油井加藥收氣一體化裝置的研制與應用

宮艷紅 曹良 喬志學 劉永保 李健（中國石油大港油田公司第三采油廠）

在油田的開發過程中，為了延長油井的生產周期，通過加藥達到緩蝕、防垢和改善原油流動性的目的，受到石油中伴生氣形成的套壓影響，使得加藥方式操作繁瑣，工作量大，而放氣加藥的方式，既會出現加藥流速率不均勻，藥劑的作用效果不能充分發揮，又易造成生產壓差的改變，影響油井正常生產，污染環境。因此，在實踐過程中對加藥和套管氣回收裝置進行重新設計和改進，解決以上問題顯得尤為重要[1-2]。

1 現狀分析

目前油田的密閉集輸油井采油工藝中具備摻水流程，加藥方式采用帶壓加藥，在井口摻水流程上安置加藥罐，通過加藥罐注藥方式，利用地下摻水壓力高于套壓的原理，實現密閉集輸油井加藥[3]。

1.1 油井加藥操作難度大

目前密閉集輸油井通過倒通地下摻水帶壓加藥流程，加藥完成后還要進行放空恢復原流程，操作過程復雜且等待時間長，造成巨大工作量，同時地下摻水伴熱容易造成桿管腐蝕，增加油井作業風險。

1.2 藥劑損失和污染

具備帶壓加藥流程的油井，長時間的操作容易造成加藥閘門、套管閘門不嚴，致使加藥罐內充氣，加藥時噴失量大，加藥量減少，影響加藥效果，縮短油井生產周期[4]。為避免冬季凍堵，需放空加藥罐底殘余藥劑，造成藥劑損失及污染。

1.3 套管氣回收裝置冬季凍堵

目前油田采用的定壓放氣閥內沒有安裝有效的過濾系統，使用一段時間底閥內或高壓連接軟管內可能會發生結蠟堵塞現象，特別是冬天定壓放氣閥會由于凍堵而無法正常使用[5]。由于該裝置頻繁的運動，使得上閥內部彈簧發生彈性變形，與此同時套管氣對彈簧還有一定的腐蝕性，影響彈簧的倔強系數，使用一段時間后會直接影響到定壓放氣的準確性[6]，甚至很多都失去了裝置的定壓放氣的功能，并且開關時不靈活，使用不方便。最為重要的一點沒有安裝單流裝置的，可能會發生液體倒流入井筒的情況，從而影響油井的正常生產。

1.4 套管氣資源浪費

對于無摻水的密閉集輸油井進行加藥，以及進行測液面時和井口作業施工時，都要放掉套管氣，造成伴生資源的浪費和環境的污染，同時存在著較大的安全隱患[7]。

2 油井加藥收氣一體化裝置設計

2.1 基本結構及工作原理

油井加藥收氣一體化裝置主要由罐體、球閥、卡箍、止回閥、氣嘴等組成，其結構如圖1。

加藥時打開加藥罐上部加力扣，通過加藥罐空心堵頭進行注藥，注滿藥后旋緊上部加力扣，然后打開入藥端切斷閥門，由于應用球座式單流閥，避免倒流進入氣路管線，根據連通器平衡壓力原理，中心橫穿管可以平衡套管內壓力，藥劑在重力作用下流入井底，同時入藥端切斷閘門可以控制加藥速度，實現帶壓加藥。

圖1 加藥收氣一體化裝置結構

2.2 裝置設計

1）裝置類型設計。該裝置采用立式加藥分離緩沖方式，立式穩定性好，高度差大，與生產現場工作需要更為貼合，可滿足快速加藥、天然氣凈化回收、油井標產和測試等功能，在功能實現、預算、安全等方面都能滿足設計要求。

2）調節方式設計。目前油井收氣時，需要井口套壓高于油壓，套管氣才能順利進入油管，且能夠根據油壓變化進行調節。傳統的裝置采用壓縮彈簧，氣體會影響彈簧彈性，而使用氣嘴直徑更容易精準調節，并且更換后可重復利用，操作方便，安全系數高。最終通過氣嘴直徑大小來進行調節。

3）保溫方式設計。套管氣中會攜帶一部分死油渣、蠟、雜質和水分等，特別是攜帶水分隨氣體流向油管，同時冬季溫度下降，容易發生管線和氣嘴堵塞，保證收氣部位不凍堵，不影響套管氣回收量，氣路保溫尤為重要。傳統的保溫是對回收裝置軟管進行包裹方式保溫，員工需要反復進行，我們采用管外套管的保溫方式，這樣可以減輕員工的工作量，又能起到很好的效果。

4）裝置連接設計。裝置采用20#8 in 無縫鋼管制作主體結構圓形加藥罐，加藥罐與套管閘門之間高壓膠管連接管線材質，整個裝置的加藥部分，管線連接采用高壓卡套式接頭，此種連接方式不易滲漏，成本低，豎向承載力大，安全性高，可以實現而要實現兩大功能：裝置可以暫時儲存藥劑的容器，確保藥液緩緩流入井下；同時流道與套管閘門之間有截斷可以控制加藥速度。

5）單流功能設計。通過模擬試驗發現，球座式單流閥雖然規格可選性小，但倒流概率小，成本低，對安裝方向和安裝空間要求不高，管式結構更適合安裝在氣路管線上。

3 理論分析及現場試驗

3.1 理論分析

加藥罐的容積應滿足日常油井護理措施最大加藥量的要求，作業六區油井最大加藥量為12 kg/d。通過計算，罐體采用8 in無縫鋼管，外徑φ 219 mm，壁厚6.5 mm，罐高500 mm，藥劑的密度大于或等于900 kg/m3，根據設計方案，容積為0.017 m3，質量約15 kg。通過計算，加藥罐容積完全滿足油井護理的加藥需求。

氣路管線正常使用時承壓范圍在0～1.0 MPa，由技術人員驗證氣路管線為DN15的高壓管件，20#鋼屈服強度245 MPa，抗拉強度410 MPa，承壓等級達到PN20，能夠達到使用要求，球座式單流閥承壓6 MPa，氣嘴承壓達到2.5 MPa 均能滿足設計要求。

3.2 現場試驗

大港油田第三采油廠官17-25 井及段38-43-1安裝了油井加藥收氣一體化裝置，并分別進行了緩蝕劑和降粘劑的現場試驗，驗證該裝置的使用性能。試驗中，連接高壓軟管的承壓能力完全滿足現場要求。

經過現場試驗表明，該油井加藥收氣一體化裝置可以順利加入藥劑，而且截斷閘門又可控制加藥速度，同時通過更換氣嘴直徑調整進氣量，達到控壓的目的，加藥過程簡單，安全可靠。

4 使用效果分析

一體化裝置研制成功并在現場推廣應用，效果很好，油井加藥時長由原來的30 min 降為5 min，且在下雪降溫等極端天氣下進行了現場確認，無凍堵和掛冰現象，確保藥劑完全入井，套管氣全部回收，使用效果非常好。

原來每口油井加藥和收氣裝置成本在3 000元，現在一體化裝置只需800元，平均每口油井每天增加收氣量在8 m3，1 m3套管氣可以發3 kWh 電量，按照工業用電0.78元計算，長期高效加藥確保油井載荷平穩，無需定期熱洗，每井次每年可創效1.35 萬元，如今已在23 口油井上推廣，經濟效益可觀。

5 結束語

1）該裝置安裝簡單，實用性強，能夠很好地滿足油井的加藥量，延長油井的生命周期，與此同時減少了油井熱洗等維護性作業費用，實現了油井護理的創效，降低生產成本。

2）解決加藥罐及套管氣回收裝置易凍堵問題，提高了油井套管氣回收率，增加了單井的收氣量，利用套管氣發電實現為企業創效。

3）減少操作人員的勞動強度，并且加藥能達到“可控、節約、安全、環保”效果，有效的緩解了井筒結蠟、結垢現狀，延長油井的生產周期。