延長腐蝕油井檢泵周期

中國石化河南油田分公司第一采油廠 采油工藝QC小組

（河南 南陽 473132）

在機械采油工藝中，抽油機采油方式占主導地位。目前中國石化河南油田采油一廠共有采油井1 270口，其中抽油機井總數占全廠油井總數的99%以上，而抽油井檢泵周期（單井檢泵周期是油井最近2次檢泵作業之間的實際生產天數）是反映抽油機井管理水平的一項重要指標，檢泵周期的長短不但與完成全廠原油生產任務密切相關，而且直接影響生產成本的控制。

隨著油田開發進入后期，產出液含水達到90%以上。根據實驗數據，當油井產出液含水達到74.02%以上時，產出液換相，由油包水型換為水包油型，井下桿、管表面也由親油性變為親水性。桿管表面失去了原油的潤滑作用，產出水直接接觸金屬，產出液中的H2S和CO2會使桿管產生腐蝕現象。據統計，2009年發現腐蝕油井109口，比2008年同期增加作業125井次，造成巨大的經濟損失。

1 小組概況

如表1為小組概況。

2 選擇課題

2.1 腐蝕油井檢泵周期短

據統計，2009年中國石化河南油田采油一廠正常油井平均檢泵周期達到了508d，而腐蝕油井平均檢泵周期只有135d，遠低于正常油井平均檢泵周期值。

表1 小組簡況表

2.2 影響原油產量

2009年發現109口腐蝕油井，比2008年同期增加作業125井次，檢泵周期降低，作業占生產達到7 825h，減少原油產量3 080t（見表2）。

表2 腐蝕油井作業影響原油產量統計表

針對以上2點我們選擇課題為延長腐蝕油井檢泵周期。

3 現狀調查

首先，小組對腐蝕油井作業情況進行了調查。據統計，2009年增加作業125井次，桿、管大量腐蝕報廢，造成經濟損失625萬元。

其次，小組成員對2009年全廠腐蝕油井檢泵周期低的原因進行調查，并做出了調查表（見表3）。

從以上統計調查結果可看出，泵座漏失和抽油桿斷裂這2項占累積頻率的88.8%，如果我們通過活動解決這個問題，根據平均檢泵周期計算公式：

式中—平均檢泵周期，d；

∑Td—統計井檢泵周期之和，d；

∑na—統計井數之和，井次。

腐蝕油井平均檢泵周期將可以延長100d以上：

那么，腐蝕油井平均檢泵周期將達到250d左右（135+119=253d）。

表3 2009年腐蝕油井作業造成檢泵周期降低情況統計表

4 設定目標

根據現狀調查中的計算結果，小組成員經過討論后認為將腐蝕油井平均檢泵周期活動目標選定在220d比較合適。

設定目標值：腐蝕油井檢泵周期由活動前的135d延長到220d。

5 原因分析及要因驗證

5.1 原因分析

針對泵座漏失和抽油桿斷裂的問題，我們QC小組根據調查的情況，開展討論，繪制出了泵座漏失和抽油桿斷裂影響因素關聯圖（見圖1）。

通過關聯圖，小組成員分析認為影響泵座漏失和抽油桿斷裂的邊緣因素有4個，即：培訓力度不夠，加藥制度不合理，井液物性差，緩蝕劑適應性差；小組成員對以上邊緣因素逐一進行了驗證。

5.2 要因驗證

驗證一：培訓力度不夠。

我們對操作人員進行了加藥日常操作技術抽查提問，由技術主管和高級技師進行提問評議，并認真組織業務知識考核。

結論：通過對所有操作人員的抽查、考核，合格率達到100%，故確認該因素為非要因。

驗證二：加藥制度不合理。

活動前，在油井套管加緩蝕藥劑現場實施過程中，根據經驗采用的加藥制度是每15d加藥一次，每口井、每次加緩蝕藥劑8～10kg。

而在發現的109口腐蝕油井中，每口井的產液量不盡相同，有的相差很大（產液量相差范圍在10～80m3/d之間）。經過計算，對于產液20m3/d以下的油井，加藥濃度相當于50mg/L(50ppm)，但對于產液30m3/d以上的油井，加藥濃度相只當于 30mg/L (30ppm)，濃度明顯偏低，緩蝕效果差。

我們通過室內實驗做出了加藥濃度與緩蝕效果對比實驗，具體實驗數據見表4。

表4 緩蝕劑加藥濃度與緩蝕效果對比表

同時我們現場做了示蹤劑測算套管加藥峰值變化實驗（見圖2），加入方式：將20kg示蹤劑用水完全溶解，套管加入 ，并用100L清水從沖洗附著在套管壁內示蹤劑。取樣：每小時取樣一次，送化驗室檢測。

H11-9井產液量為23.2m3/d，由實驗數據可以明顯看出，該種加藥制度下，緩蝕有效期在3h左右，3d后基本測不到。該種方法加藥有效期短，且不穩定。

驗證結果：以上實驗數據表明，加藥濃度和加藥周期的不同決定了緩蝕效果的好壞。因此基于夠用且不浪費的加藥原則，通過實驗確定合理的加藥制度是必要的，故確認該因素為要因。

驗證三:井液物性差。

采油時，當產出液流體從相對高溫高壓地層流入井筒時，由于壓力和溫度的急速降低，CO2析出地層，與鐵離子反應，產生以碳酸亞鐵為主的腐蝕。其次，由于油井中有硫酸鹽還原菌（SRB）的存在，硫酸鹽還原菌產生生物催化作用，使井液中SO42-離子氧化被吸附的氫，將SO42-中的S6+還原成S2-，S2-造成井下管柱腐蝕，其主要成分是硫化亞鐵顆粒，所以也會產生硫化亞鐵腐蝕垢。

采出層的確定取決于生產需要，井液物性差這個因素不在我們QC小組控制范圍之內，故確認該因素為非要因。

驗證四:緩蝕劑適應性差。

活動前使用的緩蝕劑為SLH-2型常規緩蝕劑，小組成員通過“井下掛片法”對該型緩蝕劑的使用效果進行了統計（見圖3）。

由圖3可以看出，目前使用的緩蝕劑實際最高緩蝕率才達到77.8%，最低只達到21.2%沒有達到企業標準（緩蝕率≥90%）。故確認該因素為要因。

驗證結果：經過對所有末端因素的逐條驗證，我們確定要因有2條：①緩蝕劑適應性差；②加藥制度不合理。

6 制定對策

針對確定的要因，小組成員按照5W1H的原則制定出了相應的對策、目標及具體措施，同時配備了專門負責人監督具體措施的實施和完成 （見表5）。

7 對策實施

7.1 實驗優選緩蝕劑

按照對策一，小組成員在查閱了大量緩蝕劑的相關資料后，由具有豐富實際操作經驗的廠中心化驗室技師負責優選新型緩蝕劑這項工作。

試驗方法參照SY/T 5237-2000《油田采出水用緩蝕劑性能評價方法》常壓靜態緩蝕率（R）測定方法:55℃，緩蝕劑加量50mg/L(50ppm）。

表5 對策表

7.1.1 收集緩蝕劑資料，選出多種緩蝕劑以備實驗之用

小組成員通過查閱相關資料，根據采油一廠腐蝕油井實際情況，收集了針對CO2、S2-腐蝕的14種緩蝕劑，以備緩蝕性能評價試驗(見表6)。

表6 備選緩釋藥劑情況表

7.1.2 從初選出的緩蝕劑中實驗優選出2種效果好

的緩蝕劑以備現場應用

2010年3月9日，小組成員在中心化驗室進對初選出的14種藥劑進行了緩蝕劑優選試驗，實驗結果見圖4。

通過本次試驗，篩選出了SJ2#、SJ3#、HHS-1緩蝕率≥90%藥劑。其中，pH值接近中性有2種SJ2#（pH=7）、HSS-1（pH=6），本次優選HSS-1型緩蝕藥劑進行現場實驗。

7.2 試驗確定經濟合理的加藥制度

試驗包括2個方面:

（1）根據腐蝕油井油井產液量的不同分別實驗確定緩蝕劑加藥量。

①確定依據：首先小組成員做了腐蝕油井產液量情況調查，見表7。

表7 腐蝕油井日產液情況調查表

小組成員將產液量區間分為3部分來分別確定緩蝕劑的加藥量，即 20m3/d以下，20～50m3/d和50m3/d以上。

②從20m3/d以下，20～50m3/d和50m3/d 3個區間內，分別選出一口井同時進行確定加藥量的現場試驗。為此小組成員選出了3口腐蝕油井，即觀20（日產液20m3/d），新泌57（日產液46m3/d）及S13-13（日產液62m3/d）。

2010年3月10日3口井同時進行現場試驗，采用井口掛片法測定井口產出液緩蝕速率 （合格標準：緩蝕率≥80%）。實驗數據見表8、表9、表10。

表8 觀20井實測緩蝕率數據表

表9 新泌57井實測緩蝕率數據表

表10 S13-13井實測緩蝕率數據表

實驗結論：產液量20m3/d以下的腐蝕油井每次加藥量為10kg。

產液量20～50m3/d的腐蝕油井每次加藥量為15kg。

產液量50m3/d以上的腐蝕油井每次加藥量為20kg。

（2）示蹤劑試驗確定經濟合理的加藥周期。

小組成員經過討論后，決定用示蹤劑測算套管加藥峰值變化實驗來確定經濟合理的加藥周期。

實驗同樣在觀20井、新泌57井及S13-13井3口井上實施。

分別將10kg、15kg、20kg示蹤劑用水完全溶解，從對應產液量的3口油井套管加入，并用100L清水從沖洗附著在套管壁內示蹤劑。

取樣：由巡井采油工每4h左右取樣一次，每天取樣 6次，集中后每天上午 9：00左右送采油一廠中心化驗室進行檢測。檢測情況見圖5、圖6、圖7。

由觀20井井口示蹤劑變化曲線可以看出，產液量20m3/d以下的腐蝕油井加藥每次10kg，其加藥有效期為4d。

由新泌57井井口示蹤劑變化曲線可以看出，產液量20～50m3/d之間的腐蝕油井加藥每次15kg，其加藥有效期為3d。

由新S13-13井井口示蹤劑變化曲線可以看出，產液量50m3/d以上的腐蝕油井加藥每次15kg，其加藥有效期為2d。

結論：通過現場試驗，我們確定不同產液量下的加藥周期為：①產液量20m3/d以下的腐蝕油井，每次加藥10kg，周期為4d;②產液量20～50m3/d之間的腐蝕油井，每次加藥15kg，周期為3d;③產液量50m3/d以上的腐蝕油井，每次加藥20kg，周期為2d。

現場應用：根據實驗結果，小組成員經過對109口腐蝕油井的井下管柱情況調查，去掉封上采下、封兩頭采中間的53口腐蝕油井，決定從2010年4月20日起，對其余的56口可以采取套管加藥的腐蝕油井采取加藥防腐治理。截止到2010年12月30日實施井號及現場應用情況見表11。

據統計，實施后腐蝕油井檢泵周期從135d延長到228d，達到了所設定的目標值，本次活動取得圓滿成功。

8 效果檢查

8.1 目標值檢查

腐蝕油井檢泵周期由活動前的135d延長到220d。

小組成員通過試驗，優選出了SJ2#、HHS-1緩蝕劑，現場應用HHS-1緩蝕劑56口井，通過試驗確定經濟合理的加藥制度即：

（1）產液量20m3/d以下的腐蝕油井，每次加藥10kg，周期為4d。

（2）產液量20～50m3/d之間的腐蝕油井，每次加藥15kg，周期為3d。

（3）產液量50m3/d以上的腐蝕油井，每次加藥20kg，周期為2d。

表11 腐蝕油井緩蝕防腐應用情況統計表

通過現場應用，腐蝕油井檢泵周期由活動前的135d延長到228d。對比所定目標值進行檢查，通過本次活動，圓滿達成了所設定的目標。

8.2 經濟效益

從2010年4月20日開始應用，對比56口腐蝕油井因腐蝕造成的作業井次變化，活動后比活動前減少作業井次46個，減少作業占產時間178d，減少作業占產量178×6t/平均單產=1 068t。

實驗費用：人工費用+藥劑費用=3.6萬元+8.4萬元=12萬元；

緩蝕劑費用：8 000元/t，總用量210t，共168萬元。

減少作業井次46個（單井作業費5萬元），減少作業成本230萬元；

減少作業占產量：1 068t×1 600元/t=170.88萬元；

直接經濟效益：230+170.88-168-12＝220.88萬元。

8.3 社會效益

從方案設計到現場試驗，職工在積極參與過程中體驗到攻關成功的喜悅，極大地提高了職工們對QC小組活動的興趣，為今后的全面質量管理工作創造了良好的條件。

9 制定鞏固措施

（1）制定《緩蝕藥劑優選實驗操作規程》，并對中心化驗室基層職工進行操作方法培訓，確保緩蝕藥劑優選工作的正常進行。

（2）制定《腐蝕油井套管加藥定期檢查制度》，并以“采油一廠采油管理規定”下發實施。

活動前后，小組成員對腐蝕油井檢泵周期數據變化情況進行了統計。鞏固期內腐蝕油井檢泵周期穩定在220d以上。鞏固期效果良好。

10 總結及今后打算

本次QC活動，我們選擇了攻關型課題，小組成員遵循QC小組活動程序，依靠集體的智慧提出了有效的方案，恰當使用工具方法，通過全體成員的共同努力圓滿達成了課題目標。

由圖8可以看出：通過這次QC活動，小組成員的團隊精神、個人能力、QC知識、質量意識和解決問題的信心與活動前相比有了較大的提高。

加藥緩蝕技術圓滿完成實驗及現場應用，解決了生產中的實際問題，收到了較好的經濟效益和社會效益。在下一次的活動中，我們將根據生產中遇到的實際問題，以《油井井下自動加藥裝置研制》作為活動課題，進行技術攻關。