火驱注气井符合率的影响因素及改进措施

秦洪岩

（中国石油辽河油田公司，辽宁 盘锦 124010）

0 引言

曙光油田以稠油开发为主，其中薄互层稠油油藏储量占稠油总储量的68.4%，目前可采储量采出程度达到85%以上，平均蒸汽吞吐12.5个周期。在现有的开发模式下无法进一步改善油藏开发效果。为稳定产量规模，提高油藏最终采收率，2005年6月在典型的薄互层稠油油藏杜66块实施火驱采油技术现场试验。杜66块火驱先后经历了单井单层、多井单层、多井多层的火驱先导试验，2010年10月外扩10个井组的扩大试验以及2012年至今的规模实施3个阶段，目前已转驱105个井组，但新增见效井数逐年减少，区块递增整体速度逐步放缓。

1 概况

1.1 区块概况

杜66块位于曙光油田西南部，构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中段，开发目的层系为下第三系沙四段沙河组上部杜家台油层，为典型的薄互层稠油油藏。区块含油面积为4.9 km2，地质储量为3 940×104t，标定采收率为27.2%，可采储量为1 512.49×104t。储层具有如下特征：油藏埋深为800～1 200 m，油层平均有效厚度为42.1 m，平均渗透率为781 mD，平均有效孔隙度为25.5%，原油粘度为300～2 000 mPa·s；油层纵向上划分为杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ3个油层组，10个砂岩组，30个小层；含油井段有130～170 m，油层层数多，平均单井有30～40层。

1.2 注气井现状

曙光采油厂规划火驱井组105个，目前注气井91口，开井86口，日注气85×104m3；其中分注井12口，笼统注气井74口。其中13832火驱注气站承载新增14井组、规模50井组、扩大14井组的注气任务，日注气65×104m3；尤尼斯负责早期27井组的注气任务，日注气20 × 104m3［1］。

1.3 存在问题

曙1-38-32所管辖的13832注气站自2014年4季度投产以来，所注井组注气符合率呈不同程度的下降，由投产初期的91.5%降到2016年2季度的86.1%，注气符合率低造成注气井段温度差异大、油层纵向动用不均，严重影响火驱开发效果。因此，提高注气符合率迫在眉睫。

2 影响注气符合率因素分析

2.1 系统压力

曙1-38-32所管辖的注气井组共有注气井62口，开井57口。统计57口井的启动压力，如表1所示，启动压力小于3 MPa的有35口，3～5 MPa的有16口，大于6 MPa井有6口，随着注气压力升高，可注入井数增加，符合率提高。因此，压力是影响注气量、符合率的关键因素［2］。例如，13832注气站从2014年9月投产后，2015年平均日注气量为37.8×104m3，平均日注气压力为5.3 MPa；2016年平均日注气量为31×104m3，平均日注气压力为4.5 MPa，系统压力的下降严重影响了注气符合率。通过分析认为影响系统压力的因素如下。

1）螺杆压缩机排气温度过高。注气站使用的螺杆式空压机（型号LS-25S，功率262 kW）排气量为41 m3／min，设定最高排气温度为110℃。该压缩机已投入使用两年，经常处于较高排气温度状况下运行，平均排气温度达106℃，尤其在夏季最为明显（6～9月份温度达120℃以上），温度过高时便会自动停机，影响注气时率［3］。为了避免温度对机组、设备的影响，工作人员通过频繁地倒运机器及减少输气量等方法降低排气温度，导致注气量明显下降。

2）往复压缩机进气压力下降。往复式压缩机进气压力从投产初期的0.8 MPa降至目前的0.7 MPa［4］。而根据气体状态方程PV＝nRT，进气压力与排量成正比。进气压力大幅下降，导致排气量降低。当压力低至0.7 MPa以下，会导致压缩机停机，影响注气时率。除了螺杆压缩机供气不足以外，管线内腐蚀严重、水锈等杂质堵塞进气端滤网影响进气压力也是造成进气压力下降的原因。

表1 注气井启动压力与注入量统计表

2.2 井口设备精度

在现场使用的井口设备主要有流量计和调节阀。流量计主要用于对注气量的计量和压力的读取，设计量程为2.5～30 m3／h。火驱初期注气量较少，平均单井注气量为4 000 m3／d，原有流量计完全可以满足需求。但随着火驱开发的逐渐扩大，注气量逐渐增加，目前最高注气量为24 000 m3／d，超过原有流量计量程，造成计量误差，影响注气符合率。调节阀是注气井井口的主要调节设备，它的主要作用是调节空气流速、流量，满足单井注气需求。目前现场使用的调节阀类似于针型阀的工作原理，没有直观“量”的概念，在调节时容易出现偏差，且控气不平稳，而且调节跨度较大，很难实现精准调节，现场需要反复操作调整，工作量大，劳动强度高。以曙1-40-039井为例，该井日配气量为8 000 m3，瞬时量为333 m3／h。现场对调节阀进行了半个小时调整，瞬时量可达298 m3／h或372 m3／h，但仍无法达到配注要求。另外，在注气过程中由于空气的腐蚀和冲刷作用会造成调节阀阀孔刺大和杂质堵塞，加大调节难度，影响注气合格率。2015年全年共发现不正常调节阀13个，占总井数的23%。

3 提高注气符合率的方法及应用

3.1 改善工艺流程，提高机组效率

3.1.1 改造螺杆压缩机散热风道

高排气温度就是空气压缩机因系统中出现的各种问题引起的温升故障。高环境温度是由厂房通风不好、螺杆压缩机散热不好引起的。通过频繁的倒运机器及减少输气量等方法降低排气温度，会导致产气量减少，效率降低。而冷却器效率随环境温度增高而越低，当温度超过50℃，冷却效率已不足75%。为此，对螺杆压缩机进行了散热风道改造。首先增加了风道的通径，通径由0.6 m增加至1.0 m，增加了原有风道的排气通量。其次对风道的直角弯改为圆角设计，以上两项改造减少了排气阻力。最后，在厂房外加装了功率为3 kW的强排机（排量为70 m3／min），作用是加速散热风道中的热空气向室外排放，提高排放量。螺杆机经过改造后，如表2所示，排气温度下降5～10℃，冷却效率提高了10%，日产气量增加3 800 Nm3，运行效率提高了8.5%。

表2 改造前后措施对比表

3.1.2 改造往复压缩机进气滤网

空气压缩机空气通道阻力大小直接影响进气量。一般来说，阻力越大气量越小，当往复压缩机过滤器前后压差超过0.1 MPa时，压缩机进气压力大幅下降，低于0.65 MPa便自动停机，为了保证压差就必须对空气过滤器进行吹扫或者更换，而频繁的启停机又会影响设备的运行时率，因此对过滤器进行了改进，将过滤器锥度由1∶4增加至1∶5，过滤器接触面积增加1.5倍，不仅降低了空气流经过滤器的阻力，而且不容易造成堵塞。改造后过滤器压差明显减小，其吹扫、更换周期延长了3倍，运行时率提高，停机时间平均每月减少43.2 h，注气量增加66.9×104m3。

3.1.3 提高脱水效果，降低腐蚀堵塞

钢铁生锈的临界相对湿度为70%e，相对湿度越低锈蚀越慢。通过利用气象色谱仪。对压缩空气组分进行化验，发现相对湿度达到了75%e，干燥器脱水效果下降，压缩空气中水分过多，造成管线腐蚀。针对压缩空气水分大的问题，一是对干燥器的排水工艺进行了优化，提高了排水性能；二是对干燥剂氧化铝进行定期清洗、筛除较小颗粒后重新填装，脱水效果有所改善，降低了管线、精密设备等腐蚀程度［5］。

3.2 提高井口设备、仪表精确度

3.2.1 合理优化计量仪表

对现有的流量计进行重新校验，并按照量程范围进行归类，根据不同的注气量合理匹配相对应的流量计。同时根据配注量的调整及时动态调配，确保流量计真实反映注气井的注入量。2016年共动态调整流量计135井次。

3.2.2 自主研发并安装精密调节阀

针对传统闸门和调节阀控气不平稳、需要反复调节、精准度低等情况，通过技术攻关和现场实践，自主研发了两种精密注气调控装置并获得国家专利。该调节阀具有流通能力大、调节精准度高、操作稳定的特点，适用于大流量、高压降的注气井，可对火驱注气井进行平稳注气、高效调控，在满足开发需求的同时也减少了员工的劳动强度。2016年现场更换新型调节阀32个。

3.4 总体效果评价

通过以上措施，13832注气站压力由4.1 MPa升高到6.3 MPa的稳定状态。井口调控次数也由3次／d减少到0.5次／d。其次，通过对注气系统进行优化，2016年3季度开始注气，符合率逐步上升，到2017年1季度已达到93.1%。从产油效果来看，新增见效井12口，产油量由见效前的16 t／d升至目前的23.8 t／d，平均日增油7.8 t，累计增油2 340 t。

4 结论

1）通过对注气系统深入详细地分析，确定了注气设备的系统压力和井口设备设施是影响注气符合率的主要因素。

2）通过改造螺杆机散热风道和往复机进气滤网、优化干燥器的排水工艺以及更换更匹配、精度更高的设备仪表等措施，大大提高了注气符合率，火驱开发效果明显改善、产油量大幅提高。

3）随着火驱时间延长，影响注气符合率的因素将不断出现，相关技术的提升和改进对改善火驱开发效果尤为重要。

［1］张方礼.火烧油层技术综述［J］.特种油气藏，2011（12）：1-5.

［2］张晓斌，李文宏，范伟，等.压降法在井间干扰气井组中的应用研究［J］.天然气与石油，2016（6）：51-54.

［3］王丽丽.螺杆压缩机振动故障的分析与诊断［D］.辽宁：辽宁工程技术大学，2007.

［4］赵海洋.往复压缩机气缸内压力信号检测与分析技术［D］.大庆：大庆石油学院，2006.

［5］邢卫东，冯金松.提高干燥器脱水效率的措施探讨［J］.河南化工，2004（4）：25-26.