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[摘 要]采油井掺水管线随着使用年限的增加，管线腐蚀现象加剧，管线内壁不均匀变薄，承压能力降低，局部穿孔、破裂，造成泄露的事故时有发生。我们采用了使用防腐管道，专人盯现场，降低掺水管线运行压力，改变常规热洗方法来解决问题。
[关键词]掺水管线 穿孔 原因 治理
中图分类号：TP311.13 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）06-0005-01
1 引言
第四采油厂第一油矿杏北六队，全队共有采油井123口。采油井掺水管线随着使用年限的增加，管线的腐蚀、穿孔现象越来越严重。仅2013年穿孔井次达到25口，穿孔次数达到45次。具体穿孔情况下见表1。
2 分析造成管线穿孔的原因
2.1 管线内所输送介质具有腐蚀性
目前采油井掺水管线内所输送的介质，为经过三合一初步沉降的地下油田水，油田水中的溶解盐类对金属腐蚀有很大影响，其中最主要的是氯化物。另一类最常见引起金属腐蚀的物质是水中溶解的氧气、二氧化碳、硫化氢等气体。此外，油田水中含有的硫酸盐还原菌等微生物，也会对金属产生严重腐蚀。
2.2 人为因素对管线的损伤
由于采油队在堵漏施工中使用挖掘机进行挖漏或进行其他挖掘操作时操作不当，造成管线穿孔。
2.3 管线超高压运行
随着管线使用年限的增加。管线内壁已经不均的变薄。目前我们使用的掺水管线均为Φ60×4mm。对25口曾经堵漏井在补漏操作时进行调查：发现管线腐蚀最薄处厚度仅为0.65mm。根据无缝钢管的壁厚和承压的计算公式：P=（2×δ/S×б）/D，其中P为压力，D为管子外径，δ为抗拉强度，б管子壁厚，S为安全系数。
压力P小于7MPa时，S=8，P在7至17.5MPa时，S=6我们所使用的管线为中压管线。承压在2.5～6.0MPa.故安全系数为8。Φ60×4mm掺水管线，它的抗拉强度为410。
正常时Φ60×4mm的掺水管它的承压能力为
而目前管线在长期生产后，当管线壁厚仅为0.65mm时，它的承压能力为
对我队10座计量间一个月内掺水压力进行调查，最低运行压力在1.4Mpa。
2.4 热洗方式不合理
目前采油队热洗时采用单独的热洗流程，在洗井过程中，中转站出口压力要求在1.8MPa以上， 在2小时的洗井时间内压力波动大（如表2-1），很难控制平稳。北六队热洗周期集中在每月的3-10日。对全队抽油机井热洗时压力变化及热洗前后的穿孔井次进行统计对比。
通过对比表我们可以看出热洗后穿孔次数多于正常生产时的穿孔次数。
3、掺水管线穿孔危害
3.1 掺水管线穿孔后，会造成大量的含油污水外泄，造成土壤和环境的污染。我队仅2013年因管线穿孔，淹耕地4000m2，赔偿费用达到1万五千元。
3.2 掺水管线的频繁穿孔给生产和补孔工作带来了极大的不便。特别是冬季，因堵漏停掺水时间过长，造成管线冻堵，仅2013年冬季补孔时，因关井时间过长就冻井3口。
3.3 补漏工作频繁给操作人员带来极大的劳动强度。漏点在50cm以下时，可人工挖漏点，大于50cm时，需上挖掘机进行漏点的挖掘。特别冬季补孔时，操作人员劳动强度非常大。
4 降低掺水管线穿孔频次治理措施
4.1 正确选用金属材料
针对于掺水管线腐蚀情况，在今后更换管线时选用纳米涂层防腐管道。此管道具有防腐、防垢，防结蜡的优点，而用使用时间长。
4.2 专业人员盯现场
施工作业时，由熟悉管线位置的岗位员工盯现场，指挥挖掘机进行操作。
通过实施本项措施后，无一口井管线由于人为因素造成补孔操作。
4.3 降低单井管线运行压力
使用计量间掺水控制阀门。其工作原理：在计量间内进行掺水控制，把掺水流程的泄压点，从采油井井口前移至计量间单井掺水管线上，这样可以有效的降低单井管线的运行压力。即保证了一个较高的掺水系统压力，又避免了由于掺水系统压力低造成的单井掺水管线倒灌事故。
在我队掺水管线运行15年以上的46口采油井上分别安装使用了计量间掺水控制阀。通过使用计量间单井控制阀门，达到了降低掺水管线运行压力的目的。
4.4 改变热方式
针对穿孔率高的采油井，为了避免由于热洗工作，给掺水管线带来高压，将常规热洗改为高压清洗车在井口进行洗井工作，其优点如下
1、热洗过程中压力平稳，管线承受不稳定高压冲击。
2、清洗清蜡效果较常规热洗更为彻底，可延长热洗周期。
对18口穿孔频繁的采油井的热洗方式进行调查发现，其中 8口已使用高压清洗车进行热洗，其余10口均采用常规热洗方法热洗。目前通过对10口井改为高压清洗方式洗井，热洗后管线穿孔频次为0，而且将热洗周期，由原来的90天延长为120天。
5 结论
5.1 通过以上几项措施后，管线穿孔由去年45次降低到13次，取得经济效益8万多元。
5.2 减轻了员工的劳动强度。减少含油污水对土壤的破坏，保护了环境
参与文献
[1] 多吉利.油田管道腐蚀的原因及解决办法.2007.
[2] 孙晓宝.油田防腐管道管输规律研究.2007.
[关键词]掺水管线 穿孔 原因 治理
中图分类号：TP311.13 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）06-0005-01
1 引言
第四采油厂第一油矿杏北六队，全队共有采油井123口。采油井掺水管线随着使用年限的增加，管线的腐蚀、穿孔现象越来越严重。仅2013年穿孔井次达到25口，穿孔次数达到45次。具体穿孔情况下见表1。
2 分析造成管线穿孔的原因
2.1 管线内所输送介质具有腐蚀性
目前采油井掺水管线内所输送的介质，为经过三合一初步沉降的地下油田水，油田水中的溶解盐类对金属腐蚀有很大影响，其中最主要的是氯化物。另一类最常见引起金属腐蚀的物质是水中溶解的氧气、二氧化碳、硫化氢等气体。此外，油田水中含有的硫酸盐还原菌等微生物，也会对金属产生严重腐蚀。
2.2 人为因素对管线的损伤
由于采油队在堵漏施工中使用挖掘机进行挖漏或进行其他挖掘操作时操作不当，造成管线穿孔。
2.3 管线超高压运行
随着管线使用年限的增加。管线内壁已经不均的变薄。目前我们使用的掺水管线均为Φ60×4mm。对25口曾经堵漏井在补漏操作时进行调查：发现管线腐蚀最薄处厚度仅为0.65mm。根据无缝钢管的壁厚和承压的计算公式：P=（2×δ/S×б）/D，其中P为压力，D为管子外径，δ为抗拉强度，б管子壁厚，S为安全系数。
压力P小于7MPa时，S=8，P在7至17.5MPa时，S=6我们所使用的管线为中压管线。承压在2.5～6.0MPa.故安全系数为8。Φ60×4mm掺水管线，它的抗拉强度为410。
正常时Φ60×4mm的掺水管它的承压能力为
而目前管线在长期生产后，当管线壁厚仅为0.65mm时，它的承压能力为
对我队10座计量间一个月内掺水压力进行调查，最低运行压力在1.4Mpa。
2.4 热洗方式不合理
目前采油队热洗时采用单独的热洗流程，在洗井过程中，中转站出口压力要求在1.8MPa以上， 在2小时的洗井时间内压力波动大（如表2-1），很难控制平稳。北六队热洗周期集中在每月的3-10日。对全队抽油机井热洗时压力变化及热洗前后的穿孔井次进行统计对比。
通过对比表我们可以看出热洗后穿孔次数多于正常生产时的穿孔次数。
3、掺水管线穿孔危害
3.1 掺水管线穿孔后，会造成大量的含油污水外泄，造成土壤和环境的污染。我队仅2013年因管线穿孔，淹耕地4000m2，赔偿费用达到1万五千元。
3.2 掺水管线的频繁穿孔给生产和补孔工作带来了极大的不便。特别是冬季，因堵漏停掺水时间过长，造成管线冻堵，仅2013年冬季补孔时，因关井时间过长就冻井3口。
3.3 补漏工作频繁给操作人员带来极大的劳动强度。漏点在50cm以下时，可人工挖漏点，大于50cm时，需上挖掘机进行漏点的挖掘。特别冬季补孔时，操作人员劳动强度非常大。
4 降低掺水管线穿孔频次治理措施
4.1 正确选用金属材料
针对于掺水管线腐蚀情况，在今后更换管线时选用纳米涂层防腐管道。此管道具有防腐、防垢，防结蜡的优点，而用使用时间长。
4.2 专业人员盯现场
施工作业时，由熟悉管线位置的岗位员工盯现场，指挥挖掘机进行操作。
通过实施本项措施后，无一口井管线由于人为因素造成补孔操作。
4.3 降低单井管线运行压力
使用计量间掺水控制阀门。其工作原理：在计量间内进行掺水控制，把掺水流程的泄压点，从采油井井口前移至计量间单井掺水管线上，这样可以有效的降低单井管线的运行压力。即保证了一个较高的掺水系统压力，又避免了由于掺水系统压力低造成的单井掺水管线倒灌事故。
在我队掺水管线运行15年以上的46口采油井上分别安装使用了计量间掺水控制阀。通过使用计量间单井控制阀门，达到了降低掺水管线运行压力的目的。
4.4 改变热方式
针对穿孔率高的采油井，为了避免由于热洗工作，给掺水管线带来高压，将常规热洗改为高压清洗车在井口进行洗井工作，其优点如下
1、热洗过程中压力平稳，管线承受不稳定高压冲击。
2、清洗清蜡效果较常规热洗更为彻底，可延长热洗周期。
对18口穿孔频繁的采油井的热洗方式进行调查发现，其中 8口已使用高压清洗车进行热洗，其余10口均采用常规热洗方法热洗。目前通过对10口井改为高压清洗方式洗井，热洗后管线穿孔频次为0，而且将热洗周期，由原来的90天延长为120天。
5 结论
5.1 通过以上几项措施后，管线穿孔由去年45次降低到13次，取得经济效益8万多元。
5.2 减轻了员工的劳动强度。减少含油污水对土壤的破坏，保护了环境
参与文献
[1] 多吉利.油田管道腐蚀的原因及解决办法.2007.
[2] 孙晓宝.油田防腐管道管输规律研究.2007.