数字化排水采气技术在气田的应用

　常州大学石油工程学院

数字化排水采气技术在气田的应用

朱庆杰毕巍郭文敏常州大学石油工程学院

随着SLG气田开发的深入，气井积液现象越来越严重，导致气井无法稳定生产，影响气田产能的发挥。针对SLG气田低产、低效井不断增加以及排水采气工作量日益加大的难题，研制出数字化注剂、数字化投棒、数字化间开三种数字化排水采气装置，利用远程控制系统实现作业参数的修改和控制。目前SLG气田共有519口气井应用数字化排水采气装置，增产气量11550×104m3。现场应用效果表明，数字化排水采气装置成本低，投资回收快，能够提高气井产量，延长气井稳产时间，降低人工工作量及作业成本，提升气井管理水平。

井口；数字化；排水采气；注剂装置；投棒装置；效果评价

SLG气田位于内蒙古自治区和陕西省境内，属于典型的致密砂岩气田。随着SLG气田开发的不断深入，气井井筒积液问题越来越突出。气井产量下降导致携液能力不足，无法有效排出井筒内的积液，使气井不能稳定生产，影响产能发挥[1]。

目前主要采用泡沫排水采气工艺排出井筒积液，单井泡排剂的加入或者开关井作业都需要人员到井口操作，增加了作业风险[2-4]。气田共有几千口气井，井口作业工作量大，存在点多、面广、管理难度大的问题。

1　井口数字化排水采气装置

1.1注剂装置

井口数字化注剂装置主要作用是使泡排剂按照设置时间、注入剂量通过油套管环空或者干管注入井筒并与井筒积液发生物理化学反应产生大量泡沫，通过天然气流携带到井口。远程控制系统通过在井口安装的RTU完成数据采集，通过无线电台传输到PKS，实现泡排剂注入参数的监控及修改。

（1）工作原理。井口数字化注剂装置由太阳能发电，蓄电池组提供系统的动力源，通过逆变器将DC48V或者24V转变成AC380V或者220V，再通过柱塞泵将起泡剂注入气井的油套环空，其原理如图1所示。

（2）相关技术参数。泵排量：0～160L/h；泵出口最大排压：25MPa；工作介质： 泡排剂溶液；电池电量：DC12V，250Ah（2块）；太阳能板：DC12V，90W(6块）；环境温度：-35～70℃；防爆等级：ExdIIBT4；药剂箱容积：2m3。

1.2投棒装置

井口数字化投棒装置主要功能是实现泡排棒的投加。远程控制系统通过在井口安装的RTU实现数据采集，通过无线电台传至PKS，实现参数的监控及修改。

图1　数字化注剂装置技术原理

（1）工作原理。数字化投棒装置由太阳能发电，蓄电池组提供动力源，由电机带动药品盒内药棒转动，根据生产制度调节所加泡排棒数量与时间间隔。

（2）相关技术参数。与井口连接的所有设备承压等级：≥30MPa；电气、仪表、控制系统防爆等级：ExdIIBT4；药品盒储棒数：10根；工作电压：24V；太阳能板：12V，20W（2块）；电池电量：12V，24Ah（2块）；泡排棒规格：400mm× 40mm；总质量：约140kg。

1.3间开井装置

数字化间开井技术通过安装远程数字化开关井装置来代替气井的井口针阀，按照仿人工开关井程序，通过无线传输系统实现气井远程数字化开关井功能。

（1）工作原理。数字化间开井技术通过在井口安装RTU（植入具有自动开关井功能的程序），设定不同的开关井条件，控制电磁阀开关，实现气井的自动开关。数字化间开井系统主要包括井口RTU和数字化控制系统两部分，其工作原理见图2。

图2　数字化间开井装置工作原理

（2）数字化间开模式。目前SLG气田数字化间开井模式主要有两种，即定时开关井模式和定压开关井模式。定时开关井模式：通过设定开井时间、关井时间，控制电磁阀开关，实现气井自动开关；定压开关井模式：通过设定开井压力（不高于高压保护值）、关井压力（干管压力），控制电磁阀开关，实现气井数字化开关。

2　现场应用及效果评价

2.1现场应用情况

截至2014年底，SLG气田共有519口气井应用了数字化排水采气技术，现场应用情况见表1。

表1　数字化排水采气装置应用情况统计

2.2效果评价

2.2.1注剂装置应用效果

按照气井注泡排剂工作制度（1次/3天，200L/次）计算，人工注剂每隔3天上井1次，进行注泡排剂作业；数字化注剂每隔30天上井1次，药箱添加泡排剂作业。人工泡排成本为600元/井次，数字化注剂装置价格8万元/台，工作10个月后收回成本。

2013年4月在S*-1井进行数字化注剂作业，作业后油套压差降低3.8MPa，日产气量0.98× 104m3/d，气量平均增加0.36×104m3，累计增产60×104m3，增产效果明显。

2.2.2投棒装置应用效果

按照气井投泡排棒工作制度（1次/3天，3根/次）计算，人工投棒每隔3天上井作业；数字化投棒每隔12天上井加棒1次。人工泡排的成本为600元/井次，数字化投棒装置价格为7.2万元/台，连续工作12个月后收回成本。

2013年5月开始在S*-2井采用数字化投棒装置排水采气，作业期间成功投棒215根，泡排制度为3根/2天，套压逐渐呈下降趋势，油套压差由作业前的6.5MPa降至1.5MPa，平均日产气量3000m3，措施后总共增产气量110×104m3。

2.2.3间开井装置应用效果

采用数字化间开井装置减少了人工开关井工作量和成本。数字化间开单井技术服务费为0.2万元，150口井共计成本30万元。在数字化间开井期间共增产气量2500×104m3，天然气价格按0.926 元/m3，扣除成本后直接经济效益2285万元。

（1）定时开关典型井。设置S*-3井开井时间12h，关井时间12h。该井间开生产前油套压为1.7/3.5MPa，气量0.02×104m3/d；间开生产措施后，油套压为1.0/2.9MPa，井筒未出现积液现象，带液连续生产良好。目前油套压为2.8/4.1MPa，气量0.3×104m3/d。

（2）定压开关典型井。设置S*-4井开井压力4.0MPa，关井压力1.0MPa。该井间开生产前油套压为3.8/8.4MPa，气量0.15×104m3/d；间开生产措施后，油套压为1.0/3.9MPa，井筒未出现积液现象，带液连续生产良好。目前油套压2.7/3.00MPa，气量0.55×104m3/d，增产效果明显。

3　结论

（1）数字化排水采气装置的安装及维护工艺简单，运行安全可靠，其远程管理为技术人员分析参数和修改泡排制度提供了方便，降低了工作量，提高了泡排制度的作业精度。

（2）数字化排水采气技术能有效降低人工工作量及工作强度，控制作业成本及作业风险，提高排水采气作业规模，提升气井管理水平，具有大面积推广应用前景。

[1]冯永兵，杨向东，李伟松，等．苏里格气田排水采气试验效果分析[J]．石油化工应用，2010，29（7）：27-30.

[2]徐文龙，梁博羽，李彦彬，等．苏里格气田高压气井远程自动开关井技术[J]．石油化工应用，2012，31（9）：57-59.

[3]周忠城，曹和平，姜楚豪，等．小直径管悬挂+智能注剂泡沫排水采气技术[J]．石油钻采工艺，2014，36（5）：103-105.

[4]朱迅，张亚斌，冯朋鑫，等．苏里格气田数字化排水采气系统研究与应用[J]．钻采工艺，2014，37（1）：47-49.

18729538416、qjzhu@cczu.edu.cn

（栏目主持樊韶华）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.12.032

朱庆杰：博士，教授，从事油气田开发工程研究。

2015-09-13