風光互補智能起消泡劑加注裝置的研制與應用

許 飛　黃丹丹　吳小康　郭　鋼　任 濤　閆朝勛（.長慶油田分公司工程技術管理部，陜西西安　7008；.長慶油田分公司第一采氣廠，陜西靖邊　78500；.長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安　7008；.長慶油田分公司第四采氣廠，內蒙古烏審旗　0700）

風光互補智能起消泡劑加注裝置的研制與應用

許 飛1黃丹丹2吳小康2郭鋼3任 濤2閆朝勛4
（1.長慶油田分公司工程技術管理部，陜西西安710018；2.長慶油田分公司第一采氣廠，陜西靖邊718500；3.長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安710018；4.長慶油田分公司第四采氣廠，內蒙古烏審旗017300）

針對靖邊氣田產水氣井，目前普遍采用泡沫助排并輔以消泡工藝。而傳統的排采方式有人工加注、移動式加藥車加注、集氣站內泵注等，在井位分散、井數眾多的氣田開發背景下，人工操作量大、成本高、安全風險高、易造成污染且加注不及時影響正常生產等問題顯得較為突出。為有效解決起消泡劑加注問題，研發了一種井口自動化起消泡劑加注裝置，并在多口氣井開展現場試驗。該裝置利用太陽能、風能自然能源，動力充足、環保無污染；能定時定量、連續性加注，提高助排效率，降低人工成本，同時規避人工操作安全風險；既可加注起泡劑，亦可加注消泡劑，消除起泡后的產出水對下游設備的影響。其加注工藝能夠滿足氣田泡沫排水采氣需要，擴大了泡沫助排工藝的應用范圍，為氣田中后期產水氣井合理開發提供了技術支撐。

排水采氣；自動化；泡沫助排；消泡工藝；靖邊氣田

靖邊氣田主力氣層為下古氣藏，屬于彈性氣驅低孔、低豐度碳酸鹽巖儲層。從開發動態來看，各相對富水區水體面積均有明顯擴大趨勢，其中產水氣井占生產總井數的33.9%。隨著氣田的持續開發，部分氣井開采進入中后期，自身不能建立壓力、產量、氣水比相對穩定的帶液采氣制度，需要采取助排措施輔助生產。目前該氣田主要采用井口間歇加注或站內連續加注起、消泡劑的助排工藝。井口加注起消泡劑，人工操作工作量大，頻繁開關閥門存在一定風險，對閥門使用壽命也造成一定影響，且加注不及時會影響氣井生產。而集氣站內連續加注起、消泡劑方式需要人員操作維護、消泡距離短、消泡不徹底。因此采用節能、環保、勞動成本低的自動化泡排技術勢在必行。

1　自動化起消泡劑加注裝置

1.1裝置結構

裝置主要部件有：太陽能電池方陣（簡稱方陣）、風力發電機組、蓄電池組、逆變器、主控制器、雙泵機組、儲藥箱，如圖1。

圖1　風光互補智能起、消泡劑加注裝置

雙泵機組包括臥式柱塞泵、氣液增壓泵，臥式柱塞泵加注起泡劑，排量120 L/h，氣液增壓泵加注消泡劑，排量50 L/h；儲藥箱箱體設計為雙罐模型，體積分別為1 000 L，儲藥箱儲備起、消泡劑。雙泵機組通過高壓軟管、鍛造高壓三通、單流閥連接至套管（壓力表考克）、地面管線（壓力表考克）。

1.2工作原理

太陽能電池方陣、風力發電機組將風能、太陽能轉化為電能，儲存在蓄電池組。蓄電池組輸出DC48 V電源，通過逆變器轉換為AC380 V交流電帶動雙泵機組運轉。主控器控制變電系統的開啟與關閉，最終雙泵機組將儲藥箱的起、消泡劑分別注入氣井油套環空/地面管線，實現自動加注。

1.3技術特點

（1）利用太陽能和風能等自然能源提供能量，動力充足、環保節能。

（2）井口定時、定量自動加注藥劑（小劑量、連續性注入），確保氣井的連續攜液，助排效果遠好于人工間歇加注。

（3）既可以井口自動加注起泡劑，又可加注消泡劑，井口至分離器消泡距離長，消泡更充分，消除泡沫對下游設備影響。

（4）最大程度節約人工成本、經濟成本，實現起消泡劑加注的自動化。

（5）消除人工操作開關采氣樹閥門的安全風險。

1.4技術指標

額定工作壓力25 MPa；動能方式采取風能、光能互補模式，提供充足能源；加注方式為起、消泡劑連續加注；雙泵機組承壓25 MPa，排量分別為120 L/h，50 L/h；箱體主要尺寸：1.6 m×1.5 m×1.5 m；儲液箱為分體式，主要尺寸為1 000 L×2；時控器參數：時段控制、遠程控制；工作介質：抗硫化氫、二氧化碳；工作溫度：-30～82 ℃；起泡劑加注位置：油套環空；消泡劑加注位置：井口地面管線。

2　現場試驗

2.1試驗過程

起泡劑、消泡劑加注工藝流程分兩路，起泡劑由2→4→5套管油套環空，消泡劑由1→3→天然氣地面管線。見圖2。

圖2　風光互補智能起消泡劑加注裝置

在GX-1井安裝了雙泵自動加藥裝置，并加裝防盜柵欄、風力發電桿等配套設施，設備經調試后運行。

試驗第1階段（15 d）：啟動開關后裝置將儲存在蓄電池組的風能、太陽能轉化為動能，帶動雙泵機組運行。在主控制器上設置好加注時間段：每天加注半小時，一般定在上午11:00—11:30之間風能、太陽能較充足的時候。起泡劑加注量5 L，稀釋比例1∶4；消泡劑加注7.5 L，稀釋比例1∶4；起泡劑與消泡劑加注比例1∶1.5。對裝置連續加注起泡劑、消泡劑情況進行檢驗，裝置運行穩定。

試驗第2階段（15 d）：每天加注0.5 h，起泡劑加注量5 L，稀釋比例1∶5，消泡劑加注7.5 L，稀釋比例1∶5。

目前加注制度：每天加注起泡劑5 L，稀釋比例1∶9，混合溶液50 L；每天加注消泡劑7.5 L，稀釋比例1∶9，混合溶液75 L。裝置運行穩定，能夠每天按時按量加注，大大減輕了井口泡排工作量。氣井生產穩定，日均產氣增加，帶液效果明顯。從2012年3月至今，共計23口氣井安裝該裝置，總體運行狀況良好。

2.2效果評價

3種加注工藝特點對比見表1。在井口定時、定量自動加注起泡劑、消泡劑（小劑量、連續性注入），可實現設備的無人化操作，既可以加注起泡劑助排，又可以加注消泡劑去除泡沫帶來的負面影響。井口自動加注消泡劑，管線距離遠，消泡時間長，比其他消泡方式更有效。

表1 自動加注、井口人工加注、站內連續加注工藝對比

對比GX-1井自動化加注前后各一個月生產情況，井口定時、定量（小劑量、連續性）自動加注起泡劑，氣井帶液均勻，產水量穩定，產氣量穩中有增；而間歇加注產水量起伏大，產氣量不穩定，對氣井的助排效果低于連續小劑量加注。由表2可知，自動加注起消泡劑后，油套壓差明顯減小，產氣量增加，帶液效果明顯優于人工間歇加注。

表2　人工間歇泡排與自動加注生產數據對比表

井口液體消泡與站內液體消泡相比，主要是井口到集氣站管線距離長，消泡行程長，比站內消泡更徹底，效果更好。產出液有大量泡沫并攜帶高礦化度地層水、化學藥劑進入采氣管線，若不及時消除泡沫會對下游集氣站內的加熱爐、分離器、脫水撬、壓縮機、脫硫裝置等關鍵設備造成影響，嚴重時會導致設備癱瘓，使天然氣無法正常的脫硫脫水。

以下游天然氣凈化設備脫水撬為例，自動加注前后（較之人工間歇加注），該設備故障率由2.78%降至1.11%。自動化加注起泡劑使得設備故障率明顯降低，能充分保障下游設備正常運轉。

3　結論與認識

（1）井口風光互補自動化起消泡劑加注裝置可借助風能、太陽能兩種清潔能源，通過智能化主控模塊精確控制雙泵泵組，在井口定時、定量自動加注起泡劑、消泡劑（小劑量、連續性注入），設備無人化操作，大大降低了勞動強度，滿足了“節能降耗”生產理念。

（2）自動化的起、消泡劑加注工藝簡便、快捷。小劑量、連續性地自動加注起泡劑可實現氣井的連續攜液，提高了氣井助排效果，氣井帶液更均勻，產氣量穩中有增，大大降低人工操作的安全風險。

（3）該裝置既可以加注起泡劑助排，又可以加注消泡劑去除泡沫帶來的負面影響，且井口自動加注消泡劑，比其他消泡方式更有效，因此，該裝置在氣田開發中后期有著廣闊的應用前景。

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（修改稿收到日期2014-12-14）

〔編輯景暖〕

Development and application of wind-solar complementary intelligent injection device for foamer and defoamer

XU Fei1, HUANG Dandan2, WU Xiaokang2, GUO Gang3, REN Tao2, YAN Zhaoxun3
（1. Management Department of Engineering and Technology, Changqing Oilfield Company, Xi'an 710018, China; 2. No. 1 Gas Production Plant of Changqing Oilfield, Jingbian 718500, China; 3. Oil & Gas Technology Institute of Changqing Oilfield Company, Xi’an 710018, China; 4. No. 4 Gas Production Plant of Changqing Oilfield, Wushenqi 017300, China）

In view of the water-producing gas wells in Jingbian Gasfield, the widely used technique is foam-assisted drainage supplemented with defoaming process at present. The traditional drainage methods include manual injection, injection by mobile chemical truck, pumping inside gas gathering stations, etc. In the context of gasfield development with scattered well locations and large number of gas wells, the problems like large amount of manual operation, high costs, high safety risk, contamination and untimely injection which will affect normal production are outstanding. So in order to effectively address the problem of foamer and defoamer injection on site, an automatic wellhead injection device for foamer and defoamer was developed and was tested on site at a number of gas wells. This device uses solar energy and wind energy, has sufficient power and is environment-friendly and contamination-free; it can inject foamer and defoamer timely, quantitatively and continuously, improve drainage efficiency, reduce labor costs and also avoid safety risk in manual operations; it can inject both foamer and defoamer, hence eliminating the effect of defoamed produced water on the downstream equipment; its injection technology can satisfy the requirement of gas recovery by foam drainage in gas fields, expand the application of foam-assisted drainage process and provide technical support for proper development of water-producing gas wells of gas fields in mid-later stages..

water drainage and gas recovery; automatic; foam-assisted drainage; defoaming process; Jingbian Gasfield

TE377

B

1000 – 7393（ 2015 ） 02 – 0094 – 03

10.13639/j.odpt.2015.02.025

許飛，1986年生。2010年畢業于西安石油大學油氣田開發專業，獲碩士學位，現從事油氣田工程技術的應用及管理工作。電話：029-86978250。E-mail：xuf1_cq@petrochina.com.cn。

引用格式：許飛，黃丹丹，吳小康，等.風光互補智能起消泡劑加注裝置的研制與應用［J］.石油鉆采工藝，2015，37（2）：94-96.