抽油机井自控式套管气回收装置

郑景珊 张 军 付国庆 李秀美 唐光亮 薛良玉（华北油田公司二连分公司，内蒙古锡林浩特 026017）

引用格式：郑景珊，张军，付国庆，等. 抽油机井自控式套管气回收装置［J］.石油钻采工艺，2015，37（5）：126-127.

抽油机井自控式套管气回收装置

郑景珊 张 军 付国庆 李秀美 唐光亮 薛良玉
（华北油田公司二连分公司，内蒙古锡林浩特 026017）

引用格式：郑景珊，张军，付国庆，等. 抽油机井自控式套管气回收装置［J］.石油钻采工艺，2015，37（5）：126-127.

摘要：为了有效收集低套压抽油机井的套管气，研制了一种自控式套管气回收装置。该装置排液缸连接生产阀门，气缸通过进气管连接套管阀，两缸活塞通过连杆连接，利用抽油机井上下冲程时井口压力变化实现气缸强制吸入套管气。上冲程时排液缸压力上升，活塞右行，气缸容积增大，压力降低，完成套管气吸入；下冲程时井口压力下降，在集油管线压力下使气缸活塞左行，气缸内套管气进入排液管，如此往复循环，整个工作过程不需要额外动力，可以将套压低至0.1 MPa的油井套管气有效回收。现场应用22口井，平均日回收天然气1 352 m3，有效提高了天然气资源利用率。

关键词：抽油机井；套管气；低套压；回收装置

油井生产过程中，有一部分从原油中分离出的天然气进入到油套环形空间，由采油井口的套管阀门控制，俗称套管气。对于套管气的回收，目前成熟的技术有天然气压缩机工艺、定压放气阀回收工艺等，但压缩机回收一次性投入较高，需要套管气资源量很大时才能经济地回收；后者也需要一定的气量，并且需要套管压力高于集油管网压力时才能回收，但保持较高的套压可能会造成抽油泵的气锁，影响油井的正常生产［1-6］。而在油井套管气量少、套压低（以下简称低压套管气）的情况下，从经济角度考虑上述技术均不适用。通过现场测试发现，油田现场绝大部分油井有低压套管气，尽管单井平均气量只有20 m3/d，但由于井数多，总量还是非常可观的，若能有效回收可节约大量燃油。回收低压套管气的难点是如何使低压的套管气进入相对高压的集油管网（已建的），因此寻求一种经济、可靠的增压装置是解决这个问题的关键。对此，结合抽油机井井口压力变化特点，研发了一种自控式套管气回收装置，并在现场进行了22口井的应用，取得了较好的成效。

1　技术分析

1.1 结构

自控式油井套管气回收装置主要由排液缸和气缸组成，两个缸的活塞通过连杆连接，采用过桥密封实现两个缸、连杆间的密封，其他主要组件包括排液系统的排液管、排液单流阀，气系统的套管气进气管、气缸的进气单流阀、排气阀单流阀（见图1）。排液缸前端与井口油管阀门连接，另一端连接到集油管线；套管气进气管连接井口套管阀门与进气单流阀，整体安装较为简单。

图1　 自控式套管气回收装置结构及安装示意图

1.2 工作原理

该装置利用抽油机井排液及集油管网的回压液力能量驱动。上冲程时，产出液自井筒内流出，装置前端的井口压力上升，推动排液缸活塞向图中所示的右侧运动，活塞到达末端时排液缸与排液管连通，产出液经排液单流阀进入集油管线；与此同时，经活塞连杆的作用，气缸活塞与排液缸活塞同步向右运动，气缸容积扩大，压力下降，套管气通过进气单流阀进入气缸完成吸气过程。下冲程时，受管式泵充满程度影响（柱塞下行让出的井筒容积往往大于进入井筒的流体的体积），装置前端的井口压力下降，排液单流阀关闭以防止产出液倒灌，当装置前端的井口压力小于集油管线压力时，在压差作用下气缸活塞与排液缸活塞同步左行，气缸内的套管气排入排液管，工作中排液缸活塞会在极短时间内运行到缸体排液口的左侧，此时随着活塞运行排液管内压力下降，确保气缸内的套管气顺利进入排液管中，在转至上冲程时套管气与产出液混合进入集油管线，进入联合站集中回收利用。整个工作过程无需其他额外动力，实现了低压套管气的有效回收。

1.3 主要技术参数

排液缸内径90~120 mm，气缸内径90~120 mm，装置总长度1 500 mm，工作温度-45~50 ℃，适用介质温度20~60 ℃，本体承压≥3 MPa，适用套压≥0.1 MPa，行程工况排量（套管气）0.018~0.029 m3/冲程。

2　现场应用

现场共计安装了22套自控式套管气回收装置，22口井产出的油、气均集输到同一联合站进行处理。到目前累计运行500 d，累计回收套管气67.6×104m3，平均日回收天然气1 352 m3。对比试验井安装前后的油压、电流数据，均没有明显的增大，说明该装置对抽油机井的能耗影响不大，达到了预期效果。

例如11-20井，安装前油压0.6~0.7 MPa，电流51 A/46 A，安装后油压0.57~0.66 MPa，电流50 A/47 A，均没有明显变化；安装前套压0.6 MPa，安装后0.37 MPa，下降0.23 MPa，日回收套管气109 m3。再如13-114井，安装前油压0.2~0.55 MPa，电流46 A/41 A，套压1 MPa，安装后油压0.2~0.55 MPa，电流45 A/41 A，套压0.11 MPa，安装前后油压、电流平稳，套压下降0.89 MPa，日回收套管气166 m3。从数据对比来看，取得了较为理想的应用效果。

3　结论

自控式套管气回收装置解决了抽油机井低压套管气经济回收的难题，该装置不需要额外动力，不增加管理难度，投资少回报率高，且运行可靠，既提高天然气资源利用率，又解决了生产中的环保问题，具有可观的经济效益和长远的社会效益，具有极大的推广应用前景。

参考文献：

［1］ 许冬进，马丽，程俊.油田伴生气回收装置现状和分析［J］.石油科技论坛，2010，15（4）：29-33.

［2］ 张伟娜，徐二华，张兵.边远地区油田伴生气利用现状及发展趋势［J］.内蒙古石油化工，2011，36（19）：3-4.

［3］ 苏欣，王胜雷，张琳.油田伴生气利用对策及现状［J］.天然气与石油，2008，26（2）：33-37.

［4］ 王天刚.简易新型井下套管气回收装置［J］.油气田地面工程，2008，27（10）：73.

［5］ 潘一，徐利旋，刘守辉，等.油田伴生气利用现状与前景展望［J］.特种油气藏，2013，20（1）：7-10

［6］ 李大建，黎晓茸.西峰油田油井套管气量测试方法［J］.断块油气田，2009，16（1）：113-114.

（修改稿收到日期 2015-08-17）

（编辑 朱 伟）

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

作者简介：郑景珊，1972年生。1992年毕业于华北石油学校采油工程专业，现主要从事采油工艺技术研究与管理工作，工程师。电话：0479-8291585。E-mail：elzhenjingshan@petrochina.com.cn。

doi:10.13639/j.odpt.2015.05.032

文献标识码：B

文章编号：1000 – 7393（2015）05 – 0126 – 02

中图分类号：TE931