油气田下沉式方井积水隐患治理工程实践

王茂林 张大椿 黄雪锋 杨雅雯 郑 丽贺茂国 魏 星 郭晓光

1.中国石油西南油气田分公司川中油气矿 2.中国石油西南油气田分公司天然气经济研究所

0 引言

随着世界能源低碳化进程进一步加快，天然气能源成为世界能源发展的主要方向[1]。我国《能源发展“十三五”规划》明确指出，“十三五”期间，国家将逐步降低煤炭消费比重，提高天然气能源消费比重，大幅降低二氧化碳排放强度和污染物排放水平，努力将天然气消费比重由“十二五”期间的5.9%提升至10%[1]。中国石油西南油气田分公司作为国内第一个以天然气生产为主的千万吨级油气田，立足“十三五”期间国家政策利好，加快推进产能布局。随着有人/无人值守井日益增多，结合成熟的“中心井站管理模式”[2-10]，川中油气矿油气生产现场管控面临着如何确保井站高效、安全生产的严峻问题[5-9]，尤其是近年来日趋严重的方井积水问题，给井站员工的生产运行、管线操作、设备保养等方面带来了巨大挑战。

油气生产区下沉式方井分布广泛，下沉式方井为坑槽构筑物，故自然降雨易致井底积水，加之方井内壁渗水现象时有发生，且部分单井由于井口地势较周围地面低而出现地面流水倒灌现象，故油气田下沉式方井积水频繁，雷雨季节，积水现象更甚，而采气树通常又置于下沉式方井中央，这严重影响井口装置的维护保养和生产操作，尤其对于目前日趋增多的无人值守油气井而言，井底积水问题属于重大安全生产隐患。迫切需要一套符合油气生产区井站分散、地势偏远、人力匮乏、工业电未全覆盖等生产现场实际特点的井底积水治理整体方案。

1 方井积水治理分析

1.1 方井积水治理现状

以中国石油西南油气田分公司川中油气矿广安采油气作业区为例，下沉式方井治理模式主要为人工抽排。因为作业区下沉式方井众多，且老区老井的防水效果普遍欠佳，尤其在雷雨季节，方井积水频繁、积水量大，亟需一种井底自动排液装置。市面上的自动潜污泵多为三相防爆异步电机带动，对于地处偏远的单井而言，三相供电投资成本及维护成本较高，大多单井现场无三相制供电设施配备；且现行的主流单相潜污泵防爆等级无法满足油气生产场所的特殊要求，不能实现广泛的工业应用，同时人工抽水劳动强度大，进入井底进行抽水操作受作业空间限制，存在跌倒、触电等多种风险。

1.2 方井积水治理新模式

为有效解决方井积水问题，尤其是无人值守井的方井积水问题，川中油气矿主导开展多单位联合科技攻关，研制出适合单井现场特点和防爆防护等级要求的单相防爆浮球式潜污泵，并形成以该泵为技术核心的整体自动排水工艺装置。经实践总结，形成了可推广、可固化的积水治理模式：①有人有电井站安装固定式防爆潜水泵，员工根据方井井底积液槽积水情况自行打水；②无人有电井站安装自动排水工艺装置实现自动排水；③无人无电但具备接电条件的井站就近搭接农电安装自动排水工艺装置实现自动排水；③无人无电且不具备接电条件的井站组织力量集中抽排。

2 自动排水工艺装置

2.1 单相防爆浮球式潜污泵

1）浮球原理。浮球液位开关结构主要基于浮力和静磁场原理设计生产，带有磁体的浮球在被测介质中的位置受浮力作用影响：液位的变化导致磁性浮子位置的变化，促使浮球中的磁体和传感器（磁簧开关）作用，从而产生开关信号。

2）防爆防护等级。据《GB 50058-2014爆炸危险环境电力装置设计规范》[10]要求，该泵防爆防护等级为ExdⅡBT4，满足油气井生产场所防爆及防护要求。

2.2 自动排水工艺装置流程

潜污泵将井底污水抽排至井场排水沟集中处理（图1）。在下沉式方井井底低洼处开设方形坑槽，潜污泵用地脚螺栓固定于井底坑槽四周地面；泵体吸入口处设置过滤筛网罩，防止积液中杂物堵塞泵体叶轮。当井底液位到达液位设定高限值时浮球液位开关自动闭合启泵，开始排液至井场排水沟，当井底液位到达液位设定低限值时开关自动断开关泵，当次排液完成，无需人工操作（图2）。

图1 工艺流程示意图

工艺配管为现场实勘三维配管，用以连接所述机泵出口至井区排水沟；泵出口单向阀为旋启式单向阀，用以防止所述机泵停止转动时管线液流倒流至井底。机泵配套电力电缆采用单相制供电，无需企业三相制供电设施投资及维护成本。

3 推广使用及效益评价

3.1 推广使用情况

截至2018年10月，广安采油气作业区已在广安002-23、X24等23座井站使用上述自动工艺装置，该装置自动程度高，大幅降低劳动强度，一次性投资成本低，防爆及防护等级符合油气井生产场所特殊要求，可实现长周期安全平稳运行，有效解决了方井积水问题。

3.2 管理评价

1）自动排水系统简单方便，水泵能够及时启动和停止，顺利排放污水，减少了井站员工的操作程序，极大地节约了操作时间，并且能够及时可靠地将积水排出，避免形成水患，造成安全隐患，尤其对于无人值守的单井而言，极大地降低了低效、无效的用工量，在一定程度上更为有效地使用人力资源。

2）该装置适应环境能力强，低压农电、市电均能满足其用电需求，同时该装置设计制造可靠，不会出现因漏电而造成烧坏电机。

3.3 效益评价

3.3.1 人工抽排模式

在该模式下，发生的成本主要是人工差旅费、打水油耗费、车辆运行费，下面以一口单井进行测算。

根据实际情况，为了保证方井不积水，每口井每月打水次数在6～10次，每次约2～4 h，取平均值（每月打水8次、每次3 h）；同时按照发电机油耗5 L/h，油价7.5元／L进行测算。

1）人工差旅费：员工打水差旅费每次40元，每次共3人（含司机）。40（元/人·次）×3（人）×12（月）×8（次/月）=11 520元。

2）打水油耗费：3（h/次）×8（次 /月）×12（月）×5（L/h）×7.5（元 /L）=10 800 元。

3）车辆燃油费：按照每次来回150 km，每百公里油耗 15 L 计算。8（次 /月）×12（月）×1.5（100 km/次）×15（L/100 km）×7.5（元 /L）=16 200 元。

每口井全年人工差旅费、打水油耗费、车辆燃油费合计：11 520 元＋ 10 800 元＋ 16 200 元＝ 38 520 元。

人工抽排模式下每口井全年耗费（除去设备维修费）38 520 元。

3.3.2 自动排水模式

在该模式下，发生的成本主要是设备及材料费、自动排水电费、人工费，下面以一口单井进行测算。

1）单口井安装设备及材料费用：带浮球的固定式防爆潜水泵购置费2 500元；材料费（PPR管、PVC管、弯头、电缆线、单向阀、隔栅板）1 500元。

2）自动排水电费：带浮球的固定式防爆潜水泵电机一般是1 100 W，根据现场观察得出的经验，每天运行约 30 min，即 0.5 h，每度电 0.7 元。0.5（h/d）×30（d/月）×12（月）×1.1（°/h）×0.7（元/度）=139元。

3）人工费：安装费每口井安装需3人2 d完成，加司机共4人。40（元/人）×4（人）=160元；土建费：开挖泵坑1个200元。

4）车辆运行费：安装设备时车辆来回150 km，每百公里油耗 15 L。1.5（100 km/次）×15（L/100 km）×7.5（元/L）=168元。每口井全年设备及材料费、自动排水电费、人工费、车辆运行费合计：4 000元＋139元＋360元＋168元＝4 667元。

由于部分井无动力电，需就近搭设当地农电，安装费加电杆、配电箱、电线、电表、开户等费用约15 000元 ，有电和无电井约对半开，因此上述费用再增加7 500元，合计12 167元。故自动排水模式每口井全年费用（除去设备维修费）：12 167元。

3.2.3 两种模式比较

1）自动排水模式设备安装的所有费用总和均大大低于人工抽排模式，且自动排水模式运行成本低，每年139元，而人工排水模式每年均要达到3万多元。

2）自动排水模式最大限度减少了人工和车辆工作量，减少了人员在交通、现场打水的安全风险。

3）自动排水模式确保了方井底部随时无积水，人工抽排模式不能保证方井底部随时无积水，对井口装置的漆面容易造成损伤，进而腐蚀装置。

4 结束语

经实践验证，治水技术创新成果效益明显，下沉式方井积水治理新模式切实可行，井底自动排水工艺装置普适性广、一次性投资低、运行安全稳定、维护量小，有效解决了下沉式方井积水问题，规避了无人值守井积水问题导致的重大安全隐患，极具工程实际意义。

川中油气矿积极探索并成功应用的治水技术创新成果，解决了油气田企业生产井站面临的共性问题，该治水技术在西南油气田分公司乃至全国各大油气田的下沉式方井积水整体治理中应用潜力巨大。