自动投棒装置在苏里格气田的应用

吴红钦 冯应海 王 萍 王小佳

（长庆油田分公司第三采气厂，内蒙古 乌审旗 017300）

1 气田概况

苏里格气田位于内蒙古自治区鄂尔多斯，构造位置位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的西部。苏里格气田是低渗﹑低压﹑低丰度，大面积分布的中粗颗粒砂岩岩性气藏；有效储层为辫状河砂岩沉积中的粗岩相带，非均质性强，连续性较差，其地质条件非常复杂。随着苏里格气田开发程度的逐步增大，大部分气井在开发过程中，随着地层压力的下降，产水气井逐渐增多，井口压力大幅度下降，产量急剧递减，水淹停产井逐年增多，对天然气的生产造成严重的危害，严重影响气田天然气的开采和最终采收率，成为气田生产的突出矛盾之一。

苏里格气田采用低成本开发模式，建井规模较大，气井数量多，开展单井泡排工作量较大，需大量人力﹑物力，劳动强度较高。

2 自动投棒装置组织结构及工作原理

2.1 自动投棒装置组织结构

自动投棒装置包括电控箱﹑控制电缆和投放装置组成，所需直流电源由用户提供。电控箱主要组成零部件：箱体﹑时间控制器﹑按钮等，投放装置主要组成零部件：壳体﹑芯轴﹑转盘﹑电磁驱动器﹑防爆盒﹑棘轮棘爪﹑上法兰﹑油壬﹑压力表等（如图1所示）。

2.2 自动投棒装置主要技术参数

（1）投放装置主要技术参数

额定工作压力：21MPa（3000psi）

装置重量：约380kg

投棒方式：每次装投12支，连续或断续投放

电磁驱动器参数：24VDC×2.45A

下部法兰连接形式：6BX 2 9/16 10000 BX153

工作温度：L（-46～82℃）

（2）电控箱主要技术参数

外形尺寸：298×248×308mm

显示内容：按时﹑分﹑秒倒计时显示，最大9999小时59分59秒；剩余根数和投放根数。

3 自动投棒装置在苏里格气田的应用

3.1 自动投棒试验选井

根据苏里格气田气井生产特征，合理选取气井开展自动投棒试验，选井原则如下：

（1）产量3000-5000 m3气井；

（2）对所选气井开展节流器打捞工作，即所选气井为无节流器生产气井；

（3）所选气井存在井筒积液，油套压差较大；

（4）泡排有效果气井，最好是一摸清泡排周期气井。

3.2 积液井判断

根据苏西区块气井生产情况，针对苏里格气田“三低”特色以及气井采用节流器生产的工艺特点，研究并形成了五种基本的气井积液判断技术，确保了积液井准确判识，便于积液井分类管理。

（1）油套压差法

气井正常生产时，关井压力恢复后，油压趋于套压，油套压压差较小；气井积液有关井压力恢复后，油压与套压存在一定压差，初步判定：当油套压差≤2MPa时气井无积液，正常生产；5MPa≥油套压差≥2MPa时，气井存在少量积液；油套压差≥5MPa，气井严重积液。

（2）井筒流压梯度法

（3）回声仪探油套环空液面法

（4）气井生产采气曲线法

（5）气井最小携液流量法

产量低于气井临界携液流量，同时生产特征表现为套压逐渐上涨，产量逐步降低可判断井筒积液

3.3 积液井在气井生产过程中表现主要特征为：

（1）关井油套压差较大。

（2）气井压力呈上升趋势。

（3）气井带液生产，生产曲线呈锯齿状波动上升。

（4）气井产量较低，一般小于3000 m3。

3.4 自动投棒试验效果

根据自动投棒试验气井的选井原则，在苏里格西区选取7口井采用3钟不同厂家投棒装置开展自动投棒试验。

本次试验目的：①检验自动投棒装置能否安全平稳及长时间运行及自动投棒装置远传可操作性及适用性；②对比不同厂家投棒装置，优选故障率低装置。

（1）苏XX-XX-88

该井于2011年8月13日完成自动投棒装置及远程控制装置安装，如图2所示。

图1

图2 自动投棒装置安装图

表1 4口气井自动投棒周期统计表

表2 自动投棒装置常见问题分析及故障排除

该装置远控调试正常，可试验站内控制自动投注泡排棒，在试验过程中，采用40mm泡排棒进行投注，由于药轮上的药孔在转动后与井筒油管口不重合，泡排棒无法投入井筒，更换30mm泡排棒进行试验，泡排棒不能连续投注，试验失败。

（2）苏XX-XX-75于2011年8月12日完成自动投泡排棒装置及远程控制装置安装调试，8月13日远程（集气站）控制投泡排棒2根（40mm），装置运行良好，自动投注制度为每5天投注2根泡排棒，气井生产平稳。

随后选取苏XX-XX-67﹑苏XXXX-80﹑ 苏 XX-XX-91﹑ 苏 XX-XX-87等4口气井开展自动投棒试验，4口井装置均运行良好，初步确定工作制度如图1所示。

（3）苏XX-XX-80

该井装置为xx公司产品，于2011年11月28日完成井口安装，11月31日调试运行调试，投棒制度2根/天，运行6天，投完储棒筒（11个）11根泡排棒，运行平稳，因进入冬季生产，未继续开展试验。

3.5 装置运行过程中故障分析（如图2所示）

3.6 不同厂家设备运行情况对比

通过分析不同厂家设备，投棒装置运行情况，厂家1生产设备故障率较高，试验无法开展，试验失败，厂家2生产装置运行平稳，故障率低，但储棒筒容量及泡排棒直径较厂家3稍大。

4 试验结论

（1）试验结果表明，自动投棒装置可以代替人工投棒操作，可节省大量人力﹑物力按次按量开展单井泡排试验，便于大范围开展单井泡排试验，只需人工定期添加泡排棒。

（2）自动投棒装置实现了远传控制投棒，无需人员现场操作，集气站人员可远传控制投棒，自动化程度高，符合苏里格气田自动化发展的趋势。

（3）自动投棒装置运行稳定故障率低。

（4）井口安装自动投棒装置前，需先开展单井泡排试验，摸清泡排周期及泡排加注量。

（5）为增加收益，自动投棒装置井产气量应为3000-5000 m3，泡排明显气井。

（6）若大范围开展井口自动投棒装置安装，需定期对井口设备进行维修保养，费用较大。

（7）自动投注泡排棒因井筒带液生产，泡排棒易粘附于井壁上堵塞井筒，建议定期对油管加注消泡剂。

（8）通过试验对比厂家2生产装置性价比较高，装置运行平稳，故障率底，能适应苏里格大范围开展泡排工作的需求。

[1]黄艳，佘朝毅，钟晓瑜，等.国外排水采气工艺技术现状及发展趋势[J].钻采工艺，2004，28（4）：57－60.

[2]张书平，白晓弘，樊莲莲，等.低压低产气井排水采气工艺技术[J].天然气工业，2005，25（4）：106－109.