中國石化股份公司勝利油田分公司油氣集輸總廠 地質工藝研究所采氣工藝QC小組

（山東 東營 257000）

降低氣井氣嘴損壞率

中國石化股份公司勝利油田分公司油氣集輸總廠 地質工藝研究所采氣工藝QC小組

（山東 東營 257000）

油氣集輸總廠地質工藝研究所是中國石化勝利油田分公司天然氣勘探、開發(fā)、規(guī)劃等專業(yè)化的管理隊伍，擔負著孤東、孤島、墾西等8個油氣田，439口氣井的開發(fā)管理工作，所管轄的油氣田主要以淺層巖性氣藏為主，具有埋藏淺、成巖作用差、膠結疏松的地質特征，易造成氣井開發(fā)過程中出水、出砂。

氣嘴是造成流束局部收縮的裝置，從節(jié)流控制機理講，地面氣嘴和井下氣嘴并無多大差異。

1 小組概況

小組概況（表1）。

2 選題理由

（1）上級要求：氣井氣嘴損壞率≤10%。

（2）存在問題：因氣井出水、出砂，普通氣嘴使用3d后就被損壞，極大地浪費成本，增加了職工的勞動強度。據(jù)統(tǒng)計2010年更換氣嘴110個，氣嘴損壞率平均22.48%。

（3）影響程度：地面氣嘴損壞每次更換用時2h；井下氣嘴損壞每次更換用時8h，直接影響氣井年產能95.5×104m3，每個地面氣嘴成本為15元、井下氣嘴成本為105元，天然氣價以1.307元/m3計算，全年造成經濟損失約155萬元。

表1 小組活動及成員簡介表

為了滿足生產需求，緩解天然氣供需矛盾，QC小組決定把“降低氣井氣嘴損壞率”作為2011年的攻關課題。

3 現(xiàn)狀調查

（1）針對氣井氣嘴損壞率高的問題，小組成員于2011年1月7～9日對墾西、孤島、孤東、陳家莊油氣田2010年的73口氣井生產資料進行了調查分析（表 2）。

根據(jù)氣井氣嘴損壞情況調查表，做出了氣嘴損壞率高問題調查匯總表（表3）。

表2 氣井氣嘴損壞情況調查表

結論：從表3中可以看出，造成氣井氣嘴損壞率高的主要問題是氣嘴內孔徑變大。

（2）從表3中可以看出，氣井氣嘴內孔徑變大頻率高達72.6%，是造成氣井氣嘴損壞率高的主要問題。小組成員經過討論，假設氣井開井時間和開井數(shù)保持不變，通過理論計算主要問題100%、95%、85%、75%、65%、55%被解決時的氣井氣嘴損壞率，小組只要解決該問題的75%，就能達到目標（表4）。

根據(jù)表3及2010年平均氣嘴損壞率22.48%，解決主要問題可降低氣井氣嘴損壞率為：

22.48 %×72.6%=16.41%；

表3 氣井氣嘴損壞率高問題調查匯總表

表4 氣井氣嘴主要問題解決程度與氣嘴損壞率對應關系表

100%解決主要問題，氣嘴損壞率=22.48%-16.41%=6.07%；

同理，計算出解決主要問題的95%、85%、75%、65%、55%時氣井氣嘴損壞率。

從表4可以看出：小組只要解決主要問題的75%，氣井氣嘴損壞率可降低到9.95%，綜合上面所述將氣井氣嘴損壞率降低到9.95%是可以實現(xiàn)的。

4 目標確定

制定小組活動目標：氣嘴的損壞率由22.48%降低到9.95%。

5 原因分析

小組成員針對現(xiàn)狀調查找出的氣井氣嘴內孔徑變大問題，進行了分析論證，并做了氣井氣嘴內孔徑變大影響因素關聯(lián)圖（圖3）。

6 要因確定

從圖3中可以看出，造成氣井氣嘴內孔徑變大的終端因素共計5項，分別是：弱酸性氣體損害；嘴體材質差；防砂工藝不適用；連續(xù)生產性差；診斷失誤。

針對這5條末端因素，小組成員通過現(xiàn)場調查，結合室內資料分析等方法，進行要因驗證。

圖3 氣井氣嘴內孔徑變大影響因素關聯(lián)圖

要因驗證一：弱酸性氣體損害

驗證過程：氣井在生產中，產出的天然氣是以碳氫化合物為主要成份的氣體混合物，經查閱2010年《孤島、孤東、陳家莊等油氣田氣井天然氣組分分析記錄》，發(fā)現(xiàn)天然氣中CH4占總體積的95%、CO2含量在1%～3%。因采出的氣體中含有CO2，當分壓在0.5～2kg/cm2之間時，遇到地層水后，CO2溶入水對45號鋼有極強的腐蝕性。小組成員根據(jù)氣體的流速與金屬腐蝕率的對應關系進行了分析，通過實驗得出：隨著溫度、壓力的升高，流速增大，金屬腐蝕速率急劇增加（表5）。

表5 溫度、壓力、流速與金屬腐蝕率對應表

從表5中可以看出氣體的流速對影響金屬氣嘴的CO2腐蝕是非常重要的因素。當金屬表面沒有腐蝕產物膜覆蓋時，流速會使CO2腐蝕速率明顯增加，經調查，2010年有16個氣嘴因腐蝕損壞無法使用。

驗證結果：氣井采用金屬材質的氣嘴采氣，受到弱酸性氣體損害，造成氣嘴酸蝕損壞，是導致氣嘴損壞的主要因素，確認為要因。

要因驗證二：嘴體材質差

驗證過程：目前氣井氣嘴一般采用的是45號鋼材質，它的硬度小于197HB、密度7.85g/cm3，它的化學成分見表6。

經現(xiàn)場調查2010年在孤東、孤島、墾西等油氣

表6 45號鋼氣嘴材質化學成分表

田的氣井生產中，45號鋼材質的氣嘴在使用過程中出現(xiàn)了氣嘴磨損變徑、氣嘴刺壞嚴重等現(xiàn)象。小組成員查閱《氣井生產月度數(shù)據(jù)》，發(fā)現(xiàn)39個氣嘴孔徑磨損變大，影響了31口氣井的正常生產，導致氣井生產不穩(wěn)定，增加了工作量和生產成本（表7）。

表7 氣嘴材質影響氣井生產統(tǒng)計表

驗證結果：經分析認為嘴體材質差是導致氣嘴損壞的直接因素，確認為要因。

要因驗證三：防砂工藝不適用

驗證過程：項目實施前氣井防砂作業(yè)采用的是普通金屬棉濾砂管防砂管柱（金屬棉厚度為7mm）。在作業(yè)施工過程中發(fā)現(xiàn)井下的金屬棉濾砂管防砂棉體被損壞現(xiàn)象，致使防砂失效，造成氣井出砂嚴重磨損氣嘴。

通過查閱2010年新井鉆遇地層情況發(fā)現(xiàn)，鉆遇氣層埋藏深度550～1 100m左右，均為粉細砂巖，泥質含量10%左右，粒度中值0.05～0.16mm。而該防砂工藝技術適合地層砂粒度中值在0.1mm以上的氣藏防砂，已經無法將地層砂有效阻擋。2010年在孤東油氣田老區(qū)調整中有2口新井都采用了普通金屬棉防砂管柱，生產7d后有出砂現(xiàn)象，氣嘴受到砂粒的沖擊后，孔徑磨損嚴重（表8）。

驗證結果：氣井出砂，氣嘴內孔徑因受到砂粒的不斷摩擦最終損壞，防砂失效是造成氣嘴損壞的主要因素，確認為要因。

要因驗證四：診斷失誤

驗證過程：在實際的開采過程中，一般用油、套壓差來判斷氣井是否出水、井筒是否有積液，這種判斷易造成診斷失誤。在調查中發(fā)現(xiàn)，2010年因診斷失誤排水不及時，造成井筒積液31井次，平均井筒液面深度862.5m，而氣井的井下氣嘴平均下入深度在950m左右，井下氣嘴浸泡在地層水中，由于水型多為 CaCl2、 MgCl2、NaHCO3，地層溶液中成份對氣嘴腐蝕有很大的影響，發(fā)現(xiàn)氣嘴有侵蝕現(xiàn)象（表9）。

表8 2010年孤東調整新井防砂情況統(tǒng)計表

表9 氣井井下氣嘴侵蝕現(xiàn)狀統(tǒng)計表

通過現(xiàn)場調查，發(fā)現(xiàn)氣井出現(xiàn)井筒積液情況3～5d后，采用化學排水、柱塞排水等技術排液，可有效地降低井筒液面，縮短了井下氣嘴浸泡時間，減少了地層水對氣嘴的侵蝕程度。

驗證結果：氣井產水診斷失誤對氣井氣嘴內徑變大影響較小，確認為非要因。

要因驗證五：連續(xù)生產性差

驗證過程：勝利油氣區(qū)用氣高峰在每年的冬季，每年的冬季開井多，夏季則大面積關井壓產。對多數(shù)氣井采用間歇式開采，不能夠連續(xù)生產，頻繁地開關井造成了氣井機動出砂、井筒積液嚴重。針對這些情況，對207口生產井進行分類管理，嚴格控制開關井次數(shù)，有效降低了連續(xù)生產性差對氣井氣嘴損害的影響（表 10）。

驗證結果：氣井連續(xù)生產性差對氣井氣嘴內徑變大影響較小，確認為非要因。

7 制定對策

小組全體成員針對要因，制定以下對策方案，并對所選方案進行了可行性分析（表11）。

小組成員根據(jù)所確認的要因制定了相應的對策（表 12）。

表10 生產井氣井分類表

表11 對策方案優(yōu)選表

表12 對策表

8 實施對策

8.1 實施一：解決防砂工藝不適用的問題

8.1.1 加厚金屬棉濾砂管防砂工藝

小組成員針對普通金屬棉砂管防砂失效這一問題進行研究分析，并對該項工藝進行了改進，將金屬棉厚度由原來的7mm提高到10～13mm，達到改善氣井防砂效果的目的。

表13 加厚金屬棉濾砂管試驗數(shù)據(jù)統(tǒng)計表

（1）模擬氣層生產試驗過程。用高壓柱塞泵和空氣壓縮機分別將流體和高壓壓縮氣體從地層箱進口處注入，壓力傳感器和電磁流量計分別采集壓力和流量的數(shù)據(jù)，并同時輸入微機處理系統(tǒng)進行處理。試驗過程中收集出口液體作為分析水樣，試驗數(shù)據(jù)見表13。

（2）加厚金屬棉濾砂材料耐腐耐溫試驗。將加厚金屬棉纖維分別置于2%～10%HCl中 （步長1%，共9個），保持溫度90℃，測試其強度。

將加厚金屬棉纖維分別置于1%～5%HF中 （步長1%，共5個），保持溫度90℃，測試其強度。

將加厚金屬棉纖維置于烤箱中，溫度分別為300℃、350℃、400℃、450℃、500℃的范圍內， 烘烤一定時間后，分別測試其強度。

經過試驗，在考慮到加厚金屬棉纖維保險系數(shù)的基礎上，確定的HCl濃度為6.5%，HF濃度為4.0%。確定耐溫為400℃。

（3）試驗結果分析及結論。在整個試驗過程中，樣件沒有出現(xiàn)漏、裂、刺壞等制造工藝問題，加厚金屬棉濾砂材料具有優(yōu)良的耐HCl、HF的能力，耐溫性能也可以滿足勝利油田生產氣井的實際需要。由此可以得到以下結論：①對于粉細砂巖具有良好的擋砂精度，適用于淺氣藏氣井防砂；②具有良好的抗堵塞能力；③具有優(yōu)良的防腐和耐溫性能。

8.1.2 應用實例

2011年3月4日QC小組對孤東2-9-49井進行試驗，并利用該井的測井資料計算了該井的出砂指數(shù)（見圖4）。

表14 孤東2-9-49井加厚金屬棉防砂后生產情況表

圖4 孤東2-9-49井出砂指數(shù)曲線

從圖4中可以看出，該井1 094.4～1 097.0m的氣層出砂指數(shù)在1.4×104～2.0×104MPa之間，依據(jù)出砂指數(shù)的判定參考值，該井出砂程度比較嚴重。從現(xiàn)場了解的情況表明，該井出砂0.3m3/d，與出砂指數(shù)所反映的比較一致。根據(jù)施工設計，2011年3月5日，對該井實施了加厚金屬棉管柱防砂技術，投產后平均產氣量7 962m3/d，截止2011年底，累計產氣86×104m3，未有出砂現(xiàn)象（表 14）。

8.1.3 改進后效果

通過改進金屬棉濾砂管防砂工藝不僅提高了擋砂能力，而且延長有效期。2011年3～9月在孤東、孤島、陳家莊等老區(qū)調整中，在新井投產及老井措施作業(yè)時，全部采用加厚金屬棉防砂工藝，新井先期防砂成功率 100%（表15）。

表15 活動效果對比表

8.2 實施二：解決嘴體材質差、弱酸性氣體損害的問題

8.2.1 材質篩選試驗

為解決45號鋼氣嘴易酸蝕和磨損問題，QC小組查閱了大量資料，并進行了實驗室耐腐蝕試驗，采用地層水取樣浸泡、加溫、加壓等方法還原了實際工作狀態(tài)。對比了45號鋼、高錳鋼、球墨鑄鐵、復合陶瓷等材料的性能（表16）。

表16 材質性能對比表

通過實驗發(fā)現(xiàn)復合陶瓷具有抗腐蝕、抗磨損、低成本的優(yōu)勢，一般洛氏硬度大于80HRA，最高可達到92 HRA以上；耐磨性能極好，是45號鋼的15倍以上；不會被地層水腐蝕；可耐1 200℃高溫。

8.2.2 材質應用設計

結合復合陶瓷的特性，在45號鋼作嘴體內側安裝復合陶瓷嘴芯，即：復合型陶瓷氣嘴。它是將陶瓷的耐酸、抗磨特性與金屬材料韌性有機結合在一起。

8.2.3 現(xiàn)場試驗

在孤東8-29-氣12井進行試驗，該井原來因氣井出砂，需3d更換一個氣嘴，2011年4月對該井使用了復合陶瓷氣嘴生產，生產30d后未有氣嘴損壞現(xiàn)象，效果良好。通過該井試驗證明復合型陶瓷氣嘴與現(xiàn)有技術相比較具有如下優(yōu)點(表17)：①耐磨耐沖刷，堅固耐用，使用壽命延長了30d以上；②更換次數(shù)降到了0井次，易于控制氣井平穩(wěn)生產；③節(jié)約了采氣成本，減少了職工的勞動強度。

9 效果檢查

9.1 目標檢查

實踐證明，氣井通過使用“復合型陶瓷氣嘴”采氣，收到了很好的效果。截止到2011年12月底，在孤東、孤島、墾西、陳家莊4個油氣田的51口出砂氣井中，全部采用復合型陶瓷氣嘴生產，氣嘴損壞更換5井次，氣井氣嘴損壞率降到了9.8%，達到了該項目制定的目標。氣井氣嘴平均使用壽命達到了246d，極大地節(jié)約了采氣成本，減少了職工的勞動強度，有效地控制了生產壓差，保障了氣井的平穩(wěn)生產（表 17、18）。

經過本次活動，有效地解決了氣井氣嘴損壞率高的問題，但是在實際的生產過程中，小組發(fā)現(xiàn)了新的問題，如氣嘴嘴體螺紋損壞率高的問題（表19）。

9.2 效益分析

（1）投資費用。根據(jù)氣井氣嘴改造所需投資費用，列出明細表 （表20）。

（2）減少了損失。2011年氣井使用復合型陶瓷氣嘴后，氣嘴損壞減少近46個 （其中地面氣嘴20個，井下氣嘴26個），全年共減少更換氣嘴的人工損失55萬元；按照每個地面氣嘴成本為15元，井下氣嘴成本為105元計算，減少直接損失0.51萬元。

表17 2011年1～12月份氣嘴損壞率統(tǒng)計表

表18 氣嘴改進后效果對比表

減少損失=55.0+0.51=55.51（萬元）。

表19 活動后氣嘴控制率現(xiàn)狀調查頻數(shù)表

表20 投資費用明細表

（3）創(chuàng)造經濟效益。2011年氣井采用復合型陶瓷氣嘴生產，全年累計增加氣量126.9×104m3，天然氣成本價按照1.307元/m3計算，直接創(chuàng)經濟效益：

經濟效益＝126.9×1.307＝165.85（萬元）；

綜合經濟效益=55.51+165.85-2.75=218.61（萬元）。

10 制定鞏固措施

經過這次活動，QC小組取得了一定的效果，為了鞏固QC活動成果制定了鞏固措施：《氣井安全生產管理制度及考核細則》、《油氣集輸總廠井控管理規(guī)定》。

11 總結及下步打算

通過本次活動，提高了小組成員的技術水平和管理水平，發(fā)揮了QC小組活動的積極作用，下一步將對《提高淺層氣藏的堵水成功率》開展活動。

左學敏

2012-09-20▌