)場共計(jì)安裝了22套自控式套管氣回收裝置，22口井產(chǎn)出的油、氣均集輸?shù)酵宦?lián)合站進(jìn)行處理。到目前累計(jì)運(yùn)行500 d，累計(jì)回收套管氣67.6×104m3，平均日回收天然氣1 352 m3。對比試驗(yàn)井安裝前后的油壓、電流數(shù)據(jù)，均沒有明顯的增大，說明該裝置對抽油機(jī)井的能耗影響不大，達(dá)到了預(yù)期效果。

例如11-20井，安裝前油壓0.6~0.7 MPa，電流51 A/46 A，安裝后油壓0.57~0.66 MPa，電流50 A/47 A，均沒有明顯變化；安裝前套壓0.6 MPa，安裝后0.37 MPa，下降0.23 MPa，日回收套管氣109 m3。再如13-114井，安裝前油壓0.2~0.55 MPa，電流46 A/41 A，套壓1 MPa，安裝后油壓0.2~0.55 MPa，電流45 A/41 A，套壓0.11 MPa，安裝前后油壓、電流平穩(wěn)，套壓下降0.89 MPa，日回收套管氣166 m3。從數(shù)據(jù)對比來看，取得了較為理想的應(yīng)用效果。

3　結(jié)論

自控式套管氣回收裝置解決了抽油機(jī)井低壓套管氣經(jīng)濟(jì)回收的難題，該裝置不需要額外動(dòng)力，不增加管理難度，投資少回報(bào)率高，且運(yùn)行可靠，既提高天然氣資源利用率，又解決了生產(chǎn)中的環(huán)保問題，具有可觀的經(jīng)濟(jì)效益和長遠(yuǎn)的社會(huì)效益，具有極大的推廣應(yīng)用前景。

參考文獻(xiàn)：

［1］ 許冬進(jìn)，馬麗，程俊.油田伴生氣回收裝置現(xiàn)狀和分析［J］.石油科技論壇，2010，15（4）：29-33.

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［5］ 潘一，徐利旋，劉守輝，等.油田伴生氣利用現(xiàn)狀與前景展望［J］.特種油氣藏，2013，20（1）：7-10

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（修改稿收到日期 2015-08-17）

（編輯 朱 偉）

Autocontrol casing gas recovery unit for pumping wells

ZHENG Jingshan, ZHANG Jun, FU Guoqing, LI Xiumei, TANG Guangliang, XUE Liangyu
（Erlian Branch of Huabei Oilfield Company, Xilinhot 026017, China）

Abstract:In order to effectively gather the casing gas from pumping wells with low casing pressure, an autocontol casing gas recovery unit has been developed. The drainage cylinder of this unit is connected to the production valve and the air cylinder is connected with casing valve through the inlet tube. The two-cylinder piston is connected through the connecting rod so that the air cylinder draws in casing gas forcibly by changes of wellhead pressure during up-down stroking in pumping wells. At up stroke, the pressure in drainage cylinder increases, the cylinder piston moves to the right, so the capacity becomes larger, pressure decreases and the casing gas is drawn in. At down stroke, the wellhead pressure decreases and air cylinder piston moves to the left under the pressure gathering pipeline, so the casing gas in air cylinder flows into the drainage pipe. This cycle repeats and the no additional power is needed in the entire working process, so the casing gas in oil wells where casing pressure is reduced to 0.1 MPa can be recovered effectively. This unit has been used in 22 wells and daily gas recovery rate is 1 352 m3in average, which has effectively increased the utilization rate of natural gas resource.

Key words:pumping well; casing gas; low casing pressure; recovery unit

作者簡介：鄭景珊，1972年生。1992年畢業(yè)于華北石油學(xué)校采油工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事采油工藝技術(shù)研究與管理工作，工程師。電話：0479-8291585。E-mail：elzhenjingshan@petrochina.com.cn。

doi:10.13639/j.odpt.2015.05.032

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：B

文章編號：1000 – 7393（2015）05 – 0126 – 02

中圖分類號：TE931