两级同步回转压缩机排水采气技术应用研究

刘鹏超，贺宇晖，王志刚

1.江苏丰泰流体机械科技有限公司，江苏盐城 224100

2.中国石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西靖边 718500

3.中国石油长庆油田分公司第六采气厂，陕西定边 718600

致密性气田气井生产中常伴随着液体的产出，随着地层能量的衰减，导致气井流量下降，流量降至无法有效携带出液体时，液体会在井筒中聚积，此种现象为气井积液。如不采取有效措施排出积液，井底产出的液体会继续累积，导致气井产量进一步下降，生产时间缩短，甚至停产。目前，苏里格气田总井数约12 000口，随着气田气井生产时间的延长，积液井逐年增多，产气量小于0.5万m3/d气井占64.9%，该类气井以每年800口的速度逐年增加，给气田稳产带来巨大挑战。

积液井普遍存在以下两个问题：第一，井筒积液排出困难、复产难度大；第二，井筒积液排出后频繁再积液，稳产难度大。目前已经应用的泡沫排水、速度管柱、柱塞气举等排水采气工艺，当气井产量低于0.3万m3/d后，排水采气效果明显下降，实施效果差，无法有效稳产。排水采气工艺中，以增大气井生产压差的方式最为有效，但气井产出的天然气中含水，不同气井水的含量不同，气井生产过程中瞬时含水量不同，气井压力随着生产系统的压力变化，传统往复及螺杆压缩机无法适应。因此，对增压设备的工况适应性、可靠性提出了更高的要求。

1 同步回转压缩机装置设计

1.1 装置原理

2003年首次提出同步回转压缩机，其基本结构及原理见图1[1]。

图1 同步回转压缩机基本结构及工作过程示意

压缩机整体为圆柱体结构，主要由转子、气缸、滑板构成。转子与气缸偏心安装，始终相切，二者通过滑板相连接，滑板一端圆头与气缸连接，另一端嵌入转子开设的滑槽中。转子与气缸之间的月牙形工作腔，通过滑板分割，形成周期性变化的容积。运转过程中，主轴驱动转子，转子通过滑板带动气缸，形成了转子与气缸“同步回转”的运动形式。在气缸处开设吸入孔口，实现一转持续进气；转子处开设排出孔口，引入轴向排出通道；吸入及排出孔口随主轴360°旋转，形成了径向吸入、轴向排出的布置方式。

同步回转压缩机具有如下特点：结构简单；摩擦磨损小；运转平稳可靠，振动与噪声较小；工作腔内无高压封闭容积，气液混输，理论上适合于从纯液相到纯气相多相流体的增压输送；抗泥沙能力强等[1-3]。

1.2 压缩机装置设计

根据气井基础资料，要求气举压缩机最大排气压力≥11MPa；气井冬季生产管网压力约为1.3MPa，夏季约为3.0 MPa，根据气井临界携液流量计算得出[4-5]，在井口压力1.3MPa的情况下，气举压缩机排气量≥12000m3/d；具体设计参数及功能见表1。

表1 同步回转压缩机装置设计参数

压缩机装置气相增压流程采取两级压缩设计，具有“一进两出”流程，见图2。

图2 同步回转压缩机装置结构示意

主机为同步回转压缩机，单级无固定压缩比，进排气压力自平衡；井口含水天然气经进气过滤器及进气缓冲管道进入主机，部分天然气经两级压缩后增压回注油套环空，其余气液外输至生产管网；装置设置润滑油储罐，以进、排气压差作为循环动力，建立主机工作腔内润滑油循环流程，润滑油回注至主机工作腔，起到“润滑、密封、冷却”的作用。

2 同步回转压缩机连续气举工艺

2.1 工艺现场布置

同步回转压缩机装置连续气举工艺见图3，该工艺将同步回转排水采气装置安装在气井井口，具有“一进两出”流程功能，利用井场天然气实施气井连续气举工艺。装置进口接至气井油管，天然气经装置简单分离后，部分湿气经两级增压回注至油套环空，其余气液全部外输至管网。

图3 同步回转压缩机装置连续气举工艺示意

同步回转压缩机装置现场布置见图4，装置采取集装箱设计，采用天然气发电机供电，通过变频控制柜进行人工操作、自动控制及数据采集，与井场通讯系统相连接，实现数字化管理。

图4 同步回转压缩机装置现场布置

2.2 工艺特点

（1）装置主机同步回转压缩机具有气液混输、无固定压缩比的特点，可利用井场湿气直接实施连续气举工艺。

（2）装置磨损小，振动小，易于密封。

（3）不受气源影响，具有连贯性，可实施连续气举，也可实施间断气举。

（4）装置直接安装至井口，无井下作业。

（5）无严格的气液分离要求，无二次污染。

3 工艺机理分析

同步回转压缩机装置连续气举工艺实施过程中通常分为两个阶段，即启动排液阶段和连续稳产阶段。

3.1 启动排液阶段机理

启动排液阶段针对井筒积液，装置满负荷运行。如图5所示，工艺实施中，连续向套管注入高压气体，增大套压P1、套压P1与油压P2的压差，打破井筒液位平衡，至套管液位降至油管鞋底处，失去液封作用，高压套管气进入油管，迅速降低井筒流体混合物密度，井筒流体流态由泡状流过渡为段塞流，高压气体膨胀继续推动液体向上流动，大量气体将液体以段塞流的形式举升至地面。对于水平井，回注气体作用于水平段油管筛管处与井底气结合，驱使其向垂直段流动[6]。

图5 工艺机理示意

3.2 连续稳产阶段机理分析

连续稳产阶段针对近井地带积液，装置通过调整装置运行频率以适应井的不同工况。如图5（c）所示，井筒积液排出后，气井生产得到改善，短时间内产量增加，近井地带的积液开始流向井底并进入井筒，通过连续气举工艺持续实施，回注气与井底气结合，气井生产始终在临界携液流量以上，油管内流体流态过渡为雾状流，可将近井地带的积液通过井筒排出，持续改善气井生产状况。

3.3 工艺中IPR曲线及TPR曲线变化分析

分析方法为气井生产系统节点分析，取井底为节点，流入节点部分包括流体从地层外边界至井底，流出节点部分包括流体从井底至井口。流入部分和流出部分分别对应流入动态曲线（IPR曲线）及流出动态曲线（油管动态曲线，简称TPR曲线）[7-9]。

3.3.1 IPR曲线

根据拟稳定状态流动的气井产能公式（二项式）：

式中：Pr为平均地层压力，MPa；Pwf为井底流压，MPa；qsc为气井产量，万m3/d；A为层流系数；B为紊流系数。

方程右边第一项表示黏滞性引起的压力损失，第二项表示惯性引起的压力损失。可得出井底流压Pwf与产量qsc的关系，假设一系列qsc值，即可计算出Pwf，绘制的曲线为IPR曲线。

3.3.2 TPR曲线

TPR曲线基于气水两相流垂直管流计算经验公式，忽略高产气井动能的影响。流体从井底流动至井口产生的压降为：

式中：ΔP为流体从井底流至井口的总压降，MPa；Pwh为井口油压，MPa；Pliq为井筒内静液柱产生的压力，MPa；ΔPf为流体流经井筒的摩阻，MPa。其中，v为流体流速。

3.3.3 积液井曲线

现以积液井为例分析，将IPR曲线与TPR曲线绘制在同一坐标轴上，如图6所示。

图6 积液井IPR曲线与TPR曲线比较

积液井的TPR曲线呈U型，具有极小值。IPR曲线与TPR曲线的交点为该井的生产协调点，图中可以看出有两个交点，该井生产区为TPR曲线极小值左侧与IPR曲线的交点，即产量较低的交点（积液井产量较低），该点为不稳定生产区，气井长时间处于不稳定生产状态下，最终将导致气井报废[8]。

3.3.4 工艺中曲线变化分析

如图7所示，实线为积液井曲线，虚线为工艺实施中曲线。井筒积液排出后，此时井筒静液柱产生的压力Pliq很小，流体从井底流至井口的总压降ΔP主要为流体流经井筒的摩阻ΔPf。TPR曲线变化如图中虚线所示，基本呈“一字向上”形；由于工艺的持续作用，近井地带积液的排出降低了式（1） 中的系数A和B，即相同井底流压情况下气井产量更高，IPR曲线向坐标轴右侧偏移；IPR曲线与TPR曲线的交点为该井的生产协调点，对应的气井产量qsc2明显大于采用此工艺前的气井产量qsc1。

图7 工艺实施中曲线变化示意

3.3.5 抽吸工艺实施中曲线变化分析

井筒排出积液后，继续实施抽吸工艺，将气井油压始终降低至某值（P1＞P2＞P3），TPR曲线下移，气井产量继续增加，曲线变化如图8所示。

4 应用效果分析及评价

为应用同步回转连续气举工艺，于2017年3月先后在苏里格气田投产17套装置，在17口井上实施，其中水平井15口，直井2口，实施效果见表2；工程期间，装置累计运行22 732 h，累计增产气量1 485.49万m3。工艺实施前，单井平均产量为0.36万m3/d，工艺实施过程中，单井平均产量为1.73万m3/d，单井平均增产1.37万m3/d。气液两相计量180 d，累计排液268.77 m3。

图8 持续抽吸工艺实施中曲线变化示意

4.1 典型井生产曲线分析

选取10、11、12、13号井作为典型井分析，10、13号井属于苏里格气田苏东41-33区块，11、12号井属于苏36-11区块；4口井均为低产积液井，间歇生产、泡排等措施无法解决气井积液问题。工艺中，装置从油管抽吸天然气，连续向套管回注高压气体，24 h实施连续气举工艺。

表2 同步回转压缩机排水采气工艺气井实施效果

以10号井生产曲线（如图9所示）为例可以得出以下规律：第一，气井产量在开机条件下明显高于停机；第二，停机后出现套压上升、产量下降的气井典型积液现象；第三，首次开机及停机后开机，均出现套压先上升后下降的过程，表明实施启动排液阶段；第四，气井开机条件下，产量及油、套压出现波动，表明气井间歇产液，工艺启动排液阶段以高频率、短时间反复进行；第五，开机期间，套压整体低于停机期间套压，表明气井积液被有效排出。

4.2 工艺评价

4.2.1 增产效果评价

该工艺累计在17口井上实施，其中增产气量大于1.0万m3/d的井数为12口，占总井数70.6%，单井平均增产1.36万m3/d，取得了理想的增产效果；装置有效运行时率达到95.9%，平稳可靠。

4.2.2 适用性评价

结合现场运行经验分析，该工艺适用于套压＜12 MPa、产液量≤30 m3/d、由于积液造成的具有一定自喷能力的Ⅰ、Ⅱ类间歇生产井和频繁水淹井；气井当前产能越高工艺实施效果越好[7]。

图9 10号井工艺生产曲线

4.2.3 经济性评价

综合评估工艺现场运营成本为1 500元/d，在单井增产大于0.2万m3/d的条件下，该工艺具有经济效益；结合目前单井平均增产效果，单井增产效益9 500元/d左右。

4.2.4 同类工艺对比评价

与压缩机分段气举及氮气气举工艺相比，该工艺具有以下特点：其一，排水增产效果明显；其二，利用井口湿气实施气举工艺，无额外气源，成本明显降低；其三，工艺选井不受井身结构限制；其四，工艺灵活，可连续气举，也可间歇气举。

5 结论与建议

5.1 结论

（1）同步回转压缩机具有气液混输、密闭输送等优势，满足苏里格气田“三低”及产水等复杂工况对增压设备的要求。

（2）同步回转压缩机连续气举工艺具有低成本、安全环保、平稳可靠、排水增产效果明显、直接利用井口含水天然气、无井身结构限制及工艺灵活等特点，符合降本增效、安全生产的管理思路。

（3）同步回转压缩机装置作为新技术、新工艺，取得了明显的排水增产效果，为苏里格气田中后期稳产提供了有效思路，具有良好的推广价值。

5.2 建议

（1）同步回转压缩机装置应向“高压力、大排量”的方向继续发展。同步回转压缩机装置最大增压能力为12 MPa，限制了选井条件（要求套压≤12 MPa），为此可增加压缩级数，研发更大增压能力的装置，拓宽工艺适用范围；装置仅具有气举的“回注增压”流程功能，可优化配套流程设计，增加并联流程布置，同时研发更高转速的主机，增大排量，使工艺具有井口“抽吸降压”流程功能，进而增加工艺的多用性。

（2）同步回转压缩机装置应高度集成，优化成橇工艺。目前装置配套的天然气发电机、变频控制柜等设备独立成橇，增加了运输的难度；应优化成橇工艺设计，将三台橇装整体成橇，集成至一个操作平台，减少运输、安装、运行及维护成本。