风光互补智能起消泡剂加注装置的研制与应用

许 飞　黄丹丹　吴小康　郭　钢　任 涛　闫朝勋（.长庆油田分公司工程技术管理部，陕西西安　7008；.长庆油田分公司第一采气厂，陕西靖边　78500；.长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安　7008；.长庆油田分公司第四采气厂，内蒙古乌审旗　0700）

风光互补智能起消泡剂加注装置的研制与应用

许 飞1黄丹丹2吴小康2郭钢3任 涛2闫朝勋4
（1.长庆油田分公司工程技术管理部，陕西西安710018；2.长庆油田分公司第一采气厂，陕西靖边718500；3.长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安710018；4.长庆油田分公司第四采气厂，内蒙古乌审旗017300）

针对靖边气田产水气井，目前普遍采用泡沫助排并辅以消泡工艺。而传统的排采方式有人工加注、移动式加药车加注、集气站内泵注等，在井位分散、井数众多的气田开发背景下，人工操作量大、成本高、安全风险高、易造成污染且加注不及时影响正常生产等问题显得较为突出。为有效解决起消泡剂加注问题，研发了一种井口自动化起消泡剂加注装置，并在多口气井开展现场试验。该装置利用太阳能、风能自然能源，动力充足、环保无污染；能定时定量、连续性加注，提高助排效率，降低人工成本，同时规避人工操作安全风险；既可加注起泡剂，亦可加注消泡剂，消除起泡后的产出水对下游设备的影响。其加注工艺能够满足气田泡沫排水采气需要，扩大了泡沫助排工艺的应用范围，为气田中后期产水气井合理开发提供了技术支撑。

排水采气；自动化；泡沫助排；消泡工艺；靖边气田

靖边气田主力气层为下古气藏，属于弹性气驱低孔、低丰度碳酸盐岩储层。从开发动态来看，各相对富水区水体面积均有明显扩大趋势，其中产水气井占生产总井数的33.9%。随着气田的持续开发，部分气井开采进入中后期，自身不能建立压力、产量、气水比相对稳定的带液采气制度，需要采取助排措施辅助生产。目前该气田主要采用井口间歇加注或站内连续加注起、消泡剂的助排工艺。井口加注起消泡剂，人工操作工作量大，频繁开关阀门存在一定风险，对阀门使用寿命也造成一定影响，且加注不及时会影响气井生产。而集气站内连续加注起、消泡剂方式需要人员操作维护、消泡距离短、消泡不彻底。因此采用节能、环保、劳动成本低的自动化泡排技术势在必行。

1　自动化起消泡剂加注装置

1.1装置结构

装置主要部件有：太阳能电池方阵（简称方阵）、风力发电机组、蓄电池组、逆变器、主控制器、双泵机组、储药箱，如图1。

图1　风光互补智能起、消泡剂加注装置

双泵机组包括卧式柱塞泵、气液增压泵，卧式柱塞泵加注起泡剂，排量120 L/h，气液增压泵加注消泡剂，排量50 L/h；储药箱箱体设计为双罐模型，体积分别为1 000 L，储药箱储备起、消泡剂。双泵机组通过高压软管、锻造高压三通、单流阀连接至套管（压力表考克）、地面管线（压力表考克）。

1.2工作原理

太阳能电池方阵、风力发电机组将风能、太阳能转化为电能，储存在蓄电池组。蓄电池组输出DC48 V电源，通过逆变器转换为AC380 V交流电带动双泵机组运转。主控器控制变电系统的开启与关闭，最终双泵机组将储药箱的起、消泡剂分别注入气井油套环空/地面管线，实现自动加注。

1.3技术特点

（1）利用太阳能和风能等自然能源提供能量，动力充足、环保节能。

（2）井口定时、定量自动加注药剂（小剂量、连续性注入），确保气井的连续携液，助排效果远好于人工间歇加注。

（3）既可以井口自动加注起泡剂，又可加注消泡剂，井口至分离器消泡距离长，消泡更充分，消除泡沫对下游设备影响。

（4）最大程度节约人工成本、经济成本，实现起消泡剂加注的自动化。

（5）消除人工操作开关采气树阀门的安全风险。

1.4技术指标

额定工作压力25 MPa；动能方式采取风能、光能互补模式，提供充足能源；加注方式为起、消泡剂连续加注；双泵机组承压25 MPa，排量分别为120 L/h，50 L/h；箱体主要尺寸：1.6 m×1.5 m×1.5 m；储液箱为分体式，主要尺寸为1 000 L×2；时控器参数：时段控制、远程控制；工作介质：抗硫化氢、二氧化碳；工作温度：-30～82 ℃；起泡剂加注位置：油套环空；消泡剂加注位置：井口地面管线。

2　现场试验

2.1试验过程

起泡剂、消泡剂加注工艺流程分两路，起泡剂由2→4→5套管油套环空，消泡剂由1→3→天然气地面管线。见图2。

图2　风光互补智能起消泡剂加注装置

在GX-1井安装了双泵自动加药装置，并加装防盗栅栏、风力发电杆等配套设施，设备经调试后运行。

试验第1阶段（15 d）：启动开关后装置将储存在蓄电池组的风能、太阳能转化为动能，带动双泵机组运行。在主控制器上设置好加注时间段：每天加注半小时，一般定在上午11:00—11:30之间风能、太阳能较充足的时候。起泡剂加注量5 L，稀释比例1∶4；消泡剂加注7.5 L，稀释比例1∶4；起泡剂与消泡剂加注比例1∶1.5。对装置连续加注起泡剂、消泡剂情况进行检验，装置运行稳定。

试验第2阶段（15 d）：每天加注0.5 h，起泡剂加注量5 L，稀释比例1∶5，消泡剂加注7.5 L，稀释比例1∶5。

目前加注制度：每天加注起泡剂5 L，稀释比例1∶9，混合溶液50 L；每天加注消泡剂7.5 L，稀释比例1∶9，混合溶液75 L。装置运行稳定，能够每天按时按量加注，大大减轻了井口泡排工作量。气井生产稳定，日均产气增加，带液效果明显。从2012年3月至今，共计23口气井安装该装置，总体运行状况良好。

2.2效果评价

3种加注工艺特点对比见表1。在井口定时、定量自动加注起泡剂、消泡剂（小剂量、连续性注入），可实现设备的无人化操作，既可以加注起泡剂助排，又可以加注消泡剂去除泡沫带来的负面影响。井口自动加注消泡剂，管线距离远，消泡时间长，比其他消泡方式更有效。

表1 自动加注、井口人工加注、站内连续加注工艺对比

对比GX-1井自动化加注前后各一个月生产情况，井口定时、定量（小剂量、连续性）自动加注起泡剂，气井带液均匀，产水量稳定，产气量稳中有增；而间歇加注产水量起伏大，产气量不稳定，对气井的助排效果低于连续小剂量加注。由表2可知，自动加注起消泡剂后，油套压差明显减小，产气量增加，带液效果明显优于人工间歇加注。

表2　人工间歇泡排与自动加注生产数据对比表

井口液体消泡与站内液体消泡相比，主要是井口到集气站管线距离长，消泡行程长，比站内消泡更彻底，效果更好。产出液有大量泡沫并携带高矿化度地层水、化学药剂进入采气管线，若不及时消除泡沫会对下游集气站内的加热炉、分离器、脱水撬、压缩机、脱硫装置等关键设备造成影响，严重时会导致设备瘫痪，使天然气无法正常的脱硫脱水。

以下游天然气净化设备脱水撬为例，自动加注前后（较之人工间歇加注），该设备故障率由2.78%降至1.11%。自动化加注起泡剂使得设备故障率明显降低，能充分保障下游设备正常运转。

3　结论与认识

（1）井口风光互补自动化起消泡剂加注装置可借助风能、太阳能两种清洁能源，通过智能化主控模块精确控制双泵泵组，在井口定时、定量自动加注起泡剂、消泡剂（小剂量、连续性注入），设备无人化操作，大大降低了劳动强度，满足了“节能降耗”生产理念。

（2）自动化的起、消泡剂加注工艺简便、快捷。小剂量、连续性地自动加注起泡剂可实现气井的连续携液，提高了气井助排效果，气井带液更均匀，产气量稳中有增，大大降低人工操作的安全风险。

（3）该装置既可以加注起泡剂助排，又可以加注消泡剂去除泡沫带来的负面影响，且井口自动加注消泡剂，比其他消泡方式更有效，因此，该装置在气田开发中后期有着广阔的应用前景。

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（修改稿收到日期2014-12-14）

〔编辑景暖〕

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

许飞，1986年生。2010年毕业于西安石油大学油气田开发专业，获硕士学位，现从事油气田工程技术的应用及管理工作。电话：029-86978250。E-mail：xuf1_cq@petrochina.com.cn。

引用格式：许飞，黄丹丹，吴小康，等.风光互补智能起消泡剂加注装置的研制与应用［J］.石油钻采工艺，2015，37（2）：94-96.