抽油機井自控式套管氣回收裝置

鄭景珊 張 軍 付國慶 李秀美 唐光亮 薛良玉（華北油田公司二連分公司，內蒙古錫林浩特 026017）

引用格式：鄭景珊，張軍，付國慶，等. 抽油機井自控式套管氣回收裝置［J］.石油鉆采工藝，2015，37（5）：126-127.

抽油機井自控式套管氣回收裝置

鄭景珊 張 軍 付國慶 李秀美 唐光亮 薛良玉
（華北油田公司二連分公司，內蒙古錫林浩特 026017）

引用格式：鄭景珊，張軍，付國慶，等. 抽油機井自控式套管氣回收裝置［J］.石油鉆采工藝，2015，37（5）：126-127.

摘要：為了有效收集低套壓抽油機井的套管氣，研制了一種自控式套管氣回收裝置。該裝置排液缸連接生產閥門，氣缸通過進氣管連接套管閥，兩缸活塞通過連桿連接，利用抽油機井上下沖程時井口壓力變化實現氣缸強制吸入套管氣。上沖程時排液缸壓力上升，活塞右行，氣缸容積增大，壓力降低，完成套管氣吸入；下沖程時井口壓力下降，在集油管線壓力下使氣缸活塞左行，氣缸內套管氣進入排液管，如此往復循環，整個工作過程不需要額外動力，可以將套壓低至0.1 MPa的油井套管氣有效回收。現場應用22口井，平均日回收天然氣1 352 m3，有效提高了天然氣資源利用率。

關鍵詞：抽油機井；套管氣；低套壓；回收裝置

油井生產過程中，有一部分從原油中分離出的天然氣進入到油套環形空間，由采油井口的套管閥門控制，俗稱套管氣。對于套管氣的回收，目前成熟的技術有天然氣壓縮機工藝、定壓放氣閥回收工藝等，但壓縮機回收一次性投入較高，需要套管氣資源量很大時才能經濟地回收；后者也需要一定的氣量，并且需要套管壓力高于集油管網壓力時才能回收，但保持較高的套壓可能會造成抽油泵的氣鎖，影響油井的正常生產［1-6］。而在油井套管氣量少、套壓低（以下簡稱低壓套管氣）的情況下，從經濟角度考慮上述技術均不適用。通過現場測試發現，油田現場絕大部分油井有低壓套管氣，盡管單井平均氣量只有20 m3/d，但由于井數多，總量還是非常可觀的，若能有效回收可節約大量燃油。回收低壓套管氣的難點是如何使低壓的套管氣進入相對高壓的集油管網（已建的），因此尋求一種經濟、可靠的增壓裝置是解決這個問題的關鍵。對此，結合抽油機井井口壓力變化特點，研發了一種自控式套管氣回收裝置，并在現場進行了22口井的應用，取得了較好的成效。

1　技術分析

1.1 結構

自控式油井套管氣回收裝置主要由排液缸和氣缸組成，兩個缸的活塞通過連桿連接，采用過橋密封實現兩個缸、連桿間的密封，其他主要組件包括排液系統的排液管、排液單流閥，氣系統的套管氣進氣管、氣缸的進氣單流閥、排氣閥單流閥（見圖1）。排液缸前端與井口油管閥門連接，另一端連接到集油管線；套管氣進氣管連接井口套管閥門與進氣單流閥，整體安裝較為簡單。

圖1　 自控式套管氣回收裝置結構及安裝示意圖

1.2 工作原理

該裝置利用抽油機井排液及集油管網的回壓液力能量驅動。上沖程時，產出液自井筒內流出，裝置前端的井口壓力上升，推動排液缸活塞向圖中所示的右側運動，活塞到達末端時排液缸與排液管連通，產出液經排液單流閥進入集油管線；與此同時，經活塞連桿的作用，氣缸活塞與排液缸活塞同步向右運動，氣缸容積擴大，壓力下降，套管氣通過進氣單流閥進入氣缸完成吸氣過程。下沖程時，受管式泵充滿程度影響（柱塞下行讓出的井筒容積往往大于進入井筒的流體的體積），裝置前端的井口壓力下降，排液單流閥關閉以防止產出液倒灌，當裝置前端的井口壓力小于集油管線壓力時，在壓差作用下氣缸活塞與排液缸活塞同步左行，氣缸內的套管氣排入排液管，工作中排液缸活塞會在極短時間內運行到缸體排液口的左側，此時隨著活塞運行排液管內壓力下降，確保氣缸內的套管氣順利進入排液管中，在轉至上沖程時套管氣與產出液混合進入集油管線，進入聯合站集中回收利用。整個工作過程無需其他額外動力，實現了低壓套管氣的有效回收。

1.3 主要技術參數

排液缸內徑90~120 mm，氣缸內徑90~120 mm，裝置總長度1 500 mm，工作溫度-45~50 ℃，適用介質溫度20~60 ℃，本體承壓≥3 MPa，適用套壓≥0.1 MPa，行程工況排量（套管氣）0.018~0.029 m3/沖程。

2　現場應用

現場共計安裝了22套自控式套管氣回收裝置，22口井產出的油、氣均集輸到同一聯合站進行處理。到目前累計運行500 d，累計回收套管氣67.6×104m3，平均日回收天然氣1 352 m3。對比試驗井安裝前后的油壓、電流數據，均沒有明顯的增大，說明該裝置對抽油機井的能耗影響不大，達到了預期效果。

例如11-20井，安裝前油壓0.6~0.7 MPa，電流51 A/46 A，安裝后油壓0.57~0.66 MPa，電流50 A/47 A，均沒有明顯變化；安裝前套壓0.6 MPa，安裝后0.37 MPa，下降0.23 MPa，日回收套管氣109 m3。再如13-114井，安裝前油壓0.2~0.55 MPa，電流46 A/41 A，套壓1 MPa，安裝后油壓0.2~0.55 MPa，電流45 A/41 A，套壓0.11 MPa，安裝前后油壓、電流平穩，套壓下降0.89 MPa，日回收套管氣166 m3。從數據對比來看，取得了較為理想的應用效果。

3　結論

自控式套管氣回收裝置解決了抽油機井低壓套管氣經濟回收的難題，該裝置不需要額外動力，不增加管理難度，投資少回報率高，且運行可靠，既提高天然氣資源利用率，又解決了生產中的環保問題，具有可觀的經濟效益和長遠的社會效益，具有極大的推廣應用前景。

參考文獻：

［1］ 許冬進，馬麗，程俊.油田伴生氣回收裝置現狀和分析［J］.石油科技論壇，2010，15（4）：29-33.

［2］ 張偉娜，徐二華，張兵.邊遠地區油田伴生氣利用現狀及發展趨勢［J］.內蒙古石油化工，2011，36（19）：3-4.

［3］ 蘇欣，王勝雷，張琳.油田伴生氣利用對策及現狀［J］.天然氣與石油，2008，26（2）：33-37.

［4］ 王天剛.簡易新型井下套管氣回收裝置［J］.油氣田地面工程，2008，27（10）：73.

［5］ 潘一，徐利旋，劉守輝，等.油田伴生氣利用現狀與前景展望［J］.特種油氣藏，2013，20（1）：7-10

［6］ 李大建，黎曉茸.西峰油田油井套管氣量測試方法［J］.斷塊油氣田，2009，16（1）：113-114.

（修改稿收到日期 2015-08-17）

（編輯 朱 偉）

Autocontrol casing gas recovery unit for pumping wells

ZHENG Jingshan, ZHANG Jun, FU Guoqing, LI Xiumei, TANG Guangliang, XUE Liangyu
（Erlian Branch of Huabei Oilfield Company, Xilinhot 026017, China）

Abstract:In order to effectively gather the casing gas from pumping wells with low casing pressure, an autocontol casing gas recovery unit has been developed. The drainage cylinder of this unit is connected to the production valve and the air cylinder is connected with casing valve through the inlet tube. The two-cylinder piston is connected through the connecting rod so that the air cylinder draws in casing gas forcibly by changes of wellhead pressure during up-down stroking in pumping wells. At up stroke, the pressure in drainage cylinder increases, the cylinder piston moves to the right, so the capacity becomes larger, pressure decreases and the casing gas is drawn in. At down stroke, the wellhead pressure decreases and air cylinder piston moves to the left under the pressure gathering pipeline, so the casing gas in air cylinder flows into the drainage pipe. This cycle repeats and the no additional power is needed in the entire working process, so the casing gas in oil wells where casing pressure is reduced to 0.1 MPa can be recovered effectively. This unit has been used in 22 wells and daily gas recovery rate is 1 352 m3in average, which has effectively increased the utilization rate of natural gas resource.

Key words:pumping well; casing gas; low casing pressure; recovery unit

作者簡介：鄭景珊，1972年生。1992年畢業于華北石油學校采油工程專業，現主要從事采油工藝技術研究與管理工作，工程師。電話：0479-8291585。E-mail：elzhenjingshan@petrochina.com.cn。

doi:10.13639/j.odpt.2015.05.032

文獻標識碼：B

文章編號：1000 – 7393（2015）05 – 0126 – 02

中圖分類號：TE931