1.长庆油田分公司第二采气厂 陕西西安 710200；2.长庆油田分公司第二采气厂作业三区 陕西榆林 719000；3.长庆油田分公司第三采油厂红井子作业区 宁夏盐池 751506；4.长庆油田分公司第三采油厂 宁夏银川 750006
摘要：随着气田持续开发，低压低产气井逐年增加，生产过程中暴露出部分气井因产量低、无法正常携液的问题。开展天然气气井井口增压开采工艺试验，旨在进一步降低气井井口压力，加快气井动储量采气速度，提高单位时间内气井产气量。本文从井口增压设备介绍、工艺流程、工艺制度制定、气井开采效果、设备性能评价等几个方面进行阐述，评价了工艺适应性，为气田增压开采方式提供了新的技术途径，同时为解决气田冬季高峰期用气紧张提供了新的思路。
关键词：天然气；气井井口；增压开采工艺
1天然气增压开采工艺技术应用现状分析
天然气增压开采工艺技术涉及的内容较多，在气田开发后期应用中存在一些问题需要解决，比较突出的有两方面的问题：一是气井底部的空气流动性较低，空气压力不平衡，使得后期压力无法满足开采需求，降低了天然气的开采进度；二是受外界因素影响，比如气田水，气水量过高会影响对环境系数的测定，如果不能及时测定出环境系数，就会影响接下来的开采工作，使得资源得不到一个充分的利用，不利于我国经济的可持续发展。在气田开发后期，我们主要采用增压工艺技术对压力进行合理的调控，主要原理是定容弹性气藏衰竭式开采，取得了一定的应用效果，但还存在很多的局限性，还有很大的进步空间。
2气井井口增压开采工艺介绍
采用压缩机对气井进行井口抽吸降压，可以克服采气管线输送压差，最大限度降低井口生产压力，放大生产压差，提高气井生产瞬时流量，增强气井携液能力，从而达到提高气井稳定生产能力和提高气井采气速度的目的。
2.1井口增压压缩机介绍
CM型单井增压压缩机机组为整机撬装式，主机和电机固定在底座上，分离器、冷却器固定在底座适当位置，气管路、水管路、仪表管路、注油管路、循环油管路紧凑地将主机和容器联接成一个完整的压缩机组。该压缩机为少油润滑，其结构形式为卧式对称平衡型，四列。主要由机身、曲轴、连杆、十字头、气缸、活塞及冷却器、分离器组成。由隔爆异步电机用联轴器与曲轴相连，活塞通过活塞杆、十字头、连杆与曲轴曲拐相连。当曲轴由电机带动旋转时，活塞在气缸中心线作往复直线运动实现对气体压缩。
2.2主要技术参数
结合集气站系统运行压力和单井产能，制定了压缩机组关键运行参数，进气压力为0.1MPa～0.5MPa，排气压力6.5MPa，最大处理气量5.28×104m3/d，满足现场工况需求（见表1）。
表1 单井增压压缩机关键参数表
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2.3工艺流程
整体采用井口气液分离流程（见图1），即井口来气进入分离器，经过气液分离后进入压缩机增压输送至采气管线。分离的液体经排污流程接入采出水储罐，通过提升泵泵入采气管线，实现气液混输。
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图1 单井井口增压工艺流程示意图
3生产制度对比
井口增压开采的工作制度可以分为连续增压及间歇增压两种，具体增压制度需要结合气井产能、临界携液流量进行制定。2018-2019年共在4口气井开展了单井井口增压生产试验，论证了该工艺技术适应性。
3.1A井增压情况
A井正常生产时油套压4.21/6.32MPa，日均产气量0.8×104m3，基本不产水（见表2）。
表2 气井基本情况
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A井开展井口增压后，按照连续增压、间歇增压、连续增压三个阶段进行增压，针对不同的增压阶段，计算了气井的单井动储量采气速度（见表3）。对比分析，增压后单井动储量采气速度高于增压前，连续增压单井动储量采气速度高于间歇增压，在气井能量充足条件且产液量不高的条件下，选择连续增压优于间歇增压。
表3 A井增压阶段分析
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3.2B井增压情况
B井正常生产时油套压4.42/7.42MPa，日均产气量0.5×104m3，基本不产水，单井动储量采气速度为0.86%。开前油套压6.5/6.89MPa，增压初期油压最低降至1.1MPa，瞬时气量4.2×104m3/d，14h产水达到20m3、产气2.1×104m3，排出了井筒积液，降低了近井地带含水饱和度，提高了气井开采效果。累计生产826.5h，增压生产203h，累计产气104×104m3，日均产气3.0×104m3，累计产水61.2m3，增压后单井动储量采气速度为5.15%。后期压缩机处理能力为4×104m3时，抽吸2h后无法生产，因井口压力低、气井能量不足，燃气发电机无法启动关停机组。
3.3C、D井增压情况
C、D井均采取连续增压生产制度，评价增压效果。C井试验前因外输管网压力较高，地面管线起伏较大，导致气井携液困难积液，需要间歇性排液生产，平均产气量在1.0×104m3/d左右波动。该井在增压生产中最大压差2.11MPa，套压稳定在8.0MPa，套压下降缓慢，实现了不间断连续生产，达到使气井连续稳定生产的目的，且增产效果较为明显。D井气井产能差，试验前无法自主携液，需要频繁放喷带液，无法自主稳定连续生产，平均产气量0.4×104m3/d。该井增压后最大压差2.28MPa，井口压力持续下降，产气量持续上升，达到了使气井连续稳定带液的目的，增产效果较好。
3.4对比分析
对比以上两种增压生产制度，连续增压时气井生产及排液效果优于间歇增压，间歇增压生产气井具有较长的稳产时间。因此，生产初期可以采用连续增压生产，快速排通井筒积液、降低近井地带含水饱和度，恢复气井产能，后期根据气井生产动态、关井恢压情况制定合理的间歇增压制度，通过制定合理采气速度，达到提高气田最终采气率的目的。
4设备性能评价
现场试验分析，在高压比（正常运行时15h～20h）工况下，夏季高温及冬季低温环境下机组均能够24h连续运行。井口配套三相分离器，满足气井增压初期大排液量及井口节流生产需求，同时配套气液混输工艺流程，有效降低了采出水拉运工作量。
结束语
（1）2口气井试验情况表明，井口增压技术可进一步降低气井井口压力，提高单井产量及自主稳定生产能力。现场实施时根据气井产能、临界携液流量，确定合理的增压生产制度，以提高气井开采效果。（2）高压比、小型撬装式压缩机组运行稳定，运输、安装较为方便，满足多口气井井口定期轮换增压的生产需求，进一步拓宽了气田增压工艺适用范围，对于老井增压开采方式，气田调峰等具有重要意义。
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