同步回转排水采气技术改进及试验分析

张 云，王志刚，朱礼明，康 辉，汪泳吉，史瑞雪，王宏力

（1.中国石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西靖边 718500；2.中国石油长庆油田分公司千口气井评价挖潜工程项目组，陕西西安 710018；3.中国石油长庆油田分公司第四采气厂，内蒙古乌审旗 017300）

苏里格气田属于致密气藏，气井投产后没有明显的稳产期，进入积液阶段较快，通常生产1～4 年即需开展排水采气工作。气田老井的生产规律表明：气井低产低效阶段的采气量占气井累计产量的60 %以上，气井生产80 %以上的时间需要排水采气。目前全气田总井数约12 500 口，其中低产低压井数量占65 %，并呈逐年上涨的趋势，排水采气工作已经成为全气田的规模性需求。同步回转排水采气技术是将井口粗分离后的一部分天然气回注至油套环空，其余气液外输至管网，增加气井举升能力的一种新型绿色增产技术。现有同步回转排水采气技术存在稳产效果不稳定、间歇性生产、人工频繁维护和调参的问题，给该气田的稳产带来很多影响，亟需开展该技术的改进与升级。为此，选取典型低产低效井，开展同步回转排水采气技术连续气举工艺试验，通过实施连续气举工艺，以期达到排出井筒积液、提高产量、连续稳产的目的，为低压低产气井排水后的稳产治理探索新思路。

1 技术简介及装置

1.1 技术工艺流程

同步回转排水采气技术的工艺流程（见图1），气体增压流程采取两台同步回转压缩机串联布置，形成两级压缩，具有“一进两出”流程，井口来气经过进气缓冲罐分离出游离态采出水后，进入两级同步回转压缩机进行增压，增压后的天然气一部分注入油套环空，进行气举作业，一部分进入采气管线外输；装置底部设置润滑油储罐，以排气压力与进气压力的压差作为循环动力，润滑油经气体增压流程不断循环回注至主机缸内，起到“润滑、密封、冷却”的作用。采用外部天然气发电机供电，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[1-3]。

图1 工艺流程示意图

图2 同步回转排水采气装置结构示意图

1.2 装置结构及技术参数

装置主要结构，主要由主机（同步回转压缩机）、进口过滤器、防爆电机、风机冷却器、阀门和管线等构成（见图2）。其中，主机同步回转压缩机具有气液混输的特点，可满足产水气井介质增压输送的要求。装置技术参数[4，5]（见表1）。

表1 同步回转排水采气装置技术参数表

2 工艺试验

根据实际生产需求，选取典型低产低效井-SD41-45H2 井进行试验，试验前该井平均日产0.25×104m3，油/套压2.04 MPa/5.78 MPa，间歇生产、泡排等措施无法解决改善该井生产现状。

2.1 装置改进及试验历程

装置改进思路主要为提高装置处理量。该井于2018 年1 月18 日安装投运一套同步回转排水采气装置（工况处理量30 m3/h），2 月26 日通过更换主机将装置处理量提升至45 m3/h；在此基础上，9 月8 日通过更换皮带轮尺寸再次将处理量提高20 %；11 月29 日通过更换主机将装置处理量提升至67.5 m3/h；根据该井在不同装置处理量下的实施效果进行分析，整体可分为以下六个阶段，试验阶段概况（见表2）。

2.2 试验阶段分析

2.2.1 阶段一（1 月18 日～2 月25 日）该井实施初期，处于高产阶段，地层能量足；措施采取循环气连续回注，使之与井底产气结合，提高井筒气体流量；井筒积液经措施排出后，井底流压大幅度降低，近井地带储存的能量得到很好地释放，井底天然气流速较高，可以将近井地带积液有效携带至井筒，排出至地面管网，该阶段平均增产4.53×104m3/d。

2.2.2 阶段二（2 月26 日～5 月7 日）该井地层能量逐步衰减，地层来气速度下降，近井地带液体携带速度降低，措施采取循环气连续回注，实施效果使平均增产量下降至0.81×104m3/d；经分析，效果下降的原因主要是：装置最大处理量无法满足井筒临界携液流量的要求。

2.2.3 阶段三（5 月8 日～9 月7 日）根据该井阶段二实施效果下降的情况，通过更换主机将装置处理量提升至45 m3/h；处理量提升后，增大了循环回注气量，实施效果提升至平均增产1.03×104m3/d。

2.2.4 阶段四（9 月8 日～9 月20 日）根据该井阶段二、三的情况，通过更换皮带轮尺寸的方式提高转速，将处理量提高20 %至54 m3/h，进一步增大了循环回注气量，实施效果进一步提升至平均增产1.25×104m3/d。

2.2.5 阶段五（9 月21 日～12 月25 日）该井地层能量继续衰减，采取结合关井恢复的方式，执行关井12 h、开井12 h 制度，当气量小于0.6×104m3/d 关井，油套压恢复至5.25 MPa 以上开井生产，该阶段平均增产0.55×104m3/d。

表2 试验阶段概况表

图3 SD41-45H2 井工艺生产曲线

2.2.6 阶段六（11 月29 日～12 月14 日）通过更换主机将装置处理量提升至67.5 m3/h，进一步增大循环回注气量，该阶段首次开机前套压6.24 MPa，于11 月28 日9：00 开机，瞬时气量2 000 m3/h 左右；开机后12 h，套压降至2.90 MPa，油压2.09 MPa，油套压差为0.81 MPa，表明井筒积液的有效排出；后套压缓慢上升，现稳定至3.9 MPa 左右，油压2.09 MPa，油套压差1.81 MPa，瞬时气量1 000 m3/h 左右。在该井地层能量不断衰减的情况下，采取改进后装置的实施效果明显优于阶段二～阶段五，该阶段平均增产3.05×104m3/d。

3 试验效果分析

（1）该井试验生产曲线（见图3）。该井采取改进后的装置实施工艺，套压显著下降，排液效率高，油管积液基本排空，井底流压大幅度降低，近井地带储存的气体快速释放，11 月29 日产量为4.76×104m3。11 月30日产量降至1.25×104m3，表明近井地带储存的气体释放完毕，地层远端能量补充不足，近井地带的液体流速较慢，近井地带积液仍然存在。

（2）持续实施气举作业，回注气量与井底气量结合，维持井筒气体流量始终处于较高的水平，使近井地带的液体流进井筒即被携带至地面，有效减少滑脱效应；12 月1 日产量上升至2.16×104m3，12 月2 日产量为1.96×104m3，套压逐渐平稳至3.9 MPa，表明近井地带液体持续排出，地层远端来气速度提高，气井进入良性生产周期[6]。

（3）苏里格气田地层能量低、渗透能力差，远处地层能量在高产一段时间后，逐步下降，地面压力工况出现变化，会造成产量迅速下降。如井口作业短暂关井，外输压力突然上升较大，此时井筒的高速循环气体已经无法满足临界携液流量的要求，造成气井重新积液。长期实施气举作业，可持续保持井筒基本无积液，将近井地带的液体逐步经井筒排出，进而降低近井地带的含水率，地层流动性得以改善[7-9]。

4 结论

（1）同步回转排水采气技术作为气田井口增压排水采气工艺，能够连续向套管高压注气实施连续气举作业，提高气井携液能力。

（2）通过提高装置处理量可提升气举工艺实施效果，装置处理量越大，实施效果越好；排液效率越高，稳产周期越长。

（3）该技术的作用周期需结合气井地层能量情况及工艺成本进行综合评估，针对高产水区块的气井，可实现“连续运行”的生产模式，及时排出井筒积液；针对低产水区块的气井，可实现“轮换运行”的生产模式，排出积液，恢复气井产能。