王茂林 張大椿 黃雪鋒 楊雅雯 鄭 麗賀茂國 魏 星 郭曉光

1.中國石油西南油氣田分公司川中油氣礦 2.中國石油西南油氣田分公司天然氣經(jīng)濟研究所

0 引言

隨著世界能源低碳化進程進一步加快，天然氣能源成為世界能源發(fā)展的主要方向[1]。我國《能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》明確指出，“十三五”期間，國家將逐步降低煤炭消費比重，提高天然氣能源消費比重，大幅降低二氧化碳排放強度和污染物排放水平，努力將天然氣消費比重由“十二五”期間的5.9%提升至10%[1]。中國石油西南油氣田分公司作為國內(nèi)第一個以天然氣生產(chǎn)為主的千萬噸級油氣田，立足“十三五”期間國家政策利好，加快推進產(chǎn)能布局。隨著有人/無人值守井日益增多，結(jié)合成熟的“中心井站管理模式”[2-10]，川中油氣礦油氣生產(chǎn)現(xiàn)場管控面臨著如何確保井站高效、安全生產(chǎn)的嚴峻問題[5-9]，尤其是近年來日趨嚴重的方井積水問題，給井站員工的生產(chǎn)運行、管線操作、設備保養(yǎng)等方面帶來了巨大挑戰(zhàn)。

油氣生產(chǎn)區(qū)下沉式方井分布廣泛，下沉式方井為坑槽構筑物，故自然降雨易致井底積水，加之方井內(nèi)壁滲水現(xiàn)象時有發(fā)生，且部分單井由于井口地勢較周圍地面低而出現(xiàn)地面流水倒灌現(xiàn)象，故油氣田下沉式方井積水頻繁，雷雨季節(jié)，積水現(xiàn)象更甚，而采氣樹通常又置于下沉式方井中央，這嚴重影響井口裝置的維護保養(yǎng)和生產(chǎn)操作，尤其對于目前日趨增多的無人值守油氣井而言，井底積水問題屬于重大安全生產(chǎn)隱患。迫切需要一套符合油氣生產(chǎn)區(qū)井站分散、地勢偏遠、人力匱乏、工業(yè)電未全覆蓋等生產(chǎn)現(xiàn)場實際特點的井底積水治理整體方案。

1 方井積水治理分析

1.1 方井積水治理現(xiàn)狀

以中國石油西南油氣田分公司川中油氣礦廣安采油氣作業(yè)區(qū)為例，下沉式方井治理模式主要為人工抽排。因為作業(yè)區(qū)下沉式方井眾多，且老區(qū)老井的防水效果普遍欠佳，尤其在雷雨季節(jié)，方井積水頻繁、積水量大，亟需一種井底自動排液裝置。市面上的自動潛污泵多為三相防爆異步電機帶動，對于地處偏遠的單井而言，三相供電投資成本及維護成本較高，大多單井現(xiàn)場無三相制供電設施配備；且現(xiàn)行的主流單相潛污泵防爆等級無法滿足油氣生產(chǎn)場所的特殊要求，不能實現(xiàn)廣泛的工業(yè)應用，同時人工抽水勞動強度大，進入井底進行抽水操作受作業(yè)空間限制，存在跌倒、觸電等多種風險。

1.2 方井積水治理新模式

為有效解決方井積水問題，尤其是無人值守井的方井積水問題，川中油氣礦主導開展多單位聯(lián)合科技攻關，研制出適合單井現(xiàn)場特點和防爆防護等級要求的單相防爆浮球式潛污泵，并形成以該泵為技術核心的整體自動排水工藝裝置。經(jīng)實踐總結(jié)，形成了可推廣、可固化的積水治理模式：①有人有電井站安裝固定式防爆潛水泵，員工根據(jù)方井井底積液槽積水情況自行打水；②無人有電井站安裝自動排水工藝裝置實現(xiàn)自動排水；③無人無電但具備接電條件的井站就近搭接農(nóng)電安裝自動排水工藝裝置實現(xiàn)自動排水；③無人無電且不具備接電條件的井站組織力量集中抽排。

2 自動排水工藝裝置

2.1 單相防爆浮球式潛污泵

1）浮球原理。浮球液位開關結(jié)構主要基于浮力和靜磁場原理設計生產(chǎn)，帶有磁體的浮球在被測介質(zhì)中的位置受浮力作用影響：液位的變化導致磁性浮子位置的變化，促使浮球中的磁體和傳感器（磁簧開關）作用，從而產(chǎn)生開關信號。

2）防爆防護等級。據(jù)《GB 50058-2014爆炸危險環(huán)境電力裝置設計規(guī)范》[10]要求，該泵防爆防護等級為ExdⅡBT4，滿足油氣井生產(chǎn)場所防爆及防護要求。

2.2 自動排水工藝裝置流程

潛污泵將井底污水抽排至井場排水溝集中處理（圖1）。在下沉式方井井底低洼處開設方形坑槽，潛污泵用地腳螺栓固定于井底坑槽四周地面；泵體吸入口處設置過濾篩網(wǎng)罩，防止積液中雜物堵塞泵體葉輪。當井底液位到達液位設定高限值時浮球液位開關自動閉合啟泵，開始排液至井場排水溝，當井底液位到達液位設定低限值時開關自動斷開關泵，當次排液完成，無需人工操作（圖2）。

圖1 工藝流程示意圖

工藝配管為現(xiàn)場實勘三維配管，用以連接所述機泵出口至井區(qū)排水溝；泵出口單向閥為旋啟式單向閥，用以防止所述機泵停止轉(zhuǎn)動時管線液流倒流至井底。機泵配套電力電纜采用單相制供電，無需企業(yè)三相制供電設施投資及維護成本。

3 推廣使用及效益評價

3.1 推廣使用情況

截至2018年10月，廣安采油氣作業(yè)區(qū)已在廣安002-23、X24等23座井站使用上述自動工藝裝置，該裝置自動程度高，大幅降低勞動強度，一次性投資成本低，防爆及防護等級符合油氣井生產(chǎn)場所特殊要求，可實現(xiàn)長周期安全平穩(wěn)運行，有效解決了方井積水問題。

3.2 管理評價

1）自動排水系統(tǒng)簡單方便，水泵能夠及時啟動和停止，順利排放污水，減少了井站員工的操作程序，極大地節(jié)約了操作時間，并且能夠及時可靠地將積水排出，避免形成水患，造成安全隱患，尤其對于無人值守的單井而言，極大地降低了低效、無效的用工量，在一定程度上更為有效地使用人力資源。

2）該裝置適應環(huán)境能力強，低壓農(nóng)電、市電均能滿足其用電需求，同時該裝置設計制造可靠，不會出現(xiàn)因漏電而造成燒壞電機。

3.3 效益評價

3.3.1 人工抽排模式

在該模式下，發(fā)生的成本主要是人工差旅費、打水油耗費、車輛運行費，下面以一口單井進行測算。

根據(jù)實際情況，為了保證方井不積水，每口井每月打水次數(shù)在6～10次，每次約2～4 h，取平均值（每月打水8次、每次3 h）；同時按照發(fā)電機油耗5 L/h，油價7.5元／L進行測算。

1）人工差旅費：員工打水差旅費每次40元，每次共3人（含司機）。40（元/人·次）×3（人）×12（月）×8（次/月）=11 520元。

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

3）車輛燃油費：按照每次來回150 km，每百公里油耗 15 L 計算。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費、打水油耗費、車輛燃油費合計：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費（除去設備維修費）38 520 元。

3.3.2 自動排水模式

在該模式下，發(fā)生的成本主要是設備及材料費、自動排水電費、人工費，下面以一口單井進行測算。

1）單口井安裝設備及材料費用：帶浮球的固定式防爆潛水泵購置費2 500元；材料費（PPR管、PVC管、彎頭、電纜線、單向閥、隔柵板）1 500元。

2）自動排水電費：帶浮球的固定式防爆潛水泵電機一般是1 100 W，根據(jù)現(xiàn)場觀察得出的經(jīng)驗，每天運行約 30 min，即 0.5 h，每度電 0.7 元。0.5（h/d）×30（d/月）×12（月）×1.1（°/h）×0.7（元/度）=139元。

3）人工費：安裝費每口井安裝需3人2 d完成，加司機共4人。40（元/人）×4（人）=160元；土建費：開挖泵坑1個200元。

4）車輛運行費：安裝設備時車輛來回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。每口井全年設備及材料費、自動排水電費、人工費、車輛運行費合計：4 000元＋139元＋360元＋168元＝4 667元。

由于部分井無動力電，需就近搭設當?shù)剞r(nóng)電，安裝費加電桿、配電箱、電線、電表、開戶等費用約15 000元 ，有電和無電井約對半開，因此上述費用再增加7 500元，合計12 167元。故自動排水模式每口井全年費用（除去設備維修費）：12 167元。

3.2.3 兩種模式比較

1）自動排水模式設備安裝的所有費用總和均大大低于人工抽排模式，且自動排水模式運行成本低，每年139元，而人工排水模式每年均要達到3萬多元。

2）自動排水模式最大限度減少了人工和車輛工作量，減少了人員在交通、現(xiàn)場打水的安全風險。

3）自動排水模式確保了方井底部隨時無積水，人工抽排模式不能保證方井底部隨時無積水，對井口裝置的漆面容易造成損傷，進而腐蝕裝置。

4 結(jié)束語

經(jīng)實踐驗證，治水技術創(chuàng)新成果效益明顯，下沉式方井積水治理新模式切實可行，井底自動排水工藝裝置普適性廣、一次性投資低、運行安全穩(wěn)定、維護量小，有效解決了下沉式方井積水問題，規(guī)避了無人值守井積水問題導致的重大安全隱患，極具工程實際意義。

川中油氣礦積極探索并成功應用的治水技術創(chuàng)新成果，解決了油氣田企業(yè)生產(chǎn)井站面臨的共性問題，該治水技術在西南油氣田分公司乃至全國各大油氣田的下沉式方井積水整體治理中應用潛力巨大。