橇装螺杆式管道泵在苏里格气田东区的应用前景研究
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摘 要：首先由于苏里格气田东区属于“低渗、低压、低丰度、低产”的气田，开采阶段底层能量下降较快，当压力下降至系统压力或更低时，气井将无法生产，大量可采储量得不到利用，造成极大的资源浪费，根据橇装螺杆式管道泵机组在11站的成功试机，从而提出使用橇装螺杆式管道泵工艺来解决这类问题，以延长采气时率和减少资源浪费，提高气田的经济效益，并重点分析橇装螺杆式管道泵的应用前景。
中图分类号：TE24 文献标识码：B
1 概述
由于苏里格气田“低渗、低压、低丰度、低产”的特征，开采阶段井压下降较快。以苏里格气田东区进入上古流程井为例，2010年投产的120口井，初期投产套压均为20MPa左右，到2012年底，平均套压已下降为10MPa左右，平均下降速率0.01～0.03MPa/d左右，如果井口压力持续下降低于系统管网压力（本文将系统压力定为1.2MPa）以下，就必须进行单井增压。若低于1MPa，气井就被迫关闭闲置或进行封堵废弃，大量可采储量得不到利用，造成极大的资源浪费。
针对苏里格气田东区单井产量低、压力衰减快，特别是北面气井，在井口压力下降到1.2MPa时无法进入集气站的现实问题，通过使用橇装螺杆式管道泵，降低井口废弃压力，以达到延长采气时率，提高单井的累计产气量，提高气田的经济效益目的，苏里格气田东区后期生产井地层能量将普遍下降到无法正常生产，采用螺杆式管道泵将会有效的解决这一问题，其具有广泛的应用的前景和市场。
2 螺杆式管道泵技术应用后的经济评价
2.1苏里格气田东区气井开采现状
苏里格气田东区于2007年开始钻井开采，地面配套工艺于2008年开始建设并投入生产，目前苏里格气田区累计投产气井975口，累计投产集气站20座，下表是苏里格气田东区历年投产井的压力下降速率。苏里格气田东区新井投产时平均井口套压为20.73 MPa；目前平均井口套压为10.15MPa，井口套压平均下降约51%，平均下降速率为0.008-0.02MPa/d，地层能量下降之快。
当单井井口压力下降至1.2MPa后，气井将无法正常生产，此时采用螺杆式管道泵技术将可解决这一问题，在低压气井单井管线或干管上安装螺杆式管道泵，将低压气井增压，高于系统压力，达到正常生产目的，从而延长采气时率，提高单井累计采气量，减少资源浪费。
2.2单井新增采气量效益研究
当单井井口压力下降至1.3MPa后，气井将无法正常生产，根据2008年-2012年气井压降速率规律估计苏里格气田东区气井套压压降规律。苏里格气田东区气井投产生产后大约8年后，单井井口压力将会降到1.2MPa，根据苏里格气田东区工艺模式，集气站单井进站系统压力为1.2 MPa，而当井口压力小于或等于1.2 MPa后，单井将没有气量贡献，更有甚者，其它井的气可能倒灌入低压力井，根据苏里格气田的压力下降速率，2016年后将每年有约200口单井因为井口压力过低而无法贡献气量。
苏里格气田东区2008年新井投产平均单井产量为1.14×104m3/d，2012年平均单井产量为0.7×104m3/d，根据2008-2012单井气量递减规律，预计2015年后平均单井产量0.44×104m3/d。
以0.007 MPa/d压力下降速率计算，井口套压为1.2MPa的低压生产气井还可以生产170天。
采用橇装螺杆式管道泵投入生产后，则平均每口单井新增产气量约75×104m3。按925.32元/千方计算，每口单井可新增约70万元。
2.3螺杆式管道泵费用研究
每台平均螺杆式管道泵费用约162万元，螺杆式管道泵施工安装费用约3万元，井口远程自控费用约10万元，合计175万元，每年维护费用约为5万元，如表1所示。
2.4螺杆式管道泵和单井新增采气量的费用对比评价
（1）螺杆式管道泵费用：以螺杆式管道泵使用寿命10年计算，10年内需要消耗费用225万元。
（2）单井新增采气量费用：以230天完成一口井计算，10年内可完成16口井，平均每口井新增效益70万元，则可新增效益1120万元。（本次仅按一台设备一次投运一口单井计算）
螺杆式管道泵和单井新增采气量的费用对比，如表2所示。
由表2对比得出，使用螺杆式管道泵后提升单井新增采气量的收益远大于螺杆式管道泵的设备及施工成本费用，新增收益约是成本的5倍。
3 结论及建议
（1）本次GN20/3-13型橇装式螺杆泵机组在11站的试机基本考核成功，建议将改设备出口压力设计为3.5MPa，以满足压缩机停机后依然能正常生产，并增设污水灌一具，达到环境零污染。
（2）通过对橇装螺杆式管道泵的设备安装费用和单井累计产量提高的收益进行分析，使用后收益约为成本费用的5倍（仅按单台设备单口井计算），可见该技术成功广泛应用后可极大的减少资源的浪费并获得很好的经济效益。
（3）针对下古工艺气井井口压力低于系统压力问题，建议继续完善橇装式螺杆泵机组功能，考虑将排气压力设计到6Mpa，以解决下古气井因压力过低而无法正常的问题。
参考文献
[1]陈学时，易万霞，卢文忠.中国油气田古岩溶与油气储层[J].沉积学报，2004（02）.
[2]谢庆宾.苏里格气田中区砂体展布和储层综合评价研究[D].中国矿业大学，（北京）.2011.