低压油气井井口增压开采控制技术的首次应用

文远静 魏航信

(1.西安石油大学机械工程学院,西安 710065；2.中国石油塔里木油田分公司天然气事业部,新疆 库尔勒 841000)

低压油气井井口增压开采控制技术的首次应用

文远静1,2魏航信1

(1.西安石油大学机械工程学院,西安 710065；2.中国石油塔里木油田分公司天然气事业部,新疆 库尔勒 841000)

牙哈凝析油气田经过十多年的开采，地层压力普遍下降，气田整体压降不均衡，难以利用油气井自身能量将油气输入集输管网。针对此问题，提出应用单井增压混输技术，将因压力低不能进入集输管网的长期关闭的井复产。实际应用结果表明：低压油气井井口增压开采控制技术的首次应用非常成功。

单井增压混输技术 低压油气井 控制方案 集输管网

牙哈凝析油气田经过十多年的开采，地层压力普遍下降，气田整体压降不均衡，即部分井区井口压力已达到或低于地面集输系统管网压力，而部分井区井口压力仍高于地面集输系统管网压力。如果继续采用原地面集输管网系统，必然导致部分气井因压力低而不能进入管网，即停产；如果降低地面集输管网系统压力，则可能导致高压油气处理系统管网大范围调整、更换、甚至报废，不仅影响生产，还会造成巨大浪费。在这样的背景下，油气增压混输试验技术应运而生。

增压集输工艺已在国内外应用多年，目前在四川油田、长庆油田等石油系统都获得了较好的经济效益，但是各地的地下情况和生产处理装置不同，采取的增压开采方式也有所不同。目前，增压方式主要有单井增压和集中增压。单井增压是指在井口安装压缩机，压缩气体提高单井输送压力，达到集输管网所需最低压力后通过管道集输；集中增压是指利用井口压力，通过管道将天然气集中输送到集气压缩中心站进行统一增压。考虑到目前牙哈作业区需要增压开采的油气井较少并且较为分散，因而选择单井增压开采方式，同时结合牙哈作业区的工艺条件和生产状况，应用低压油气井井口增压开采控制技术使因压力低不能进入集输管网的长期关闭的井复产[1～4]。

1 工艺改造概况①

将低压油气井井口增压开采控制技术应用于地层压力下降的牙哈凝析油气田集输管网前后的工艺流程如图1、2所示。从YH23-1-14井口出来的低压油气压力为600kPa，由于压力低于地面集输系统管网压力(12MPa)，因此无法依靠自身压力进入处理站进行工艺处理。工艺改造后在井口增加了气液混输增压撬(图3)，该压缩机由电动机带动液压泵产生高压油，驱动液压缸内活塞运动，通过换向阀周期性地改变动力油的流动方向，控制并带动液压缸活塞往复运动，从而实现气液的同步增压和连续排出。最后，经过增压的油气输入1#阀组间管网[5]。

图1 改造前工艺流程

图2 改造后工艺流程

图3 压缩机增压流程

2 低压油气井井口增压开采控制技术

针对牙哈凝析气田的现状与工艺条件，设计了一套行之有效的低压油气井井口增压开采控制方案。井口控制系统由液压控制(井下安全阀SCSSV、主阀MSSV、翼阀WSSV动力源和液压控制)、紧急联锁关断控制、压缩机增压监控、RTU控制系统、光纤远程通信及低压配电等部分组成。

2.1液压控制

SCSSV动力源通过一台电动高压油泵为生产系统提供输出压力为49～63MPa的高压液压动力。后备一台手动操作泵，作为高压油泵停用或故障时的手动补压。在高压油泵的出口设有蓄能器，保证高压油泵不频繁启动又能提供打开SCSSV所需的压力。正常情况下，泵的启动频率为每日1～2次，蓄能器能够满足在不开泵的情况下开关两次SCSSV所需的液压油量，操作人员只需在现场人机接口(HMI)上设定高压油泵的启停压力。高压液压油泵可以通过软件完成手自动启动两种方式，在自动方式下，系统压力控制在49～63MPa。管线上还装有安全溢流阀，解决在环境温度升高时由于液压的膨胀系数大于液压管线的膨胀系数而引发的超压问题。

MSSV、WSSV动力源由高压油泵提供，经调压阀调整为42MPa的液压油。低压回路上设有蓄能器，保证打开MSSV、WSSV所需的液压油量。蓄能器能够在不开泵的情况下，提供足够的液压油使MSSV和WSSV至少开关一次。

SCSSV、MSSV、WSSV液压控制。在42MPa的供油管线上安装调压阀，将油压由42MPa降至560kPa，作为液压控制回路的控制油，在液压控制回路上安装的3个24V(DC)三通电磁阀分别用于WSSV、MSSV、SCSSV的开关控制[6～8]。

开井顺序：首先打开SCSSV，再延时打开MSSV，最后延时打开WSSV(通过HMI操作)。

关井顺序：首先关闭地面WSSV，再延时关闭地面MSSV，最后延时关闭SCSSV(通过HMI操作)。

2.2紧急联锁关断控制

就地紧急关断：操作人员通过控制柜上的ESD按钮，在紧急情况下关断地面和井下安全阀。

远程紧急关断：主控室的操作人员通过现场传输来的数据和报警信息，在紧急情况下远程关断地面和井下安全阀。

回压1和回压2压力高报。当回压1和回压2的压力同时超过12MPa时停压缩机，提醒操作人员将低压油气直接导入1#阀组间。

回压1和回压2同时低报。当低于压缩机入口压力300kPa时，停压缩机并关断地面和井下安全阀。

压缩机增压出口压力高低联锁。当压缩机增压出口压力高于13.5MPa时，停压缩机并关断地面和井下安全阀；当压缩机增压出口压力低于10.0MPa时，停压缩机并关断地面和井下安全阀。

易熔塞熔断控制。在42MPa的供油管线上安装调压阀，将油压由42MPa降至560kPa，对易熔塞回路提供控制油，易熔塞的熔点为95℃。如果井场发生火灾，易熔塞达到熔点，系统检测到压力低于560kPa时，自动联锁关断地面和井下安全阀。

2.3压缩机增压监控

压缩机增压监控系统是由压缩机厂家提供的完整的控制系统，随设备同时到现场进行安装调试，用于控制RTU控制系统输出停压缩机信号[9,10]。

2.4RTU控制系统

RTU控制系统由MOSCAD输入输出模块、CPU、电源模块和触摸屏组成[11]。RTU控制系统通过用户写入程序自动实现顺序开井、关井、远程通信及就地监控等逻辑功能，实现系统高低压保护、紧急情况下的联锁关井等功能。

2.5光纤远程通信

光纤远程通信系统的光端机和光纤融接盒安装在井口控制盘内的接线箱内，设有有通信功能的MOSCAD控制模块，自身集成3个通信接口，与工业型光纤交换机相结合，将现场采集的信号(温度、压力等)通过通信光纤传送给DCS，实现中央集控室的远程控制。

2.6低压配电

井场户外架空变压器提供单路交流380V、50Hz市电进入配电盘，提供给井口控制盘高压油泵电机作为动力源；RTU控制系统由不间断电源提供220V(AC)，系统内部提供220V(AC)转为24V(DC)的控制电源[12]。

3 结束语

对YH23-1-14井进行单井增压混输技术改造后，获得了良好的经济效益。并未增加过多的装置，工程数量较少，投入资金较少。尽管在试运行和调试过程中，对增压系统控制方案进行了多次调整，但经过仔细分析研究，仍然找到了相应的解决方法。此次单井增压开采混输技术的成功应用，不仅填补了国内低压油气井井口增压开采控制的空白，同时还避免了低压井因不能进集输管网而存在的长期关井问题。目前，从现场运行情况和各项参数统计分析表明，单井增压混输控制方案在塔里木油田天然气事业部牙哈作业区应用效果良好。

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(Continued from Page 420)

coarse thread clearance; and with the increase of flow rates, the velocity in the high velocity zone including the vortex intensity becomes increased in the coarse thread clearance, but the acreage of high-speed area gets decreased and the positive vortex moves down and the position of negative vortex stays unchanged. The viscosity of fluids has little influence on spiral flow field in the coarse thread clearance.

2016-02-22(修改稿)

TH862+.6

B

1000-3932(2016)04-0452-03

spiral flow, coarse thread clearance, PIV, velocity distribution, vorticity field