苏里格气田气液混输工艺研究及应用

蒋成银，张 云，王志刚，曹光荣，刘 华，王 敏，张 鹏

（1.中国石油长庆油田分公司第三采气厂，陕西西安 710018；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，陕西西安 710018）

苏里格气田属于典型的“三低”致密气藏[1，2]，单井产量低、压力递减快，气井投产后没有明显的稳产期，随着开采时间的延长，地层能量下降，气井携液能力降低，很快就进入积液阶段，严重影响气井产能的发挥，甚至出现水淹关停。苏里格气田日产量低于5 000 m3的气井约45%，开展各种排水采气措施的气井约80%以上。因此，对单井采取有效的排水采气增产工艺技术试验[3-5]，通过降低井口压力，增大生产压差来提高产气量，增强排液效果，保持气井的正常生产并对气田增产稳产意义重大。

1 苏里格气田开发目前面临的主要难题

苏里格气田平均液气比达到0.6 m3/104m3，气井产量越低，携液能力越差，井筒中会堆积大量液体，当液体的静液柱压力与地层压力相平衡时，气井将无法生产，严重影响气井产能的发挥。随着气田开发的推进，井筒积液气井比例逐年增多。排水采气技术是气田稳产，提高气田经济开发的必要手段。目前气田开展的排水采气主体技术主要有泡沫排水、速度管柱排水、柱塞排水及压缩机套管气举排水。这些排水技术的共同特点是必须依靠气井地层能量，油管压力无法降低，地层产能无法继续发挥。

2 井口气混输多功能装置现场试验及评价

井口气混输多功能装置能实现气液混输，通过抽吸功能降低油管压力，通过增压功能，增压至管网压力，恢复气井生产。

2.1 装置构成及工艺原理[6-8]

井口气混输多功能装置的核心设备是液压压缩机，液压压缩机主要由液压缸、工字型活塞、连杆组成。液压压缩机是由电机驱动液压泵产生高压液压油，液压油将压力传递到活塞，推动柱塞运动，给气体增压。其结构（见图1）。

图1 液压压缩机结构原理图

工作原理：液压站输出的高压油进入C 腔，B 腔的油回油箱，柱塞向下运动，气体吸入A 腔，D 腔的气体则经压缩后流出，进入冷却器，完成一次进气和排气过程；当活塞运行到设定位置时，液压站换向阀将会换向，输出的高压油进入B 腔，C 腔的油回油箱，活塞杆向上运动，气体进入D 腔，A 腔的气体则经压缩后流出，进入冷却器，完成第二次进气和排气过程。

2.2 液压压缩机主要特点

（1）气缸和油缸双缸一体结构，运行中对缸体同步起到润滑和降温作用。

（2）充分利用气体自身能力，油泵作为补充能量工作，工作压力较低。

（3）相比机械压缩机，噪声低。

（4）液压油在油路中往复循环，消耗量很小。

（5）动力平衡性能好，不平衡惯性力全部作用于基础，整机振动小。

2.3 装置工艺流程及参数

装置工艺流程（见图2），装置参数（见表1）。

表1 井口气混输增压及气举一体化装备技术参数表

图2 井口气混输增压及气举一体化装置工艺流程图

（1）混输增压流程：井口来气经进气阀门、过滤器，过滤机杂后直接进入压缩缸，压缩增压后经出口单流阀直接进入外输，实现降井口压力、气液混输功能。

（2）增压气举流程：混输增压出口来气部分经过立式分离器，分离出大直径液体后，进入两级增压气缸，经气举出口球阀、单流阀、流量计后进入油套环空进行气举。当本井水淹严重无法生产时，可以采用邻井天然气经过补气口后进入立式分离器，经增压进入环空气举。

（3）排液流程：混输增压时无需排液，采出水经压缩后直接进入采气管线；增压气举时分离器内液体通过液位计控制，依靠压差进行排液。

井口气混输增压及气举一体化装置是专门针对低产低效气井或井丛设计研发的，同时具备混输和气举功能的一体化排水采气工艺装置（见图3）。

图3 井口气混输增压及气举一体化装置示意图

3 现场试验

3.1 试验井基本情况

苏-43 井2011 年10 月20 日投产，投产初期产气1.0×104m3/d，2012 年5 月开始产量降至0.1×104m3/d～0.2×104m3/d，后期逐步进入间歇生产，多次采取泡排、压力恢复等措施无明显效果因压力恢复关停，措施前生产曲线（见图4）。

图4 苏-43 井措施前生产曲线图

3.2 现场安装

装置连接工艺流程图（见图5）。装置安装在气井井口，装置进气连接口设置在井口流量计与最后一道闸阀之间，进气口与流量计下游法兰连接，混输出口与井口最后一道闸阀上游法兰连接。回注出口与两口井井口5#阀门连接。同时各设备之间、与井口之间的安全距离需符合相关标准规范要求。

图5 井口气混输增压及气举一体化装置现场井口工艺管线连接图

3.3 试验效果

3.3.1 试验过程 现场通过气液混输抽吸增压、气举和自喷相结合的试验方法，共计运行42 d，试验过程（见表2）。

表2 井口气混输增压及气举一体化装置试验过程简表

3.3.2 试验气井增产效果 试验期间苏-43 井共产气11.5×104m3，增产气量为0.25×104m3/d～0.35×104m3/d，平均产气0.32×104m3/d，有效提高气井产气量和产水量，现场试验效果良好。

3.3.3 试验装置运行效果 试验期间，该装置未出现故障情况，运行稳定，技术可靠，现场工艺可行，成功复产该试验气井。该装置具备以下几点优势：

（1）该装置可将井口压力抽吸至0 MPa，即使遇到段塞流也能正常工作；

（2）能有效提高气井产量；

（3）抽吸降压和增压回注流程可切换自如，可单独进行混输抽吸作业、气举回注作业，也可混输增压、气举回注同时作业；

（4）橇装式结构占地面积小，便于运输和安装，有利于井站整体的布局并简化井场建站流程。

4 结果与讨论

（1）井口气混输增压及气举一体化装置是专门针对低产低效气井或井丛设计研发的排水采气装置，能够实现混输增压和气举回注功能，具备单独的混输增压、单独的气举回注以及混输增压和气举回注同时作业的工艺流程。

（2）通过利用井口气混输增压及气举一体化装置对苏-43 井进行现场试验，装置平稳运行42 d 共生产天然气11.5×104m3，平均日增产0.32×104m3。能将该井从积液停产复产至日产气0.32×104m3，后期压缩机每天只需抽吸5～8 h，气井即可正常生产，现场试验效果良好。

（3）现有的常规排水采气技术均需要气井具有较好的自喷能力，在应用方面有其局限性。通过井口气混输增压及气举一体化装置的试验，该装置对基本不具有自喷能力的苏-43 井仍能复产，并取得较好效果。

（4）该装置在苏里格气田现场应用时间尚短，仍需加强理论研究与现场试验论证，进一步完善技术体系，为苏里格气田排水采气措施提供新的攻关方向。