一體化橇裝井組增壓裝置在蘇里格氣田的應用

季長亮，王剛，郝紅麗，鄒遠軍，劉銳，張林

（1.西安石油大學，陜西西安710065；2.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安710021）

一體化橇裝井組增壓裝置在蘇里格氣田的應用

季長亮1，王剛2，郝紅麗2，鄒遠軍2，劉銳2，張林2

（1.西安石油大學，陜西西安710065；2.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安710021）

一體化橇裝井組增壓裝置主要由段塞流儲罐、天然氣發動機和雙螺桿壓縮機組成，為了有效解決蘇里格氣田低壓低產氣井生產集輸問題，提高氣田最終采收率，設計了此套設備，該設備具有“氣液混輸、無人值守、獨立運行、智能保護、遠程監視、輪換使用”等六項功能，同時創新了三個方面的關鍵技術：（1）驅動裝置燃料采用井口天然氣，不需要外部電力或燃料，可實現機組獨立運行；（2）裝置創新采用噴油雙螺桿壓縮機+電動泵技術，可實現原料氣和采出水同時增壓、氣液混輸；（3）裝置自成系統、關鍵數據上傳，故障自動停機及自鎖、可實現智能管理。隨著該裝置的試驗成功，為蘇里格氣田提高低產低壓氣井最終采收率提供了一套有效解決方案。

氣井；螺桿壓縮機；撬裝；增壓；采收率

隨著蘇里格氣田開發時間的延長，單井油套壓、產量逐步下降，氣井積液情況越來越嚴重，隨著開發時間的繼續，低產低效井比例越來越大，如何合理有效的利用低產低效井，提高氣井利用率，是保證氣田穩產的重要問題［1，2］。

本文介紹一種能夠用于井口的井組增壓撬裝裝置，該成橇機組主要由動力部分、壓縮部分、分離部分、排氣部分、自動控制等組成。能夠有效降低氣井井口壓力，增大油套壓差，從而提高氣井產量和氣井攜液能力，增大管線流速，減少管線水合物形成機濾等效果。

1　工藝流程及主要設備功用技術參數

1.1平面布置及工藝流程

平面布置：井組集成增壓裝置平面占地范圍：10 m ×7.5 m。鐵柵欄圍墻規格為：10 m×7.5 m×1.5 m。

增壓流程：井組集成增壓裝置對采氣干管來氣進行增壓，井組增壓裝置出口設置孔板流量計，計量后再輸往集氣站。

工藝流程：干管來氣經過調壓器調壓后進入段塞流儲罐進行段塞分離，進入進氣分離器分離，分離后的氣體經螺桿壓縮機壓縮，然后經油氣分離器（機油和天然氣）分離后計量外輸（見圖1）。

圖1　一體化橇裝井組增壓裝置工藝流程示意圖

1.2主要設備

該成橇機組主要設備包括：天然氣發動機、壓縮機主機、段塞流處理系統、進氣分離系統、進氣調節系統、排氣系統、油路潤滑系統、冷卻系統、配電控制系統、箱體及所有必須的輔助設備，如入口電動控制切斷閥、入口分離器、工藝氣系統、緊急放空閥、安全閥、止回閥、進出口及管路系統多個手動旋啟式閥門、各種儀表、控制盤及與主橇的電纜配管配線、機組啟動卸載系統、保留與中央控制室進行衛星通訊聯系的RS485接口、專用工具和備件（見表1）。

表1　井組集成增壓裝置主要設備表

1.3螺桿壓縮機結構及工作原理

螺桿式壓縮機屬于容積式壓縮機，該機組為單級雙螺桿壓縮機，主要由氣缸、陽轉子、陰轉子、迷宮密封、機械密封、軸承、同步齒輪等組成，主要設備技術參數（見表2）。陰、陽轉子水平且平行配置在氣缸體內，在陰、陽螺桿轉子上的排氣端外側裝有止推軸承，承受由吸入和排出壓力差而產生的軸向推力，在吸入側和排出側的軸承與螺桿轉子間設有軸封裝置，防止軸承潤滑油漏入氣缸和氣缸內氣體向外泄漏。在陰、陽螺桿轉子吸氣端外側均設有同步齒輪，其速比與螺桿轉子速比相等，依靠軸承支撐和同步齒輪厚薄片的調整使陰陽轉子間、轉子外圓與氣缸體間及轉子端面與氣缸端面間均保持極小間隙，工作時互不接觸。為了減少氣體從二轉子間和轉子與殼體之間的泄露，在壓縮機運行時向工作腔內噴進一定數量的潤滑油，在提高氣密性的同時潤滑齒面，降低排氣溫度和噪聲。

螺桿壓縮機屬容積式壓縮機，工作原理和往復式壓縮機相同，靠一對相互嚙合按一定傳動比反向旋轉的陰陽轉子，在旋轉時產生周期性的容積變化來完成吸入、壓縮、排出介質的過程，螺桿壓縮機內氣體流動方向（見圖2），吸氣口及排氣口兩者幾乎成對角線，但實際進排氣方位為上進上排形式。螺桿壓縮機的壓力比取決于螺桿的長度和外形以及排氣口的形狀（見圖3）。

圖2　雙螺桿壓縮機氣體流動方向示意圖

圖3　壓縮機進氣壓力與氣量對應關系曲線

1.4一體化橇裝井組增壓裝置主要功能介紹

1.4.1氣液混輸干管來氣經過段塞流儲罐和進氣分離器分離出天然氣中的液體，對段塞流儲罐和進氣分離器不同液位設置三個液位傳感器（低液位、高液位、高高液位），當段塞流儲罐和進氣分離器有一個液位達到高液位時安裝在螺桿壓縮機出口的離心泵啟動，將液體泵入螺桿壓縮機出氣管線中，當段塞流儲罐和進氣分離器兩個液位都低于低液位時，離心泵停止工作。

該裝置創新采用噴油雙螺桿壓縮機+電動泵技術，實現了天然氣和采出水同時增壓、氣液混輸。

1.4.2設備實現獨立運行、遠程監視、無人值守該裝置動力部分采用卡特發動機，發動機采用24 V電池啟動，燃料采用井口天然氣，不需要外部電力或燃料，發動機可實現對螺桿壓縮機提供動力，同時對設備自動控制部分提供電力，電池自充電等，設備潤滑后的機油經過管線可對段塞流儲罐進行加熱，同時壓縮機出口的風扇將出氣盤管的熱風吹至段塞流儲罐室，可實現段塞流儲罐的雙加熱作用，防止儲罐因排液不及時發生凍堵，實現機組獨立運行。

通過遠程傳送，將井口設備運行參數傳送至站內，可實現設備遠程監控，無人值守。

1.4.3設備智能保護當設備故障停機后，進氣切斷閥自動關閉，設備自動泄壓，并將罐內液體排泄干凈，避免設備冬季運行時發生凍堵，同時設備自帶旁通（帶單流閥）可實現流程自動切換功能。自帶PLC控制系統能夠實現自成系統、關鍵數據上傳，故障自動停機及自鎖、可實現智能管理。

表2　螺桿壓縮機主要技術參數

2　增壓裝置的現場應用情況

2.1現場試驗情況

2.1.1干管及單井情況將橇裝井組增壓裝置各項工藝參數和各條干管的壓力及氣量進行對比后，將該裝置放置于蘇東R站2號干管蘇東R-1井場。

該條干管（見表3）于2009年3月投產，共連接單井9口，單井平均套壓9.5 MPa，平均配產0.25×104m3/d，總氣量2.2×104m3/d。

表3　蘇東R站2號干管單井數據表

2.1.2裝置嚴密性試壓試驗方法：將橇裝增壓裝置壓力充至1.2 MPa，穩壓30 min驗漏，當穩壓期間壓降小于0.1 MPa為合格；當壓降大于0.1 MPa時，查找漏點進行整改，直至無漏點為合格（見表4）。

表4　井組集成增壓裝置投產前試壓記錄

2.1.3PLC控制系統能保護及遠傳測試通過對該撬裝設備控制系統和集氣站站控系統程序及協議聯調、測試等，PLC控制系統對機組實現了參數顯示，設備自啟停等功能，站內系統新增界面實現了對設備參數的遠程監控功能（見表5），具備無人值守條件。

表5　天然氣壓縮機組控制內容列表

人為停機后，該設備自動切斷系統自動運行，并且自動將設備內液體排除，但是，當設備出現段塞流高液位停機時，設備未能將段塞流儲罐內液體排凈，導致段塞流儲罐內出現了凍堵，將儲罐拆開清理完冰后啟機。

2.1.4氣液混輸及段塞流儲罐處理能力實驗該段塞流儲罐內設有一個水位開關，當段塞流的流量達到水位開關動作條件時，水位開關就會向PLC發送信號，同時啟動水泵排水，并關閉壓縮機的進氣口，此時壓縮機處于進排氣內循環狀態，發動機仍然處于工作狀態并保持提供水泵動力。根據供水泵可能的段塞流參數：0.5 m3水/10 000 m3天然氣，經過計算則可得出最大段塞流為1立方米/次，按要求最大設計段塞流容量為0.15立方米/次，則確定水泵的規格為50 L/min。段塞流的儲罐高1 500，直徑600，DN150管徑（見表6）。

表6　段塞流處理記錄

通過表6可以看出，段塞流較大時無法及時排除段塞流儲罐內液體，導致設備高液位停機，并容易引發設備故障，段塞流儲罐處理量有限。

2.2現場試驗存在的問題

2.2.1段塞流處理實際應用不成熟段塞流，主要體現在三個方面，一是段塞流罐容積為1 m3，當螺桿泵抽吸遇到段塞流時干管進液量＞1 m3，這樣造成停機頻繁；二是排液管線DN35太細，進氣管線為DN80，這樣導致分離出來的液體不能及時排出；三是段塞流罐集中排液造成下游管線的堵塞。

2.2.2主要參數范圍考慮太狹窄設備在設計時，參數范圍考慮的太窄，如：進氣壓力最高0.34 MPa，出氣壓力最高1.32 MPa，在現場運行時，蘇東11站平均進站壓力1.2 MPa，一般情況下設備安裝點壓力≥1.2 MPa，參數的設計和現場的矛盾是導致設備不能正常運行的原因之一（見表7）。

表7　干管壓力高無法啟機記錄表

2.2.3設計安裝存在缺陷（1）在設計時將進口管線設計為DN80，出氣管線設計為DN50，在出氣管線氣液混輸或者遇到段塞流時，易造成壓縮機壓力升高停機；（2）設計時未在干管上增加旁通管線，致使設備維修耗時，同時影響氣井生產；（3）電瓶啟動電動機和低功率的電伴熱不利于設備的野外使用；（4）停機時段塞流排污直接設計排放至現場，造成環境污染。

3　結論

（1）一體化撬裝井口增壓裝置總體設計、制作思路良好，利用效率損失較小的螺桿壓縮機來代替往復式壓縮機是提高管輸能力的有效措施。但是缺乏對現場運行環境和約束條件的考慮。

（2）該設備運行過程中主要存在段塞流處理和工藝管線上缺陷，是下步改進的主要方向。

（3）該設備的大力推廣，還需在降低成本上想辦法，如主要設備國產化等。

［1］曹建華.雙螺桿空氣壓縮機工作原理與故障處理［J］.德州學院學報，2012，（7）：251-252.

［2］王蓮芝.螺桿式空壓機機油乳化分析［J］.城市軌道交通研究，2012，（10）：93-95.

TE934.2

A

1673-5285（2016）09-0090-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.09.023

2016－07-20