应用QC方法提高井筒管理水平

1、.* * * * * * * * * * * * * * * * * 中国石化胜利油田有限公司 * * 纯梁采油厂2009年度 * * Q C小组成果 * * * * * * * * * * * * * * * * * 应用QC方法，提高井筒管理水平 小组名称：采油一矿纯东管理区QC小组小组类型：管理型单位名称：纯梁采油厂采油一矿纯东管理区发布日期：2009年10月发 布 人：赵 刚目 录前言一、小组概况二、选题理由三、现状调查四、活动目标五、原因分析六、制定对策七、对策实施八、效果检查九、巩固措施十、体会及下步打算前 言纯东管理区位于纯化油田东部，管理着C6、C5、C12及C17断块的一部分

2、，属于断层控制的层状构造油藏，主要开发层系为及S2的一部分。本区地质构造复杂，且渗透率差异较大，泥质含量高，含油面积19.9平方千米，地质储量1770万吨，经过三十多年的开发，采出程度已达19.7%，已进入中高含水阶段。由于构造复杂，开采周期较长部分井偏磨结垢严重，给我区开发管理带来了许多困难。如何降低作业井次，延长将泵周期，降低经营成本是2009年管理区工作重点。一、小组概况:小组名称纯东管理区QC小组成立时间2009年1月小组组长田志涛副组长徐雪峰小组成员赵刚、程少勇、纪玉良、董军、付增娟课题名称应用QC方法，提高井筒管理水平活动日期2009年1月-2009年9月活动次数9次活动时间18小

3、时二、选题理由：2008年管理区作业成本支出万元，占2008年全年考核成本35.51%。控制作业井次，减少作业成本，延长检泵周期，提高井筒管理水平，是管理区提高经营管理水平地关键。2009年纯东QC小组运用现代管理办法，在摸清油井生产规律的基础上，结合油水井实际生产情况，以科学理论为依据，全年提升井筒管理水平，为2009年各项生产任务完成奠定基础。三、现状调查：纯东管理区位于纯化油田东部，目前管理着15座计量站，15座配水间，油井85口，水井36口，以及其他各类设备若干，需职工不断提高自身职业技能，以满足岗位需求；另外油水井井位分布广、管线长，地面管理难度大，在经验管理的基础上，必须加强资料分

4、析，多种管理手段并举。四、活动目标根据调查结果，我们将目标定为：2009年油井躺井率在5%以下，全年作业井次50次，检泵周期750天，全年作业费用320万元。实现目标的可行性依据：1、小组结构合理，技术全面，有多年QC活动的实践经验；2、通过改进管理方式，可不断提高职工对油井井筒管理水平，延长油井检泵周期。3、通过改进管理方式，可不断提高管理区生产经营管理水平。五、原因分析2008年管理区作业井次多是管理区费用超支的主要原因，部分油井频繁作业，如C23-8井作业3次，平均检泵周期低于180天，针对作业井次多，作业费居高不下的特点，管理区组织干部职工对管理区作业井进行认真分析，查找井筒管理的难点

5、，总结作业躺井的症结所在。具体如下：1、油田进入开发中后期，原油含水上升，产出液中矿化度升高，一方面为电偶腐蚀、电化学腐蚀、化学腐蚀等提供了条件，加剧了管线的腐蚀力度；另一方面各单井产出液流型不匹配，在流经不同部位(地层、油套管、井下和地面设备及集输管线)时生成一些难容物质，如：碳酸盐、硫酸盐、FeS垢等无机盐垢，给油井开发生产、原油输送带来困难。垢物的生成机制不尽相同，目前油气田无机垢主要为碳酸盐、硫酸盐结垢、FeS垢。结垢的形成是一个复杂过程，一般可分成下面4个阶段：(1)水中离子结合形成溶解度很小的盐类分子如：CaCO3、CaSO4、BaCO3、BaSO4、MgCO3、MgSO4、SrS

6、O4、FeS垢等。(2)结晶作用，分子结合和排列形成微晶体，然后产生晶粒化过程。(3)大量晶体堆积长大，沉积成垢。(4)由于不同条件，形成不同形状的垢。在垢形成过程中，溶液过饱和状态、结晶的沉淀与溶解、与表面的接触时间等是关键因素,其中过饱和度是结垢的首要条件。过饱和度除与溶解度相关外，还受热力学、(结晶)动力学、流体动力学等多种因素影响。根据管理区油井作业井史，管理区对结垢严重油井加阻垢剂。2、管理区油井原油粘稠、凝固点低，在3040之间，井筒上部、地面管线容易结蜡，给原油开发生产以及输送带来不同程度的困难。井筒、管线结蜡是油田开发中不可避免的管理难题。油井结蜡不是白色晶体而是黑色的固体和半

7、固体状态的石蜡、沥青、胶质、泥砂等杂质的混合物。原油结蜡过程通常分为三个阶段:析蜡阶段、蜡晶长大阶段、蜡沉积阶段。原油从地层流向近井地带及沿井筒举升时,温度逐渐降低,当温度降至初始析蜡点温度以下时,蜡从原油中结晶析出,与沥青、胶质、泥砂等杂质相互作用，聚集并沉积在井筒管壁上,造成油井结蜡。根据生产实践经验和对结蜡机理的认识，为了防止油井结蜡,应从二个方面着手：1)创造不利于石蜡在管壁上沉积的条件。由于管壁愈粗糙，表面愈亲油和油流速度愈小，就愈容易结蜡。因此，提高管壁的光滑度,改善表面的润湿性是防止结蜡的一条重要途径。2)抑制石蜡结晶的聚集。在油井开采的多数情况下，石蜡结晶析出几乎是不可避免的，

8、但从石蜡结晶开始析出到蜡沉积在管壁上还有一个使结晶长大和聚集的过程。因此，在含蜡油中加入防止和减少石蜡聚集的化学药剂抑制剂，或者利用物理场抑制蜡晶的析出与长大是防止结蜡的一条重要途径。含蜡原油在开采过程中虽有不少防蜡方法,但油井结蜡仍不可避免。井结蜡后应及时清除，清蜡方法主要分三类：机械清蜡、热力清蜡和热化学清蜡。管理区目前采用的清蜡方法是：以药剂延缓蜡的结晶聚集，延长热洗周期，以定期热力清蜡，清洁井筒，延长检泵周期，减少作业井次。对部分高含蜡油井利用热洗车、锅炉车、熔蜡车等采取不同方式洗井，定期清除井筒内壁蜡，弥补加药的不足处，真正延长油井免休期。热力清蜡工作原理是将高温热洗液注入油井内循环

9、,循环一定程度后,使井内温度达到蜡的熔点,蜡就逐渐熔化,并同热洗液返出地面.热洗时应选用热容量大,熔蜡能力强,经济,来源广的热洗介质,如原油或地层水,活性水,清水,蒸汽等。另外清蜡过程中可以适当加入一些清蜡剂。对含蜡油井加清蜡剂，能够起到清洁井筒管线的作用，延长热洗周期，降低作业频次，减少成本支出。3、井下工具偏磨问题普遍存在，是制约井筒管理的重要因素之一。根据作业起出管杆鉴定发现，偏磨原因主要分3类：井斜、井液腐蚀润滑条件差、热洗加药不当。（1）、井斜油井在钻探过程中，由于受地层倾角、岩性变化、岩石可钻性级值高等因素以及钻井方式、技术措施不合理等因素影响井身轨迹发生偏斜，如C5CN15、C5

10、X28、C17-14、C6N3、C23C31、C25X7。以C17-14井为例：该井最大倾斜角1.4 度，最大倾斜角处的测深630米，加剧井下工具偏磨程度，缩短油井检泵周期。2008年作业2次：2.2-2.6作业起出鉴定：原螺杆泵偏磨严重，第7、58、72根磨破；9.14-9.20作业起出鉴定：第31根油管偏磨破。C17-14鉴于该井偏磨严重，因此该井泵挂深度由802米上提至568米。建议：不热洗，少停井。（2）、井液腐蚀润滑条件差随着含水比例的增加，(超过换相点含水74以后)，油井偏磨井比例明显高。2008年1-9月份因偏磨造成躺井16口（19井次），其中含水低于70%的3井次，含水70-8

11、0%的2口，80-90%的7口 90%的4口。具体分析如下：序号含水量分析井数(口)井号1 90%4C6-27、C17-14、C6N3、C6X28280-90%7C5CN15、C5-6、C5-20、C23C31、C17-52、C6-34、C39370-80%2C5-16、T84-15460-70%1C6N165 50-60%1C23-20650%1C25X7合计16（3）、热洗加药不当。如C23-20井上次作业原因是热洗不当，蜡未及时排出，附着在管壁，导致负荷增大，加剧管杆偏磨程度，作业起出管杆偏磨严重，第137根管偏磨破。该井日液4.5t/d，日油2t/d，含水55.5%，动液面1676米，

12、泵挂，泵径44mm，冲程，冲次1.5 次/分，含蜡量16.11%，井筒管理难点是：地层供液差、结蜡、泵挂深、负荷大，该井热洗不利因素：一是排量大、洗井速度快，油井易被压死，油井恢复慢，甚至躺井；二是排量小，受小功率电机冲次限制，蜡垢等污物不易排出；三是融蜡车洗井，温度过高，套管热胀冷缩，对套管使用寿命不利，也不利于井口维护。制定措施：7天一加药，不热洗。通过对偏磨井治理采取的措施以及经验教训，我们总结出以下几点：（1）、上提泵挂，避开造斜点，减少管杆偏磨程度。（2）、下防偏工具，优化杆柱组合。（3）、采用长冲程、慢冲次。（4）、加强日常管理，合理热洗加药，及时对油井生产参数进行分析，避免因压力

13、、载荷波动发现不及时造成的躺井。根据油井生产情况，制定热洗加药方式。（5）、对既偏磨又腐蚀井，在治理偏磨的同时，还要兼顾结垢。六、制定对策为了更好的提高井筒管理水平，我区成立了由行政主要领导挂帅的专项治理小组，集合管理区工程地质技术人员分析原因，制定对策，确定了“干部承包、重点管理、加强监督、健全台帐”四项具体措施。（1） 管理区干部承包班组，深入一线，责任落实，压力分解。（2） 对重点井重点管理区，特别是服役期长的老设备。（3） 加强监督，加强对生产薄弱环节的巡检次数。（4） 建立健全资料台帐，生产参数等资料，为制定措施提供客观依据。七、对策实施2009年1-9月份管理区根据实际生产情况，制

14、订不同管理措施：1、加强加药管理，制订合理的加药周期，对结垢、腐蚀严重的11口油井每个月由班组定期投加阻垢剂，对结蜡严重油井加热洗添加剂，要求加药必须根据计划实行，所有加药油井要及时上报表，小队组织人员不定期进行抽查、并加药对不当的班组人员指导加药过程中存在的不足。管理区对结垢严重油井11口：CHC23-25、CHC23-4、CHC11-16、CHC11-9、CHC11X15、CHC5CN15、CHC6-34、CHC6X28、CHC6-36、CHC6-47、CHC6-49，加阻垢剂。2、做好油井热洗工作，切实执行油井热洗制度，提高热力洗井质量。各班组加强油井热洗过程监督，要求班组全过程对油井水

15、量、水温、洗井时间进行监控，并记录相关数据，提高油井热洗质量。对结蜡严重油井，热洗时添加热洗添加剂，加强热洗效果。3、强化日常管理，根据油井的负荷变化和电流资料，及时对抽油机进行调平衡，保证抽油杆平稳运动，减少抽油杆疲劳断脱几率。4、优化工作制度，及时分析井下泵的工作状况、地层供液能力的变化，协调供排关系，提高泵的充满系数，减少因工作制度不合理造成泵的干磨，保证油井的正常生产。5、作业现场的监督上，严格执行各项规章制度，严把材料变更关，对不合格工具坚决剔除。认真监督每一道作业工序，提高作业质量，堵住作业过程中的质量漏洞，提高作业井的一次成功率，最大限度减少了重复作业井次。八、效果检查1、检查目标截止2009年9月，油井检泵周期744天,作业井次41井次，好于去年同期的水平。2、效益（1）经济效益通过项目实施，管理区维护作业井次与2008年同期对比减少3井次，作业费减少35万元。（2）、社会效益、通过小组成员的共同努力和卓有成效的活动，解决了我区电费超支的问题，提高了经营管理水平。、本次活动得到了上级主管部门的支持与认可，接下的工作重点是做好小功率电机的维护保养工作，继续推广使用，可获得更大的经济效益。、通过本此小组活动，小组成员更加深刻地体会到全面质量管理的重要性，增强了质量标准化意识，提高了自