單井同步回轉(zhuǎn)增壓技術(shù)在蘇里格南區(qū)塊的應(yīng)用

喬煒，頓昊龍，蔡思敏，劉琳

中國石油長慶油田蘇里格南作業(yè)分公司（陜西 西安 710018）

隨著氣井開采時(shí)間的延長，地層能量逐漸下降，氣井?dāng)y液能力降低，氣井出現(xiàn)井筒積液現(xiàn)象[1]。需要采取有效的排水采氣措施將井筒積液帶至地面，從而達(dá)到排水增氣的目的[2]。通過單井同步回轉(zhuǎn)增壓裝置實(shí)現(xiàn)單井壓力降低，與地層壓差增大提高氣井?dāng)y液能力達(dá)到排水及增產(chǎn)的目的[3]。

1 單井同步回轉(zhuǎn)增壓技術(shù)原理

1.1 技術(shù)原理

單井同步回轉(zhuǎn)增壓設(shè)備核心裝置為同步回轉(zhuǎn)多相混輸泵[4]，通過外部發(fā)電機(jī)提供電能，其零部件主要為轉(zhuǎn)子、滑板和氣缸，采取徑向吸入、軸向排出的布置方式，轉(zhuǎn)子與氣缸偏心布置，分別繞自身軸心旋轉(zhuǎn)，轉(zhuǎn)子外圓與氣缸內(nèi)圓始終相切；滑板一端通過圓頭與轉(zhuǎn)缸連接，另一端嵌入轉(zhuǎn)子滑板槽內(nèi)。轉(zhuǎn)子與轉(zhuǎn)缸之間形成的月牙形工作腔，通過滑板分割成周期性變化的吸入腔與排出腔，從而實(shí)現(xiàn)工作介質(zhì)的吸入與增壓排出?；燧敱迷谶\(yùn)轉(zhuǎn)時(shí)，主軸驅(qū)動(dòng)轉(zhuǎn)子旋轉(zhuǎn)，轉(zhuǎn)子通過滑板帶動(dòng)氣缸旋轉(zhuǎn)，實(shí)現(xiàn)了轉(zhuǎn)子與氣缸之間“同步回轉(zhuǎn)”的運(yùn)動(dòng)方式（圖1）。

1.2 工藝流程

裝置外部進(jìn)出口通過硬管連接，氣井產(chǎn)氣裝置經(jīng)過濾器（濾1）、進(jìn)氣緩沖流程（罐1）進(jìn)入主機(jī)（機(jī)1），通過主機(jī)增壓經(jīng)排氣緩沖流程（罐2），罐2頂部出口氣相外輸，底部出口潤滑油經(jīng)冷卻器（機(jī)3）回注至進(jìn)氣管線，進(jìn)入主機(jī)，循環(huán)使用（圖2）。

1.3 設(shè)備參數(shù)

圖1 單井同步回轉(zhuǎn)增壓裝置基本結(jié)構(gòu)與工作過程示意圖

圖2 同步回轉(zhuǎn)排水增壓裝置工藝流程示意圖

吸氣壓力0～4.0 MPa；排氣壓力≤6.4 MPa；吸氣溫度5～65 ℃；排氣溫度30～70 ℃；處理量720～29 000 m3/d；驅(qū)動(dòng)方式為變頻電機(jī)皮帶輪；潤滑方式為潤滑油自潤滑；主電機(jī)YB3-315M-10，75 kW、740 r/min；轉(zhuǎn)速100～330 r/min。

2 試驗(yàn)氣井選擇

2.1 氣井選擇

同步回轉(zhuǎn)增壓措施氣井的選擇優(yōu)先考慮地層壓力較低、單井產(chǎn)量低、攜液能力不足[5]、已出現(xiàn)了井筒積液特征的氣井。

根據(jù)以上原則選出9 口氣井作為措施備選井。經(jīng)過進(jìn)一步篩選，最終選定A、B兩口氣井進(jìn)行試驗(yàn)。

2.2 試驗(yàn)氣井基本情況

A 井投產(chǎn)于2012 年11 月29 日，現(xiàn)已累計(jì)產(chǎn)氣837×104m3，初期配產(chǎn)8×104m3/d，2016 年12 月下入速度管柱后配產(chǎn)1.4×104m3/d。

B 井投產(chǎn)于2012 年11 月29 日，現(xiàn)已累計(jì)產(chǎn)氣1 199×104m3，初期配產(chǎn)6×104m3/d，2016 年12 月下入速度管柱后配產(chǎn)0.6×104m3/d。

3 應(yīng)用效果

3.1 A井應(yīng)用效果

A 井增壓裝置于2018 年8 月8 日開機(jī)運(yùn)行，裝置累計(jì)運(yùn)行491 h，裝置運(yùn)行期間采用“油管抽吸-外輸輸氣”流程，開機(jī)前油壓為2.21 MPa，套壓為6.17 MPa。從生產(chǎn)曲線可以看出裝置開機(jī)運(yùn)行后，經(jīng)抽吸作用，油套壓整體均呈下降趨勢(shì)，油套壓最低降至0.90 MPa,該井井筒內(nèi)積液得到有效的排出。運(yùn)行期間瞬時(shí)氣量保持在200 m3/h 至400 m3/h 之間，油壓穩(wěn)定至1.2 MPa 左右生產(chǎn)302 h，達(dá)到了模擬氣井低壓生產(chǎn)狀態(tài)的目的。2018 年8 月31 日裝置停機(jī)自產(chǎn)，從曲線可以看出套壓迅速上升，瞬時(shí)氣量逐步下降，說明該井重新積液。

該氣井自試驗(yàn)以來，共計(jì)進(jìn)行過2次關(guān)井壓恢，1 次提高設(shè)備轉(zhuǎn)速（更改皮帶輪尺寸）。因此，可將整個(gè)試驗(yàn)劃分為4個(gè)階段進(jìn)行分析。

第1 階段：8 月7 日12：00 開井，油壓12 MPa，套壓11.8 MPa。8月8日7：50開機(jī)試驗(yàn)，油壓2.1 MPa、套壓4.44 MPa，瞬時(shí)氣量367 m3/h。開井后油壓降低并維持在1.8 MPa 左右波動(dòng)，套壓降低并維持在3.3 MPa左右波動(dòng)，瞬時(shí)氣量降低至280 m3/h左右波動(dòng)，平均油套壓差1.5 MPa。氣井在該壓力、氣量狀態(tài)下維持超過24 h，為進(jìn)一步驗(yàn)證試驗(yàn)效果，在8月10日17：00關(guān)井壓恢。

第2 階段：8 月11 日13：00 開井，油壓9 MPa，套壓9 MPa。開井后油壓降低并維持在1.5 MPa 左右波動(dòng)，套壓降低并維持在3.0 MPa左右波動(dòng)，瞬時(shí)氣量由300 m3/h 左右降低至260 m3/h 左右波動(dòng)，平均油套壓差1.55 MPa。運(yùn)行壓力較第1 階段降低了0.3 MPa。為進(jìn)一步驗(yàn)證試驗(yàn)效果，在8月14日10：00關(guān)井壓恢。

第3 階段：8 月15 日16：00 開井，油壓9.00 MPa，套壓8.79 MPa。開井生產(chǎn)至8月19日12：30，油壓最低降低至1.22 MPa，平均1.31 MPa；套壓最低降至2.36 MPa，平均2.42 MPa；油套壓差平均1.11 MPa；瞬時(shí)氣量平均維持在248 m3/h左右波動(dòng)。

第4 階段：8 月19 日12：30 設(shè)備停機(jī)，走旁通生產(chǎn)，對(duì)設(shè)備皮帶輪及皮帶進(jìn)行更換。更換前電機(jī)皮帶輪直徑200 mm，皮帶尺寸3 000 mm；變更后電機(jī)皮帶輪直徑230 mm，皮帶尺寸3 150 mm；壓縮機(jī)皮帶輪尺寸630 mm 不變，電機(jī)轉(zhuǎn)速720 r/min 維持不變。變更前壓縮機(jī)變速比為630/200=3.15，壓縮機(jī)轉(zhuǎn)速為720/3.15=228.57 r/min；變更后壓縮機(jī)變速比為630/230=2.74，壓縮機(jī)轉(zhuǎn)速為720/2.74=262.77 r/min；變更后壓縮機(jī)轉(zhuǎn)速提升約15%，設(shè)備處理量整體提升15%。16：00啟動(dòng)設(shè)備恢復(fù)試驗(yàn)，油壓由2.47 MPa用時(shí)1 h抽低至1.20 MPa。瞬時(shí)氣量保持在260 m3/h運(yùn)行，與前期保持一致。至8月21日，油壓降低至1.09 MPa左右；套壓降低至2.02 MPa左右；油套壓差在0.95 MPa 左右波動(dòng),瞬時(shí)氣量在242 m3/h 左右波動(dòng)。8月21日至8月22日，油壓升高約0.13 MPa，套壓升高約0.30 MPa，井筒形成小幅積液現(xiàn)象。8 月22日12：00，同步回轉(zhuǎn)設(shè)備進(jìn)氣罐積液已滿，設(shè)備停機(jī)走旁通進(jìn)行生產(chǎn)，對(duì)設(shè)備進(jìn)行排液。13：40啟動(dòng)設(shè)備恢復(fù)生產(chǎn)，至8月22日晚，油壓已抽低至1.10 MPa；套壓由3.34 MPa 降至2.38 MPa,并呈現(xiàn)出持續(xù)降低趨勢(shì)；油套壓差由1.41 MPa降至1.28 MPa左右。

該井試驗(yàn)中累計(jì)總產(chǎn)量14.284 5×104m3，日均產(chǎn)氣量0.571 4×104m3，措施前平均日產(chǎn)氣量0.198 2×104m3，措施后平均日增產(chǎn)氣量0.373 2×104m3，累計(jì)總增產(chǎn)9.680 8×104m3。試驗(yàn)過程中共出現(xiàn)4次停機(jī)排液過程，總排液量約6 m3（進(jìn)氣緩沖灌容積約1.5 m3），每次停機(jī)時(shí)間約1.5 h，8 月31 日1：00 停機(jī)，該井試驗(yàn)結(jié)束。結(jié)合圖3可看出同步回轉(zhuǎn)增壓措施實(shí)施后除了有一定的增產(chǎn)效果外，還將該井連續(xù)生產(chǎn)時(shí)間由16 d左右延長至45 d。

3.2 B井應(yīng)用效果

B 井裝置于2018 年10 月23 日開機(jī)運(yùn)行，裝置累計(jì)運(yùn)行327 h，裝置運(yùn)行期間采用“油管抽吸-外輸輸氣”流程，開機(jī)前油壓為3.0 MPa，套壓為15.1 MPa。從圖4 生產(chǎn)曲線中可以看出裝置開機(jī)運(yùn)行后，經(jīng)抽吸作用，油套壓整體均呈下降趨勢(shì)，油套壓最低降至0.90 MPa,有效排出井筒內(nèi)積液。運(yùn)行期間瞬時(shí)氣量保持在200 m3至400 m3之間，油壓穩(wěn)定至2.3 MPa 左右生產(chǎn)244 h，達(dá)到了模擬氣井低壓生產(chǎn)狀態(tài)的目的。

2018 年10 月23 日15：00 開井，油壓3.00 MPa，套壓15.10 MPa。10 月27 日5：00 外輸管線凍堵停機(jī)，11 月2 日19：00 啟機(jī)油壓2.40 MPa,套壓3.15 MPa，瞬時(shí)氣量372 m3/h，至11月3日19：00油壓穩(wěn)定至2.30MPa,套壓3.15 MPa 左右，油套壓差0.85 MPa波動(dòng)，瞬時(shí)氣量在325 m3/h 左右波動(dòng)，11 月4 日20：00 套壓開始升高，11 月7 日14：00 上升至6.39 MPa，說明井筒內(nèi)有大量積液產(chǎn)生。11月8日8：00油壓穩(wěn)定至1.10 MPa，套壓穩(wěn)定至2.55 MPa左右，11月9日套壓有小幅上漲，說明井筒內(nèi)有積液產(chǎn)生，11 月11日10：00 設(shè)備停機(jī)排液。13：00 啟機(jī)至11 月12 日4：00 油壓降低至1.1 MPa，套壓降低至2.25 MPa。至11 月12 日16：00 油壓上漲1.50 MPa，套壓上漲0.85 MPa，再次停機(jī)排液?？紤]到冬季環(huán)境溫度低造成排液困難，終止試驗(yàn)。

圖3 A井生產(chǎn)曲線

圖4 B井生產(chǎn)曲線

該井試驗(yàn)中累計(jì)總產(chǎn)量13.570 2×104m3，日均產(chǎn)氣量0.646 2×104m3。該井措施前平均日產(chǎn)氣量0.305 3×104m3，措施后平均日增產(chǎn)氣量0.340 9×104m3，累計(jì)增產(chǎn)8.685 4×104m3。試驗(yàn)過程中共出現(xiàn)5次停機(jī)排液過程，總排液量約7.5 m3（進(jìn)氣緩沖灌容積約1.5 m3），每次停機(jī)時(shí)間約1.5 h，11 月13 日8：00停機(jī)，該井試驗(yàn)結(jié)束。結(jié)合圖4 看出同步回轉(zhuǎn)增壓措施實(shí)施后除了有一定的增產(chǎn)效果外，還將該井連續(xù)生產(chǎn)時(shí)間由15 d左右延長至31 d。

4 結(jié)論

1）同步回轉(zhuǎn)設(shè)備在運(yùn)行過程中達(dá)到了降低油套壓的效果，通過抽吸作用，使壓降能力與瞬時(shí)氣量變化趨勢(shì)負(fù)相關(guān)，達(dá)到氣井增產(chǎn)與排水采氣的目的。

2）同步回轉(zhuǎn)設(shè)備在抽吸過程中，通過緩慢降低油壓，使瞬時(shí)氣量維持相對(duì)穩(wěn)定，可以達(dá)到延長氣井連續(xù)生產(chǎn)時(shí)間的效果。

3）該設(shè)備處理能力有限，僅在一定氣量范圍內(nèi)可以起到排水采氣的作用，當(dāng)氣井產(chǎn)能超出范圍時(shí)無法達(dá)到預(yù)期效果。開展同步回轉(zhuǎn)增壓措施選井時(shí)應(yīng)考慮氣井產(chǎn)量與增壓設(shè)備處理量的匹配問題。

4）單井增壓生產(chǎn)有效達(dá)到了排水采氣的目的，可將該技術(shù)推廣應(yīng)用于已生產(chǎn)時(shí)間較長的氣井，在配備大排量增壓設(shè)備的情況下實(shí)現(xiàn)整個(gè)井叢增壓生產(chǎn)。