同步回转增压排水工艺试验小结319new解读

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1、大牛地大牛地气田同步回转增压气田同步回转增压排水排水 现场试验效果分析现场试验效果分析 汇报人：林新宇 华北分公司 采气一厂 2015年3月 汇报提纲 一、同步回转增压排水工艺原理 二、现场试验及效果分析 三、意见与建议 工艺原理：采用同步回转增压装置对气井 进行抽吸，降低井口油压至常压，大大提 高气体流速，提高气井带液能力，达到 气、液、固三相混输增压排水采气的效 果。 工艺本质：降低井口压力，增大生产压差 ，释放气井压能，实现降压开采。 (一)工艺原理 一、同步回转增压排水工艺原理 同步回转多相混输泵工作示意图 同步回转增压排水示意图 (二)工艺优点 一、同步回转增压排水工艺原理 装置 增

2、压流程 生产流程 与常规增压设备相比，混输泵具 有两方面优势：不需气液分离 ，即可实现增压；能实现任意 气液比混输抽吸。 与气举排液相比，避免将水压入 地层，造成气井产能下降。 可部分替代放空带液，回收天然 气，避免环境污染。 安装方便，装置可较好匹配站内 流程，增压流程与生产流程可以 实现半自动倒换，提高安全系 数。 积液井，排出积液后，可延长稳 产期；水淹井，复产后，可增 产。 汇报提纲 一、同步回转增压排水工艺原理 二、现场试验及效果分析 三、意见与建议 二、现场试验及效果分析 (一)试验目的及选井思路 试验目的： 1、摸索同步回转工艺在大牛地气田水平井应用可行性； 2、解决频繁水淹井及

3、积液减产井的排液问题； 3、杜绝放空带液，实现天然气零浪费、环境无污染。 选取积液井、水淹井，开展同步回转增压现场试验，验证工艺排液、复产效果。 选井思路图 二、现场试验及效果分析 (二)试验选井 选井原则：气井具有一定产能，由于积液或者频繁液压，需要频繁放空带液来维 持生产；生产管线畅通，出砂不严重；产气量2万方/天(设备最大处理能力)， 产水量10方/天，采气管线长度10km。 气井类型井号层位 油管尺寸 （mm） 无阻流量 （万方/天 ） 管线长 度(m） 临界携泡流量 （万方/天） 日产气 (方) 日产水( 方) 放空带液 (次/天) 流压测试结果 水淹井 DPH-21H1606.60

4、2923601.03(13000)(4.1) （0.33）液面深度2058m DPH-40H1605.612771000.85(8000) （6.5） (0.75)液面深度1561.5m DPH-42H16013.565256701.11(19000) （5.7）(0.5)液面深度1000m 积液减产井 DPH-20H1602.955512001.08135003.671.5 平均压力梯度 0.09MPa/100m DP19H1731.797748001.3645002.533 平均压力梯度 0.13MPa/100m；存 在明显段塞流 D28-4 S1+S2 730.4755 2500 0.4

5、56000.523.5 平均压力梯度 0.14MPa/100m 6口试验井数据表 选取45号集气站开展同步回转试验，选取3口水淹井（减产量达到4万方/天），开展水淹复产 试验；选取3口积液减产井（均存在放空带液，减产量1万方/天），开展辅助排液试验。 二、现场试验及效果分析 (三)现场流程 选取DP19井进行设备最优参数调试，得出以下两点认识：1、装置可匹配目前大牛地的流程要 求，运行期间安全可靠；2、最优功率30-40Kw，进气压力小于3.6MPa，出口压力最高达到 4.5MPa。 采取阶阶段性调节调节功率 122238KW 电流稳定、排气压力最大4.5Mpa 进进气压压力12.13.6，确

6、定出设备设备的 最高的进进气压压力不应应超过过3.6MPa 瞬时时流量100212350653方/小时时 二、现场试验及效果分析 (四)装置调试 装置调试期间参数变化曲线 类型井号 油压（ MPa） 套压（ MPa） 日产气量 （万方） 日产水量 （方） 放空带液 频率 （次/天 ） 油压（ MPa） 套压（ MPa） 日产气量 （万方） 日产水量 （方） 稳定生 产时间 （天） 放空带 液频率 （次/天 ） 日恢复 产气量 （万方 ） 抽吸 次数 排水量 （方） 减少放 空带液 回收天 然气量 （万方 ） 效果 水淹井 DPH-21水淹 3.75.850.70.425 0.720.20.71

7、好 DPH-40水淹水淹3 差 DPH-42水淹水淹1差 积液减 产井DPH-204.57.41.73.080.5-1.54.37.51.63.1- 0.33-0.6 12.771.47一般 DP194.16.30.42.32-34.66.20.51.36300.25-0.50.1322.63.6好 D28-43.958.240.060.663-44.380.330.6531-30.2720.381.3好 合计1.071226.47.08 试验6井次，4口井效果较好，成功率66.7%；积液减产井试验效果较好，成功率100% ；抽吸12次，累计排水26.4方，减少放空带液回收气量为7.08万方。

8、 二、现场试验及效果分析 (五)效果分析 针对水淹井，共进行3井次抽吸复产作业，其中1口井成功，成功率33.3%，日恢复产气0.7万 方。 气井 类型 井号抽吸前抽吸后 日恢复产量 （万方） 抽 吸 次 数 减少放空 带液回收 气量 （万方） 效果 油压（ MPa） 套压 （MPa ） 井口油 压下限 （MPa） 进站压力 下限 （MPa） 进气压 力下限 （Mpa） 排气压 力上限 （MPa） 抽吸 最大 瞬时 （方 ） 抽吸 时间 水淹 井 DPH-213.66.71.61.661.613.8500240.720.71好 DPH-403.26.810.940.923.643604803 差

9、 DPH-423.89.51.10.970.923.63002401 差 合计0.760.7133.3% 现象：井口与进站压差可降低到0.2MPa以内，管线积液被排出，井口油压只能降低到1MPa； 装置进出口压差最大3.5MPa，最大的瞬时流量为500方/小时。 认识：水淹井复产难度较大，只有井底压力井内液柱压力+井口回压(最低降至1MPa)时，才 有可能复产，放空带液难以复产的井，该工艺理论上无法复产。 二、现场试验及效果分析 (五)效果分析 1、水淹井 3口水淹井试验前后数据举表 DPH-21 层位：H1；油管尺寸：60mm；无阻流量：6.6029万方/天；管线长度：2.36Km。 DPH

10、-21井抽吸过程中流量变化图DPH-21井抽吸过程中装置压力变化图 压力回升，停装置观察2小 时后，气井复产成功 流量稳定在300方/小 时；共排液0.21方 采取24小时抽吸作业，成功复产 ，恢复产量0.7万方/天，稳定生 产时间25天 关井恢复压力1小时 二、现场试验及效果分析 (五)效果分析 1、水淹井 针对积液减产井，累计抽吸6井次，日恢复气量0.37万方，回收天然气6.37万方。 气井 类型 井号 抽吸前抽吸后 日恢复 气量（ 万方） 抽吸 次数 减少放空 带液回收 气量 （万方） 效果 生产 状态 油压（ MPa） 套压（ MPa） 瞬时流 量(方) 井口油 压下限 （MPa） 进

11、站压 力下限 （MPa ） 进口压力 下限（ MPa） 排气压力 上限（ MPa） 最大瞬 时流量 （方） 出液抽 吸时间 （h） 抽吸后 压差（ MPa） 水淹 井 DPH-20 积液 减产 4.57.46403.21.991.84.6650102.80 11.47一般 DP194.16.32002.82.582.44.3290021.920.133.6好 D28-43.958.24802.71.771.674.560042.730.2721.3好 合计0.3766.37100% 二、现场试验及效果分析 (五)效果分析 2、积液减产井 现象：井口与进站压差可降到1MPa以内，管线积液被排出，

12、井口油压只能降低到1.77MPa；装 置进出口压差2.8MPa，最大的瞬时流量为900方/小时。 认识：对于积液井，抽吸时瞬时流量高于临界携液流量，井底压力井口油压（最低1.77MPa） +井筒压损，才能有效携液。 DP19井 层位：H1；油管尺寸：60.3mm；无阻流量：1.7977万方/天；管线长度：4.8Km。 日产气：0.4万方； 日产液：2.3方/天 日产气：0.5万方 ； 日产液：1.36方。 生产时率98% 频繁放空带液 共抽吸2次，用时24小时，累计排液 22.64方，回收天然气3.6万方 DP19井抽吸过程中装置流量、压力变化图 共用时24小时，抽吸期 间进站、排气压力稳定

13、1小时后出液，共排液10.25方 ，后期流量稳定在600方/小时 1小时内压力降到最低，开始 出液，排液效果较好 二、现场试验及效果分析 (五)效果分析 2、积液减产井 类别井数/口 运行情况 增产气量 遏制放空带液回 收气量 材料成本 万方万方 水淹井39.070.71 本次12次抽吸共消耗柴 油2285L，折合1.6万元 积液减产井(水平井 ) 23.45.07 积液减产井(直井)12.941.3 合计615.417.08 试验期间，装置运行12次，耗费柴油1.6万元，折合增产天然气22.49万方。 二、现场试验及效果分析 试验费用统计表 (五)效果分析 适用气井条件优点缺点目前存在的问题

14、 同步 回转 增压 排水 技术 水淹井积液减产井 1、遏制放空带液 ，起到了回收天然 气的效果； 2、可以采取连续 抽吸保证不能连续 生产及积液减产气 井稳产 1、与放空带液相 比，抽吸需要的时 间较长（4小时 ）； 2、与气举复产相 比，需要的时间较 长（24小时）。 1、目前装置进口压力只 能下降到1MPa，没有达 到设计要求； 2、目前设备的排量较低 ，现场最大排量为900方 /小时，达不到管柱尺寸 较大气井临界携液流 量。 难以复产 1、临界携液流 量井 口回压（最低1M 。77MPa）+井筒 压损 认识： 1、对于密闭抽吸（水淹井） ，可将入口压力降低至1MPa；对于连通抽吸（积液井

15、），入口 压力最低降至1.77MPa；没有达到设计值0MPa，需进一步优化。2、装置最大处理能力为2万方/天 ，对于生产管柱尺寸较大的气井，低于临界携液流量，难以起到较好带液效果；3、对于水淹井 ，难以复产；积液减产井，该工艺可以通过提高流量，增强气井携液能力。 二、现场试验及效果分析 (六)试验小结 工艺优缺点对照表 汇报提纲 一、同步回转增压排水工艺原理 二、现场试验及效果分析 三、意见与建议 三、意见与建议 1、开展适用性研究，明确选井条件 目前该工艺适用条件还不清楚，需进行适用性论证，明确选井条件。 摸索最佳工作制度，确保高效运行。 装置工作参数需进一步优化，目前，最高日处理能力仅为2

16、万方，最低进气压力没有 达到设计值0MPa。 现场流程优化，可考虑并联、串联（或者研制更大的混输泵），提高增压能力。 制定安全保障措施，防止事故发生。 三、意见与建议 2、完善配套系统 型号RPP-4吸气腔容积4L 吸气压力-0.054.5MPa排气压力6.3MPa 吸气温度545排气温度30100 驱动方式变频电机皮带轮润滑方式润滑油自润滑 主电机 YB3-315M-10 90kW 590r/min 压缩机转速200320 r/min 机组尺寸6m6m2.5m机组重量8t 装置主要技术参数表 用电系统配套：该装置额定功率90KW，对配套电力设施要求高，集气站变压器很难 满足要求，建议厂家做好相关准备工作。 流程灵活切换：需要优化生产、增压流程，做到灵活切换。 搬迁运输方便：装置尺寸、重量较大，需考虑站间搬运问题。 三、意见与建议 3、结合二期增压时机，分析工艺使用周期 大牛地气田管网分布