加强油气设施检测,保障安全高效运行

加强油气设施检测，保障安全高效运行（技术检测中心）二零一五年二月目录中心2014年工作完成情况12015年工作思路2概述2014年中心共落实胜利油田分公司专项检测任务31项。其中采油工程处安排的专项工作9项，分别是水质检测、稠油热采注汽系统能耗评价、油田联合站及原油损耗测试、井口水质检测、在用抽油杆质量及适用性检测评价、胜利油田电潜泵采油系统能耗测试与潜力评价等。现对其中部分工作完成情况进行分析说明。中心2014年工作完成情况1、油田回注水水质监测工作油田现有注水站402座，污水处理站72座，日处理污水量83万立方米。中心对各污水站回注水和水处理药剂采取了月度检测的方式，对注水井口和低渗精细水质采取了季度抽检的方式。完成检测工作量3559批次，出具水质考核公报12份。中心2014年工作完成情况1.1回注水水质现状及改进措施分析通过多项水质检测措施的实施，分公司水质管理工作已进入正常化，外输污水综合达标率逐年上升，综合达标率由2005年的72.5%到2014年的91.0%。中心2014年工作完成情况单项指标来看，含油量、悬浮固体含量、SRB菌达标率呈现逐渐上升的趋势，而平均腐蚀率也扭转了近年来下降的趋势，2014年比去年提高了1.9个百分点。单项指标单项指标达标率率（％）2011201220132014含油量88.887.990.692.9悬浮固体含量88.592.792.894.1SRB菌含量81.281.781.886.1平均腐蚀率93.593.092.394.22011-2014年单项指标达标率统计表中心2014年工作完成情况（1）腐蚀达标率下降趋势得到改善通过加大“三防”药剂费用投入，严格污水站加药管理，强化现场监督考核，2014年油田污水站平均腐蚀率达标率为94.2%，较去年有较大提高。（2）含聚污水达标率仍有待提升目前油田含聚污水站共11座，水量占分公司考核水量的36.3%，2014年平均达标率88.2%。分公司加大了含聚站的处理投入，治理效果较显著。2014年达标率较2013年的84.0%提升了4.2个百分点，但SRB菌达标率仅为75.9%。（3）井口水质现状2014年，出站水水质合格率为54.9%，井口水质综合合格率为36.3%，下降了18.6个百分点；2014年井口水质合格率呈连续上升趋势，从1季度的21.0%上升到4季度的45.4%。中心2014年工作完成情况1.2下步工作建议一是继续开展外输水质、井口水质监督考核，做好管理部门的“眼睛”；二是继续开展水处理剂质量监督抽检和适应性评价工作，发挥督察官和评估师的双支撑作用；三是进一步加强腐蚀原因分析和对策措施研究，为开发单位提供技术服务；四是进一步深入分析井口水质变化规律和原因，为井口水质达标治理提供技术支撑；五是进一步深入水质检测评价方法研究，并继续发挥水质检测培训师的作用；六是进一步深入研究采出水质预警及自动化控制技术，实现远程水质腐蚀控制。中心2014年工作完成情况2、三采药剂及注入质量检测工作为了加强三采药剂的质量管理，促进注聚驱增产效果，按照开发处的安排，从2006年5月开始，技术检测中心质检所开始对三采药剂、注聚母液、井口粘度（界面张力）进行季度质量抽检。共涉及6个含注聚驱块的采油厂、13座配注站及20多个生产企业。2.1三采药剂质量检测结果分析2014年共抽检三采药剂134批次，合格率为100%。随着三采药剂统检工作的进行及对现场药剂抽检力度的不断增大，各药剂厂家也加强了对产品质量的控制，在用三采药剂抽检合格率呈现了逐年上升的趋势。中心2014年工作完成情况2.2母液配注质量监测结果分析检测数据表明，大约超过半数现场母液粘度与室内清水配制的母液粘度相当，聚合物产品性能均符合产品技术要求，现场母液粘度出现偏低与配置工艺过程控制有关。2.3井口注入质量监测结果分析(1)井口注入粘度2014年各注聚区块井口粘度达标率在76.9%-89.6%之间。(2)井口界面张力监测结果分析监测表明，三季度起井口界面张力达标率有所上升，四季度界面张力达到10-3mN/m的井口数占总数的91.3%。图22014年井口粘度达标率（设计要求：大于20mPa.s）中心2014年工作完成情况2.4配注水质监测结果分析2014年配注水质监测数据表明：所有区块注聚站污水水质都到达不到Q/SH10201831-2007《聚合物配注用污水水质控制指标及其分析方法》标准要求。各配聚站的矿化度，除一季度孤岛东区15#站由于气浮工艺，致水质矿化度异常外，其它各配注站四个季度的矿化度、钙镁含量变化不大；SRB菌，除了一季度孤岛11#站，二季度孤东10#、12#站污水SRB菌含量偏高达到25000个/mL外，其它站都相对平稳；溶解氧，一季度孤东各站以及坨28、桩106均偏高；硫离子含量，一季度孤岛8#站、11#站含量偏高；亚铁及总铁含量，孤岛11#站一季度、孤岛3#站三季度、孤岛15号站四季度以及胜采坨28三季度较高外，其他各站相对平稳。中心2014年工作完成情况2.5下一步工作建议及计划（1）继续加强对三采药剂监督力度，重点关注药剂的有机氯含量，尤其是石油磺酸盐。（2）继续进行三采区块各配注站配聚母液粘度的季度监测，建议选取一个区块，从产品质量、母液配制、污水水质、输送流程等全部环节分节点进行检测分析，探寻井口注入粘度的影响因素及改进措施。中心2014年工作完成情况3、油田在用抽油杆质量及适用性研究抽油杆是有杆泵采油的关键连接、承载工具，其质量水平及使用效果直接影响油田生产。经调研，2010年以来在用抽油杆断裂失效率持续高位，占到每月抽油机井躺井数的50%左右，抽油杆断裂成为影响、制约油田开发的新的矛盾焦点。3.1检测结果及现状分析（1）新抽油杆质量评价结果分析根据60个新抽油杆样品的检测结果，油田在用四个抽油杆生产厂企业的锻造、热处理、机加工和杆体材料采购方面大部分符合表准要求，分析认为：抽油杆断裂与制造质量关系不显著。中心2014年工作完成情况（2）断裂失效杆检测分析根据60个断裂抽油杆及工作状况分析，得到以下结论：1)断裂抽油杆的理化性能（疲劳强度）、金相组织符合标准要求，早期断裂与抽油杆制造工艺、质量相关性不强；2)大部分断裂抽油杆表面，特别是断口存在严重腐蚀缺陷，断口呈腐蚀+疲劳断裂典型特征；H68-61H51-112ST3-6-119YAAC24源区扩展区瞬断区中心2014年工作完成情况3)腐蚀产物X光分析、扫描电镜、能谱分析含有FexOy、FeCO3、CaCO3、Al2O3，Na、Mg、K的氯化物等组分；图4河68—X61井断口面腐蚀物EDS分析图中心2014年工作完成情况4)油井采出液矿化度高、氯离子含量大，甚至达到卤水级别,矿化度65000mg/L附近腐蚀速率达到最大值；5）油井采出气含有CO2，且有半数超过文献推荐的控制线（CO2分压≤0.21MPa）；6）光杆工作最大应力比在0.5-0.94之间，且大部分低于0.8，符合修正的古德曼设计许用系数小于1的设计要求。7）断裂抽油杆工作应力比低，断裂处最小应力较小，半数以上在0MPa附近，说明断裂点多数接近载荷中性点，处于脉动疲劳区间；8）根据关联分析，影响腐蚀断裂速率的因素关联度排名为：断裂处应力比矿化度断裂处最大应力Cl-含量含水率CO2分压断裂处温度失效位置；中心2014年工作完成情况9）断杆中修复杆占失效数的67%，φ22mm杆占失效数达56%。10）由于采油厂为了提高油井生产时率，采取“捞杆”作业，使得抽油杆断裂周期统计结果出现较大偏差。图5辛9X51（矿化度66000mg/L）井和辛11X192（矿化度43000mg/L）井统计断裂周期128天和186天）图6史3-c7井统计断裂周期568天（矿化度46000mg/L）中心2014年工作完成情况（3）分析结论综上所述，不考虑修复抽油杆多轮次使用的影响（认为旧抽油杆修复后与新抽油杆具有同等性能），抽油杆断裂是在由高Cl-、高矿化度介质在侵蚀CO2的共同作用下发生快速腐蚀，形成表面缺陷或开裂，在抽油杆抽吸交变载荷（甚至可能存在拉-压-弯复杂应力）作用下，缺陷处的应力强度因子KI迅速突破杆体材料的临界应力强度因子值KIc（平面应变断裂韧度），发生失稳扩展，最终在剩余强度不足以承受举升载荷时，发生静拉伸韧性断裂。中心2014年工作完成情况3.2下一步工作建议与目标1）通过有效手段探寻上述腐蚀因素的贡献大小与相互作用机理；2）开展目前常用和新开发抽油杆材料对油田各种工况的适用性，并给出杆柱应力设计建议（安全许用系数）；3）研究油井工况对抽油杆材料耐腐性技术要求，制定评价方法；4）研究抽油杆维护使用建议措施，制定选型规范和技术规范。5）针对修复抽油杆适用范围广、断裂失效比例高的现状，开展抽油杆修复工艺技术调研和检测分析，分析在用修复技术的优缺点，优选可用修复技术，并对修复工艺进行优化定型，完善修订修复抽油杆产品标准。中心2014年工作完成情况4、电泵井能耗潜力评价项目2014年在胜利油田分公司统一安排部署下，中心分别在东辛、现河两个开发单位开展电泵井能耗潜力评价及优化工作。共完成东辛、现河450口电泵井资料整理及现场测试。利用电泵井基础数据、生产数据、设备参数，结合实际物性建立电泵井单井能耗预测模型，依据实测功率进行模型的拟合和修正。基于预测模型，结合电泵井实际生产情况，计算每口井当前能耗，并预测该井同油藏条件、同产量下最佳能耗，通过计算和分析“降耗率”，完成电泵井单井能耗潜力的预测。目前，正依据单井能耗评价预测结果，进行潜力分析整理工作。今年将结合实际生产情况，通过对电泵井泵型、泵深、电机、频率等优化，完成有潜力电泵井单井节能提效优化方案设计。中心2014年工作完成情况5、典型联合站能耗及原油损耗测试及分析胜利油田共有联合站61座，年处理总液量3.34×108t，年处理总油量3600×104t，年总耗电8200×104kW•h，耗燃油当量11.7×104t。为进一步掌握胜利油田联合站（库）耗能和油气损耗现状，科学分析目前存在的问题和矛盾，深入挖掘节能降耗潜力，按照采油工程处的总体部署，2012年，技术检测中心完成了52座联合站的测试工作，主要包括两方面工作内容，一是联合站能耗测试及潜力分析，二是联合站大罐原油损耗测试及潜力分析。截至目前，已经完成52座联合站的冬季能耗测试工作，测试覆盖率为85.2%，包括11家采油厂的所有50座联合站及油公司2座联合站。测试各类泵机组207台次，加热炉147台次，测试原油储罐保温168座次。中心2014年工作完成情况3年的连续测试表明，胜利油田联合站平均综合能耗为6.02kgce/t。加热炉平均热效率为82.05%，达标率70.07%。泵机组平均运行效率51.82%，达标率31.88%。168座储罐外表面散热损失达标126座，达标率73.21%。联合站平均原油损耗率为0.0615%，其中冬季原油损耗率为0.0414%，夏季原油损耗率为0.0826%。接转站平均原油损耗率为0.0867%，其中冬季原油损耗率为0.0610%，夏季原油损耗率为0.1260%。中心2014年工作完成情况通过测试分析，发现目前油田联合站在能耗方面主要存在以下问题，一是有14座站库存在对高含水原油加热现象，造成加热负荷高，热能浪费严重。仅加热原油中水的能耗就达到10.59×104MJ/h，年耗能折合油量1.84×104t。二是有7座站库稳定温度过高，平均高出工艺要求温度21℃。若7座联合站稳定装置按照工艺要求温度运行，可减少能耗1.40×104MJ/h，年折合燃油量2441t。三是加热炉排烟温度过高造成热损失增大，测试的147台加热炉，平均排烟温度为202.3℃，超标的有59台，占40.1%。造成能量损失6537.1MJ/h，年折合燃油量达1136t。中心2014年工作完成情况四是原油储罐保温措施不完善造成散热损失大，测试168座原油储罐，其中21座站库的45座储罐外表面散热损失未能达到标准要求指标，罐体保温不达标率为26.8%。45座储罐由