中浅层气田单井增压工艺技术探讨

晁萌，杨丽梦(大庆油田采气分公司，黑龙江 大庆 163000)

1 建设现状及存在问题

中浅层气田自1987年投入开发，采出已开发储量的19%。随着开发年限延长，现有13口气井产能及地层压力逐年下降，井口压力接近或低于地面外输管网压力，处于间开状态，此部分气井剩余井控储量在0.2～1.2亿立方米之间，采出程度在29%～71%之间，仍有一定开发潜力。

中浅层气田现有2座集气站出现低压气井，分别为SY集气站和SS集气站。SY集气站管辖气井27口，其中间开井11口，该站地面工艺采用“多井高压集气、站内换热节流、轮换分离计量”工艺流程。SS集气站管辖气井2口，均为间开井，该站地面工艺采用“气井高压集气、站内分别换热节流计量、混合计量”工艺流程。

上述13口气井开井后井口压力2 h后降低至地面管网压力，难以外输生产，开井时率低。

2 解决方案及工艺对比分析

为恢复低压气井生产，对SY集气站和SS集气站进行增压改造并开展现场试验。

2.1 SY集气站增压改造

SY集气站管辖气井数量多，高、低气井共存，为保障高、低压气井同时生产，同时应对个别低压气井措施后压力存在恢复的可能，在轮换生产阀组新建增压汇管，低压气井可以通过增压汇管进入增压站，也可以通过轮换阀组正常生产，增压站采用分离、压缩、分离工艺。压缩机采用国产往复式压缩机，驱动方式为电驱[1]。

2.2 SS集气站增压改造

SS集气站管辖2口气井均为低压井，为使2口井既可以单独增压，也可同时增压，在2口气井进站阀组前端引出天然气汇合进入压缩机，增压后分成两支回到进站阀组后端，进站阀组作为旁通工艺。压缩机采用进口往复式压缩机，驱动方式为燃驱。

2.3 压缩机参数及配套工艺对比

SY集气站采用电机驱动往复式橇装压缩机，橇内2个气缸V型对称设置，气缸前端设置0.2 m3缓冲罐1台，排液方式为手动。冷却方式是在橇外建设风机对出口天然气管道进行冷却，风机内置直径2 m风扇。

配套工艺主要从安全方面考虑建设：

一是橇外在压缩机入口分离器出口管道配套超压放空工艺，防止上游压力突然升高导致安全阀起跳停产。

二是在压缩机进出口设置跨线，跨线通过调压阀控制，当入口压力过低时，高压气调压后回流至入口，作为低压补气，防止压缩机抽空负荷过大。

SS集气站采用燃气驱动往复式橇装压缩机，橇内8个气缸V型对称设置，其中4个动力气缸布置在一侧，动力直接通过曲轴传给4个压缩气缸，气缸前端设置分液包2台，可自动排液，排液阀门均为气动阀，气源引自燃料气。冷却方式是在橇内尾部设置冷却箱，箱内风扇吸风冷却，冷却动力缸、冷却液循环系统和气缸出口天然气管道。

配套工艺主要从平稳运行、安全生产、提高适应性三方面考虑建设：

一是压缩机自带旁通工艺，旁通工艺设置单向阀，当压缩机进口压力超过额定压力，进口调压阀关闭，旁通单向阀打开；当进口压力下降，旁通阀关闭，进口调压阀打开，在进口天然气压力存在较大波动时，可保障压缩机平稳生产。

二是在压缩机前端出现冻堵情况下，进口压力降至负压则自动停机，在压缩机后端出现冻堵情况下，出口压力升高到外输压力则自动停机，可保障增压工艺安全运行。

三是橇内设置两级分离器，底部通过排污管道联通，管道通过单项阀控制，二级分离器内部上下分为分离腔和排污腔两个隔绝空间，排液时排污管道单向阀关闭，排液工作不会对分离工作产生任何扰动，进一步保障了压缩机气缸平稳运行。排液阀后端两个分支，一支可连接污水罐，另一支与增压后天然气管道汇合，方便压缩机安装在站内或者偏远井场，提高了压缩机适应性[2]。

表1 压缩机技术参数对比表

3 试验情况及效果分析

3.1 SY集气站增压试验情况

SY集气站增压试验气源进口压力0.55 MPa，不产水，试验时间3 h，试验期增压工艺运行稳定，压缩机进出口压力均处于稳定状态，单井折算日增产3 138.2 m3，具备一定增产效果，存在问题如下：一是紧急停机操作后，仅是关断压缩机电机电源，并没有切断气源及联锁放空。二是入口分离器出口放空调压阀为弹簧式，对于压力感知并不敏感，当压力突然升高时，阀门不能及时动作，导致分离器后端压力仍然会升高，超出压缩机入口额定压力。

3.2 SS集气站增压试验情况

SS集气站增压试验气源气量为400 m3/d、进口压力1.5 MPa，第一天增压加载20 min后，气、水、压力上升，恢复连续生产7天，压力再次降至外输压力，再次连续增压加载，增压可保持连续生产。试验期共计16天，恢复试验井连续生产，增产气量1.966×105m3、水量102 m3，存在问题如下：

一是试验井增压后产气量、产水量、压力大幅上升，由于试验前该站所辖井基本不产水，站内已建分离工艺存在不适应的情况，分水不彻底，自用气含水导致加热炉频繁熄火，同时分离器为手动排液，需人工密切关注液位，劳动强度高，生产管理难度大。

二是试验中期进入冬季，压缩机未建设厂房，低温导致压缩机散热管频繁冻堵，造成故障停机，影响增压工艺平稳运行，气井增压开采效果受限。

3.3 试验效果对比分析

SS集气站压缩机在适应性、安全性保障方面均优于SY集气站压缩机，主要表现以下几方面：

一是SS集气站压缩机入口压力范围大，超压自动走跨线，低压可自动停机。SY集气站超压时放空调压阀动作不及时，撬内安全阀易起跳。

二是SS集气站压缩机驱动力更强，入口压力可低至-0.07 MPa，可将井底积液抽出，起到排水采气作用。SY集气站压缩机入口压力不能为负值。

三是SS集气站压缩机气缸4个，串联运行，实现撬内多级增压，通过调整气缸运行数量，可调整增压级数，提高压缩比。SY集气站压缩机压缩比不可调整。

四是SS集气站压缩机燃气驱动，动力缸与压缩缸连轴对称设置，连轴末端为风机散热，不需要额外配置控制系统、电缆、气瓶等配件，结构紧凑，占地面积小。SY集气站压缩机需要配套电源、站控系统等[3]。

五是SS集气站压缩机撬内二级分离、自动排液、燃料气驱动，分水能力8 m3/d。SY集气站压缩机无分水能力，需额外配套分离器。

表2 压缩机适应性对比表

4 结语

(1)试验中的低压气井可开展增压开采，增产效果显著，增压开采可在中浅层气田推广应用。

(2) SS集气站采用的进口压缩机配套了两级分离、超压跨线生产、4级气缸可调增压、燃气驱动及气动阀组、气液混输、超压停机、自备风机工艺，可在偏远条件较差的井场增压开采，适应性比SY集气站的国产压缩机更强。

(3)增压开采后有可能出现积液排出的情况，需在增压工艺前端设置分离工艺。冬季低温影响压缩机运行，需配套保温厂房。