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(jī)械采油工藝中，抽油機(jī)采油方式占主導(dǎo)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(jī)井總數(shù)占全廠油井總數(shù)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(yè)之間的實(shí)際生產(chǎn)天數(shù)）是反映抽油機(jī)井管理水平的一項(xiàng)重要指標(biāo)，檢泵周期的長短不但與完成全廠原油生產(chǎn)任務(wù)密切相關(guān)，而且直接影響生產(chǎn)成本的控制。

隨著油田開發(fā)進(jìn)入后期，產(chǎn)出液含水達(dá)到90%以上。根據(jù)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，當(dāng)油井產(chǎn)出液含水達(dá)到74.02%以上時(shí)，產(chǎn)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?yōu)橛H水性。桿管表面失去了原油的潤滑作用，產(chǎn)出水直接接觸金屬，產(chǎn)出液中的H2S和CO2會(huì)使桿管產(chǎn)生腐蝕現(xiàn)象。據(jù)統(tǒng)計(jì)，2009年發(fā)現(xiàn)腐蝕油井109口，比2008年同期增加作業(yè)125井次，造成巨大的經(jīng)濟(jì)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(jù)統(tǒng)計(jì)，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(dá)到了508d，而腐蝕油井平均檢泵周期只有135d，遠(yuǎn)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(chǎn)量

2009年發(fā)現(xiàn)109口腐蝕油井，比2008年同期增加作業(yè)125井次，檢泵周期降低，作業(yè)占生產(chǎn)達(dá)到7 825h，減少原油產(chǎn)量3 080t（見表2）。

表2 腐蝕油井作業(yè)影響原油產(chǎn)量統(tǒng)計(jì)表

針對(duì)以上2點(diǎn)我們選擇課題為延長腐蝕油井檢泵周期。

3 現(xiàn)狀調(diào)查

首先，小組對(duì)腐蝕油井作業(yè)情況進(jìn)行了調(diào)查。據(jù)統(tǒng)計(jì)，2009年增加作業(yè)125井次，桿、管大量腐蝕報(bào)廢，造成經(jīng)濟(jì)損失625萬元。

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

從以上統(tǒng)計(jì)調(diào)查結(jié)果可看出，泵座漏失和抽油桿斷裂這2項(xiàng)占累積頻率的88.8%，如果我們通過活動(dòng)解決這個(gè)問題，根據(jù)平均檢泵周期計(jì)算公式：

式中—平均檢泵周期，d；

∑Td—統(tǒng)計(jì)井檢泵周期之和，d；

∑na—統(tǒng)計(jì)井?dāng)?shù)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(dá)到250d左右（135+119=253d）。

表3 2009年腐蝕油井作業(yè)造成檢泵周期降低情況統(tǒng)計(jì)表

4 設(shè)定目標(biāo)

根據(jù)現(xiàn)狀調(diào)查中的計(jì)算結(jié)果，小組成員經(jīng)過討論后認(rèn)為將腐蝕油井平均檢泵周期活動(dòng)目標(biāo)選定在220d比較合適。

設(shè)定目標(biāo)值：腐蝕油井檢泵周期由活動(dòng)前的135d延長到220d。

5 原因分析及要因驗(yàn)證

5.1 原因分析

針對(duì)泵座漏失和抽油桿斷裂的問題，我們QC小組根據(jù)調(diào)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(guān)聯(lián)圖（見圖1）。

通過關(guān)聯(lián)圖，小組成員分析認(rèn)為影響泵座漏失和抽油桿斷裂的邊緣因素有4個(gè)，即：培訓(xùn)力度不夠，加藥制度不合理，井液物性差，緩蝕劑適應(yīng)性差；小組成員對(duì)以上邊緣因素逐一進(jìn)行了驗(yàn)證。

5.2 要因驗(yàn)證

驗(yàn)證一：培訓(xùn)力度不夠。

我們對(duì)操作人員進(jìn)行了加藥日常操作技術(shù)抽查提問，由技術(shù)主管和高級(jí)技師進(jìn)行提問評(píng)議，并認(rèn)真組織業(yè)務(wù)知識(shí)考核。

結(jié)論：通過對(duì)所有操作人員的抽查、考核，合格率達(dá)到100%，故確認(rèn)該因素為非要因。

驗(yàn)證二：加藥制度不合理。

活動(dòng)前，在油井套管加緩蝕藥劑現(xiàn)場實(shí)施過程中，根據(jù)經(jīng)驗(yàn)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(fā)現(xiàn)的109口腐蝕油井中，每口井的產(chǎn)液量不盡相同，有的相差很大（產(chǎn)液量相差范圍在10～80m3/d之間）。經(jīng)過計(jì)算，對(duì)于產(chǎn)液20m3/d以下的油井，加藥濃度相當(dāng)于50mg/L(50ppm)，但對(duì)于產(chǎn)液30m3/d以上的油井，加藥濃度相只當(dāng)于 30mg/L (30ppm)，濃度明顯偏低，緩蝕效果差。

我們通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)做出了加藥濃度與緩蝕效果對(duì)比實(shí)驗(yàn)，具體實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見表4。

表4 緩蝕劑加藥濃度與緩蝕效果對(duì)比表

同時(shí)我們現(xiàn)場做了示蹤劑測(cè)算套管加藥峰值變化實(shí)驗(yàn)（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(nèi)示蹤劑。取樣：每小時(shí)取樣一次，送化驗(yàn)室檢測(cè)。

H11-9井產(chǎn)液量為23.2m3/d，由實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)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(cè)不到。該種方法加藥有效期短，且不穩(wěn)定。

驗(yàn)證結(jié)果：以上實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)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(fèi)的加藥原則，通過實(shí)驗(yàn)確定合理的加藥制度是必要的，故確認(rèn)該因素為要因。

驗(yàn)證三:井液物性差。

采油時(shí)，當(dāng)產(chǎn)出液流體從相對(duì)高溫高壓地層流入井筒時(shí)，由于壓力和溫度的急速降低，CO2析出地層，與鐵離子反應(yīng)，產(chǎn)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(chǎn)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(huì)產(chǎn)生硫化亞鐵腐蝕垢。

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

驗(yàn)證四:緩蝕劑適應(yīng)性差。

活動(dòng)前使用的緩蝕劑為SLH-2型常規(guī)緩蝕劑，小組成員通過“井下掛片法”對(duì)該型緩蝕劑的使用效果進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)（見圖3）。

由圖3可以看出，目前使用的緩蝕劑實(shí)際最高緩蝕率才達(dá)到77.8%，最低只達(dá)到21.2%沒有達(dá)到企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)（緩蝕率≥90%）。故確認(rèn)該因素為要因。

驗(yàn)證結(jié)果：經(jīng)過對(duì)所有末端因素的逐條驗(yàn)證，我們確定要因有2條：①緩蝕劑適應(yīng)性差；②加藥制度不合理。

6 制定對(duì)策

針對(duì)確定的要因，小組成員按照5W1H的原則制定出了相應(yīng)的對(duì)策、目標(biāo)及具體措施，同時(shí)配備了專門負(fù)責(zé)人監(jiān)督具體措施的實(shí)施和完成 （見表5）。

7 對(duì)策實(shí)施

7.1 實(shí)驗(yàn)優(yōu)選緩蝕劑

按照對(duì)策一，小組成員在查閱了大量緩蝕劑的相關(guān)資料后，由具有豐富實(shí)際操作經(jīng)驗(yàn)的廠中心化驗(yàn)室技師負(fù)責(zé)優(yōu)選新型緩蝕劑這項(xiàng)工作。

試驗(yàn)方法參照SY/T 5237-2000《油田采出水用緩蝕劑性能評(píng)價(jià)方法》常壓靜態(tài)緩蝕率（R）測(cè)定方法:55℃，緩蝕劑加量50mg/L(50ppm）。

表5 對(duì)策表

7.1.1 收集緩蝕劑資料，選出多種緩蝕劑以備實(shí)驗(yàn)之用

小組成員通過查閱相關(guān)資料，根據(jù)采油一廠腐蝕油井實(shí)際情況，收集了針對(duì)CO2、S2-腐蝕的14種緩蝕劑，以備緩蝕性能評(píng)價(jià)試驗(yàn)(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(shí)驗(yàn)優(yōu)選出2種效果好

的緩蝕劑以備現(xiàn)場應(yīng)用

2010年3月9日，小組成員在中心化驗(yàn)室進(jìn)對(duì)初選出的14種藥劑進(jìn)行了緩蝕劑優(yōu)選試驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖4。

通過本次試驗(yàn)，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(yōu)選HSS-1型緩蝕藥劑進(jìn)行現(xiàn)場實(shí)驗(yàn)。

7.2 試驗(yàn)確定經(jīng)濟(jì)合理的加藥制度

試驗(yàn)包括2個(gè)方面:

（1）根據(jù)腐蝕油井油井產(chǎn)液量的不同分別實(shí)驗(yàn)確定緩蝕劑加藥量。

①確定依據(jù)：首先小組成員做了腐蝕油井產(chǎn)液量情況調(diào)查，見表7。

表7 腐蝕油井日產(chǎn)液情況調(diào)查表

小組成員將產(chǎn)液量區(qū)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(gè)區(qū)間內(nèi)，分別選出一口井同時(shí)進(jìn)行確定加藥量的現(xiàn)場試驗(yàn)。為此小組成員選出了3口腐蝕油井，即觀20（日產(chǎn)液20m3/d），新泌57（日產(chǎn)液46m3/d）及S13-13（日產(chǎn)液62m3/d）。

2010年3月10日3口井同時(shí)進(jìn)行現(xiàn)場試驗(yàn)，采用井口掛片法測(cè)定井口產(chǎn)出液緩蝕速率 （合格標(biāo)準(zhǔn)：緩蝕率≥80%）。實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見表8、表9、表10。

表8 觀20井實(shí)測(cè)緩蝕率數(shù)據(jù)表

表9 新泌57井實(shí)測(cè)緩蝕率數(shù)據(jù)表

表10 S13-13井實(shí)測(cè)緩蝕率數(shù)據(jù)表

實(shí)驗(yàn)結(jié)論：產(chǎn)液量20m3/d以下的腐蝕油井每次加藥量為10kg。

產(chǎn)液量20～50m3/d的腐蝕油井每次加藥量為15kg。

產(chǎn)液量50m3/d以上的腐蝕油井每次加藥量為20kg。

（2）示蹤劑試驗(yàn)確定經(jīng)濟(jì)合理的加藥周期。

小組成員經(jīng)過討論后，決定用示蹤劑測(cè)算套管加藥峰值變化實(shí)驗(yàn)來確定經(jīng)濟(jì)合理的加藥周期。

實(shí)驗(yàn)同樣在觀20井、新泌57井及S13-13井3口井上實(shí)施。

分別將10kg、15kg、20kg示蹤劑用水完全溶解，從對(duì)應(yīng)產(chǎn)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(nèi)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(yàn)室進(jìn)行檢測(cè)。檢測(cè)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(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)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(jié)論：通過現(xiàn)場試驗(yàn)，我們確定不同產(chǎn)液量下的加藥周期為：①產(chǎn)液量20m3/d以下的腐蝕油井，每次加藥10kg，周期為4d;②產(chǎn)液量20～50m3/d之間的腐蝕油井，每次加藥15kg，周期為3d;③產(chǎn)液量50m3/d以上的腐蝕油井，每次加藥20kg，周期為2d。

現(xiàn)場應(yīng)用：根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，小組成員經(jīng)過對(duì)109口腐蝕油井的井下管柱情況調(diào)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(duì)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(shí)施井號(hào)及現(xiàn)場應(yīng)用情況見表11。

據(jù)統(tǒng)計(jì)，實(shí)施后腐蝕油井檢泵周期從135d延長到228d，達(dá)到了所設(shè)定的目標(biāo)值，本次活動(dòng)取得圓滿成功。

8 效果檢查

8.1 目標(biāo)值檢查

腐蝕油井檢泵周期由活動(dòng)前的135d延長到220d。

小組成員通過試驗(yàn)，優(yōu)選出了SJ2#、HHS-1緩蝕劑，現(xiàn)場應(yīng)用HHS-1緩蝕劑56口井，通過試驗(yàn)確定經(jīng)濟(jì)合理的加藥制度即：

（1）產(chǎn)液量20m3/d以下的腐蝕油井，每次加藥10kg，周期為4d。

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

（3）產(chǎn)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(yīng)用情況統(tǒng)計(jì)表

通過現(xiàn)場應(yīng)用，腐蝕油井檢泵周期由活動(dòng)前的135d延長到228d。對(duì)比所定目標(biāo)值進(jìn)行檢查，通過本次活動(dòng)，圓滿達(dá)成了所設(shè)定的目標(biāo)。

8.2 經(jīng)濟(jì)效益

從2010年4月20日開始應(yīng)用，對(duì)比56口腐蝕油井因腐蝕造成的作業(yè)井次變化，活動(dòng)后比活動(dòng)前減少作業(yè)井次46個(gè)，減少作業(yè)占產(chǎn)時(shí)間178d，減少作業(yè)占產(chǎn)量178×6t/平均單產(chǎn)=1 068t。

實(shí)驗(yàn)費(fèi)用：人工費(fèi)用+藥劑費(fèi)用=3.6萬元+8.4萬元=12萬元；

緩蝕劑費(fèi)用：8 000元/t，總用量210t，共168萬元。

減少作業(yè)井次46個(gè)（單井作業(yè)費(fèi)5萬元），減少作業(yè)成本230萬元；

減少作業(yè)占產(chǎn)量：1 068t×1 600元/t=170.88萬元；

直接經(jīng)濟(jì)效益：230+170.88-168-12＝220.88萬元。

8.3 社會(huì)效益

從方案設(shè)計(jì)到現(xiàn)場試驗(yàn)，職工在積極參與過程中體驗(yàn)到攻關(guān)成功的喜悅，極大地提高了職工們對(duì)QC小組活動(dòng)的興趣，為今后的全面質(zhì)量管理工作創(chuàng)造了良好的條件。

9 制定鞏固措施

（1）制定《緩蝕藥劑優(yōu)選實(shí)驗(yàn)操作規(guī)程》，并對(duì)中心化驗(yàn)室基層職工進(jìn)行操作方法培訓(xùn)，確保緩蝕藥劑優(yōu)選工作的正常進(jìn)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(guī)定”下發(fā)實(shí)施。

活動(dòng)前后，小組成員對(duì)腐蝕油井檢泵周期數(shù)據(jù)變化情況進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)。鞏固期內(nèi)腐蝕油井檢泵周期穩(wěn)定在220d以上。鞏固期效果良好。

10 總結(jié)及今后打算

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

由圖8可以看出：通過這次QC活動(dòng)，小組成員的團(tuán)隊(duì)精神、個(gè)人能力、QC知識(shí)、質(zhì)量意識(shí)和解決問題的信心與活動(dòng)前相比有了較大的提高。

加藥緩蝕技術(shù)圓滿完成實(shí)驗(yàn)及現(xiàn)場應(yīng)用，解決了生產(chǎn)中的實(shí)際問題，收到了較好的經(jīng)濟(jì)效益和社會(huì)效益。在下一次的活動(dòng)中，我們將根據(jù)生產(chǎn)中遇到的實(shí)際問題，以《油井井下自動(dòng)加藥裝置研制》作為活動(dòng)課題，進(jìn)行技術(shù)攻關(guān)。