苏里格气田循环补能排水采气工艺研究

邵 帅，梁璇玑，刘鹏超

1.陕西长源能源科技有限公司，陕西西安 710018

2.西安长庆科技工程有限责任公司，陕西西安 710021

3.江苏丰泰流体机械科技有限公司，江苏盐城 224100

苏里格气田气井在生命周期中，一般排水采气工作需要持续80%以上的时间，该阶段的采气量占气井累计产量的60%以上。气井投产后能量衰减快，产量递减的主要原因为井筒积液，气井通常在1 ～4 年左右即需要开展排水采气工作。目前全气田总井数超过12 000 口，其中产量低于1 万m3/d 的水平井约为700 多口。由于水平井井身结构的特殊性，常规排水采气工艺效果受限，无法有效发挥高成本水平井的产能。因此，探索研究一种新型排水采气工艺至关重要。

1 装置简介

1.1 同步回转排水采气装置

装置主要结构如图1 所示。

图1 同步回转排水采气装置结构示意

该装置主要由防爆电机、主机（同步回转压缩机 1#、2#、3#）、过滤器 （1#、2#）、进气缓冲系统（1#缓冲罐、2#缓冲罐）、中间缓冲罐、排气缓冲罐、天然气发电机供气罐（4#缓冲罐）、风机冷却器、阀门和管道等构成。其中，主机同步回转压缩机具有气液混输、无液击风险、变工况适应强等特点，可满足含水天然气的增压输送。

气体增压流程采取1#、2#两台主机串联布置，形成两级压缩，气体经进气缓冲系统缓冲压力脉动后，进入主机进行两级增压，增压后的天然气注入油套环空，进行补能过程。3#主机的启停通过进气缓冲系统的液位开关控制，将进气沉降的液体排出。装置排气缓冲罐中预存规定量的专用润滑油，以排气压力与进气压力的压差作为循环动力，实现润滑油的循环，润滑油参与主机增压过程，起到润滑、密封、冷却的作用。利用井场天然气作为气源，通过天然气发电机供电。装置配置变频控制柜，可进行人工操作、执行自动控制及数据自动采集，并与井场现有通讯系统相连接，实现数字化无人值守[1-3]。

1.2 装置技术参数（见表1）

表1 同步回转排水采气装置技术参数

2 工艺实施

根据2018 年同步回转排水采气装置现场实施的58 口气井生产数据分析，仅利用气井自身产气进行连续气举作业，气井实施效果难以稳定维持。连续气举作业在井筒人为建立了高速气流循环，可将井筒积液逐步排出，理论上气井应持续维持高产。但气井的高产阶段通常十分短暂，短暂的高产仅为近井地带能量的快速释放，由于气、水流动的惯性力不同，容易产生局部脱气现象，造成近井地带液体滞留，增加了含水率。并且由于地层条件的限制，地层远端的能量无法及时补充至近井地带，无法及时降低含水率，进而逐步形成近井地带积液。因此，造成气井实施效果难以稳定维持的根本原因为近井地带积液问题。

循环补能工艺针对近井地带积液的问题，主要分为两个阶段：第一阶段为干管气回注流程，第二阶段为抽吸生产流程。

2.1 干管气回注

装置与气井连接如图2 所示，装置进口与气井油管连接，低压出口与气井管网连接，高压出口与油套环空连接。实施干管气回注流程时，将装置低压出口管道临时更改为进气管道，从干管取气，经两级增压回注至油/套环空，快速补充气井近井地带能量，气井保持关井状态。回注期间，气井状态首先满足油压达到规定的设计数值，同时套压数值满足条件，切换至抽吸生产流程。

根据实际生产需求，选取苏里格气田苏48 区块3 口水平井，气井编号分别为X1、X2、X3，流程切换设计数值见表2。

图2 干管气回注流程示意

表2 流程切换设计数值

2.2 抽吸生产

在气井达到开井生产条件后，关闭干管取气流程及套管回注流程。装置采用单级压缩，增压至外输管道，实施抽吸生产流程，如图3 所示。至气井瞬时流量低于400 m3/h 并且套压开始上升，则切换至干管气回注流程，开始下一轮的循环补能工艺，每个循环的流程逻辑如图4 所示。

图3 抽吸生产流程示意

图4 循环补能工艺逻辑示意

3 气井生产数据分析

3.1 循环补能工艺实施效果分析

3 口水平井整体实施效果见表3。

3.2 X1井实施效果分析

X1 井实施前产气量0.025 2 万m3/d，油/套压2.77/5.27 MPa（管道压力 2.60 MPa）。2019 年7月 21 日 18：00 开始实施循环补能工艺，8 月 2 日8：00 结束，实施总时长278 h。期间共计实施干管气回注流程4 次，累计时长122 h，累计干管取气量为4.977 6 万m3。气井生产累计时长156 h，累计外输气量 27.063 5 万 m3。实施后累计增产21.783 5 万m3，平均增产1.815 3 万m3/d，累计消耗燃气量为3 239 m3，平均消耗燃气量270 m3/d，实施后油/套压2.41/3.71 MPa（管道压力2.40 MPa）。生产曲线如图5 所示。

表3 循环补能工艺整体实施效果

3.3 X2井实施效果分析

X2 井实施前产气量0.085 5 万m3/d，油/套压2.45/4.48 MPa（管道压力 2.50 MPa）。7 月 22 日20：00 开始实施循环补能工艺，8 月 2 日 8：00 结束，实施总时长252 h。期间共计实施干管气回注流程27 次，累计时长100 h，累计干管取气量4.088 6 万m3。气井生产累计时长152 h，累计外输气量11.266 7 万m3。实施后累计增产6.237 6 万m3，平均增产0.5671 万m3/d，累计消耗燃气量为3841m3，平均消耗燃气量349m3/d，实施后油/套压1.39/3.83 MPa（管道压力1.40 MPa）。生产曲线如图6 所示。

图5 X1 井生产曲线 （2019 年 ）

图6 X2 井生产曲线 （2019 年）

3.4 X3井实施效果分析

X3 井实施前产气量0.098 5 万m3/d，油/套压2.50/4.30 MPa（管道压力 2.50 MPa）。7 月 22 日16：00 开始实施循环补能工艺，8 月 2 日 8：00 结束，实施总时长256 h。期间共计实施干管气回注流程12 次，累计时长132 h，累计干管取气量5.315 6 万m3。气井生产累计时长124 h，累计外输气量12.204 2 万m3。实施后累计增产5.805 1 万m3，平均增产0.527 7 万m3/d，而累计消耗燃气量为4 012 m3，平均消耗燃气量365 m3/d，实施后油/套压2.25/3.92 MPa（管道压力2.40 MPa）。生产曲线如图7 所示。

图7 X3 井生产曲线 （2019 年）

4 工艺评价

（1） 3 口水平井总平均增产气量0.99 万m3/d，取得了较为理想的增产效果。

（2） 综合评估现场运营成本为1 500 元/d，气井增产气量≥0.2 万m3/d 时该工艺产生经济效益，结合目前单井平均增产效果，单井增加效益约7 400 元/d。

（3） 工艺实施期间，装置平稳可靠，操作简单，无故障[4-6]。

5 认识与建议

（1） 同步回转排水采气技术，具有油管抽吸、油/套环空气举排液等技术特点，主机具有气液混输的特点，可适应气井井口工况。基于该技术原理设计的循环补能工艺，针对低产低效井，可起到补能、排水、采气的作用，是对气田排水采气技术系列的完善。

（2） 综合分析气井循环补能工艺实施前后探液面数据，发现气井排出的液量大于井筒容量，可以推断，通过循环补能工艺的不断实施，近井地带的液体得到有效排出。

（3） 工艺实施中，应加装气液两相计量装置，对气井的日产液量进行分析，优化工艺参数设计。

（4） 工艺流程切换点以气井油/套压的数值为条件，目前采取人工录取数据及流程切换，增加了部分操作量；应优化工艺参数设计，采取“定流量”或“定时间”补能的方式，结合电磁阀等自动联锁控制机构，实现工艺完全自动化。