产品
油气增产系统
油气增产系统是油气开发领域为提升单井产能、延长生产周期、提高油气藏整体采收率而打造的**全流程一体化技术装备体系**，核心针对储层渗流不畅、井筒举升能力不足、地层能量衰减、气井积液等开发瓶颈，通过储层改造、人工举升、能量补充、动态调控等综合手段，实现从常规油气到页岩油、致密气等非常规油气藏的高效开发，适配新井提产、老井稳产与低效井复产等全开发场景。
该系统集成储层改造（水力压裂、酸化酸压等）、人工举升（电潜泵、气举、螺杆泵等）、排水采气、智能监测与调控等核心技术模块，覆盖从地下储层到地面集输的全生产环节，兼具**针对性、集成化、智能化**特点，可根据油气藏物性、流体特征及开发阶段定制适配方案，是保障油气高效开采、提升开发效益的关键核心装备体系。
一、技术参数
设备涵盖 Ⅰ 型至 Ⅵ 型共 6 种基础型号，可根据伴生气气量及现场需求定制，核心参数如下（基础型号）：
| 型号 Model | 外输压力 External pressure | 最大排气量（标况）Maximum displacement (standard condition) | 进气端压 力Inlet pressure | 启动压力 Startup pressure | 工作电压 Operating voltage | 额定功率 Rated power | 设备尺寸（长 × 宽 × 高）Equipment dimensions (length × width × height) | 设备重量 Weight |
| Ⅰ 型（1 缸） | 2MPa | 400m³/d | -100KPa~2MPa | 100KPa~2MPa | AC380V | 11KW | 1500×1300×1600mm | 700KG |
| Ⅱ 型（1 泵 2 缸） | 2MPa | 800m³/d | -100KPa~2MPa | 100KPa~2MPa | AC380V | 22KW | 1500×1300×1600mm | 850KG |
| Ⅲ 型（2 泵 4 缸） | 4MPa/8MPa | 1200m³/d | -100KPa~4MPa | 100KPa~4MPa | AC380V | 45KW | 3200×2300×1800mm | 1800KG |
| Ⅳ 型（3 泵 6 缸） | 4MPa/8MPa | 1800m³/d | -100KPa~4MPa | 100KPa~4MPa | AC380V | 68KW | 4500×2300×1800mm | 2200KG |
| Ⅴ 型（4 泵 8 缸） | 4MPa/8MPa | 2400m³/d | -100KPa~4MPa | 100KPa~4MPa | AC380V | 92KW | 6700×2300×1800mm | 3600KG |
| Ⅵ 型（5 泵 10 缸） | 4MPa/8MPa | 3000m³/d | -100KPa~4MPa | 100KPa~4MPa | AC380V | 115KW | 8000×2300×1800mm | 5000KG |
备注：进气端与出口端直径默认 DN50，可免费定制 DN65 或 DN80 变径法兰接口；设计排量为进气端压力 0.1MPa 时的标况流量，进气端压力 1MPa 时，外输流量为标况流量的 10 倍。
二、产品简介
西安弘鼎能源科技有限公司深耕油气田设备领域多年，聚焦气田生产痛点，自主研发新型负压采气（混输增压）智能装置，以创新技术破解传统开采难题，为油气增产提供高效、智能、环保的一体化解决方案。
油气增产系统是油气开发领域为提升单井产能、延长生产周期、提高油气藏整体采收率而打造的**全流程一体化技术装备体系**，核心针对储层渗流不畅、井筒举升能力不足、地层能量衰减、气井积液等开发瓶颈，通过储层改造、人工举升、能量补充、动态调控等综合手段，实现从常规油气到页岩油、致密气等非常规油气藏的高效开发，适配新井提产、老井稳产与低效井复产等全开发场景。
该系统集成储层改造（水力压裂、酸化酸压等）、人工举升（电潜泵、气举、螺杆泵等）、排水采气、智能监测与调控等核心技术模块，覆盖从地下储层到地面集输的全生产环节，兼具**针对性、集成化、智能化**特点，可根据油气藏物性、流体特征及开发阶段定制适配方案，是保障油气高效开采、提升开发效益的关键核心装备体系。
三、行业应用现状
随着气田开采时间延长，地层能量逐渐下降，气井自身携液能力减弱，部分气井出现水淹问题，严重影响产气效率与周期。目前行业内主要采用泡沫排水采气、压缩机增压降回压等方式延长气井寿命，但存在诸多痛点：
流程复杂：压缩机增压需前置气液分离，泡沫排水需额外处理排出液体，整体流程繁琐；
运行成本高：设备占地面积大、配套设施多，能耗高且维护成本高昂，压缩机造价与运行费用居高不下；
人工依赖强：运行过程中需人工频繁干预，分离水需反复拉运，操作效率低；
适应性差：传统压缩机不能进水，对介质要求苛刻，无法实现油气水混输。
四、产品核心介绍
（一）产品定位
新型负压采气（混输增压）智能装置是针对气田降回压排水采气现状研发的撬装式智能设备，具备增压能力强、适配性广、运行安全等特点，可有效解决气井生产中的混输难题，实现油气田增产增效与低碳运行。
（二）核心构成
设备采用撬装结构设计，主要由球阀、篮式过滤器、压力变送器、气体增压总成、电器控制箱、单流阀、防爆电机、液压泵增压总成、调压阀、冷凝总成等核心部件组成，集成度高，安装便捷。
（三）工作原理
介质过滤：增压介质经篮式过滤器去除固体杂质后进入装置；
智能启停：进气管线的压力传感器实时监测压力，达到设定启动压力时，液压泵自动启动；
增压输送：控制系统切换换向总成推动气体增压总成，将介质增压后打入外输系统；
安全保护：系统设有压力超限报警功能，达到设定压力时自动停机，待后端压力恢复后重启；
流量监测：配置流量计算模块，实时显示瞬时流量与总流量，便于生产管控。
（四）多场景应用
1. 气田领域
- 负压采气：增压井口产出介质并接入外输管线，降低井口压力，提高气体流速，增强气井携液能力，实现增产；
- 管线增压：中继增压输气管线，降低汇集管线回压，保障输气管线与后端设备正常衔接；
- 气举作业：气井生产后期，通过分离产出介质增压或利用临井气提供高压气源，配合其他措施提高产量。
2. 油田领域
- 油井降回压：控制油套环空压力，提高油井产量，同时将伴生气增压回输，满足安全环保要求；
- 伴生气增压外输：对分离器分离出的伴生气进行压力控制与增压，确保合规安全处理；
- 多介质混输：实现伴生气、凝析油、油井产出液的增压混输，简化输送流程。
五、产品核心优势
混输能力强：不受介质气液影响，无需前置分离器，实现真正的油气水混输，流程大幅简化；
智能无人化：全自动化运行，启停由控制系统根据压力监测结果自动执行，支持实时与远程设置调整压力参数，无需人工值守；
安全可靠：采用气体隔离技术，无需润滑，杜绝气体泄漏隐患，适配复杂工况；
能耗成本低：多泵独立运行设计，可分时或分压力运行，降低能耗；整体功耗低，运行与维护成本显著低于传统设备；
灵活检修：支持分组检修，无需全设备停运，保障生产连续性；
安装便捷：升级为整体营房式设计，占地面积小，安装简单，维护方便；
数据可视化：运行状态数据实时上传，支持远程智能监控，便于精细化管理；
环保合规：无需放喷复产，满足环保生产要求。
六、同类产品对比优势.
| 对比项目 | 新型负压采气装置 | 往复式压缩机 | 双螺杆压缩机 | V 型活塞压缩机 |
| 体积结构 | 撬装设备、占地面积小 | 结构复杂，体积大 | 结构适中，体积小 | 结构复杂，体积小 |
| 携液能力 | 油气水混输，无压力容器 | 不可携液，需前置分离器 | 可少量携液 | 不可携液，需前置分离器 |
| 最高外输压力 | 0~4/8MPa（范围宽泛） | 通常≤1.5MPa（两级≤4.5MPa） | 3MPa | - |
| 能耗 | 低能耗 | 能耗高 | 能耗较高 | 能耗高 |
| 日常维护 | 自动运行、无人值守 | 维护复杂 | 维护复杂 | 维护复杂 |
| 维修保养 | 分级维修，不停产 | 停产维修 | 停产维修 | 停产维修 |
| 运营控制 | 性价比高，运行费用低 | 投资大，运行成本高 | 投资大，运行成本高 | 投资大，运行成本高 |
七、现场应用案例
案例 1：长庆油田负压采气项目
- 安装前：井口回压 0.53~0.75MPa，套压 0.56~0.8MPa；
- 安装后：井口回压降至 0.39~0.48MPa，套压降至 0.12~0.22MPa，气井携液能力显著提升，产量稳步增长。
案例 2：延长油田负压采气项目
- 安装前：井口回压 1.9~3.5MPa，套压 0.56~0.8MPa；
- 安装后：井口回压降至 0.8~1.5MPa，套压降至 0.20~0.40MPa，系统运行稳定，累计流量达 40200m³。
案例 3：山西煤层气负压采气项目
- 应用效果：多台机组并行运行，前端压力稳定在 1.24~1.84MPa，后端压力 2.70~2.89MPa，单井日产气最高达 11537m³，总累计流量最高突破 1484000m³，开采效率大幅提升。
案例 4：四川老井复产项目
- 运行情况：2024 年 5 月启动混输，7 月启动气举措施，7 月 8 日监测数据显示，瞬时流量 472~485m³/h，日产量 4293~8649m³，成功实现老井复产增效。
案例 5：华北某井场混输气举一体化项目
- 运行数据：3 台机组同步运行，前端压力 1.67~1.68MPa，瞬时流量 89.4~90.7L/S，总累计流量 383200m³，运行稳定且节能效果显著。
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