低渗透油田清防蜡精益质量管理实践

2015-02-19于海山

石油工业技术监督 2015年11期

于海山

中国石油大庆油田有限责任公司第八采油厂（黑龙江大庆 163514）

中国石油大庆油田有限责任公司第八采油厂所辖油田均为“三低”油田，主要开发低丰度薄互葡萄花油层及特低渗透油层。油田生产具有油井深度大、产液量低，原油物性差、含蜡量高的特点。在原油举升过程中，随着温度、压力降低及气体析出，油井结蜡现象严重。结蜡不仅会堵塞油层，降低油井产量，同时也会造成举升能耗增加、工况变差甚至蜡卡、断脱等问题，若不及时采取清防蜡措施，容易造成生产事故。

为有效降低结蜡对油田生产的影响，经过20余年的探索应用，形成了“加药为主、超导热洗为辅”的清防蜡方式。正常情况下，含水率＞50%井月度加防蜡剂3次、含水率≤50%井月度加清蜡剂2次，结蜡严重井进行超导热洗，保障了机采井平稳生产。但是，2013年9月清蜡剂因安全问题停止使用，所有油井均使用防蜡剂，出现了月度加药工作量大、降黏费用高，中低含水井加防蜡剂受效情况差等问题。原有清防蜡管理方式已经无法满足现场管理形势的需要，不仅加药制度无法顺利执行，清防蜡效果也无法保证，给油田生产带来了隐患。因此，在保证降黏效果的同时降低加药工作量，寻找科学、经济、有效的降黏方式十分必要。参考精益质量管理模式，将精益质量管理理念应用到清防蜡管理中，形成了低渗透油田清防蜡精益质量管理模式，取得了很好的实践效果，保证了油田清防蜡质量。

1 低渗透油田清防蜡精益质量管理基本内容

精益质量管理理念由员工职业化、生产系统化、工序标准化、度量精细化、改进持续化5大子系统组成[1]。将精益质量管理5个子系统与低渗透油田清防蜡工作紧密结合在一起，从人、设备、监管、控制、改进等方面着手，建立低渗透油田清防蜡精益质量管理模式，实现了清防蜡管理的PDCA循环。其基本内容是：

1）以人员整合、专职培养为根本的员工职业化，清防蜡工作专职操作，保证操作人员素质。

2）以系统优化、专项运行为核心的生产系统化，优化配置与施工参数，保障生产系统运行。

3）以完善制度、监管到位为保证的工序标准化，建立预警与考核机制，保证过程标准执行。

4）以配比量化、功图控制为关键的度量精细化，精细药剂使用及控制，保障加药措施效果。

5）以创新技术、推进管理为灵魂的改进持续化，创新清防蜡技术管理，保证管理与时俱进。

针对清防蜡工作中出现的问题，创新管理方法，最终形成低渗透油田清防蜡精益质量管理模式，确定了以加药（正常井加清蜡剂或防蜡剂）和超导热洗（结蜡严重井超导热洗）为主体，以水泥车、高温热洗（用于处理结蜡、杆卡问题井）、电磁防蜡、强磁工具、固体防蜡（用于延长边远、路况差井清防蜡周期）为辅助的清防蜡方式，清防蜡质量得到保证。

2 低渗透油田清防蜡精益质量管理实施过程

2.1 人员整合、专职培养，员工职业化

1）加药人员整合，成立加药热洗班组。以往的清防蜡工作以“采油队”为单位，存在加药工身兼多职、分工不明确；各小队加药工作量不均衡，完成工作量有易有难；加药工单独完成加药工作，无现场监管，无法保证加药质量；加药设备损坏后，逐级申报维修，维修周期较长等问题。针对出现的问题，为加强清防蜡管理，以“分区管理、集中实施、以点控面”为原则，实施加药班组整合。整合后，加药工由原来的66人，减至60人，分为13个加药班组，以采油矿为单位，统一进行加药专业化管理。

2）加药专职培养，定期组织技术培训。由工程技术大队负责组织加药工技术培训，每个季度1次，从结蜡原理、危害，化学清防蜡原理、标准，现场操作、安全、环保等方面拓宽加药工的知识面，并增强加药工的安全环保意识。对现场存在的问题进行现场讨论，集思广益，共同提升处理现场问题的能力。通过培训，加药工职业素质得到增强的同时，加药质量也得到了保证。

2.2 系统优化、专项运行，生产系统化

1）优化加药设备，加药班组专项使用。加药设备由“大胶轮”向“水罐车”转变，减少大胶轮45套，增加水罐车33台，加药井次由月度的4 823井次提升到7 250井次，工作效率提升50.3%（表1）。

2）实施区域加药，合理匹配加药班组。依据采油队分布位置、井数及距离热水站的远近等情况，将原来的37个采油队划分为13个区域，按区域分配加药班组，实施集中加药，人员、设备得到优化，工作量得到均衡，工作效率得到提高，实现了减员增效的目的。

3）开展试验摸索，确定合理清蜡方式。为降低加药工作量和劳动强度，对水泥车、高温热洗车、超导热洗车3种洗井方式开展试验。试验得出各种洗井方式的合理参数，考虑试验摸索到的洗井周期与产量影响因素，利用超导车清蜡效果优于水泥车和高温车（表2）。因此，确定清防蜡工作主体为加药和超导热洗（结蜡严重井超导热洗），辅助高温热洗（用于处理结蜡、杆卡问题井）的方式。

4）保障运行时率，设备统一维修保养。以采油矿为单位，负责清防蜡设备统一维修保养，设备出现问题后及时报修，及时得到修理，提高了设备的运行时率，保证了加药制度的执行。

5）精细加药周期，特殊区块个性制度。负责各区域的班组按设备和井数，合理制定清防蜡制度并报上级单位审查备案，严格按照清防蜡周期加药、热洗。常规井与特殊区块井区分制定，保证加药降黏的针对性措施。①常规井采取“四定”保证加药周期措施合理，即“定周期、定药量、定水量、定加密加药”。经过加药摸索和现场验证，防蜡剂有效期一般在10天左右，月度需加药3次左右；药量以产液量不同而不同，单次药量=日产液×周期×（0.2～0.3）‰；水量以药量为基准，药液浓度控制在5‰～8‰之间；加密加药以“载荷、电流”为基准，当载荷比变大、电流变化异常时，需月度对该井加密加药一次。②特殊区块即开发扶余油层区块，因受井深、产量低影响，药在未充分发挥作用前就被抽进泵筒内，加药效果不明显；同时因其含蜡高、载荷上升速度快，所需药剂量明显高于常规井。针对这一特点，利用功图法摸索扶余油层加药周期及药量，得出加药周期5天，单井单次加药量在30～50kg。

6）建立预警机制，规范雨季制度运行。在雨雪天气，针对因路况差导致进井难、连续降雨降雪导致不能加药的实际情况，以“灵活化”为原则，打破常规按加药周期进行加药的方式，制定《雨雪天气加药临时规定》，做到早部署、早计划，降低雨雪天气对抽油机井工况的影响。由采油矿调度室建立加药预警机制，在大雨来临之前，提前通知加药班组进行加药，防止了连续降雨天气导致不能加药情况的发生。在药量和水配比方面，在雨雪天气进井难的低洼地区，药量调整为平时的1.5～2倍；在周期和执行方面，加药要突出重点，在雨雪前对抽油机井载荷大、变化大、结蜡严重的井先加药，保这部分井的加药。对日常载荷变化较小，可适当延长其加药周期为平时的1.5倍，但其井数不得超过采油矿应加药井数的1/3。同时，测试班组加密录取资料，关注抽油机井载荷和电流变化情况，对载荷、电流变化大井，在降雨后3天内及时采取加密加药、超导热洗等补救措施。

2.3 完善制度、监管到位，工序标准化

1）完善组织制度，规范流程有据可依。明确各部门责任，共同保证药剂质量和加药效果，切实做好清防蜡工作（图1）。由采油矿细化集中加药管理流程，规范加药管理工序（图2）。修改《第八采油厂油井化学加药降黏管理办法》，规范加药流程及操作，下发采油矿和各加药班组，严格按标准执行。设立《加药记录》，详细记录完成加药时间、加药量、加水量，未按周期完成加药原因，加药量不合理等情况，当日上报采油矿备案。

图1 第八采油厂清防蜡责任分工图

图2 采油矿清防蜡管理流程图

2）做好监管措施，保证加药标准执行。完善《采油工程现场监督技术手册》，建立“厂、矿、队”3级监督，严格把关“加水量、加药量、加药时间”，对不加药和不按周期加药的加药班组进行重考核[2-5]。队监督为监督的“主体”，现场实施监督，是否按照加药制度执行，加药量和加水量是否合理等情况；厂、矿监督为监督的“辅体”，根据加药周期到加药现场实施抽查，月度抽查率在40%以上，保证了加药实施过程中的加药质量。

2.4 配比量化、功图控制，度量精细化

1）精细药剂配比，量化加药质量要求。防蜡剂需与水进行配比，药液浓度控制在5‰～8‰之间，所以必须对不同产液量的井进行精细药量配比。经过试验探索出“3低”油田化学清防蜡药剂合理配比（表3），药剂配比实现了单井个性化、量化。

表3 化学药剂配比量化表

另外，针对不同含水情况，含水率＜80%井月度加药3次，含水率≥80%井视载荷、电流变化情况进行加药，载荷比大于2.0、电流变化大的井按含水率＜80%井加药。

2）功图控制措施，严格保证清蜡效果。加药后，加药工对油井电流进行测试，若电流无变化，加大药剂量，使电流恢复正常值。加大药量后，电流居高不下，及时上报技术队对该井功图进行测试，对比之前测试功图数据，若载荷没有下降，技术队进行超导热洗或上报生产办进行水泥车热洗，保证油井不会出现结蜡导致的杆卡、断脱现象。

2.5 创新技术、推进管理，改进持续化

1）加药设备改进，实现中远距离加药。为克服特殊天气、特殊路况井加药难的问题，改进应用了10套可装卸加药动力装置，实现了距离井口100m处加药。通过自吸泵泵送药剂，解决了小井眼井、套堵井不吸药问题。

2）研制新型药剂，降低加药工作强度。GJ1010型常规油基清蜡剂存在闪点低、挥发速率快、有害物质含量高等问题，已经取消。取消该清蜡剂后，加防蜡剂、热洗工作量加大，并且防蜡剂清蜡效果不明显，在低含水井中表现出的矛盾尤为突出。研制“高闪点清蜡剂”,不但可以解决低含水井受效差矛盾,而且因其加药方便，大幅度减少了人力、物力投入。新型清蜡剂具有闪点高、挥发速率慢、有毒物质含量低等特点。目前在采油四矿试验15口井、加密录取资料跟踪5口井，闪点提高到了50℃以上，清蜡效果明显。若推广使用后，原含水率50%以下井月度加药3次改为月度加药2次,含水率≤50%井原工作量由3 595井次下降到2 396井次,下降1 199井次（表 4）。

3）拓宽清蜡方式，辅助应用新型技术。开展物理降黏措施试验，摸索其适应性。试验应用电磁及强磁工具，避免人为因素、外部因素对清蜡降黏工作的影响，同时降低工人的劳动强度，节省燃料费、工人费，油井清防蜡周期也明显延长。其中，井下电磁防蜡可延长50天，地面电磁防蜡与多功能油管防蜡基本持平，可延长20天。但是，电磁及强磁防蜡工具对高含水井的磁防蜡效果一般，需要与其它降黏工艺配合使用，才能达到预期的清防蜡效果。

4）改进固体防蜡，研制长效使用方法。应用固体防蜡器可以加强井排路不完善井、低洼井、边远井、耕地中井的清防蜡管理，施工简单，可避免人为因素、外部因素的影响。但是，目前在用固体防蜡器有效期短，更换时需作业，增加了清防蜡成本。针对此种现象，正在组织研制长效固体防蜡器，研究主要从专用药剂优选、缓释材料、多级工具加工等方面展开，目标使固体防蜡器有效期延长至2年，2年内不采取其他降黏措施，彻底解决清防蜡问题。

5）推进管理进步，改进问题管理方法。工程技术大队多次深入各采油小队、加药班组，征求现场管理人员、加药工意见，结合油田管理部、质量安全环保部、器材站等部门意见，对不合理的管理流程加以改进，对不合理的制度予以改善，使之更加完善、高效。针对特殊区块、雨雪天气加药制度进行试验摸索，并征求加药工、采油队、采油矿多方管理意见，使之更加科学、合理。

表4 新型药剂优化月工作量情况表

3 低渗透油田清防蜡精益质量管理实施效果

3.1 清防蜡管理提升，技术效率全面进步

实施清防蜡精益质量管理后，清防蜡管理得到全面提升，制度、标准清晰，考核、评比严格，清防蜡人员的质量意识得到提高，专业技术更加纯熟，在减少6人的情况下，工作效率提升了50.3%，管理更加系统、高效；清防蜡方式由传统的“加药为主，超导热洗为辅”转变为“加药和超导热洗为主，水泥车热洗、高温热洗、电磁防蜡、强磁工具、固体防蜡为辅”，方式更加完善、合理；清防蜡技术由清蜡剂、防蜡剂、超导热洗等3项发展为清蜡剂、防蜡剂、高温高压热洗、超导热洗、水泥车热洗、电磁防蜡、强磁防蜡、固体防蜡等8项，技术更加科学、适用。

3.2 合理区比例提升，机采运行工况良好

根据抽油机井杆断（脱）分析图对抽油机井加药效果进行及时、系统的统计分析和研究论证，切实保证清防蜡效果。实施清防蜡精益质量管理后，油井运行工况良好，杆断脱分析图中合理区比例由93.9%提高到95.6%，结蜡区比例由3.0%下降到2.4%，危险区内井由0.2%下降到0（表5），清防蜡效果更加明显、持续。

表5 杆断脱分析图各区比例变化情况

3.3 检泵率持续下降，作业维护成本降低

常规作业检泵率从2001年开始下降，到2009年运行平稳，2013年检泵率实现14.5%，为油田公司最低。实施清防蜡精益质量管理后，油井运行工况得到保障，因结蜡造成的杆卡、断脱井数减少。2014年检泵率更是降至14.0%，检泵周期延长到1 080天，同为历史最好水平。与2013年相比，因结蜡问题少影响检泵32口井，节省作业维护成本76.8万元。