梁 兵 冉紅斌 張 波 宋 偉 何 鑫 龍儼麗 范華豐

（1.中國石油西南油氣田公司重慶氣礦，重慶 400000，2.漢緯爾機械（上海）有限公司，上海 201612）

0 引言

在川東地區(qū)，大部分氣田已進入開發(fā)中后期，目前均采用活塞式壓縮機增壓維持氣井生產(chǎn)，隨著地層能量進一步衰竭，進氣壓力（0.27～2.1MPa）逐步接近增壓機組極限進機壓力（0.12～1.38MPa），處理氣量降低，機組負(fù)荷降低，其運行工況的不適應(yīng)性和不經(jīng)濟將進一步凸顯；同時一些氣田尚未增壓，其井口油壓已接近輸壓，且由于下游直供用戶其輸壓進一步降低的可能性不大，因此下步需要考慮進行增壓開采。為此，有必要探索低壓氣田和小規(guī)模氣田增壓開采、負(fù)壓采氣的新工藝新技術(shù)，開展使用螺桿式壓縮機增壓進行負(fù)壓采氣的可行性論證及現(xiàn)場試驗，提高氣田采氣速度和采收率[1-4]。由于討論的氣田暫時不需要采用真空泵，因此這里的“負(fù)壓采氣”不是指在絕對真空下的吸氣，部分螺桿式壓縮機可以承受的負(fù)壓吸氣也在一定范圍內(nèi)（-0.067～0.345MPa）。筆者以中國石油西南油氣田公司重慶氣礦（以下簡稱重慶氣礦）為例，探討螺桿式壓縮機負(fù)壓采氣在重慶氣礦應(yīng)用的可行性，以及具體方案的設(shè)計。

1 負(fù)壓采氣技術(shù)應(yīng)用現(xiàn)狀

使用螺桿式壓縮機增壓進行負(fù)壓采氣的技術(shù)在中國石化應(yīng)用較廣泛，川西采氣廠對14個井組總計69口井使用15臺螺桿式壓縮機增壓進行負(fù)壓采氣（機組最低進壓0.05MPa，最高排壓2.1MPa），其中直接增壓井18口，初級增壓井51口。平均井口壓力降低0.49MPa（降幅為0.07～1.4MPa），生產(chǎn)壓差增大使總的日產(chǎn)量由10.44×104m3增加到12.15×104m3，日均增產(chǎn)1.7×104m3（未含機組自耗氣0.5×104m3），日均單井增產(chǎn)0.025×104m3，負(fù)壓采氣效果明顯。

1.1 方案及運行情況

川西采氣廠采取負(fù)壓及中壓吸氣技術(shù)，針對不同工況采用不同的方案。方案一為直接增壓法。主要針對18口邊遠井設(shè)置7個增壓點，增壓后直接進入外輸管網(wǎng)。方案二為初級增壓法。主要針對51口初級增壓井設(shè)置7個增壓點，初級增壓后進入下游增壓站二次增壓外輸。兩種方案的運行參數(shù)對比見表1。從表1、圖1、圖2中可以看出，實際運行參數(shù)與設(shè)計參數(shù)均較吻合。

表1 螺桿式壓縮機設(shè)計與運行參數(shù)對比表

圖1 漢緯爾機組不同進排氣壓力、轉(zhuǎn)速下處理量曲線圖

圖2 展望機組不同進排氣壓力、轉(zhuǎn)速下處理量曲線圖

1.2 運行效果

運行效果如表2所示，增壓效果明顯的7個井組平均井口壓力下降0.39MPa，日增產(chǎn)量1.66×104m3，單井日增產(chǎn)0.037×104m3；增產(chǎn)效果平穩(wěn)的6個井組平均井口壓力下降0.40MPa，日增產(chǎn)量0.17×104m3，平均單井日增產(chǎn)0.007×104m3；1個井組沒增產(chǎn)效果，但是井口、井底壓力均下降0.8MPa。

1.3 存在問題及處理

1）壓縮機的故障情況。15臺壓縮機組分別運行3～5個月，累計出故障14次，平均運行時率為94.74%。故障原因主要有機組進水、進氣壓力過高、進氣空氣濾芯堵塞等3類，通過加裝氣水分離器與增大壓縮機進氣分離罐尺寸、加裝進氣調(diào)壓閥、更換濾芯等技術(shù)措施，運行時率提高到96.09%。

2）壓縮機的噪聲情況。在燃氣引擎驅(qū)動方式下，不降噪條件下在1m范圍測得噪聲為100～110 dB，安裝降噪廠房后廠界噪聲為50～60dB，滿足工業(yè)企業(yè)廠界噪聲標(biāo)準(zhǔn)要求。

1.4 實際運行成本

川西采氣廠根據(jù)機組實際運行情況對單臺燃氣驅(qū)動螺桿壓縮機（軸功率25～55kW）單天運行成本進行了核算，若不考慮人員費和折舊費，日運行成本合計675.6元，其中自耗氣成本為458.2元／d，維護保養(yǎng)成本為217.4元／d。

2 重慶氣礦應(yīng)用可行性分析及方案設(shè)計

2.1 機組適用性評價

雖然活塞式壓縮機具有機組振動大，噪聲大，有脈動、易損件多、故障率高、運行維護成本高等缺點，但是對于氣田大規(guī)模增壓開發(fā)來說，活塞式壓縮機仍是適應(yīng)性極強、不可或缺的重要設(shè)備。然而從進一步降低氣井廢棄壓力，提高最終采收率來說，螺桿式壓縮機能在一定范圍內(nèi)允許負(fù)壓吸氣的同時，還具有無脈動、振動小、易損件少、故障率低、安裝移動方便、投資少、運維成本低等優(yōu)點，具有功率小、處理量低、排壓低等特點，特別適合gx等小產(chǎn)量、低壓氣田或單井的增壓開采。

另外，從運行成本來看，以軸功率170kW為等同條件，燃氣驅(qū)動螺桿壓縮機日運行成本約1800元，ZTY170整體式增壓機組日運行成本約2300元，螺桿式比活塞式壓縮機日運行成本低近500元。從建設(shè)投資來看，整體式壓縮機增壓站建設(shè)投資約500萬元，而螺桿式壓縮機建設(shè)投資約270萬元。因而從投資和運行成本的角度，對于低壓、小產(chǎn)量氣田增壓開采，螺桿式壓縮機比活塞式壓縮機具備較大優(yōu)勢。

2.2 氣田適用性分析

1）對于井口油壓低（略高于輸壓）、輸壓低（小于3.45MPa）、產(chǎn)量小的氣田或單井的增壓開采、負(fù)壓采氣相當(dāng)適用，例如gx氣田。

表2 增壓效果統(tǒng)計表

2）對于氣田或單井的初級增壓，特別是對于具有進氣壓力接近增壓機組極限進機壓力、處理量小于10×104m3／d、輸壓相對高且無進一步降低輸壓的可能性、工藝適應(yīng)性改造費用高、利用閑置機組進行二次增壓風(fēng)險大等特征的已增壓氣田可以采用。

3）對于無水無電無人值守井站，且電驅(qū)成本高于燃氣驅(qū)動，推薦燃氣引擎驅(qū)動有油螺桿式壓縮機。

4）在使用螺桿式壓縮機進行增壓開采的中后期，可考慮在增壓機組前端設(shè)置“真空泵”來實現(xiàn)嚴(yán)格意義上的負(fù)壓采氣。

2.3 負(fù)壓采氣方案設(shè)計

以重慶氣礦某氣田為例，提出使用螺桿式壓縮機增壓進行負(fù)壓采氣的解決方案。截至2016年12月底，氣田剩余可采儲量為8.92×108m3，可采儲量采出程度為16.48%，地層壓力為8.951～14.546MPa，現(xiàn)有生產(chǎn)井3口，產(chǎn)氣（2～3.5）×104m3／d，生產(chǎn)油壓為2.5～3.0MPa，直供用戶，輸壓為2～2.5MPa。

某氣田增壓設(shè)計處理規(guī)模為3×104m3／d，進氣壓力為0.3MPa，排氣壓力為2.5MPa，建設(shè)軸功率186kW的燃氣引擎驅(qū)動有油螺桿式壓縮機及配套，估算總投資約270萬元，日運行成本約1792.6元，工程費用及運行成本估算見表3和表4。

表3 工程費用估算表 萬元

表4 燃氣驅(qū)動螺桿壓縮機日運行成本表

3 結(jié)論及建議

1）使用螺桿式壓縮機增壓進行負(fù)壓采氣是可行性的，適用于重慶氣礦。對于井口油壓低（略高于輸壓）、輸壓低（小于3.45MPa）、產(chǎn)量小的氣田或單井，使用螺桿式壓縮機（單機處理量小于10×104m3／d）增壓進行負(fù)壓采氣，相對于使用活塞式壓縮機，無論是從投資、日常的運行維護還是提高最終采收率來說都具有相當(dāng)?shù)膬?yōu)勢。

2）某氣田負(fù)壓采氣方案為：增壓設(shè)計處理規(guī)模為3×104m3／d，進氣壓力為0.3MPa，排氣壓力為2.5MPa；建設(shè)軸功率186kW的燃氣引擎驅(qū)動有油螺桿式壓縮機及配套，估算總投資約270萬元，日運行成本約為1792.6元。建議在該氣田開展使用螺桿式壓縮機增壓進行負(fù)壓采氣的現(xiàn)場試驗。

[1]楊亞聰，穆謙益，白曉弘，等.蘇里格氣田后期負(fù)壓采氣工藝可行性研究[J]. 石油化工應(yīng)用，2012，31（8）：34-36.

[2]鐘聲，劉玉泉，劉奇林，等.濕式工藝螺桿壓縮機在低壓氣井開采中的應(yīng)用[J]. 天然氣工業(yè)，2007，7（6）：142-144.

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[4]王焰東.負(fù)壓采氣技術(shù)在蘇里格氣田實施的可行性論證[D].西安：西安石油大學(xué)，2009，5.