浅谈采油队加药管理

浅谈采油队加药管理（胜利油田临盘采油厂采油四矿）赵苹邹连波郭志远摘要：通过总结在采油队加药管理中的经验,研究加药工作如何保证最佳效果，实现最高效益。关键词：加药；油稠；腐蚀；结蜡油田开发中常遇到油稠、结蜡、腐蚀等因素困绕，特别是进入高含水期间，腐蚀更是给生产带来很大困难，想要治理这些问题，加药是目前管理中最有效可行的办法。但是加药工作进行了多年，对于油井加什么药、加多少药、加药周期是多少，还存在一定的误区，也就怎么加药的问题摆在面前。一、常用药剂的特性1、清蜡剂：用于清除杆管表面的蜡。由有机溶剂（混苯、轻质油、醇醚）和活性剂组成使用方法：间歇式加入原液，加药量，加药周期根据结蜡程度定。注意事项：（1）不要用热水稀释（2）小剂量加药，对结蜡严重井，清蜡不彻底，需要定期大剂量加药或热洗。2、降粘剂原理：把降粘剂水溶液加入稠油中，经搅拌形成低粘度的相对稳定的水包油型（O/W）乳状液。加药量：根据原油粘度大小确定，一般在300-800mg/l。用法：把降粘剂用热水稀释成0.5%-1%水溶液，用加药车加入油套环空，对于高含水井（40%）可减少掺水量。3、破乳降粘（破乳剂）原理：对于含水原油因形成油包水乳状液而导致粘度明显上升，可用破乳剂进行破乳降粘，同时在杆管表面形成水润湿膜，起到减阻作用。使用方法：适用于原油本身粘度不太高的油井加药量100-200mg/l。4、缓蚀剂缓蚀原理（缓蚀剂）：缓蚀剂在金属表面形成一层吸附膜或沉淀膜或氧化膜，把金属表面与水隔开，起到保护作用。使用方法：最好采用连续加药，以提高缓蚀剂效果。用量50-100mg/t，稀释倍数至少3倍。掌握投加药剂的浓度,对加药的效果起关键作用在采油队有为数不少的职工认为投加药剂量多多益善,这种观点存在很大的误区.各种药剂都需要与油井生产想匹配的浓度,才能起到最佳的效果.浓度mg/L010152030失重（mg）50.139.926.45.65腐蚀率（mm/a)0.1080.0860.0560.0120.01缓蚀率（%）020.347.388.990.11、浓度达到20mg/L就有较好的缓蚀效果。再增加缓蚀剂用量，缓蚀效果增加不明显,反而浪费了药剂.2、油井推荐用量（d）=0.05—0.1Kg/M3＊采出水量（M3/d），这样药剂在井筒中的浓度基本保持在30-40ppm之间,是比较合理的浓度,宜大剂量稀释,最好采用连续加药。我队在修订缓蚀剂投加剂量的原则就是根据观察管柱的腐蚀情况,中等腐蚀采用0.05*产水量,重度腐蚀采用0.1*产水量,液面高,液量高的采用0.07*产水量,液面低,液量低采用0.06*产水量。例如:P40-8该井日液27.3,日水25.6,液面119米,重度腐蚀,我们计划投加药量为0.07*26=1.8Kg,这样在实际中投加药量就控制在2-2.5Kg,每天连续投加,如果超过2.5Kg,就会造成药剂浪费。从作业情况来看作业周期明显延长,腐蚀的情况也变轻。二、采油五队加药管理现状1、现状调查我队管理的临盘油田盘二断块油井的主要特点是油稠、出砂，我队所管的58口油井，平均粘度在1302mpa.s，平均密度0.9591g/cm3。其中以P14-6井最为严重，粘度8206mpa.s，密度1.0045g/cm3。2、目前运行情况我队根据油井的原油物性资料和日常生产情况，对13口稠油、低产低液、低含水井制定了降粘剂加药计划，并要求严格落实，以保证正常的生产。其次，我队油井产出水矿化度高，对50口油井进行统计，平均矿化度39872mg/L，最高的井达64672mg/L；平均氯离子含量23996mg/L,最高达39463mg/L。再就是油田开发后期，油井综合含水的逐步升高，都对井筒及混输管线造成了严重的腐蚀，我队目前发现有21口油井管柱上存在不同程度的腐蚀。我们对起出管柱有腐蚀情况的，及水分析中氯离子含量和矿化度高的21口油井制定了投加缓蚀剂计划表，并根据腐蚀情况确定了加药量和周期。我队自2006年开始，发现油井作业时管柱的结蜡现象逐渐增多。有10口结蜡井，平均凝固点24℃，有5口油井的凝固点在35℃以上。结蜡是困绕油井生产的一大难题，经常带来负荷、电流、回压的增加。我们对起出管柱有结蜡状况的；原油分析成果中凝固点比较高的低产能油井制定了热洗添加剂加药计划表，并逐渐摸索出合理的加药热洗周期。3、加药热洗计划修订在全年的生产管理中，油井的井筒加药维护始终是我队管理的重点，就是要针对油稠、腐蚀以及结蜡，切实做好加药工作。根据各井的不同特点，制定我队加药、热洗计划，并根据起出管柱情况，不同季节生产特点随时对加药热洗计划进行修订。由于所属油藏性质所致，出砂严重，严禁热洗，所以我队加降粘剂主要是采取罐车或拖拉机罐低压小排量自流加药的方式。投加降粘剂的计划主要是根据单井生产管理经验来制定和及时修正的。对缓蚀剂加药计划的修订，主要是依据作业时起出管柱的腐蚀程度对井次和加药量的修订。例如：P12-24井，2007年4月检泵时发现抽油杆自下而上400米存在腐蚀现象，我们及时对该井投加了缓蚀剂。对缓蚀剂加药量的修订，主要是根据管柱的腐蚀程度。例如：P2-X185、P19-2两口井，2月和6月起出管柱发现抽油杆腐蚀十分严重，因此对这两口井的加药量重新进行修订，加大药剂量。对热洗添加剂加药计划的修订，主要是对存在结蜡现象的油井，及其结蜡程度，修订投加热洗添加剂的井次、加药周期。例如：P2-208井，6月卡水作业时管柱上部结蜡，我们立即对该井制定加药热洗计划，以达到减少结蜡的影响。4、加药效果分析降粘剂：稠油井的负荷增加、回压升高、电流的异常变化已成为油井正常生产中的红灯信号，通过小班对第一性资料的及时准确录取，并及时进行信息反馈，积极采取相应措施，才确保了日常油井的正常生产。我队主要对原油密度大、粘度高，低液低能、含水较低的井投加降粘剂，这部分油井因为油稠极易造成回压升高、管线堵塞、顿卡子等现象的发生。通过多年来的摸索与实践，证明只要确保降粘剂地投加，确实可以起到降回压、降负荷，减少泵漏、控制躺井的目的。破乳剂：我队目前投加破乳剂的油井主要是负荷大、回压高、管线长的油井，目前主要投加方式是井口加药柜。通过投加破乳剂，最明显的效果就是回压的降低。缓蚀剂：我队目前有21口油井投加缓蚀剂，主要方式分为2种：连续加药箱和拖拉机罐投加。缓蚀剂的加药量制定标准为：油井的日产液量*50PPm。然后根据计算出的加药量结合起出管柱的腐蚀程度进行修正。我们对14口油井的免修期，在投加缓蚀剂前后（主要是2004年之前和2005年之后）进行了对比。经过统计发现，这14口油井的免修期平均延长了295天。全队的油井免修期也由2003年的412天延长至2006年的653天。应该说，投加缓蚀剂的油井，在延长免修期方面都起到了一定的作用，有近70.0％的油井腐蚀程度较以往有所减缓。但是部分腐蚀严重的油井，虽然投加了缓蚀剂，而且相对来说，药剂量也有所加大，但起出管柱的腐蚀程度仍然较为严重。这部分油井是我们控躺井的绊脚石，严重阻碍了油井免修期的延长。结论：有部分腐蚀严重的油井，普遍存在偏磨严重的现象。偏磨加重了腐蚀，腐蚀同样促进了偏磨的加剧。所以，要从根本上减缓这部分油井的腐蚀程度，首先偏磨就一定要得到有效治理。其次，对腐蚀状况长期得不到改善的，应针对单井的腐蚀特点，做药剂配伍分析研究，做到因井制宜，对井下药。在投加缓蚀剂的效果方面，我个人认为与油井液面高、低关系不大。在以人工投加缓蚀剂为主要方式的阶段，因为人为因素，导致缓蚀剂到达不了液面，发挥不到作用。而目前，主要采取连续加药箱和拖拉机罐投加的方法，加药工作质量逐渐得到改善，油井的腐蚀程度是否得到缓解和液面的高低已经关系不是很直接。但对于沉没度较大的油井，因为缓蚀剂在井筒中存在时间较长，发挥的作用也相对较大。1、加强对油井第一性资料录取的准确性和及时性，准确、及时的资料是保障正常生产的核心关键所在。2、加药是油井生产正常的法宝，加药热洗工作落到实处，及时进行加药计划的修订，专人专管，做到责任落实到人，用严格的考核机制来确保油井生产。3、提高广大职工对加药重要性的认知程度，调动班组加药工作的积极性、主动性，共同监督、落实加药、热洗工作。