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摘 要：东辛三矿油井多存在着油稠、结蜡、腐蚀等的影响，这些井数已占到总井数的1/3以上，相对于地层条件好的井，这类井的生产难度大，变化大不稳定，导致该类井的生产周期非常短。通过对比，我矿的特殊油井的产量占总生产井的1/3，因此抓好这类井是我矿日常管理水平的重要环节，是原油稳产增产的关键。
关键词：管理现状；破乳剂；缓蚀剂；效果
1日常管理实际现状
1.1抽油机的系统效率。我矿在大量增加平衡块、换大型机和部分井降低泵深的工作中实现抽油机平衡指标上升至采油厂前列，数据与系统效率的稳步不前（27-30%）不成正比.
1.2洗井车辆方面。加强利用车辆机械清蜡的方式，特殊井的检泵周期达到了529天，但也带来了每月洗井的规模过大，油耗和职工工作量过大的问题；很多井负荷洗井下降明显，但持续2-5天即恢复原样。
1.2加药治理方面。在加强不断洗井的同时，我们也积极地采取加药方式，统计数据，我矿结蜡井46口，24口井日常加清蜡剂；油稠井24口，13口井日常加降粘剂，较重腐蚀井19口，日常全部滴加缓蚀剂，但去年的加药效果不如洗井效果好，统计加降粘剂和缓蚀剂井的检泵周期仍为217天左右。
2解决问题
今年伊始，我矿将特殊油井的管理列为重中之重，并成立了相关的管理小组，重点从现场获得最真实的数据，有针对性地尝试解决大量生产中的难题：（1）尝试井口套加破乳剂在前期的生产运行中，针对于油稠、结蜡井的手段不外乎就是洗井和加药，我们制定了详细的标准，取得了相当良好的成绩，但是一线基层的普遍反映，个别井“洗药不侵”，洗井效果维持时间短、药剂效果差，继续做还是不做，这是个非常令人纠结的问题。技术分析认为在日常管理中忽视了原油乳化带来的副作用，油井在生产过程中经历一个60-80%的含水开采阶段，产出的原油易发生乳化，造成粘度成倍升高和凝固点大幅降低而易析出蜡，从而造成负荷加重的问题。采油案例1：在油稠井Y12C97井上做了井口套加破乳剂的首次尝试，每天加入破乳剂1KG掺水100KG，累计连续加药76天，负荷明显下降，效果一直延续到现在。选择严重结蜡井Y13X129，从井口套管一次性将25KG破乳剂和100KG水混合加入，通过功图远传系统显示功图开始发生变化，该井的含水最后稳定在66%左右，而载荷至现在一直在80KN左右运行。我矿今来已对15口井，21井次采用了这种方式，大部分井的负荷降低，已经取消原来的管理措施，改善效果明显。
2.1优化洗井措施，提高热洗效果
①营28块特殊井日常采用30天周期的加热炉自循环，以热洗的方式进行热水循环，前期的操作主要为两小时的小排量高温度的水循环，再进行一小时的高排量（40方/日）的冲洗。经分析，这6口井均为供液不足严重的井，大排量冲洗易造成地层污染，且高温度的水循环时间过短，也不利于蜡的清洗。其中的Y28X5井在3月21日的洗井情况中，从温度上看，井口温度最终达到50℃，再也不上升；从电流上看，随着洗井的不断进行，上行电流趋于变小，但下行电流在后期开始变小，显示洗井不彻底，因此，我们改为4-6小时的小排量高温度的水循环，完毕后不冲洗，将套管闸门关毕焖着，在5月10日用新的操作方式的洗井情况中，从温度上看，加热起到了非常好的传递效果，最终锅炉进口温度下降，出口温度达到了62℃，电流方面，上下电流最后表现也符合生产的规律，生产效果好于以往，我们将改进措施用在了该站所有6口井上，并在洗井中期及洗井后适当加快冲次，以利于排蜡效果。②提前缓慢由套管灌入2-3方污水，再进行热油循环。今年中期锅炉车损坏，对于供液能力差的油井，采用热油循环车极易造成上返液量低无法将蜡完全排出，而且由于刚开始温度上升过快，易造成蜡块大量下落至井筒的问题，在Y13-91，Y2X38井，Y12X238井、Y6P9井、Y2-6井洗井时采取灌水的技巧，象Y6P9井9月15日施工后，一直至11月23日负荷仍无变化，周期从30天上升到45-60天以上。③针对加清蜡剂和热油循环效果都不好的情况，我们将二者结合起来施工，通过6-8小时的油套循环，让药物彻底在井筒内扩散。④打通加药通道，保证加药效果。营13P14井新投开井，含水达到2.3%，粘度为2478.4mpa.s，冲次仅能维持在0.27次/分，无法进行有效地管理，经过分析，选择用300型泵车一次性将100KG降粘剂及18方80℃热水混合顶入井筒，目的在于利用泵压将降粘剂及热水通过泵入口进入泵及油管，然后靠油井自身的提升将药物扩散至整个油管，完成后井口未见水，经持续观察发现功图转向良好，现场井口光杆上已附有明显的水珠，安排每天滴加4KG降粘+0.5方水，成功冲次提至0.38次/分，不断根据情况上调冲次，至20日上提冲次至1次/分，达到工艺设计的要求，而后我们要求每天滴加20KG+0.5方水保持加药效果至今。措施井Y12-28由于粘度为9600mpa.s，无法正常生产，使用该方法，4天后也成功地将抽油机原冲次0.1次/分升至1次/分。
2.2加强加缓蚀剂管理，提高抗腐蚀程度
目前有缓蚀剂加药井19口，对缓蚀剂加药量的修订，主要是根据管柱的腐蚀程度，按照加药量=日液量*含水*0.1的重度经验公式来计算并添加的，日常管理方面从去年10月份起加强了连续滴加的要求，严格执行已一年，执行效果显著。针对高含水井，在套管一翼接一药剂筒（暂用0.5米Φ89mm油管制作，容积1.5KG），其上用大螺帽做出加药口（加药后用螺杆密封），在接近套管处用铁板做出一圆形档板，点上几个点即可；然后在水平流程管处下方扎一小孔（非常小）接出管及小闸门（用于取水用，用量相对于油井液量非常低且只是水），如图示焊至药剂筒。方式：首先将药剂加入药剂筒，将加药口密封，由于档板作用，药液不会立即进入套管内，打开小闸门，流程内的水会立即进入药剂筒与药剂混合，共同流入井内。
3总结
在特殊类油井上加清防蜡剂、破乳剂、降粘剂，今年已经见到了较好的效果，热洗、热油循环车次也在不断降低。
调整大型机1台，增加12型平衡块配重3井次，但抽油机功率平衡率却上升到了89.8%；药剂方面數量未增加，但添加种类有了变化，说明2012年我们已经积累了较丰富的加药经验，可以确定在明年把井口加药做为重要的治理特殊井的手段。②由于油井水矿化度连年不断升高，根据作业现场描述的资料看出，井下管杆的腐蚀已经是个非常重要的问题，需要大面积开展加缓蚀剂的工作。
油井在生产过程中出现的问题，不在地上，而在看不见的地下，地下生产状况的差异决定了油井生产寿命。今后，我们将会做得更好，继续挖掘管理潜力，不断技术创新，改善生产状况，减轻油井井下负荷，达到真正意义上的节能降耗，提高油井免修期的目的。
关键词：管理现状；破乳剂；缓蚀剂；效果
1日常管理实际现状
1.1抽油机的系统效率。我矿在大量增加平衡块、换大型机和部分井降低泵深的工作中实现抽油机平衡指标上升至采油厂前列，数据与系统效率的稳步不前（27-30%）不成正比.
1.2洗井车辆方面。加强利用车辆机械清蜡的方式，特殊井的检泵周期达到了529天，但也带来了每月洗井的规模过大，油耗和职工工作量过大的问题；很多井负荷洗井下降明显，但持续2-5天即恢复原样。
1.2加药治理方面。在加强不断洗井的同时，我们也积极地采取加药方式，统计数据，我矿结蜡井46口，24口井日常加清蜡剂；油稠井24口，13口井日常加降粘剂，较重腐蚀井19口，日常全部滴加缓蚀剂，但去年的加药效果不如洗井效果好，统计加降粘剂和缓蚀剂井的检泵周期仍为217天左右。
2解决问题
今年伊始，我矿将特殊油井的管理列为重中之重，并成立了相关的管理小组，重点从现场获得最真实的数据，有针对性地尝试解决大量生产中的难题：（1）尝试井口套加破乳剂在前期的生产运行中，针对于油稠、结蜡井的手段不外乎就是洗井和加药，我们制定了详细的标准，取得了相当良好的成绩，但是一线基层的普遍反映，个别井“洗药不侵”，洗井效果维持时间短、药剂效果差，继续做还是不做，这是个非常令人纠结的问题。技术分析认为在日常管理中忽视了原油乳化带来的副作用，油井在生产过程中经历一个60-80%的含水开采阶段，产出的原油易发生乳化，造成粘度成倍升高和凝固点大幅降低而易析出蜡，从而造成负荷加重的问题。采油案例1：在油稠井Y12C97井上做了井口套加破乳剂的首次尝试，每天加入破乳剂1KG掺水100KG，累计连续加药76天，负荷明显下降，效果一直延续到现在。选择严重结蜡井Y13X129，从井口套管一次性将25KG破乳剂和100KG水混合加入，通过功图远传系统显示功图开始发生变化，该井的含水最后稳定在66%左右，而载荷至现在一直在80KN左右运行。我矿今来已对15口井，21井次采用了这种方式，大部分井的负荷降低，已经取消原来的管理措施，改善效果明显。
2.1优化洗井措施，提高热洗效果
①营28块特殊井日常采用30天周期的加热炉自循环，以热洗的方式进行热水循环，前期的操作主要为两小时的小排量高温度的水循环，再进行一小时的高排量（40方/日）的冲洗。经分析，这6口井均为供液不足严重的井，大排量冲洗易造成地层污染，且高温度的水循环时间过短，也不利于蜡的清洗。其中的Y28X5井在3月21日的洗井情况中，从温度上看，井口温度最终达到50℃，再也不上升；从电流上看，随着洗井的不断进行，上行电流趋于变小，但下行电流在后期开始变小，显示洗井不彻底，因此，我们改为4-6小时的小排量高温度的水循环，完毕后不冲洗，将套管闸门关毕焖着，在5月10日用新的操作方式的洗井情况中，从温度上看，加热起到了非常好的传递效果，最终锅炉进口温度下降，出口温度达到了62℃，电流方面，上下电流最后表现也符合生产的规律，生产效果好于以往，我们将改进措施用在了该站所有6口井上，并在洗井中期及洗井后适当加快冲次，以利于排蜡效果。②提前缓慢由套管灌入2-3方污水，再进行热油循环。今年中期锅炉车损坏，对于供液能力差的油井，采用热油循环车极易造成上返液量低无法将蜡完全排出，而且由于刚开始温度上升过快，易造成蜡块大量下落至井筒的问题，在Y13-91，Y2X38井，Y12X238井、Y6P9井、Y2-6井洗井时采取灌水的技巧，象Y6P9井9月15日施工后，一直至11月23日负荷仍无变化，周期从30天上升到45-60天以上。③针对加清蜡剂和热油循环效果都不好的情况，我们将二者结合起来施工，通过6-8小时的油套循环，让药物彻底在井筒内扩散。④打通加药通道，保证加药效果。营13P14井新投开井，含水达到2.3%，粘度为2478.4mpa.s，冲次仅能维持在0.27次/分，无法进行有效地管理，经过分析，选择用300型泵车一次性将100KG降粘剂及18方80℃热水混合顶入井筒，目的在于利用泵压将降粘剂及热水通过泵入口进入泵及油管，然后靠油井自身的提升将药物扩散至整个油管，完成后井口未见水，经持续观察发现功图转向良好，现场井口光杆上已附有明显的水珠，安排每天滴加4KG降粘+0.5方水，成功冲次提至0.38次/分，不断根据情况上调冲次，至20日上提冲次至1次/分，达到工艺设计的要求，而后我们要求每天滴加20KG+0.5方水保持加药效果至今。措施井Y12-28由于粘度为9600mpa.s，无法正常生产，使用该方法，4天后也成功地将抽油机原冲次0.1次/分升至1次/分。
2.2加强加缓蚀剂管理，提高抗腐蚀程度
目前有缓蚀剂加药井19口，对缓蚀剂加药量的修订，主要是根据管柱的腐蚀程度，按照加药量=日液量*含水*0.1的重度经验公式来计算并添加的，日常管理方面从去年10月份起加强了连续滴加的要求，严格执行已一年，执行效果显著。针对高含水井，在套管一翼接一药剂筒（暂用0.5米Φ89mm油管制作，容积1.5KG），其上用大螺帽做出加药口（加药后用螺杆密封），在接近套管处用铁板做出一圆形档板，点上几个点即可；然后在水平流程管处下方扎一小孔（非常小）接出管及小闸门（用于取水用，用量相对于油井液量非常低且只是水），如图示焊至药剂筒。方式：首先将药剂加入药剂筒，将加药口密封，由于档板作用，药液不会立即进入套管内，打开小闸门，流程内的水会立即进入药剂筒与药剂混合，共同流入井内。
3总结
在特殊类油井上加清防蜡剂、破乳剂、降粘剂，今年已经见到了较好的效果，热洗、热油循环车次也在不断降低。
调整大型机1台，增加12型平衡块配重3井次，但抽油机功率平衡率却上升到了89.8%；药剂方面數量未增加，但添加种类有了变化，说明2012年我们已经积累了较丰富的加药经验，可以确定在明年把井口加药做为重要的治理特殊井的手段。②由于油井水矿化度连年不断升高，根据作业现场描述的资料看出，井下管杆的腐蚀已经是个非常重要的问题，需要大面积开展加缓蚀剂的工作。
油井在生产过程中出现的问题，不在地上，而在看不见的地下，地下生产状况的差异决定了油井生产寿命。今后，我们将会做得更好，继续挖掘管理潜力，不断技术创新，改善生产状况，减轻油井井下负荷，达到真正意义上的节能降耗，提高油井免修期的目的。