井口自動加藥裝置的優選及應用

青 松 ，李 凱 ，張 杰 ，侯寧博 ，韓 煒 ，戴金宏 ，張 翔

（1.西安石油大學石油工程學院，陜西西安 710065；2.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安 710021）

井口自動加藥裝置的優選及應用

青 松1，2，李 凱1，2，張 杰1，侯寧博1，韓 煒1，2，戴金宏1，張 翔1

（1.西安石油大學石油工程學院，陜西西安 710065；2.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安 710021）

本文圍繞蘇里格氣田目前使用的幾種井口自動加藥裝置的使用情況，詳細闡述了每種井口自動加藥裝置在現場的應用、結構原理，性能評價及應用，通過應用對比優選出適用性強、安全性高、應用效果好，具備現場的適用性及推廣性的自動加藥裝置。

自動加藥；性能評價；優選

隨著氣田數字化程度不斷升級，井口泡排設備的大量使用，針對目前自動加藥裝置類型多樣，造成現場管理難度大，給設備維護及推廣帶來一定困難，因此，通過對各類型加藥裝置結構原理及應用性能進行評價、對比，優選出一種經濟適用、安全可靠、具備市場推廣性的自動加藥裝置[1-3]。

1 自動加藥裝置運行現狀

1.1 運行現狀

針對蘇里格氣田產水氣井數量多，泡排工作量大的現狀，充分利用數字化設備，在井口安裝自動加注裝置，實現遠程操作定時定量加注的目的。本區共計安裝、投運井口自動加注裝置22臺，其中自動投棒裝置15臺，自動注劑裝置7臺，實現自動泡排，有效降低員工井口操作風險及勞動強度（見表1）。

表1 井口自動加注裝置統計表

1.2 應用性

針對氣井產水積液特征，選擇泡排有效果且已形成制度氣井安裝井口自動加藥裝置替代人工泡排，2012年共對22口氣井實現自動泡排900余次，日均增產氣量 2.7×104m3，累計增產氣量 331×104m3，設備運行效果較好（見表2）。

表2 井口自動加注裝置統計表

2 不同加藥裝置的機構及原理

井口自動加藥裝置按照性能及加注原理，分為自動投棒及自動注劑，下面就根據性能進行詳細介紹[4-6]。

2.1 設備型號、規格

（1）儲罐：各類裝置承壓能力分別為：ZZY25/1-180型、EPPJ-25 型、EPPB-12C 型、ZKPPB-II型，25 MPa；CWJS32-20型，儲罐常壓；SZHTB-II型，常壓容器。

（2）配套工藝管件：ZZY25/1-180型、EPPJ-25型閥門、高壓軟管承壓能力30 MPa；EPPB-12C型、ZKPPB-II型閥門承壓能力32 MPa；CWJS32-20型集液管束、閥門、管線承壓能力32 MPa；SZHTB-II型球閥、管線承壓能力32 MPa。

（3）井口裝置：目前本廠使用的井口裝置主要有KQ-65-70（常規氣井和探井）以及 KQ-78×65-105（水平井）兩種，承壓能力分別為70 MPa和105 MPa。

2.2 設備構成及工作原理

按照加注方式及結構分為自動投棒與自動注劑兩種。

2.2.1 自動注劑裝置 目前本區采用的自動注劑裝置有ZZY25/1-180、EPPJ-25及CWJS32-20型。按照工作原理分為機械式及重力式。

2.2.1.1 ZZY25/1-180及EPPJ-25型井口自動加泡排劑裝置 設備主要由儲罐、增壓泵及配套工藝管件構成，利用機械增壓原理，液體經過增壓泵增壓后，通過高壓軟管、單向閥，注入管線，實現配液、排液（見圖1）。

圖1 ZZY25/1-180及EPPJ-25型注劑裝置結構圖

2.2.1.2 CWJS32-20型井口自動加泡排劑裝置 設備主要由儲罐（甲醇滴定罐）、集液管束及配套工藝管件構成，利用重力差，藥劑依靠自身重力，通過3個電動球閥的切換開關，首先進入集液管束、然后流入套管，最后集液管束放空泄壓后完成加注（見圖2）。

2.2.2 自動投棒裝置 目前本區采用的泡排棒遠程投放裝置有SZHTB-II型投棒裝置和ZKPPB-II型投棒裝置。

2.2.2.1 SZHTB-II型投棒裝置 SZHTB-II型投棒裝置原理是利用集氣站無線電臺向裝置發射執行命令，裝置井口控制器接受到執行命令后控制電機驅動泡排棒存儲筒轉動、電動球閥的依次開關實現遠程控制自動加注的目的。

圖3 SZHTB-II型投棒裝置結構圖

其結構包括一豎直安裝于井口的投棒短節，投棒短節上部和下部分別安裝有第一電（氣）動球閥和第二電（氣）動球閥；上球閥上端藥棒入口處安裝有藥品盒；藥品盒包括殼體以及設置在殼體內可自轉的藥棒轉換盤，藥棒轉換盤由12個成圓周陣列布置的藥棒管固定連接組成，藥棒轉換盤由電機驅動，藥品盒底部一側設有藥棒出口，出口與上球閥豎直密封連通；投棒短節的中部還連接有第三球閥（見圖3）。

2.2.2.2 ZKPPB-II型自動投棒裝置 ZKPPB-II型投棒裝置原理與SZHTB-II型幾乎相同，也是利用集氣站無線電臺向裝置發射執行命令，裝置井口控制器接受到執行命令后控制電機驅動泡排棒存儲筒轉動實現遠程控制自動加注的目的（見圖4）。

圖4 ZKPPB-II型投棒裝置結構圖

3 設備評價及優選

3.1 設備性能評價

按照裝置嚴密性、主要設備性能及安全性能三方面進行評價。

依據：

（1）GB/T 13927-2008工業閥門壓力試驗。

（2）SY/T 5156-1993 采油（氣）井口裝置。

（3）SY/T 5127-2002井口裝置和采油樹規范。

目的：

（1）試驗井口自動加注裝置各關鍵設備機械性能是否滿足實際需要。

（2）試驗井口自動加注裝置運行是否可靠，統計各設備故障率。

（3）井口自動加注裝置安全性以及該裝置對井口施工作業的影響程度。

（4）測試數傳自控系統穩定性。3.1.1 嚴密性試壓試驗（見表3）

試驗依據：

（1）GB/T 13927-2008工業閥門壓力試驗。

（2）SY/T 5127-2002井口裝置和采油樹規范。

試驗壓力：試驗介質天然氣，試驗壓力是最大工作壓力的1.1倍。

穩壓時間：60秒。

試驗結論：所有井口自動投棒（加藥）裝置帶壓運行，嚴密性試壓合格、無泄漏。

3.1.2 主要設備性能試驗 主要設備及試驗要求（見表 4）。

3.1.2.1 投棒轉盤及電動球閥試驗 投棒轉盤是井口投棒裝置的關鍵設備，藥棒轉盤由12個成圓周陣列布置的藥棒管固定連接組成，藥棒轉換盤由電機驅動，藥品盒底部一側設有藥棒出口，出口與上球閥豎直密封連通，電機驅動轉盤旋轉與藥棒出口重合，泡排棒在重力作用下落入油管。

電動球閥主要功能是控制加藥筒與采氣樹連通或者截斷，SZHTB-II型自動投棒裝置增加電動球閥放空，確保加藥筒不承壓。CWJS32-20為自動注劑裝置，電動球閥與SZHTB-II型一致，不再做單獨評價。

現場測試投棒轉盤機械性能，能否滿足氣井泡排制度的要求，統計投棒轉盤運行完好率（見表5）。

投棒轉盤執行率：投棒轉盤機構主要由棘輪機構和電動執行機構兩大機構組成，經現場操作30次，遠程操作120次，執行率均達到100%。自投運以來，自動投棒裝置累計運行1年，所有設備機械機構可靠、無故障。

表3 井口自動加注裝置試壓試驗數據

表4 井口加注裝置主要設備試驗要求

表5 投棒轉盤及電動球閥試驗數據

電動球閥功能試驗：電動球閥執行機構在DC 24 V蓄電池驅動下執行到位，球閥截斷狀態密封性好。截止目前累計運行10個月，開關40余次可靠、無故障。

3.1.2.2 柱塞泵性能試驗 ZZY25/1-180、EPPJ-25型自動加注裝置，公稱壓力為25 MPa，可在油套環空注泡排劑或者在地面管線注甲醇。

測試1：DC 24 V蓄電池驅動電動機不充電情況下最大運行時間。

測試2：柱塞泵實際排量和漏失率（見表6）。

表6 柱塞泵功能試驗測試

蓄電池驅動柱塞泵（太陽能電板不充電條件下）最大連續工作時間7.5 h，在目前泡排劑加注工作制度下，可連續運行15 d。柱塞泵出口壓力25 MPa可滿足油套環空加注泡排劑，額定排量180 L/h，實際排量150 L/h，泵效 83.3%。

3.1.2.3 遠傳可靠性試驗 遠程控制界面嵌入站控電子巡井模塊，遠程控制裝置運行，裝置投棒、注劑操作只需界面鼠標點擊執行，同時反饋執行情況和設備運行參數。通過對22臺裝置運行以來遠傳中斷和控制箱故障次數進行統計，分析各種型號自動加注裝置遠程可靠性。

統計安裝22臺裝置運行以來遠傳中斷次數和控制箱故障（見表7）。

表7 井口加注裝置遠傳測試

通過分析統計數據，遠傳中斷是遠程控制出現的主要問題，故障率為1/10 000臺次/小時。通過增加設備人工巡查，巡井、加藥時對裝置遠傳進行檢查，同時組態增加遠傳中斷和設備故障信息智能提示功能，存在問題及時整改，減少設備故障時間。

3.1.3 安全性評價 由于目前使用的自動加藥裝置種類較多，其中SZHTB-II型自動加藥裝置無承壓容器，安全性較高，對SZHTB-II型自動加藥裝置進行整體分析，其他自動加藥裝置按風險點劃分為儲罐、配套工藝管件、井口裝置、控制裝置。

應用Hazop法對該項工藝及設備進行風險評估，分析找出風險因素28個，其中三級風險24個，二級風險4個，無一級風險（見表8）。

3.2 設備優選通過對4種廠家、5種型號的設備分別進行嚴密性及主要設備性能評價，均能滿足現場生產需求，在結合結構原理、現場應用效果及安全性方面，優選出安全風險較小，控制原理相對簡單的SZHTB-II型投棒裝置及CWJS32-20型自動注劑裝置。

表8 各類型設備風險評估表

4 自動加藥裝置的應用

（1）自動加藥裝置的應用有效的減少井口閥門開關操作頻次，降低了閥門隱患發生的幾率。

（2）利用機械原理實現自動泡排，有效降低員工勞動強度。

（3）利用數字化遠程控制自動加注，減少了人工泡排現場操作頻率，降低了井口操作風險。

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TE931.1

A

1673-5285（2017）11-0047-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.11.011

2017-10-27