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摘要：苏里格气田属于“三低”气田，单井具有产气量小、普遍带液的特点。随着着气井生产时间的不断延长，导致气井携液能力不足，气井产能递减较快，产量逐年降低，不利于气井自主排液，井筒积液越来越严重，最终气井水淹。针对苏里格气田低产低效气井井筒积液严重，本文研究了同步回转压缩机排水采气工艺技术。
关键词：同步回转压缩机 积液机理 水淹 排水采气
一、同步回转压缩机排水采气的应用背景
苏里格气田属于致密气藏，气井投产后没有明显的稳产期，进入积液阶段较快，通常生产1-4年即需开展排水采气工作。气田老井的生产规律表明：气井低产低效阶段的采气量占气井累计产量的60%以上，气井生产80%以上的时间需要排水采气。随着各类排水采气工艺技术的应用，同步回转压缩机逐步进入技术人员的视野，其主要是同步回转压缩机装置利用井口气，具有井口外输和套管连续注气两种流程及功能，井口气经装置两级增压，连续回注至油套环空，采取“回转式压缩抽吸”和“环空注气气举”相结合的方式，降低井口压力，增大生产压差，降低气井临界携液流量，实现气井连续带液生产，达到排水采气的目的。
二、气井积液机理
气井一般是以雾流的形式夹带液体生产天然气。当气藏压力枯竭而造成井筒的气体流速降低，气体的携液能力也随之降低。当气体流速降到临界流速时，液体开始在井筒聚集，造成不稳定的多相流，气体在井筒的流态也开始从环雾流转变为过度流进而转变为段塞流。积聚的液体增加井底压力，降低气井产量，从而使气体流速进一步降低，最终转变为泡流，当井底压力超过气藏压力时，气井停止生产。
气井井筒积液来源有两种种：凝析液、地层水。凝析水是由于在气井生产过程中，气体从井底流到井口，其温度和压力发生变化，导致天然气中的饱和水蒸汽凝析而成。地层产水可能来自于同层水、异层水、底水或边水， 视气藏地质情况而定。当气井出现以下几种生产特征时，就表明可能积液：压力出现峰值，或者通过压力计观察到压力急剧上升;产量不稳定且递减率增大;套压升高且油压下降;压力曲线斜率有明显变化;环空液面上升;产液量为零。
三、同步回转增压技术原理
3.1工艺流程
同步回转排水采气技术的工艺流程，气体增压流程采取两台同步回转压缩机串联布置，形成两级压缩，具有“一进两出”流程，井口来气经过进气缓冲罐分离出游离态采出水后，进入两级同步回转压缩机进行增压，增压后的天然气一部分注入油套环空，进行气举作业，一部分进入采气管线外输;装置底部设置润滑油储罐，以排气压力与进气压力的压差作为循环动力，润滑油经气体增压流程不断循环回注至主机缸内，起到“润滑、密封、冷却”的作用。采用外部天然气发电机供电，通过变频控制柜进行人工操作、自动控制及数据采集，与井场通讯系统相连接，实现数字化管理。
3.2工作原理
同步回转压缩装置的核心为同步回转多相混输泵，通过外部柴油发电机提供电能，其零部件主要为转子、滑板和气缸，采取径向吸入、轴向排出的布置方式，转子与气缸偏心布置，分别绕自身轴心旋转，转子外圆与气缸内圆始终相切;滑板一端通过圆头与转缸连接，另一端嵌入转子滑板槽内。转子与转缸之间形成的月牙形工作腔，通过滑板分割成周期性变化的吸入腔与排出腔，从而实现工作介质的吸入与增压排出。混输泵在运转时，主轴驱动转子旋转，转子通过滑板带动气缸旋转，实现了转子与气缸之间“同步回转”的运动方式。
四、现场应用情况
4.1实验井的选择
根据实际生产需求，选取典型低产低效井苏x-1井井进行试验，试验前该井平均日产0.2×104m3，油/套压2.0MPa/5.0MPa，间歇生产、泡排等措施无法解决改善该井生产现状。
4.2 实验阶段分析
（1）第一阶段（8月1日-9月30日）
所选气井在实施同步回转压缩机排水采气初期处于高产阶段，地层能量足;采取循环气连续回注，将井底气与之结合，从而让进一步提高井筒氣流流量，积液排出后，井底流压降低，此时近地积液可以有效带出。
（2）第二阶段（9月 30日-10月25日）
地层能量逐步衰退，地层来气速度下降，近井地带协液速度降低，采取循环气连续回注实施效果使平均增产量下降;经分析，效果下降的原因主要是：装置最大处理量无法满足井筒临界携液流量的要求。固增大装置最大储量后解决产量下降问题。
（3）阶段三（10月25日-11月5日）
根据该井阶段二实施效果下降的情况，通过更换主机将装置处理量提升;处理量提升后，增大了循环回注气量，气井产量得以恢复。
4.3实验效果分析
（1）该井采取改进后的装置实施工艺，套压显著下降，排液效率高，油管积液基本排空，井底流压大幅度降低，近井地带储存的气体快速释放，筒内积液能在短时间内排除，随后进入稳定生产阶段，气量明显增加，压力平缓降低。
（2）当装置处理量不足时，气量快速下降。分析认为由于装置处理量小，近井地带协液速度降低，气源供应不足，导致气量短时间内难以恢复。
总结
气井增压工艺分为增大油管生产压差（抽）和增大环空液柱举升压力（举）两种方式。对比同步回转增压与氮气（压缩机）气举工艺看出：同步回转增压工艺同时具备抽吸和气举工艺，增大压差效果更明显。具有实施效果明显、工艺受井筒限制少等优势。从现场试验效果分析可以看出：
（1）同步回转压缩机是一种排水采气措施，试验期间增压排水阶段将井筒积液排出，排液效果明显，气井增产效果较好，对于气井长期稳产具有一定效果。
（2）该技术理论上起到降低井口压力，降低气井临界携液流量，提高气井携液能力;降低气井废弃压力。同步回转压缩机可同时实施抽吸工艺及连续气举工艺，增大压差效果更明显。另外该技术的作用周期需结合气井地层能量情况及工艺成本进行综合评估，针对高产水区块的气井，可实现“连续运行”的生产模式，及时排出井筒积液;针对低产水区块的气井，可实现“轮换运行”的生产模式，排出积液，恢复气井产能。
（4）在目前工艺模式下，同步回转压缩机适用于进入生产末期的气井。通过降低气井废弃压力，延长气井生产时间，提高最终采收率。
参考文献
[1]惠艳妮，田伟，杨亚聪，贾友亮，李耀德.苏里格气田天然气压缩机气举方式研究[J].石油化工应用，2012，31（12）：89-91.
[2]张春，任振华，张金波，等.苏里格气田同步回转增压工艺技术应用研究[J].石油机械，2017，45（2）：88-92.
关键词：同步回转压缩机 积液机理 水淹 排水采气
一、同步回转压缩机排水采气的应用背景
苏里格气田属于致密气藏，气井投产后没有明显的稳产期，进入积液阶段较快，通常生产1-4年即需开展排水采气工作。气田老井的生产规律表明：气井低产低效阶段的采气量占气井累计产量的60%以上，气井生产80%以上的时间需要排水采气。随着各类排水采气工艺技术的应用，同步回转压缩机逐步进入技术人员的视野，其主要是同步回转压缩机装置利用井口气，具有井口外输和套管连续注气两种流程及功能，井口气经装置两级增压，连续回注至油套环空，采取“回转式压缩抽吸”和“环空注气气举”相结合的方式，降低井口压力，增大生产压差，降低气井临界携液流量，实现气井连续带液生产，达到排水采气的目的。
二、气井积液机理
气井一般是以雾流的形式夹带液体生产天然气。当气藏压力枯竭而造成井筒的气体流速降低，气体的携液能力也随之降低。当气体流速降到临界流速时，液体开始在井筒聚集，造成不稳定的多相流，气体在井筒的流态也开始从环雾流转变为过度流进而转变为段塞流。积聚的液体增加井底压力，降低气井产量，从而使气体流速进一步降低，最终转变为泡流，当井底压力超过气藏压力时，气井停止生产。
气井井筒积液来源有两种种：凝析液、地层水。凝析水是由于在气井生产过程中，气体从井底流到井口，其温度和压力发生变化，导致天然气中的饱和水蒸汽凝析而成。地层产水可能来自于同层水、异层水、底水或边水， 视气藏地质情况而定。当气井出现以下几种生产特征时，就表明可能积液：压力出现峰值，或者通过压力计观察到压力急剧上升;产量不稳定且递减率增大;套压升高且油压下降;压力曲线斜率有明显变化;环空液面上升;产液量为零。
三、同步回转增压技术原理
3.1工艺流程
同步回转排水采气技术的工艺流程，气体增压流程采取两台同步回转压缩机串联布置，形成两级压缩，具有“一进两出”流程，井口来气经过进气缓冲罐分离出游离态采出水后，进入两级同步回转压缩机进行增压，增压后的天然气一部分注入油套环空，进行气举作业，一部分进入采气管线外输;装置底部设置润滑油储罐，以排气压力与进气压力的压差作为循环动力，润滑油经气体增压流程不断循环回注至主机缸内，起到“润滑、密封、冷却”的作用。采用外部天然气发电机供电，通过变频控制柜进行人工操作、自动控制及数据采集，与井场通讯系统相连接，实现数字化管理。
3.2工作原理
同步回转压缩装置的核心为同步回转多相混输泵，通过外部柴油发电机提供电能，其零部件主要为转子、滑板和气缸，采取径向吸入、轴向排出的布置方式，转子与气缸偏心布置，分别绕自身轴心旋转，转子外圆与气缸内圆始终相切;滑板一端通过圆头与转缸连接，另一端嵌入转子滑板槽内。转子与转缸之间形成的月牙形工作腔，通过滑板分割成周期性变化的吸入腔与排出腔，从而实现工作介质的吸入与增压排出。混输泵在运转时，主轴驱动转子旋转，转子通过滑板带动气缸旋转，实现了转子与气缸之间“同步回转”的运动方式。
四、现场应用情况
4.1实验井的选择
根据实际生产需求，选取典型低产低效井苏x-1井井进行试验，试验前该井平均日产0.2×104m3，油/套压2.0MPa/5.0MPa，间歇生产、泡排等措施无法解决改善该井生产现状。
4.2 实验阶段分析
（1）第一阶段（8月1日-9月30日）
所选气井在实施同步回转压缩机排水采气初期处于高产阶段，地层能量足;采取循环气连续回注，将井底气与之结合，从而让进一步提高井筒氣流流量，积液排出后，井底流压降低，此时近地积液可以有效带出。
（2）第二阶段（9月 30日-10月25日）
地层能量逐步衰退，地层来气速度下降，近井地带协液速度降低，采取循环气连续回注实施效果使平均增产量下降;经分析，效果下降的原因主要是：装置最大处理量无法满足井筒临界携液流量的要求。固增大装置最大储量后解决产量下降问题。
（3）阶段三（10月25日-11月5日）
根据该井阶段二实施效果下降的情况，通过更换主机将装置处理量提升;处理量提升后，增大了循环回注气量，气井产量得以恢复。
4.3实验效果分析
（1）该井采取改进后的装置实施工艺，套压显著下降，排液效率高，油管积液基本排空，井底流压大幅度降低，近井地带储存的气体快速释放，筒内积液能在短时间内排除，随后进入稳定生产阶段，气量明显增加，压力平缓降低。
（2）当装置处理量不足时，气量快速下降。分析认为由于装置处理量小，近井地带协液速度降低，气源供应不足，导致气量短时间内难以恢复。
总结
气井增压工艺分为增大油管生产压差（抽）和增大环空液柱举升压力（举）两种方式。对比同步回转增压与氮气（压缩机）气举工艺看出：同步回转增压工艺同时具备抽吸和气举工艺，增大压差效果更明显。具有实施效果明显、工艺受井筒限制少等优势。从现场试验效果分析可以看出：
（1）同步回转压缩机是一种排水采气措施，试验期间增压排水阶段将井筒积液排出，排液效果明显，气井增产效果较好，对于气井长期稳产具有一定效果。
（2）该技术理论上起到降低井口压力，降低气井临界携液流量，提高气井携液能力;降低气井废弃压力。同步回转压缩机可同时实施抽吸工艺及连续气举工艺，增大压差效果更明显。另外该技术的作用周期需结合气井地层能量情况及工艺成本进行综合评估，针对高产水区块的气井，可实现“连续运行”的生产模式，及时排出井筒积液;针对低产水区块的气井，可实现“轮换运行”的生产模式，排出积液，恢复气井产能。
（4）在目前工艺模式下，同步回转压缩机适用于进入生产末期的气井。通过降低气井废弃压力，延长气井生产时间，提高最终采收率。
参考文献
[1]惠艳妮，田伟，杨亚聪，贾友亮，李耀德.苏里格气田天然气压缩机气举方式研究[J].石油化工应用，2012，31（12）：89-91.
[2]张春，任振华，张金波，等.苏里格气田同步回转增压工艺技术应用研究[J].石油机械，2017，45（2）：88-92.