CN103912253A - 一种气井单井采气系统及其低压抽采方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种气井单井采气系统及其低压抽采方法，气井单井采气系统包括通过采气干管依次相联接的井下油套管、井口采气装置、井口采气阀组、集气站和设置在井口采气阀组与集气站之间采气干管上的同步回转增压集成装置；气井单井采气系统低压抽采方法是在井口采气阀组后的井场上设置同步回转增压集成装置。本发明通过在气井单井采气系统中增设同步回转增压集成装置，可以简单高效、安全可靠地排出井底积液，实现了气液混输同步增压，提高了中后期天然气井的单井产量，降低了气井生产的成本和能耗。

Description

一种气井单井采气系统及其低压抽采方法
技术领域
本发明属于油气田气井排水增产技术领域，涉及一种增设有同步回转增压集成装置的气井单井采气系统，特别涉及一种低压吸抽排出天然气井积液，实现增产的气井单井采气系统低压抽采方法。
背景技术
在天然气的开采过程中，气井压力和天然气流动速度逐步降低，气井中的凝析液或产出水不能被天然气流携带出井筒，而滞留在井筒中。天然气井特别是生产到中、后期的天然气井，地层压力降低而成为低压气井，低压气井普遍具有低压、低产、小水量特征，携液能力差，部分进入井筒的底层水和重烃会滞留井底产生积液，积液的液柱压力可能与底层压力达到静态平衡，使生产条件恶化，产量降低，甚至水淹停产，致使大量的天然气得不到利用，造成极大的资源浪费。为了排除井底积液，提高低压气井单井产量，通常采取喷射引流、排水采气、气举等工艺方法。
喷射器的工作原理是利用高压气体引射低压气体，使低压气体压力升高而达到输送的目的。高压天然气经过喷嘴节流、流速加快，压力降低，在混合室形成低压区，低压天然气在压差作用下被吸入混合室与高速气流混合。形成具有一定速度的混合气流，扩散段内升压后外输。喷射引流工艺流程改造容易，改造工作量小，投资低，但是需要同一集气站必须具备一口高产高压气井和一口以上的低压低产气井，相当于对于高产气田后期，新老井同时存在于一个集气站的工况条件适应性较好，对于低压低产气田由于不具备高压高产气井，适应性不强。
对进入中后期的气田开发，采用排水采气工艺就成了保障气井生产、提高气井产量的重要措施。常用的排水采气工艺包括泡沫排水采气工艺和优选管柱排水采气。其中，
泡沫排水采气工艺是将起泡剂注入井筒，与井筒积液混合后，借助天然气的搅动，产生大量低密度含水泡沫，通过降低液体密度，减少液体沿油管壁上行时的“活脱”损失，提高气流垂直举升能力，从而达到排除井筒积液，提高气井产量的目的。泡沫排水采气工艺适用于产水量较小，井底逐渐积液的弱喷气井，但是存在部分气井加注量大，冬季泡排频繁，工作量大，成本高的缺点，泡排剂会被气流带入下游集气站，影响站内生产运行，需要加注消泡剂，造成站内流程较复杂。针对气井的产水及生产情况，通过研究分析，优选出适合气井产能、利于携液生产的生产管柱，保证气井连续携液生产的需要即为优选管柱排水采气工艺。该工艺的原理是充分利用气井自身能量，在气井压力变低时，更换或下入较小直径油管，使气流流速增大，达到排水采气的目的。柱塞气举排水采气工艺施工方便、投资低、无动力消耗，适用于井底逐渐积液的弱喷气井，但是对于积液严重、产量低的气井适应性较差。
气举是在气井生产过程中利用压缩机或气源井将天然气作为补充能量沿气井环空注入井中，注入的天然气随后与储层产气混合，提高了井筒天然气的流速，实现连续稳定排水采气的目的。气举排水采气工艺需要在井口增加压缩机等动力设备，存在能耗较大，运行成本较高的缺陷。
发明内容
为克服现有技术的不足，实现低成本、低能耗、简单高效、安全可靠地排除井底积液，提高低压气井单井产气量、恢复低压气井的正常生产，本发明提供了一种气井单井采气系统及其低压抽采方法。
本发明采取的技术方案是：
一种气井单井采气系统，包括通过采气干管依次相联接的井下油套管、井口采气装置、井口采气阀组和集气站，所述气井单井采气系统还包含有同步回转增压集成装置，所述同步回转增压集成装置通过管线与井口采气阀组和集气站之间的采气干管相联接。
所述同步回转增压集成装置包括第一旁通管线，所述第一旁通管线上依次设置有智能旋进流量计、闸阀三、同步回转压缩机组和闸阀四。
所述第一旁通管线的上游端和下游端均与采气干管相联接，井口采气阀组下游的采气干管上依次设置有闸阀一、闸阀五和闸阀二；其中，第一旁通管线的上游端与闸阀一和闸阀五之间的采气干管相联接；第一旁通管线的下游端与闸阀五和闸阀二之间的采气干管相联接。
所述第一旁通管线上还安装有管线过滤器和自平衡三相分离缓冲罐；所述管线过滤器处于闸阀三与同步回转压缩机组之间，所述自平衡三相分离缓冲罐位于闸阀四与同步回转压缩机组之间；
所述管线过滤器左、右两侧的第一旁通管线上分别安装闸阀六、闸阀七，所述闸阀六设置在闸阀三的右侧，所述闸阀七设置在管线过滤器和同步回转压缩机组之间的第一旁通管线上；
所述自平衡三相分离缓冲罐的底部安装有排污阀，自平衡三相分离缓冲罐的顶部分别安装有闸阀九和高密封取样截止阀三，在高密封取样截止阀三的上部安装防震弹簧管压力表三，自平衡三相分离缓冲罐与同步回转压缩机组之间的第一旁通管线上设置闸阀。
所述同步回转增压集成装置还包括第二旁通管线，所述第二旁通管线的上游端与智能旋进流量计和闸阀三之间的第一旁通管线相联接；第二旁通管线的下游端与闸阀四左侧的第一旁通管线相联接。
所述第二旁通管线上设置有单向止回阀，所述单向止回阀个数为1个。
所述同步回转增压集成装置还包括第三旁通管线，所述第三旁通管线的上游端与闸阀三和闸阀六之间的第一旁通管线相联接，第三旁通管线的下游端与闸阀七和同步回转压缩机组之间的第一旁通管线相联接。
所述第三旁通管线的中间段安装有闸阀八，在闸阀八左侧的第三旁通管线上设置高密封取样截止阀一，在高密封取样截止阀一的上部安装防震弹簧管压力表一；在闸阀八右侧的第三旁通管线上设置高密封取样截止阀二，在高密封取样截止阀二的上部安装防震弹簧管压力表二。
所述第一旁通管线上还设置有软管，所述软管分别安装在第一旁通管线的上游端和智能旋进流量计之间、第一旁通管线的下游端和第二旁通管线的下游端之间、第三旁通管线的下游端和同步回转压缩机组之间、闸阀和同步回转压缩机组之间、自平衡三相分离缓冲罐和同步回转压缩机组之间的第一旁通管线上。
本发明采取的技术方案进一步包括：
一种气井单井采气系统的低压抽采方法，井下油套管产出的天然气通过采气干管由井口采气装置进入井口采气阀组，再经采气干管输往下游集气站，所述井口采气阀组和集气站之间的采气干管上设置用于低压抽采天然气的同步回转增压集成装置。
当井口采气装置中的天然气压力大于采气干管內的压力时，所述第二旁通管线上的单向止回阀开启，来自井口采气阀组的天然气一部分进入采气干管直接输往下游集气站，一部分经第二旁通管线后并入采气干管，一部分经设置在第一旁通管线上的软管、智能旋进流量计、管线过滤器进入同步回转压缩机组进行增压、增压后的天然气经自平衡三相分离缓冲罐并入采气干管；当井口采气装置中的天然气压力小于采气干管內的压力时，天然气不能通过所述的单向止回阀，第二旁通管线停止输送天然气，来自井口采气阀组的天然气一部分进入采气干管直接输往下游集气站，一部分经设置在第一旁通管线上的软管、智能旋进流量计、管线过滤器进入同步回转压缩机组进行增压、增压后的天然气经自平衡三相分离缓冲罐并入采气干管。
经同步回转增压集成装置中的同步回转压缩机组增压后的天然气压力小于或等于4.0MPa，当地表层温度范围为0～3℃时，采气干管内的天然气经同步回转压缩机组增压至1.3MPa；当地表层温度范围为10～20℃时，采气干管内的天然气经同步回转压缩机组增压至4.0MPa。
本发明的有益效果是：
本发明针对现有技术的缺陷，在原有气井单井采气系统中增设了一种同步回转增压集成装置，并说明了在现有天然气的传输管道上设置同步回转增压集成装置用于低压气井排除井底积液实现提高天然气产量的方法。同步回转增压集成装置具有可气液混输、单级压比高，并可自动与外界吸入压力及排出压力相平衡，不存在过盈压缩及压缩不足的优点。采用同步回转增压集成装置进行低压气田井天然气增压，可将各单井分离出的游离水与输气管线混输至集气站，且全天候不间断运行。通过同步回转增压集成装置中的同步回转压缩机组的抽吸作用，油管油压降低，液位上升，从而引起套管内液位下降，当套管内液体降至油管底部时，由于失去了液封，套管内高压气突然进入油管引起油管内气水喷发而带走大量井底积液，使油管内液体高度大幅度下降，从而使气井产气量大幅度上升。
以下将结合附图和实施例对本发明做进一步详细说明。
附图说明
图1是同步回转增压集成装置的结构示意图。
图2是气井单井采气系统中同步回转增压集成装置的安装位置示意图。
附图标记说明：1、井下油套管；2、井口采气装置；3、井口采气阀组；4、同步回转增压集成装置；4-1、第一旁通管线；4-2、第二旁通管线；4-3、第三旁通管线；4-4、采气干管；41、闸阀一；42、闸阀二；43、闸阀三；44、闸阀四；45、闸阀五；46、闸阀六；47、闸阀七；48、闸阀八；49、闸阀九；410、闸阀；411、高密封取样截止阀一；412、高密封取样截止阀二；413、高密封取样截止阀三；414、排污阀；415、单向止回阀；416、智能旋进流量计；417、管线过滤器；418、同步回转压缩机组；419、电动机；420、自平衡三相分离缓冲罐；421、防震弹簧管压力表一；422、防震弹簧管压力表二；423、防震弹簧管压力表三；424、软管。
具体实施方式
实施例1：
中后期的天然气井，由于地层压力降低而成为低压气井，底层水和凝析油会滞留井底形成井底积液，致使生产条件恶化，天然气产量降低。为有效地排除井底积液，提高低压气井单井产量，克服现有喷射引流、排水采气、气举等工艺方法的缺陷，本实施例提供了一种气井单井采气系统。
如图2所示，一种气井单井采气系统，包括通过采气干管4-4依次相联接的井下油套管1、井口采气装置2、井口采气阀组3和集气站。本实施例的气井单井采气系统还包含有同步回转增压集成装置4，所述同步回转增压集成装置4通过管线与井口采气阀组3和集气站之间的采气干管4-4相联接。
本实施例所述的同步回转增压集成装置4，其组成部件的安装位置和联接关系如图1所示。在天然气的采气干管4-4上设置第一旁通管线4-1，在第一旁通管线4-1上依次设置有智能旋进流量计416、闸阀三43、同步回转压缩机组418和闸阀四44。第一旁通管线4-1的上游端和下游端均与采气干管4-4相联接，采气干管4-4和第一旁通管线4-1构成闭合输送天然气的闭合管线。按照采气干管4-4输送天然气的方向依次设置有闸阀一41、闸阀五45和闸阀二42。第一旁通管线4-1的上游端与闸阀一41和闸阀五45之间的采气干管4-4相联接；第一旁通管线4-1的下游端与闸阀五45和闸阀二42之间的采气干管4-4相联接。在第一旁通管线4-1上游安装的智能旋进流量计416，可以实时测量第一旁通管线4-1上游的天然气和井底积液的流量变化情况，进而为指导同步回转压缩机组418的工况和单向止回阀415的开启提供数据支持。
需要说明的是，所述第一旁通管线4-1上还安装有管线过滤器417和自平衡三相分离缓冲罐420。其中，管线过滤器417处于闸阀三43与同步回转压缩机组418之间的第一旁通管线4-1上，并且管线过滤器417左、右两侧的第一旁通管线4-1上分别安装闸阀六46、闸阀七47，所述闸阀六46位于闸阀三43的右侧，闸阀七47设置在管线过滤器417和同步回转压缩机组418之间的第一旁通管线4-1上。管线过滤器417的设置主要用于在天然气和井底积液输往同步回转压缩机组418之前，将井底积液中的固体杂质过滤掉，防止固体杂质进入同步回转压缩机组418致使同步回转压缩机组418不能正常的工作或缩短同步回转压缩机组418的使用寿命。
所述自平衡三相分离缓冲罐420位于闸阀四44与同步回转压缩机组418之间第一旁通管线4-1上。同步回转压缩机组418的底部安装有排污阀414，通过自平衡三相分离缓冲罐420底部安装的排污阀414，可以定期排出自平衡三相分离缓冲罐420内的沉积在罐底部的杂质。
自平衡三相分离缓冲罐420的顶部分别安装有闸阀九49和高密封取样截止阀三413，在高密封取样截止阀三413的上部安装防震弹簧管压力表三423，自平衡三相分离缓冲罐420与同步回转压缩机组418之间的第一旁通管线4-1上设置闸阀410。自平衡三相分离缓冲罐420的设置具有两方面的作用，一方面可以实现经同步回转压缩机组418增压后的天然气、水和凝析油等液体的分离；另一方面将自平衡三相分离缓冲罐420内的润滑油自流至同步回转压缩机组418，润滑油对同步回转压缩机组418起润滑保护作用。向自平衡三相分离缓冲罐420添加润滑油时，打开高密封取样截止阀三413放出自平衡三相分离缓冲罐420內的气体，打开闸阀九49，加入润滑油。通过自平衡三相分离缓冲罐420的回油管线与闸阀410，可以确定润滑油的油量并且可以观察润滑油的品质。自平衡三相分离缓冲罐420中预先注入的润滑油经闸阀410进入同步回转压缩机组418，同步回转压缩机组418内的润滑油随增压后的天然气进入同步回转压缩机组418，经过在自平衡三相分离缓冲罐420内实现气液分离后经闸阀410通过软管再进入同步回转压缩机组418循环使用。
需要特别说明的是，为了减轻同步回转压缩机组418的工作压力，同步回转增压集成装置4包含有第二旁通管线4-2。当气井井口的压力超过输送管线的压力时，第二旁通管线4-2保持畅通，一部分天然气和天然气携带的井底积液可以不经同步回转压缩机组418增压，经第二旁通管线4-2汇入下游的输送管线。所述第二旁通管线4-2的上游端与智能旋进流量计416和闸阀三43之间的第一旁通管线4-1相联接；第二旁通管线4-2的下游端与闸阀四44左侧的第一旁通管线4-1相联接。第二旁通管线4-2上安装有一个单向止回阀415，进一步地，单向止回阀415为单向止回阀。单向止回阀415的设置，只允许天然气和井底积液由第二旁通管线4-2的上游端输往第二旁通管线4-2的下游端，不允许天然气和井底积液的倒流。
此外，同步回转增压集成装置4还设置有第三旁通管线4-3。所述第三旁通管线4-3的上游端与闸阀三43和闸阀六46之间的第一旁通管线4-1相联接，第三旁通管线4-3的下游端与闸阀七47和同步回转压缩机组418之间的第一旁通管线4-1相联接。在第三旁通管线4-3的中间段安装有闸阀八48，在闸阀八48左侧的第三旁通管线4-3上设置高密封取样截止阀一411，在高密封取样截止阀一411的上部安装防震弹簧管压力表一421；在闸阀八48右侧的第三旁通管线4-3上设置高密封取样截止阀二412，在高密封取样截止阀二412的上部安装防震弹簧管压力表二422。在第一旁通管线4-1的基础上增设第三旁通管线4-3及其闸阀六46、闸阀七47、闸阀八48可以方便实现管线过滤器417中的过滤器滤芯的及时更换。
同步回转增压集成装置4中吸抽井底积液，增加天然气产量的核心组件是同步回转压缩机组418。同步回转压缩机组418可以用于天然气和井底积液的同步增压。同步回转压缩机组418的驱动设备采用电动机419，同时电动机419配套有变频设备，电动机419可采用燃气发电机或柴油发电机提供供电电源。
为方便天然气和井底积液在第一旁通管线4-1中的输送，提高同步回转增压集成装置4气液同步增压的效果，在第一旁通管线4-1上还联接有若干软管424。所述软管424分别安装在第一旁通管线4-1的上游端和智能旋进流量计416之间的第一旁通管线4-1上，第一旁通管线4-1的下游端和第二旁通管线4-2的下游端之间的第一旁通管线4-1上，第三旁通管线4-3的下游端和同步回转压缩机组418之间的第一旁通管线4-1上，闸阀410和同步回转压缩机组418之间的第一旁通管线4-1上，自平衡三相分离缓冲罐420和同步回转压缩机组418之间的第一旁通管线4-1上。
本实施例所述的同步回转增压集成装置4单级压比高，可以同步进行气液混输，并可自动与外界吸入压力及排出压力相平衡，不存在过盈压缩及压缩不足的情况。
实施例2：
采用实施例1所述的气井单井采气系统，结合图1和图2，本实施例对低压抽采方法进行描述。
通常情况下，井下油套管1产出的天然气及天然气中携带的井底积液，通过井口采气装置2进入井口采气阀组3，经采气干管4-4输往下游集气站。本实施例在所述井口采气阀组3和集气站之间的采气干管4-4上安装有同步回转增压集成装置4。同步回转增压集成装置4实现增压、排出井底积液的原理可以描述为：通过同步回转增压集成装置中的同步回转压缩机组的抽吸作用，油管油压降低，油管液位上升，从而引起套管内液位下降，当套管内液体降至油管底部时，由于失去了液封，套管内高压气突然进入油管引起油管内气水喷发而带走大量井底积液，使油管内液体高度大幅度下降，从而使气井产气量大幅度上升。
当井口采气装置2中的压力超过采气干管4-4內的压力时，所述单向止回阀415开启，第二旁通管线4-2开通，来自井口采气阀组3的天然气和井底积液一部分进入采气干管4-4直接输往下游集气站，一部分经第二旁通管线4-2汇入采气干管4-4后再输往下游集气站，一部分经设置在第一旁通管线4-1上的软管424、智能旋进流量计416、管线过滤器417进入同步回转压缩机组418进行增压、增压后的天然气和井底积液经自平衡三相分离缓冲罐420进入采气干管4-4后再再输往下游集气站；当井口采气装置2中的压力小于采气干管4-4內的压力时，天然气不能通过所述的单向止回阀415，第二旁通管线4-2中断，来自井口采气阀组3的天然气和井底积液一部分直接进入采气干管4-4，一部分经设置在第一旁通管线4-1上的软管424、智能旋进流量计416、管线过滤器417进入同步回转压缩机组418进行增压、增压后的天然气和井底积液经自平衡三相分离缓冲罐420进入采气干管4-4。
特别地，所述井口采气阀组3、同步回转增压集成装置4和采气干管4-4内的设计压力等级一致，压力等级均为6.3MPa。经同步回转压缩机组418增压后的天然气压力小于或等于4.0MPa。需要补充的是，在冬季和夏季，同步回转压缩机418对采气干管4-4内天然气的增压存在差异，当地表层温度范围为0～3℃时，采气干管4-4内天然气经同步回转压缩机418增压至1.3MPa；当地表层温度范围为10～20℃时，采气干管4-4内天然气经同步回转压缩机组418增压至4.0MPa。
实施例3：
为比较增压前后气井单井的天然气产量的变化，将本发明提供的气井单井采气系统低压抽采方法应用于苏里格气田，并记录增压前后气井单井的天然气流量的变化情况。为更好地说明本方法产生有益的效果，现对苏里格气田的情况做一简要概述。
苏里格气田是典型的“低压、低渗、低丰度”三低气田，开发难度大，有效开发是世界级难题。单井产量低，平均只有1×104m3/d，气井原始地层压力高达25MPa以上；开井后压力短期内（6～8个月）下降到5MPa以下。目前增压情况：冬季井口（井下节流至）压力1.3MPa，集气站进站约1.0MPa，实现“低压”集气，集气站压缩机增压至3.5MPa进集气干线，夏季井口压力按照4.0MPa运行，实现“中压”集气，集气站压缩机停运，越站外输。由于苏里格气田“低渗、低压、低丰度”的特征，开采阶段井压下降较快，如果井压持续下降并低于采气管线压力（1.0MPa），就必须进行单井增压；若低于0.5MPa，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。以苏6井区为例，2002年～2003年投产的28口井，初期投产油/套压均为20MPa左右，到2004年底，平均油/套压已下降为1.9/3.0MPa左右，平均下降速率0.01～0.03MPa/d左右，如果井压持续下降低于采气管线压力（1.0MPa）以下，就必须进行单井增压。
采用气井单井采气系统低压抽采方法进行增产效果试验，试验地点选为苏里格气田气田第五采气厂苏东井场，试验日期为2014年01月07日至2014年01月13日，试验采用对比试验，对照组为采用现有气井单井采气系统进行采气，试验组为采用本发明所述的气井单井采气系统低压抽采方法进行采气，记录整点时间的橇外输压力、井口套压、井口油压和井口流量等运行数据。表1为苏东井增压前运行数据表。表2为苏东井增压后运行数据表。
苏东井已产出天然气60010m3，相当于日均产气8277m3，增压前平均产气只有833 m3/d，采用气田单井井口增压系统后提产约7444 m3/d。通过本试验看出，采用气井单井采气系统低压抽采方法具有突出的增产效果，特别针对中后期天然气井或“低压、低渗、低丰度”三低气田可以实现显著的提高单井产量，经济效益明显，应用前景广阔，值得大力推广应用。
上面结合附图对本发明的实施方式作了说明，但本发明并不限于上述实施方式，在本领域的普通技术人员所具备的知识范围内，还可以在不脱离本发明宗旨的前提下做出各种变化。
表1 苏东井增压前运行数据表
日期 时间 井口油压 井口流量
2014/1/7 18:00:00 1.01 23
2014/1/7 19:00:00 1.02 26
2014/1/7 20:00:00 1.01 17
2014/1/7 22:00:00 1.09 61
2014/1/7 23:00:00 1.05 36
2014/1/8 0:00:00 1.04 56
2014/1/8 1:00:00 1.03 26
2014/1/8 2:00:00 0.98 32
2014/1/8 3:00:00 1.05 40
2014/1/8 4:00:00 1.08 36
2014/1/8 5:00:00 1.09 42
2014/1/8 6:00:00 1.04 40
2014/1/8 6:05:00 1.04 40
2014/1/8 7:00:00 1.08 11
2014/1/8 8:00:00 1.06 43
2014/1/8 9:00:00 1.03 26
表2 苏东井增压后运行数据表
日期 时间 井口油压 井口流量
2014/1/8 10:00:00 0.66 133
2014/1/8 11:00:00 1.17 251
2014/1/8 12:00:00 0.45 60
2014/1/8 13:00:00 0.98 248
2014/1/8 14:00:00 1.05 292
2014/1/8 15:00:00 1.13 362
2014/1/8 16:00:00 1.14 426
2014/1/8 17:00:00 1.15 357
2014/1/8 18:00:00 1.16 360
2014/1/8 19:00:00 1.15 352
2014/1/8 20:00:00 1.16 358
2014/1/8 21:00:00 1.15 352
2014/1/8 22:00:00 1.15 350
2014/1/8 23:00:00 1.15 349
2014/1/9 0:00:00 1.03 208
2014/1/9 1:00:00 1.49 515
2014/1/9 2:00:00 1.36 360.33
2014/1/9 3:00:00 1.33 388.5
2014/1/9 4:00:00 1.14 306
2014/1/9 5:00:00 1.12 300
2014/1/9 6:00:00 1.17 511.5
2014/1/9 7:00:00 1.12 347
2014/1/9 8:00:00 1.12 383.17
2014/1/9 9:00:00 1.12 409.67
2014/1/9 10:00:00 1.13 425
2014/1/9 11:00:00 1.13 453
2014/1/9 12:00:00 1.13 385
2014/1/9 13:00:00 1.14 379
2014/1/9 14:00:00 1.14 376
2014/1/9 15:00:00 1.13 374.33
2014/1/9 16:00:00 1.12 376
2014/1/9 17:00:00 1.13 374.67
2014/1/9 18:00:00 1.12 376.67
2014/1/9 19:00:00 1.12 374.17
2014/1/9 20:00:00 1.11 377
2014/1/9 21:00:00 1.11 373
2014/1/9 22:00:00 1.11 374
2014/1/9 23:00:00 1.11 370
2014/1/10 0:00:00 1.11 369
2014/1/10 1:00:00 1.11 373
2014/1/10 2:00:00 1.11 374
2014/1/10 3:00:00 1.11 368.17
2014/1/10 4:00:00 1.11 373
2014/1/10 5:00:00 1.1 363.5
2014/1/10 6:00:00 1.1 359
2014/1/10 7:00:00 1.11 361
2014/1/10 8:00:00 1.1 362
2014/1/10 9:00:00 1.1 355.67
2014/1/10 10:00:00 1.1 354
2014/1/10 11:00:00 1.1 357.33
2014/1/10 12:00:00 1.1 349
2014/1/10 13:00:00 1.11 353
2014/1/10 14:00:00 1.11 350
2014/1/10 15:00:00 1.11 353
2014/1/10 16:00:00 1.11 357
2014/1/10 17:00:00 1.13 352
2014/1/10 18:00:00 1.13 343
2014/1/10 19:00:00 1.15 351
2014/1/10 20:00:00 1.13 342
2014/1/10 21:00:00 1.12 345
2014/1/10 22:00:00 1.14 340
2014/1/10 23:00:00 1.14 337
2014/1/11 0:00:00 1.13 374
2014/1/11 1:00:00 1.13 338.5
2014/1/11 2:00:00 1.14 362.33
2014/1/11 3:00:00 1.12 302.33
2014/1/11 4:00:00 1.13 347
2014/1/11 5:00:00 1.12 344.67
2014/1/11 6:00:00 1.12 339.33
2014/1/11 7:00:00 1.12 342.67
2014/1/11 8:00:00 1.14 415.67
2014/1/11 9:00:00 1.13 341.67
2014/1/11 10:00:00 1.1 345
2014/1/11 11:00:00 1.17 412
2014/1/11 12:00:00 1.14 349
2014/1/11 13:00:00 1.12 325
2014/1/11 14:00:00 1.15 386
2014/1/11 15:00:00 1.15 358
2014/1/11 16:00:00 1.18 404
2014/1/11 17:00:00 1.28 328
2014/1/11 18:00:00 1.16 269.67
2014/1/11 19:00:00 1.14 354.33
2014/1/11 20:00:00 1.13 351.5
2014/1/11 21:00:00 1.13 429.67
2014/1/11 22:00:00 1.23 357.83
2014/1/11 23:00:00 1.26 353
2014/1/12 0:00:00 1.29 367.17
2014/1/12 1:00:00 1.27 322.67
2014/1/12 2:00:00 1.28 350.5
2014/1/12 3:00:00 1.27 274
2014/1/12 4:00:00 1.27 364.83
2014/1/12 5:00:00 1.27 350
2014/1/12 6:00:00 1.26 362.17
2014/1/12 7:00:00 1.26 363
2014/1/12 8:00:00 1.26 365
2014/1/12 9:00:00 1.26 349
2014/1/12 10:00:00 1.25 341
2014/1/12 11:00:00 1.13 355
2014/1/12 13:00:00 1.16 254
2014/1/12 14:00:00 1.16 363.67
2014/1/12 15:00:00 1.16 353.33
2014/1/12 16:00:00 1.15 297.5
2014/1/12 17:00:00 1.15 318.83
2014/1/12 18:00:00 1.16 294
2014/1/12 19:00:00 1.18 319.67
2014/1/12 20:00:00 1.17 354
2014/1/12 21:00:00 1.17 354
2014/1/12 22:00:00 1.35 349
2014/1/12 23:00:00 1.2 382
2014/1/13 0:00:00 1.17 358
2014/1/13 1:00:00 1.21 290
2014/1/13 2:00:00 1.23 349
2014/1/13 3:00:00 1.23 350
2014/1/13 4:00:00 1.28 415.5
2014/1/13 5:00:00 1.26 392.67
2014/1/13 6:00:00 1.24 359
2014/1/13 7:00:00 1.24 351
2014/1/13 8:00:00 1.24 312.83
2014/1/13 8:48:00 1.24 345.33

Claims (12)

1.一种气井单井采气系统，包括通过采气干管（4-4）依次相联接的井下油套管（1）、井口采气装置（2）、井口采气阀组（3）和集气站，其特征在于：所述气井单井采气系统还包含有同步回转增压集成装置（4），所述同步回转增压集成装置（4）通过管线与井口采气阀组（3）和集气站之间的采气干管（4-4）相联接。
2.根据权利要求1所述的气井单井采气系统，其特征在于：所述同步回转增压集成装置（4）包括第一旁通管线（4-1），所述第一旁通管线（4-1）上依次设置有智能旋进流量计（416）、闸阀三（43）、同步回转压缩机组（418）和闸阀四（44）。
3.根据权利要求2所述的气井单井采气系统，其特征在于：所述第一旁通管线（4-1）的上游端和下游端均与采气干管（4-4）相联接，井口采气阀组（3）下游的采气干管（4-4）上依次设置有闸阀一（41）、闸阀五（45）和闸阀二（42）；其中，第一旁通管线（4-1）的上游端与闸阀一（41）和闸阀五（45）之间的采气干管（4-4）相联接；第一旁通管线（4-1）的下游端与闸阀五（45）和闸阀二（42）之间的采气干管（4-4）相联接。
4.根据权利要求2或3所述的气井单井采气系统，其特征在于：所述第一旁通管线（4-1）上还安装有管线过滤器（417）和自平衡三相分离缓冲罐（420）；所述管线过滤器（417）处于闸阀三（43）与同步回转压缩机组（18）之间，所述自平衡三相分离缓冲罐（420）位于闸阀四（44）与同步回转压缩机组（418）之间；
所述管线过滤器（417）左、右两侧的第一旁通管线（4-1）上分别安装闸阀六（46）、闸阀七（47），所述闸阀六（46）设置在闸阀三（43）的右侧，所述闸阀七（47）设置在管线过滤器（417）和同步回转压缩机组（418）之间的第一旁通管线（4-1）上；
所述自平衡三相分离缓冲罐（420）的底部安装有排污阀（414），自平衡三相分离缓冲罐（420）的顶部分别安装有闸阀九（49）和高密封取样截止阀三（413），在高密封取样截止阀三（413）的上部安装防震弹簧管压力表三（423），自平衡三相分离缓冲罐（420）与同步回转压缩机组（418）之间的第一旁通管线（4-1）上设置闸阀（410）。
5.根据权利要求1所述的气井单井采气系统，其特征在于：所述同步回转增压集成装置（4）还包括第二旁通管线（4-2），所述第二旁通管线（4-2）的上游端与智能旋进流量计（416）和闸阀三（43）之间的第一旁通管线（4-1）相联接；第二旁通管线（4-2）的下游端与闸阀四（44）左侧的第一旁通管线（4-1）相联接。
6.根据权利要求5所述的气井单井采气系统，其特征在于：所述第二旁通管线（4-2）上设置有单向止回阀（415），所述单向止回阀（415）的个数为1个。
7.根据权利要求1所述的气井单井采气系统，其特征在于：所述同步回转增压集成装置（4）还包括第三旁通管线（4-3），所述第三旁通管线（4-3）的上游端与闸阀三（43）和闸阀六（46）之间的第一旁通管线（4-1）相联接，第三旁通管线（4-3）的下游端与闸阀七（47）和同步回转压缩机组（418）之间的第一旁通管线（4-1）相联接。
8.根据权利要求7所述的气井单井采气系统，其特征在于：所述第三旁通管线（4-3）的中间段安装有闸阀八（48），在闸阀八（48）左侧的第三旁通管线（4-3）上设置高密封取样截止阀一（411），在高密封取样截止阀一（411）的上部安装防震弹簧管压力表一（421）；在闸阀八（48）右侧的第三旁通管线（4-3）上设置高密封取样截止阀二（412），在高密封取样截止阀二（412）的上部安装防震弹簧管压力表二（422）。
9.根据权利要求2或3所述的气井单井采气系统，其特征在于：所述第一旁通管线（4-1）上还设置有软管（242），所述软管（424）分别安装在第一旁通管线（4-1）的上游端和智能旋进流量计（416）之间、第一旁通管线（4-1）的下游端和第二旁通管线（4-2）的下游端之间、第三旁通管线（4-3）的下游端和同步回转压缩机组（418）之间、闸阀（410）和同步回转压缩机组（418）之间、自平衡三相分离缓冲罐（420）和同步回转压缩机组（418）之间的第一旁通管线（4-1）上。
10.一种气井单井采气系统的低压抽采方法，井下油套管（1）产出的天然气通过采气干管（4-4）由井口采气装置（2）进入井口采气阀组（3），再经采气干管（4-4）输往下游集气站，其特征在于：所述井口采气阀组（3）和集气站之间的采气干管（4-4）上设置用于低压抽采天然气的同步回转增压集成装置（4）。
11.根据权利要求10所述的气井单井采气系统的低压抽采方法，其特征在于：当井口采气装置（2）中的天然气压力大于采气干管（4-4）內的压力时，所述第二旁通管线（4-2）上的单向止回阀（415）开启，来自井口采气阀组（3）的天然气一部分进入采气干管（4-4）直接输往下游集气站，一部分经第二旁通管线（4-2）后并入采气干管（4-4），一部分经设置在第一旁通管线（4-1）上的软管（424）、智能旋进流量计（416）、管线过滤器（417）进入同步回转压缩机组（418）进行增压、增压后的天然气经自平衡三相分离缓冲罐（420）并入采气干管（4-4）；当井口采气装置（2）中的天然气压力小于采气干管（4-4）內的压力时，天然气不能通过所述的单向止回阀（415），第二旁通管线（4-2）停止输送天然气，来自井口采气阀组（3）的天然气一部分进入采气干管（4-4）直接输往下游集气站，一部分经设置在第一旁通管线（4-1）上的软管（424）、智能旋进流量计（416）、管线过滤器（417）进入同步回转压缩机组（418）进行增压、增压后的天然气经自平衡三相分离缓冲罐（420）并入采气干管（4-4）。
12.根据权利要求10所述的气井单井采气系统的低压抽采方法，其特征在于：经同步回转增压集成装置（4）中的同步回转压缩机组（418）增压后的天然气压力小于或等于4.0MPa，当地表层温度范围为0～3℃时，采气干管（4-4）内的天然气经同步回转压缩机组（418）增压至1.3MPa；当地表层温度范围为10～20℃时，采气干管（4-4）内的天然气经同步回转压缩机组（418）增压至4.0MPa。
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