川西气田自动泡沫排水采气注剂装置研究及应用*

2020-10-17

油气田地面工程 2020年10期

中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院

天然气井开采进入中后期，会因为携液能力不足发生井底积液，造成气井水淹停产。泡沫排液采气工艺是排除气井积液、维持气井稳产的有效手段，在各类排液采气工艺中应用最为广泛[1-2]。以川西气田为例，1 500多口生产井中80%需要采用泡沫排液采气工艺维持稳产[3-5]。传统人工判识积液和人工泡排方式存在积液预警不及时、劳动强度大、人工泡排频率无法维持气井稳产、频繁的车辆动用和人工操作增加运行成本和安全风险，降低了泡排工艺应用效果，制约了气藏采收率的提高[6-8]。

通过设计自动化泡排注剂流程，开发泡排加注远程监控决策软件，提出了手动加注、自动定时加注、智能加注3种运行模式，配套泡排自动安全防护系统，研制了单井自动泡沫排水采气注剂装置（简称自动注剂装置）、丛式井自动轮井注剂装置、自发电自动注剂装置，形成了泡排井无人值守、安全高效的工作模式，提高了气井产量，降低了运行成本。

1 自动注剂装置设计

开展泡排自动注剂流程设计、自控系统硬件配套、远程监控决策软件开发、安全系统集成，形成了自动注剂装置设计方案。

1.1 装置原理

气井自动注剂装置由储药装置、动力系统、控制系统组成，具体包括：储液罐、搅拌器、液位计、压力传感器、高压泵、电动机、各类管线、阀件、控制柜、无线接收器等[9-10]。该装置安装于气井井口，在控制柜的指令下，将储液罐中的药剂通过高压泵自动抽吸，经过注剂阀和单流阀自动加注至气井中，实时采集注剂压力、药罐液位、井口压力等参数。对于井多的丛式井组，可对多口气井进行自动轮注；对于无市电的偏远井，还可采用光伏产品离网供电。为了便于中心站集中管理，利用电脑或手机APP远程监控，也可通过远程自动决策软件发送指令，满足单井、丛式井、偏远井远程自动、智能泡排注剂需要。

1.2 自控系统

系统运行过程中，控制软件通过不同信号传输方式将控制指令发给PLC控制器的变频器，变频器闭合，柱塞泵打开，开关量将柱塞泵开启状态反馈给控制软件，控制软件在界面上显示柱塞泵已开启。当柱塞泵停止运行时，控制软件发出断电或停泵指令，PLC控制器收到指令后，继电器断开，柱塞泵停止；开关量收到断电或停泵指示后，将指令反馈给控制软件，控制软件将在界面上显示柱塞泵已停泵。设备控制原理见图1。

图1 远程自动控制流程Fig.1 Flow of remote automatic control

1.3 远程监控决策软件

应用C#编程语言开发了远程监控决策软件，一方面用于对注剂压力、药箱液位、排量等设备参数进行实时监测，另一方面通过远程指令控制泵的启动和停止。控制方式可分为三种：

（1）手动控制。手动控制泵的启/停。

（2）自动控制。自动控制泵的启/停，设定自动加注时间间隔、加注时刻、单次加注量等。

（3）智能控制。在线诊断积液，并向设备自动发送控制指令控制泵的启/停。在传统油套压差诊断积液基础上，创建了基于流型、持液率等5项指标的积液深度解析法，形成多指标积液在线数字诊断技术，编制了气井积液在线预警软件，自动提示积液井与井筒积液量，解决了单一指标判识积液误差大的问题，积液在线预警正确率≥90%。

1.4 安全系统

超压、低液位、双单流阀、过载保护是保障自动泡排工艺安全运行的关键。当泵出口压力过高，为防止管线憋压爆裂，要求将自动强制停泵；当药箱液位过低时，为防止泵空转，要求自动强制停泵；当泵启动电流过载时，自动强制停泵；此外还具有双单流阀保护功能，必要时增加可燃气体报警和温度监测等，以保证设备的安全运行。

1.5 技术特点

（1）基于多指标积液在线数字诊断技术的自动加注模式，提升注剂效率和剂量精度，提高气井产量和寿命。

（2）实现1泵对多井自动泡排加注，大幅降低丛式井泡排成本。

（3）基于光伏产品的偏远井自动加注模式，解决无市电偏远井自动泡排难题。

（4）既可用于向气井自动加注起泡剂，也可用作向地面管线自动加注消泡剂。

（5）设备排量可变、制度可调，持续工作时间长、防盗、防雨等，且具有低液位、超压、过载等报警切断功能，现场检验安全可靠。

（6）最大限度地节约人力、设备和运行成本，消除人工操作引起的跑冒滴漏现象及人员安全风险，实现气井远程、精细、集中管理。

2 自动注剂装置的研制

研制出三个系列的产品：GCY-PP-02型单井自动注剂装置、GCY-PP-03型丛式井自动注剂装置、GCY-PP-04型自发电自动注剂装置。高压泵额定工作压力0～25 MPa任意定制，排量15～900 L/h任意定制；储药罐容积1～5 m3任意定制，防爆等级ExdIIBT4，无线网络接口4G，工作介质为起泡剂或消泡剂。

2.1 GCY-PP-02型单井自动注剂装置

设计研制了GCY-PP-02型单井自动注剂装置，满足自动、定时、定量向单口气井加注起泡剂溶液，同时具备智能加注功能，即自动诊断积液量，自动预警，自动决策，基于积液量变化的自适应加注，适用于需要间歇加注或连续加注泡排的无人值守单井。

2.2 GCY-PP-03型丛式井自动注剂装置

针对丛式井人工加注劳动强度大、加注效率低、故障处理滞后、安全隐患多等问题，设计研制了GCY-PP-03型丛式井自动注剂装置，满足在丛式井模式下，1泵对多井的自动、定时、定量轮流加注起泡剂，该设备的最大优势在于应用的丛式井数越多，降本越明显；当该装置同时用于6口井时，与传统泵相比，降低设备成本可达75%。

针对现有泡排装置质量较重、搬运成本高、山区运输困难、检维修停运影响工期等问题，开发了一种便携式组装结构。将泵模块、阀模块和控制模块分别独立设置于相应的柜体内，不同柜体之间通过快插接头实现快速连接及组装。降低了装置的搬运成本，缩短了装置的安装周期，避免了装置因检修而造成的采气过程停运的现象，装置质量仅为200 kg，单模块约50 kg。

2.3 GCY-PP-04型自发电自动注剂装置

针对偏远地区气井无市电、井位分散、井数众多、连续加注难度大、费用高等问题，设计研制了GCY-PP-04型自发电自动注剂装置，即在GCYPP-02型单井自动注剂装置的基础上，增加了太阳能和风能发电、防盗、保温功能，满足小剂量、间歇加注起泡剂的要求，同时兼顾自动加注功能。

3 现场应用

2019年，自动泡排注剂装置应用于川西气田16口井，累计自动运行2 374井次，累计采出天然气1 879.881×104m3，与前期人工泡排相比，产量增产约10%，节约人工泡排费用48.6万元，降本增效显著；作业期间，安全隐患提示17次，故障自动报警切断13次，最高实现1泵对8口井加注，创造了川西气田泡排工艺“自动化、智能化、网联化、8分支”四项记录，取得显著经济效益的同时，提高了排采工艺精细、安全、高效、人性化管理水平。

3.1 JS203-7HF井自动泡排试验

X203-7HF井是位于川西坳陷东部的1口水平井，造斜点深1 830 m，井内管柱为内径62 mm全通径油管，试验前采用车注泡排剂+强排方式维持生产，加注频率一周2次，每次加注起泡剂15 kg，起泡剂与水的配比为1∶10。由于劳动强度大，人工加注频率不满足排液需要。

图2 JS203-7HF井自动注剂试验Fig.2 Automatic agent injection test of JS203-7HF Well

2019年4月3日采用GCY-PP-02型单井自动注剂装置后，泡排周期由4～5天缩短至2天，油套压差由1.33 MPa降至0.78 MPa，产量递减率由643 m3/mon降至460 m3/mon；6月22日试验智能泡排，泡排周期自适应调整，油套压差由0.78 MPa控制到0.39 MPa，产量递减率由460 m3/mon降至191 m3/mon，排液更连续，产气更平稳。该井油套压差受积液影响敏感，采用智能加注模式具有更高的排液效率。该井三个阶段泡排的生产曲线见图2。

3.2 X886井站4口井自动泡排轮注试验

X886集气站有4口中浅层的定向井（X886、X887、X890、X51），均在2006年9月10日前投产，长期处于低压低产，井筒积液多，采用每日投固体泡排棒和每3～5天车注液体泡排剂10 kg（配比1∶15）的方式维持稳产，泡排加注频率高，劳动强度大。

2019年7月9日，采用GCY-PP-03型丛式井自动注剂装置后，4口井的油套压差分别由0.45 MPa降至0.27 MPa、2.45 MPa降至1.0 MPa、4.78 MPa降至3.3 MPa、0.44 MPa降至0.3 MPa，合输产气量由1.036 5×104m3/d增加至1.335 7×104m3/d，合输水量由5.8 m3/d增加至6.5 m3/d，平均增产约3 000 m3/d，见图3。同时减少车注作业近200井次，按每井次600元核算，节约人工作业费用约12万元。该工艺最近在L111井站8口井也得到了成功应用，创造了川西地区1泵对8口井同时泡排的记录。