油井加药收气一体化装置的研制与应用

宫艳红 曹良 乔志学 刘永保 李健（中国石油大港油田公司第三采油厂）

在油田的开发过程中，为了延长油井的生产周期，通过加药达到缓蚀、防垢和改善原油流动性的目的，受到石油中伴生气形成的套压影响，使得加药方式操作繁琐，工作量大，而放气加药的方式，既会出现加药流速率不均匀，药剂的作用效果不能充分发挥，又易造成生产压差的改变，影响油井正常生产，污染环境。因此，在实践过程中对加药和套管气回收装置进行重新设计和改进，解决以上问题显得尤为重要[1-2]。

1 现状分析

目前油田的密闭集输油井采油工艺中具备掺水流程，加药方式采用带压加药，在井口掺水流程上安置加药罐，通过加药罐注药方式，利用地下掺水压力高于套压的原理，实现密闭集输油井加药[3]。

1.1 油井加药操作难度大

目前密闭集输油井通过倒通地下掺水带压加药流程，加药完成后还要进行放空恢复原流程，操作过程复杂且等待时间长，造成巨大工作量，同时地下掺水伴热容易造成杆管腐蚀，增加油井作业风险。

1.2 药剂损失和污染

具备带压加药流程的油井，长时间的操作容易造成加药闸门、套管闸门不严，致使加药罐内充气，加药时喷失量大，加药量减少，影响加药效果，缩短油井生产周期[4]。为避免冬季冻堵，需放空加药罐底残余药剂，造成药剂损失及污染。

1.3 套管气回收装置冬季冻堵

目前油田采用的定压放气阀内没有安装有效的过滤系统，使用一段时间底阀内或高压连接软管内可能会发生结蜡堵塞现象，特别是冬天定压放气阀会由于冻堵而无法正常使用[5]。由于该装置频繁的运动，使得上阀内部弹簧发生弹性变形，与此同时套管气对弹簧还有一定的腐蚀性，影响弹簧的倔强系数，使用一段时间后会直接影响到定压放气的准确性[6]，甚至很多都失去了装置的定压放气的功能，并且开关时不灵活，使用不方便。最为重要的一点没有安装单流装置的，可能会发生液体倒流入井筒的情况，从而影响油井的正常生产。

1.4 套管气资源浪费

对于无掺水的密闭集输油井进行加药，以及进行测液面时和井口作业施工时，都要放掉套管气，造成伴生资源的浪费和环境的污染，同时存在着较大的安全隐患[7]。

2 油井加药收气一体化装置设计

2.1 基本结构及工作原理

油井加药收气一体化装置主要由罐体、球阀、卡箍、止回阀、气嘴等组成，其结构如图1。

加药时打开加药罐上部加力扣，通过加药罐空心堵头进行注药，注满药后旋紧上部加力扣，然后打开入药端切断阀门，由于应用球座式单流阀，避免倒流进入气路管线，根据连通器平衡压力原理，中心横穿管可以平衡套管内压力，药剂在重力作用下流入井底，同时入药端切断闸门可以控制加药速度，实现带压加药。

图1 加药收气一体化装置结构

2.2 装置设计

1）装置类型设计。该装置采用立式加药分离缓冲方式，立式稳定性好，高度差大，与生产现场工作需要更为贴合，可满足快速加药、天然气净化回收、油井标产和测试等功能，在功能实现、预算、安全等方面都能满足设计要求。

2）调节方式设计。目前油井收气时，需要井口套压高于油压，套管气才能顺利进入油管，且能够根据油压变化进行调节。传统的装置采用压缩弹簧，气体会影响弹簧弹性，而使用气嘴直径更容易精准调节，并且更换后可重复利用，操作方便，安全系数高。最终通过气嘴直径大小来进行调节。

3）保温方式设计。套管气中会携带一部分死油渣、蜡、杂质和水分等，特别是携带水分随气体流向油管，同时冬季温度下降，容易发生管线和气嘴堵塞，保证收气部位不冻堵，不影响套管气回收量，气路保温尤为重要。传统的保温是对回收装置软管进行包裹方式保温，员工需要反复进行，我们采用管外套管的保温方式，这样可以减轻员工的工作量，又能起到很好的效果。

4）装置连接设计。装置采用20#8 in 无缝钢管制作主体结构圆形加药罐，加药罐与套管闸门之间高压胶管连接管线材质，整个装置的加药部分，管线连接采用高压卡套式接头，此种连接方式不易渗漏，成本低，竖向承载力大，安全性高，可以实现而要实现两大功能：装置可以暂时储存药剂的容器，确保药液缓缓流入井下；同时流道与套管闸门之间有截断可以控制加药速度。

5）单流功能设计。通过模拟试验发现，球座式单流阀虽然规格可选性小，但倒流概率小，成本低，对安装方向和安装空间要求不高，管式结构更适合安装在气路管线上。

3 理论分析及现场试验

3.1 理论分析

加药罐的容积应满足日常油井护理措施最大加药量的要求，作业六区油井最大加药量为12 kg/d。通过计算，罐体采用8 in无缝钢管，外径φ 219 mm，壁厚6.5 mm，罐高500 mm，药剂的密度大于或等于900 kg/m3，根据设计方案，容积为0.017 m3，质量约15 kg。通过计算，加药罐容积完全满足油井护理的加药需求。

气路管线正常使用时承压范围在0～1.0 MPa，由技术人员验证气路管线为DN15的高压管件，20#钢屈服强度245 MPa，抗拉强度410 MPa，承压等级达到PN20，能够达到使用要求，球座式单流阀承压6 MPa，气嘴承压达到2.5 MPa 均能满足设计要求。

3.2 现场试验

大港油田第三采油厂官17-25 井及段38-43-1安装了油井加药收气一体化装置，并分别进行了缓蚀剂和降粘剂的现场试验，验证该装置的使用性能。试验中，连接高压软管的承压能力完全满足现场要求。

经过现场试验表明，该油井加药收气一体化装置可以顺利加入药剂，而且截断闸门又可控制加药速度，同时通过更换气嘴直径调整进气量，达到控压的目的，加药过程简单，安全可靠。

4 使用效果分析

一体化装置研制成功并在现场推广应用，效果很好，油井加药时长由原来的30 min 降为5 min，且在下雪降温等极端天气下进行了现场确认，无冻堵和挂冰现象，确保药剂完全入井，套管气全部回收，使用效果非常好。

原来每口油井加药和收气装置成本在3 000元，现在一体化装置只需800元，平均每口油井每天增加收气量在8 m3，1 m3套管气可以发3 kWh 电量，按照工业用电0.78元计算，长期高效加药确保油井载荷平稳，无需定期热洗，每井次每年可创效1.35 万元，如今已在23 口油井上推广，经济效益可观。

5 结束语

1）该装置安装简单，实用性强，能够很好地满足油井的加药量，延长油井的生命周期，与此同时减少了油井热洗等维护性作业费用，实现了油井护理的创效，降低生产成本。

2）解决加药罐及套管气回收装置易冻堵问题，提高了油井套管气回收率，增加了单井的收气量，利用套管气发电实现为企业创效。

3）减少操作人员的劳动强度，并且加药能达到“可控、节约、安全、环保”效果，有效的缓解了井筒结蜡、结垢现状，延长油井的生产周期。