适用于低压低效气井的增压系统应用分析

２００７年第３６卷　第８期第１０４页　文章编号：１００１－３４８２（２Ｏ０７）０８—０１０４　０３　石油矿　场机械　ＥＱＵＩＰＭＥＮＴ　２００７。３６（８）：１０４～１０６　适用于低压低效气井的增压系统应用分析　梁　平　，曾艳斌　，刘奇林。，刘玉泉。，岳从海。，唐　柯　，雷　政　（１．重庆科技学院，￣．Ｊｆｉ　４０００４２；２．兰州石油机械研究所，兰州７３００５０；３．川东开发公司，重庆４０００００；　４．中航油重庆公司，重庆４０１１２０；５．塔里木二勘天然气分公司，库尔勒８４１０００）　摘要：对于低压、低产、低效或无效气井，投资回收期小于２．Ｏ～２．５　ａ，可以采用增压装置进行单井　增压开采，以提高产气量和效益。主要介绍了进行单井增压开采的可行性论证方法，阐述了进行单　井增压开采可采用的工艺流程及最优的技术改造。实例证明，采用单井增压装置是一种有效的增　产提效措施。　关键词：天然气井；单井；增压；工艺；效益　中图分类号：ＴＥ９３３．５０３　文献标识码：Ｂ　Ｔｈｅ　Ａｎａｌｙｓｉｓ　ｏｆ　Ｐｒｅｓｓｕｒｉｚｉｎｇ　Ｕｎｉｔ　Ｕｓｅｄ　ｉｎ　Ｌｏｗ　Ｐｒｅｓｓｕｒｅ　ａｎｄ　Ｎｏｎ—ｅｆｆｅｃｔ　Ｇａｓ　Ｗｅｌｌ　ＬＩＡＮＧ　Ｐｉｎｇ　。ＺＥＮＧ　Ｙａｎ—ｂｉｎ　，ＬＩＵ　Ｑｉ—ｌｉｎ。。ＬＩＵ　Ｙｕ～ｑｕａｎ　，　ＹＵＥ　Ｃｈｏｎｇ—ｈａｉ　，ＴＡＮＧ　Ｋｅ　，Ｉ　ＥＩ　Ｚｈｅｎｇ　（１．Ｃｈｏ　ｇ　ｇ　Ｓｃ　ｃ　以理ｄ　Ｔｅｃｈ　ｏｌｏｇｙ　Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｃｈｏｎｇｑｉｎｇ　４０００４２，Ｃｈｉｎａ；２．Ｌａｎｚｈｏｕ　Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｍｅｃｈａｎｉｃａｌ　Ｒｅｓｅａｒｃｈ　Ｉｎ５ｔｉｔｕｔｅ，Ｌａｎｚｈｏｕ　７３００５０，Ｃｈｉｎａ；３．Ｅａｓｔｅｒｎ　Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｐｒｏｖｉｍ　ｅ　Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ　Ｃｏｍｐａｎｙ，　Ｃｈｏ　打ｚ皇４０００００，Ｃｈｉ　以；４．　Ｃｅ　ｔｅｒ　Ａｚ，ｉａｔｉｏｎ　Ｇａｓｏｌｉｎｅ（Ｔｈｏｎｇｑｉｎｇ　Ｃｏｍｐａｎｙ，Ｃｈｏｎｇｑｉｎｇ　４０１　１２０，Ｃｈｉｎａ；　５．Ｔａｌｉｍ“丁ｔ￡，０　Ｎａｔ“ｒａｌ　Ｇａｓｅｓ　Ｓｕｂｓｉｄｉａｒｙ　Ｃｏｍｐａｎｉｅｓ，Ｋｕｅｒｌｅ　８４１０００，Ｃｈｉｎａ）　Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｒｅｇａｒｄｉｎｇ　ｔｈｅ　ｗｅｌｌ　ｏｆ　ｌｏｗ　ｐｒｅｓｓｕｒｅ，ｌｏｗｌｙ　ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ，ｔｈｅ　ｌｏｗ　ｅｆｆｅｃｔ，ｔｈｅ　ｎｏｎ—ｅｆｆｅｃｔ，　咒、　０已ｊ　、　、咒　，　、兜０已０　、９＾Ｉ～，ｅ—　ｅ，ｊｃ　Ｊ已　ｊｅ一，ｅ一９ｅ　ｊ已０　ＪＣ、，ｅ一，ｅ—ｊ　０ｃ　０已　根据计算结果，用Ｍａｔｌａｂ软件绘制的凹面辊剖　面图如图３所示。由图可知，该曲线形状与实际辊　形外观一致。　’。’　形状和辊子实际形状相符，证明了求解过程的正确　性。本文为辊子曲面方程的推导提供了新途径，同　时为辊子的力学参数计算和辊子的优化设计提供了　理论依据。　¨＋＋＋　¨……＋÷抖＋＋＋十＋＋十＋　参考文献：　＿】］　黄晓娟，黄晓云．矫直机矫直辊设计分析［　．沈阳工业　…　—｜．．．・．．．．．　＋＋＋　＋＋　学院学报，２００１，２０（２）：９－１１．　ｒ２］刘无明．斜辊式管材矫直机矫直辊辊形曲线的研究　凹面辊辊长／ｍ　Ｚ轴　ｒＪ］．重型机械，１９８９，（５）：１４６—１４８．　图３　凹面辊剖面图　［３］　苑国强，吴凤芳．辊型曲面的计算方ｅｌ－Ｊ｝．山东工业大　学学报，１９９９，２９（５）：４２７—４３０．　４　结束语　用矢量分析方法可以推导出辊子的曲面方程，　［４３崔　甫．矫直原理与参数计算［Ｍ］．第２版．北京：机械　工业出版社，１９９２．　［５］李得高，马香峰，马振平．辊型曲线设计的数值方法　Ｌ　．钢铁，１９８９，２４（５）：３６—３９．　通过对推导出的曲面方程的计算和图形仿真可知其　收稿日期：２００７　０２—１９　作者简介：梁　￣－（１９７２一），女，四川自贡人，副教授，住渎博士研究生，主要从事教学、科研工作，Ｅ－ｍａｉｌ：ｘｉｈ９９＠１６３・ｃｏｍ　ｏ　维普资讯 http://www.cqvip.com

第３６卷第８期　梁平，等：适用于低压低效气井的增压系统应用分析　ａｎｄ　ｔｈｅ　ｉｎｖｅｓｔｍｅｎｔ　ｐａｙ—ｂａｃｋ　ｂｅｉｎｇ　ｓｈｏｒｔｅｒ　ｔｈａｎ　２．０　ｔｏ　２．５　ｙｅａｒｓ，ｔｈｅ　ｐｒｅｓｓｕｒｉｚｉｎｇ　ｕｎｉｔ　ｃａｎ　ｂｅ　ｕｓｅｄ　ｉｎ　ｓｉｎｇｌｅ　ｗｅｌｌ　ｔｏ　ｒａｉｓｅ　ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ．Ｔｈｅ　ｐａｐｅｒ　ｍａｉｎｌｙ　ｉｎｔｒｕｄｅｓ　ｒｅａｓｏｎｉｎｇ　ｏｆ　ｆｅａｓｉｂｉｌｉｔｙ　ｏｆ　ｕｓｉｎｇ　ｓｉｎｇｌｅ　ｗｅｌｌ　ｐｒｅｓｓｕｒｉｎｇ　ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ，ｔｈｅ　ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ　ａｎｄ　ｏｐｔｉｍｉｚｅｄ　ｔｅｃｈｎｉｃａｌ　ｉｍｐｒｏｖｅｍｅｎｔ　ａｓ　ｗｅｌ１．　Ｔｈｅ　ｐｒａｃｔｉｃａｌ　ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ　ｓｈｏｗｓ　ｔｈａｔ　ｔｈｅ　ｐｒｅｓｓｕｒｉｎｇ　ｕｎｉｔ　ｉｓ　ｉｎｄｅｅｄ　ａ　ｅｆｆｅｃｔｉｖｅ　ｆａｃｉｌｉｔｙ　ｉｎ　ｏｉｌｆｉｅｌｄ．　Ｋｅｙ　ｗｏｒｄｓ：ｇａｓ　ｗｅｌｌ；ｓｉｎｇｌｅ　ｗｅｌｌ；ｐｒｅｓｓｕｒｉｎｇ；ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ；ｂｅｎｅｆｉｔ　油气田老井挖潜是国内外普遍采用的投资少、　见效快，能提高油气田气藏采收率的方法。目前川１　东地区经过近５０　ａ的天然气勘探开发，出现了一大　批低压、低产、零散、低效或无效的气井，为有利于局　部区块的大幅度降压强化开采，充分调动边翼部低　产井和低压井的潜力，多采用相对分散增压或单井　增压的方法，例如川东开发公司明１井、罐４井等，　增产效果显著。本文主要介绍采用单井增压装置实　现单井增压的前期论证方法、工艺流程及相关改造　方案，并以实例说明适合单井增压的老井经过增压　后可获得较好的经济效益。　１　使用条件　单井增压主要用于气井位置偏远且零散，生产　时间长，气井压能逐渐衰减，地层能量补充不足，井　口压力与输压基本平衡甚至低于输压，致使产量大　幅度降低直至停产，不能连续生产的单井。满足单　井增压的条件：有充足、合适的燃料气来源；适宜启　动压力的启动气；有较充足的软水水源（增压机冷却　水）；外输管线完备；一般照明和一定的站场空间；投　资回收期小于２．Ｏ～２．５　ａ。　２基本工艺　２．１气井增压可行性论证　ａ）　增压井有无充足的剩余储量和产能，这是　增压的前提和基础。　ｂ）论证投资风险，测算经济效益、投资回报　率，这些指标可运用投资回收期这一综合指标来反　映。所谓投资回收期就是指采用增压开采后的净收　益来回收投资增压开采的总金额所需要的时间。石　油天然气开采行业标准［１　规定的基准投资回收期　Ｐ　为６　ａ，对开采后期的小产量增压井，我们可将这　一指标定为２．Ｏ～２．５　ａ。计算公式为　Ｐｆ　∑（Ｃ１～Ｃ。）　一０　（１）　Ｐ　一Ｎ一１＋　（２）　式中，Ｃ　为现金流入，万元；Ｃ。为现金流出，万元；　（Ｃ　一Ｃ。）　为第　年的净现金流量；Ｐ　为静态投资　回收期；Ｎ为累积财务净现金值开始出现正值年份　数；ＦＮＰ　～　为上年累积财务净现金值的绝对值，　万元；ＦＮＰ　为当年财务净现金值，万元。　如通过公式计算得出Ｐ　＜２．０～２．５　ａ，则认为　该井可以采取增压措施。　２．２　工艺流程　从井口出来的天然气，经分离器分离掉游离水、　凝析油和杂质，进入增压机缓冲罐，平衡稳定压力后　通过进气阀进入压缩缸，经过加压后的高温高压天　然气由排气阀进入排气缓冲罐，稳定压力后进入空　气冷却器对高温高压气体进行冷却后输入大管网。　工艺流程如图１。　２．３增压前期工艺改造　通常气井在生产初期为中高压生产井，井口压　力和输压均较高。随着生产时间的增加，井口压力　和输压已大大降低，为适应单井增压开采工艺，需完　成一系列工艺改造。　　Ｉ．豳．　盲　图ｌ　单井撬装式增压装置工艺流程　ａ）　增压机进气管线　为减少压力损失，确保　进增压机的气流速度保持在理想状态（４￣２０　ｍ／ｓ），　需要提高进气管线管径以减小由于流速过大而造成　的气流对管线的侵蚀和噪声的影响。管径大小为　一√ｓ．　署Ｑ　（３）　式中，Ｑ　为气体流量，Ｉｌｌ。／ｄ；Ｔ为气体温度，Ｋ；　为　气体压力（绝），ＭＰａ；　为气体速度；Ｚ为压缩因子。　ｂ）　改单采为油套管合采　油套管合采增　大了井筒中垂管流体的有效直径，降低了井筒的流　动阻力损失，从而增大了生产压差，提高了单井产　量。现场试验表明，在增压条件下，采取油套管合采　维普资讯 http://www.cqvip.com 石油矿场机械　２００７年８月　是一种行之有效的增产措施，其工艺简单、投资少、　见效快。特别对于井身结构完好，产量大的井，效果　单采分别减少垂管流动压力损失０．７８和　０．２８８　ＭＰａ，在增压条件下，当年即取得０．１×ｌ０　１ＴＩ。的增产效果。相关数据见表ｌ。　尤为显著。以重庆气矿垫江作业区卧３、卧６井为　例，根据理论计算，在相同产量条件下，油套合采比　表１　卧３、卧６井油套合采与单采相关数据比较　ｃ）　对井站工艺进行改造，拆除各类阻力损失　较大的部件（例如弯头、节流阀、水套炉等），改造后，　平均压力损失减少０．０３　ＭＰａ。　选择其中一些有储量、有产能的低压单井进行单井　增压的前期论证，测算投资回收期，预测经济效益。　具备进行单井增压的条件，便可进行相关改造，获得　较好的经济效益。特别对一些井口压力低、受地层　水影响的气井进行增压后，地层水的影响减小或消　失，效果尤其显著，例如明ｌ井。目前已开发出撬装　式单井增压装置，此装置具有一次投资，可重复使用　的特点，符合低压气井、老气井增压挖潜的发展趋　势，必将得到广泛应用。　表２明１井现金流量　万元　３　应用实例　川东开发公司明ｌ井于１９８５—０１投产，套压为　４２．２９　ＭＰａ，油压为４２．２９　ＭＰａ，日产量为１０．０×　１０　１ＴＩ。／ｄ，到ｌ９９８年，套压降为３．１５３　ＭＰａ，油压降　为２．３７５　ＭＰａ，采用低压间歇化排生产，因井口压力　过低和井下积液影响，生产越来越困难，基本面临停　产。２００１－１０复核剩余储量为０．６０×１０。１ＴＩ。，为增　压生产提供了可靠保证。试增压试验前，进行一系　列工艺改造：将该井进气管线管径￣８９　１ＴＩ１ＴＩ改用　ｌ５９　１ＴＩ１ＴＩ；拆除各类阻力件；改单采为油套合　采，减少压力损失０．１ｌ　ＭＰａ；选用合适压缩机机型。　采用增压装置后月累计增产（４．０～５．０）×１０　１ＴＩ。。　该井增压生产前，关井复压４个月，才能生产　ｌ３～１５　ｄ，年产气（８０４１００）×１０　１ＴＩ。。该井从２００ｌ一　０６试增压开采至２００３—０５（２００２—０４正式增压），增压　生产２７４．８　ｄ，共采气９２５．４３×１０　１ＴＩ。，年均增气　（７８５～７２５）×１０　１ＴＩ。。井口气以０．７６ｌ元／１ＴＩ。计　请八　＾　产品销　售收入　流入合计　囊饔　流动资金　ｚ　ｏ　５Ｏ　２Ｏ　３Ｏ　经营成本　流出　皿　及附加　所得税　２１４．７０　１９６．６６　２０４．Ｏ（　３５．６２’　　３２．６４’　　３３．８６’　　２５．４４　２３．３２　２４．１９　算，扣除采气成本和增压成本０．２７２元／１ＴＩ。（参照重　庆气矿２００２年决算成本和气矿２００２年决算增压成　本），增加了￥３８３．９万～３５４．５万元的收入，到目前　已全部收回投资，经济效益显著。　明ｌ井现金流量见表２，据式（１）、（２）并结合标　准　，在基准收益率Ｊ　一ｌ２　的条件下，计算明ｌ　井投资回收期Ｐ　一１．３　ａ，小于指标２．０～２．５　ａ回　收期。　净现金　流量　累计净现　金流量　流出合计　２４０　３２５．７６　２７２．５　２９２．０５　４　结束语　川东地区经过近５０　ａ的天然气勘探开发，已出　现了一大批低压、低产、零散、低效或无效的气井，可　参考文献：　［１］ＳＹ／Ｔ６５１１－２０００，油田开发方案经济评价方法［ｓ］．　［２］ＳＹ／Ｔ６３６６—２００５，油田开发主要生产技术指标及计算　方法［ｓ］．