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摘要：在油田开发过程中，油层条件的变化、注入端方案的调整、压补堵措施的实施均可造成油井产液量及液面发生变化，势必打乱油井原有正常的运行状态，经常需要通过调整机采方式、抽汲参数来恢复油井的正常运行状态，并对配套工艺技术进行优化设计，以提高油井系统效率，确保其高效运行。结合油田开发形势的变化，开展工作制度及配套工艺技术的优化设计，确保了油井长期高效的运行。
关键词：油井；工作制度；优化设计；系统效率；高效运行
油井科学合理的工作制度是确保其正常高效运行的必要条件。结合投产以来生产开发形势的变化，通过开展一系列泵况诊断分析，适时采取了换大泵、转换举升方式等措施，并在开展上述措施的同时，对其配套工艺技术进行了优化设计，使得至今仍高效平稳运行。同时，结合对油井的优化分析，总结出机采井的合理工作方式，以科学指导油田油井的实际生产。
1基本生产情况
A井为油田一次加密油井，投产至 2016年 5 月，生产水平一直相对比较稳定，产液在 70～90 t/d 波动，液面在 600～ 900 m 波动。
2016年 6 月，油井液面在井口，出现抽不下去现象，根据现场诊断结果于 2016 年 7 月随检泵实施了换大泵措施（φ57 mm 换φ70 mm）；2016年 12月，油井大修后由于含水上升而采取堵水措施，根据堵后产量适时转 GLB500 型螺杆泵生产。
2提高举升能力
2.1措施前泵况诊断
油井液面一直在井口，泵效达83.8%，测试示功图显示为抽喷图。现场抽压 1 min 压力上升至 3 MPa，且稳压 15 min 压力不降 ，同时抽压功图显示正常；所以，诊断确定油井为产液量增加导致出现抽不下去的现象。
2.2注入量变化情况核实
为了找到A井产液量增加的原因，对注入端注入量的变化进行核实。与油井相连通的注水井有2口，其中，注入B井于 2009 年 12 月— 2016年 6 月间待大修，处于停注状态，2016年 6 月大修开井后，对油井的注入量为 50 m3/d；注入C井于 2016年 6 月实施了压裂措施，对油井注入量由压裂前的 55 m3/d 增加压裂后的 90 m3/d。2 口注入井对油井的注入量分别增加 55 m3/d 和 35 m3/d，合计增加注入量 85 m3/ d，增加 154.5%。由此可见，地层注入能力增强是导致产液量增加的直接原因。
2.3实施换大泵措施
根据A井地层注入能力的变化，及时调整油井工作制度，实施换大泵措施，以恢复油井的正常工作状态。在实施过程中，优化工艺配套。在充分考虑供排关系的前提下，以“大泵径、长冲程、低冲速”为设计原则。泵径由φ57 mm 提高到φ70 mm，冲程调至最大3 m，冲速由9 min-1 下调至8 min-1，理论排量由99 t/d增加到133 t/d，增加34t/d；实际产液由83 t/d增加到102 t/d，增加19 t/d；泵效由83.8%下降到76.6%，下降7.2百分点。进行安全系数校核，实施杆、管合理匹配。抽油杆杆径和管径相应提高一个级别。其中，杆径由 φ22 mm 增加到φ25 mm，增加 3 mm，最大載荷由372 kN 增加到 481 kN，增加 109 kN，相应安全系数增加 0.5；管径由φ73 mm 增加到φ89 mm，增加16 mm，最大载荷由 329 kN 增加到 496 kN，增加 167 kN，安全系数增加 1.1；过流面积由 1357 mm2 增加到 2160 mm2，增加 803 mm2。开展杆柱运行频次分析，实施参数优化。泵径由φ57 mm 提高到φ70 mm，提高了 22.8%；冲速由 9 min-1 下调至 8 min-1，下降了 11.1%；检泵周期由 457 d 延长至 521 d，延长 64 d，延长了 14.0%。
2.4 换大泵措施效果
根据开发形势，及时调整油井供排关系，优化油井工作制度，并实施“增泵径、降参数”的设计原则，有利于油井科学、合理和高效运行。油井实施换大泵措施后，产液由83 t/d增加到102 t/d，增加19 t/d；产油由1.4 t/d增加到3.8 t/d，增加2.4 t/d；液面由井口下降到 605 m，下降 609 m，增液有效期达 392 d，由于含水的变化增油有效期达 150 d；系统效率增加到 37.9%，较平均水平高 6.1 百分点。
3转换举升方式
A井于 2016年 11 月 进行大修，套铣至 731.65 m，下新套管 69 根，对扣深度 724.40 m。油井大修后，针对含水上升实施堵水措施，堵后预产为 40 t/d；同时，结合地面设备老化、维修难度大、维修频次增加、成本增多、影响生产时率等问题，确定将其转换成螺杆泵生产。在实施转螺杆泵生产方案设计过程中，优化工艺配套。
3.1 合理设计泵型
针对转速对偏磨的影响，采取“靠近上级”的选泵原则。根据地质提供的预产 40 t/d，泵型设计有 2 种方案：设计泵型为 GLB400，转速应达到 116 r/min 方能满足生产，且继续上调参数空间较小；设计泵型为 GLB500，转速需 93 r/min 即能满足生产，且继续上调参数空间较大。因此，设计采用第 2 套方案，不仅减缓杆管偏磨，而且留有较大的调整空间，可有效治理高沉没度井。
3.2个性化布置扶正器
采取“下密上疏、大泵多小泵少”的扶正器布置方法，结合井眼轨迹，进行個性化设计。针对 GLB500 型泵、φ25 mm 杆径，转子以上 20 根每根设计 1 个，其余每 3 根设计 1 个。
3.3 设计应用等壁厚螺杆泵
等壁厚螺杆泵与常规螺杆泵对比，橡胶衬套厚度为 8 mm 均匀相等，提高了泵的工作稳定性；定子泵筒外观呈双螺旋曲线形状，散热性能较好，提高了螺杆泵的工作寿命；单级承压能力 1.0 MPa 以上，提高了系统效率[3]。油井转螺杆泵生产 212 d 后，发现产液由 41 t/d下降到 32 t/d，下降 22.0%；液面由 454 m 上升至 291 m，上升 35.9%；电流由 5 A 上升到 9 A，上升80%。针对产液下降、液面上升、电流上升的情况，立即开展了泵况诊断。现场抽压 1 min 压力上升至 3 MPa，稳压 15 min 压力不降，停机能稳住，且驱动杆有反向转矩，结合生产参数确定为结蜡。及时采取洗井措施，洗井后恢复正常生产水平，目前已平稳运行 1401 d。优化油井工作制度，实施“大泵径、低转速”设计原则，有利于高效平稳运行。
参考文献：
[1] 贺清松.抽油机井调参措施优化方法探讨[J].内蒙古石油化工，2013，6（4）：22-24.
关键词：油井；工作制度；优化设计；系统效率；高效运行
油井科学合理的工作制度是确保其正常高效运行的必要条件。结合投产以来生产开发形势的变化，通过开展一系列泵况诊断分析，适时采取了换大泵、转换举升方式等措施，并在开展上述措施的同时，对其配套工艺技术进行了优化设计，使得至今仍高效平稳运行。同时，结合对油井的优化分析，总结出机采井的合理工作方式，以科学指导油田油井的实际生产。
1基本生产情况
A井为油田一次加密油井，投产至 2016年 5 月，生产水平一直相对比较稳定，产液在 70～90 t/d 波动，液面在 600～ 900 m 波动。
2016年 6 月，油井液面在井口，出现抽不下去现象，根据现场诊断结果于 2016 年 7 月随检泵实施了换大泵措施（φ57 mm 换φ70 mm）；2016年 12月，油井大修后由于含水上升而采取堵水措施，根据堵后产量适时转 GLB500 型螺杆泵生产。
2提高举升能力
2.1措施前泵况诊断
油井液面一直在井口，泵效达83.8%，测试示功图显示为抽喷图。现场抽压 1 min 压力上升至 3 MPa，且稳压 15 min 压力不降 ，同时抽压功图显示正常；所以，诊断确定油井为产液量增加导致出现抽不下去的现象。
2.2注入量变化情况核实
为了找到A井产液量增加的原因，对注入端注入量的变化进行核实。与油井相连通的注水井有2口，其中，注入B井于 2009 年 12 月— 2016年 6 月间待大修，处于停注状态，2016年 6 月大修开井后，对油井的注入量为 50 m3/d；注入C井于 2016年 6 月实施了压裂措施，对油井注入量由压裂前的 55 m3/d 增加压裂后的 90 m3/d。2 口注入井对油井的注入量分别增加 55 m3/d 和 35 m3/d，合计增加注入量 85 m3/ d，增加 154.5%。由此可见，地层注入能力增强是导致产液量增加的直接原因。
2.3实施换大泵措施
根据A井地层注入能力的变化，及时调整油井工作制度，实施换大泵措施，以恢复油井的正常工作状态。在实施过程中，优化工艺配套。在充分考虑供排关系的前提下，以“大泵径、长冲程、低冲速”为设计原则。泵径由φ57 mm 提高到φ70 mm，冲程调至最大3 m，冲速由9 min-1 下调至8 min-1，理论排量由99 t/d增加到133 t/d，增加34t/d；实际产液由83 t/d增加到102 t/d，增加19 t/d；泵效由83.8%下降到76.6%，下降7.2百分点。进行安全系数校核，实施杆、管合理匹配。抽油杆杆径和管径相应提高一个级别。其中，杆径由 φ22 mm 增加到φ25 mm，增加 3 mm，最大載荷由372 kN 增加到 481 kN，增加 109 kN，相应安全系数增加 0.5；管径由φ73 mm 增加到φ89 mm，增加16 mm，最大载荷由 329 kN 增加到 496 kN，增加 167 kN，安全系数增加 1.1；过流面积由 1357 mm2 增加到 2160 mm2，增加 803 mm2。开展杆柱运行频次分析，实施参数优化。泵径由φ57 mm 提高到φ70 mm，提高了 22.8%；冲速由 9 min-1 下调至 8 min-1，下降了 11.1%；检泵周期由 457 d 延长至 521 d，延长 64 d，延长了 14.0%。
2.4 换大泵措施效果
根据开发形势，及时调整油井供排关系，优化油井工作制度，并实施“增泵径、降参数”的设计原则，有利于油井科学、合理和高效运行。油井实施换大泵措施后，产液由83 t/d增加到102 t/d，增加19 t/d；产油由1.4 t/d增加到3.8 t/d，增加2.4 t/d；液面由井口下降到 605 m，下降 609 m，增液有效期达 392 d，由于含水的变化增油有效期达 150 d；系统效率增加到 37.9%，较平均水平高 6.1 百分点。
3转换举升方式
A井于 2016年 11 月 进行大修，套铣至 731.65 m，下新套管 69 根，对扣深度 724.40 m。油井大修后，针对含水上升实施堵水措施，堵后预产为 40 t/d；同时，结合地面设备老化、维修难度大、维修频次增加、成本增多、影响生产时率等问题，确定将其转换成螺杆泵生产。在实施转螺杆泵生产方案设计过程中，优化工艺配套。
3.1 合理设计泵型
针对转速对偏磨的影响，采取“靠近上级”的选泵原则。根据地质提供的预产 40 t/d，泵型设计有 2 种方案：设计泵型为 GLB400，转速应达到 116 r/min 方能满足生产，且继续上调参数空间较小；设计泵型为 GLB500，转速需 93 r/min 即能满足生产，且继续上调参数空间较大。因此，设计采用第 2 套方案，不仅减缓杆管偏磨，而且留有较大的调整空间，可有效治理高沉没度井。
3.2个性化布置扶正器
采取“下密上疏、大泵多小泵少”的扶正器布置方法，结合井眼轨迹，进行個性化设计。针对 GLB500 型泵、φ25 mm 杆径，转子以上 20 根每根设计 1 个，其余每 3 根设计 1 个。
3.3 设计应用等壁厚螺杆泵
等壁厚螺杆泵与常规螺杆泵对比，橡胶衬套厚度为 8 mm 均匀相等，提高了泵的工作稳定性；定子泵筒外观呈双螺旋曲线形状，散热性能较好，提高了螺杆泵的工作寿命；单级承压能力 1.0 MPa 以上，提高了系统效率[3]。油井转螺杆泵生产 212 d 后，发现产液由 41 t/d下降到 32 t/d，下降 22.0%；液面由 454 m 上升至 291 m，上升 35.9%；电流由 5 A 上升到 9 A，上升80%。针对产液下降、液面上升、电流上升的情况，立即开展了泵况诊断。现场抽压 1 min 压力上升至 3 MPa，稳压 15 min 压力不降，停机能稳住，且驱动杆有反向转矩，结合生产参数确定为结蜡。及时采取洗井措施，洗井后恢复正常生产水平，目前已平稳运行 1401 d。优化油井工作制度，实施“大泵径、低转速”设计原则，有利于高效平稳运行。
参考文献：
[1] 贺清松.抽油机井调参措施优化方法探讨[J].内蒙古石油化工，2013，6（4）：22-24.