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摘要：2018年，二连油田参数偏高（泵效低于15%）单井数占总开井数的20%;平衡度较差的数占总开井数的22%;因偏磨或抽油杆断脱而检泵的井次，占检泵总井次四分之一;超过40%的检泵井检泵周期小于一年;综合能耗不断增加，与2017年相比生产用电增加超过400万度。
关键词：二连油田;单井管理;流程
为改善以上情况，我们需加强对单井的管理。
一、加强参数管理
1、对于低泵效的井，各单位要采取调节变频、下调冲程冲次、使用小直径皮带轮、更换电机等方式，立即着手调整工作制度。
2、对于不平衡的井，落实现场电流及数字化电流差别，制定调平衡进度，有计划的组织实施，其中需要调参的井要同时对平衡进行调整。因设备原因无法调整的，要写明具体原因。因数字化采集误差不需调整的，要标定电量模块，做到现场实际与数字化趋势相符或误差一致。
3、要举一反三，自行对泵效大于15%的井制定合理的工作参数，结合检泵方案编制，进行泵径的优化及完井后参数调整，从源头降低能耗。
4、以抽油机系统效率稳定为总体目标，把系统效率测试调整纳入日常工作，加强对作业区的管控与考核。同时将抽油机系统效率、机采井吨液单耗指标细化分解到作业区，开展采油工程技术节能降耗专项指标考核评比，提升“精细技术管理，降低运行成本”的实施效果。
5、针对目前低产井较多的现状，结合油田公司要求推广了抽油机变速智能控制技术。
二、细化问题井管理
鉴于检泵周期小于一年的井仍然较多，从年初开始要从以下几个方面强化管理，减少此类检泵井：
1、不正常井落实：与作业区结合，建立不正常井汇报制度，产油高于3t的单井24h内报采油室。利用大数据平台，进行功图叠加分析、时段载荷变化趋势分析，及时安排核实电流、液面等资料，采取憋压、碰泵、碰泵生产、洗井、提出工作筒洗井、加清洗剂洗井、油管打压、调整防冲距等措施;
2、细化检泵方案：注意历次作业情况、施工依据、杆管使用年限等信息，以便从工艺角度完善前期频繁出现的偏磨、断脱、出砂等问题。并要考虑泵型是否合理？杆柱组合是否合理？是否采取防偏磨措施？地面参数是否合理？做到泵型、杆柱、工具、地面参数四位一体优化。
3、深化综合治理：
（1）偏磨治理方面，采取技术配套与生产参数优化相结合的综合治理技术体系。优化杆管组合，推广应用油管阴极保护器、防腐阻垢管、抽油桿防腐器、材料型防腐抽油杆、螺杆泵扶正器、内衬油管等新工艺。同时把参数优化工作与偏磨治理紧密结合，强化井下及地面参数优化设计，加强螺杆泵井参数管理及液面监测。对丛式井及大斜度井，调研数控潜油往复式电泵，对低产井推广应用抽油机变速智能控制技术并优化间抽制度。
（2）腐蚀治理方面，结合赛56断块、蒙古林部分单井、淖尔油田腐蚀现状，在有针对性推广配套技术进行腐蚀结垢治理的同时，开展缓蚀剂、阻垢剂药剂室内加药制度筛选评价，并对淖尔、赛汉在用缓蚀剂进行了现场抽样，进行室内评价，筛选出适应药剂。
针对赛56井组单井空心光杆腐蚀严重问题，研发应用了光杆缓释浸润装置。目前现场多通过往油井中添加缓蚀药剂，使药剂混入油井采出液中，降低采出液对光杆的腐蚀，但由于这种方式加药量大、光杆浸药浓度、浸药时间不足，光杆缓蚀防腐效果差，很难起到保护光杆的效果。针对此研发了一种抽油井光杆缓蚀保护装置，实现了油井光杆表面被缓蚀剂持续浸涂，有效减轻油井采出液对光杆的腐蚀，从而达到延长盘根使用寿命，防止原油外泄，降低采油现场管理难度，提高管理水平的目的。
（3）清防蜡治理方面，①发挥药剂效果：第一步，在3月底前完成药剂效果评价，其中重点对使用超过10年的药剂进行评价，对无效井停止加药，对效果差井优化加药制度。第二步，根据作业区的意见，明确需要药剂筛选的区域、井号，尽快组织试验，要根据化学药剂管理办法，严格选型、定型程序。第三步，根据天成公司落实结果，能开展连续加药的要力推，但范围要控制好，除了宝力格作业区之外，其他油田重点是针对高产井、难点井，以此缓解作业区人力不足导致的加药不规范的问题。另外，要结合现场工作的开展，把药剂库存、出入库、加药的执行情况纳入依法合规管理之中。②大胆尝试物理及机械清防蜡工艺：应用物理及机械清防蜡工艺，是作为降低洗井和加药工作量的一项必要辅助措施。今年5月份之前完成全部清蜡梭的下井，对井口超声波清洗过滤装置拿出完整的书面效果评价，协调好石油大学的水力射流节能防堵器试验，上半年在巴19断块再扩大隔热油管的应用5口井左右，下半年根据效果及资金情况再定。③完善自喷井清蜡工艺：一是与承包商结合好，具备条件时尽快安装加药装置;二是落实地面变压器容量，确定能应用井下电缆加热的井号，并尽快组织订货，费用与地质沟通，进井下措施费;三是在以上工作开展之前，要对自喷井洗井设计审核把关，并做好现场核查工作。
4、强化作业过程监督：新泵现场验泵、涂丝扣油、工具下入位置、工具（泵）问题的拆解验证、特殊作业要求等加强监管，确保施工质量。
结束语：当油田进入中含水期以后，原油产量迅速递减，标志着油田进入开发中后期。随着油田进入中后期开发，地下情况变得复杂，工艺措施效果逐渐变差，投入产出效益下降，导致成本上升。本文从油田开发中研究问题及对象的不同出发，分析单井运行成本和分摊成本，并考虑了采油时率、含水率、商品率、成本等一系列影响经济界限的开发和经济因素，提出了改善油田和单井效益状况的治理措
参考文献：
[1]康庆.复杂井井控技术关键环节的研究[J].中国石油和化工标准与质量，2011（05）：151.
[2]李爱，杨晓峰.“积极井控”理念在鄂尔多斯盆地的实践与应用[J].硅谷，2011（07）：147.
[3]杨军，曹勇，左维国.影响井控质量的因素分析及应对措施[J].石油工业技术监督，2010（02）：31-32.
[4]汪霖.塔河油田修井井控和防硫化氢技术[J].企业导报，2011（03）：282.
[5]刘天科.胜利油田老区调整井钻井井控技术[J].石油钻采工艺，2011（05）：9-13.
关键词：二连油田;单井管理;流程
为改善以上情况，我们需加强对单井的管理。
一、加强参数管理
1、对于低泵效的井，各单位要采取调节变频、下调冲程冲次、使用小直径皮带轮、更换电机等方式，立即着手调整工作制度。
2、对于不平衡的井，落实现场电流及数字化电流差别，制定调平衡进度，有计划的组织实施，其中需要调参的井要同时对平衡进行调整。因设备原因无法调整的，要写明具体原因。因数字化采集误差不需调整的，要标定电量模块，做到现场实际与数字化趋势相符或误差一致。
3、要举一反三，自行对泵效大于15%的井制定合理的工作参数，结合检泵方案编制，进行泵径的优化及完井后参数调整，从源头降低能耗。
4、以抽油机系统效率稳定为总体目标，把系统效率测试调整纳入日常工作，加强对作业区的管控与考核。同时将抽油机系统效率、机采井吨液单耗指标细化分解到作业区，开展采油工程技术节能降耗专项指标考核评比，提升“精细技术管理，降低运行成本”的实施效果。
5、针对目前低产井较多的现状，结合油田公司要求推广了抽油机变速智能控制技术。
二、细化问题井管理
鉴于检泵周期小于一年的井仍然较多，从年初开始要从以下几个方面强化管理，减少此类检泵井：
1、不正常井落实：与作业区结合，建立不正常井汇报制度，产油高于3t的单井24h内报采油室。利用大数据平台，进行功图叠加分析、时段载荷变化趋势分析，及时安排核实电流、液面等资料，采取憋压、碰泵、碰泵生产、洗井、提出工作筒洗井、加清洗剂洗井、油管打压、调整防冲距等措施;
2、细化检泵方案：注意历次作业情况、施工依据、杆管使用年限等信息，以便从工艺角度完善前期频繁出现的偏磨、断脱、出砂等问题。并要考虑泵型是否合理？杆柱组合是否合理？是否采取防偏磨措施？地面参数是否合理？做到泵型、杆柱、工具、地面参数四位一体优化。
3、深化综合治理：
（1）偏磨治理方面，采取技术配套与生产参数优化相结合的综合治理技术体系。优化杆管组合，推广应用油管阴极保护器、防腐阻垢管、抽油桿防腐器、材料型防腐抽油杆、螺杆泵扶正器、内衬油管等新工艺。同时把参数优化工作与偏磨治理紧密结合，强化井下及地面参数优化设计，加强螺杆泵井参数管理及液面监测。对丛式井及大斜度井，调研数控潜油往复式电泵，对低产井推广应用抽油机变速智能控制技术并优化间抽制度。
（2）腐蚀治理方面，结合赛56断块、蒙古林部分单井、淖尔油田腐蚀现状，在有针对性推广配套技术进行腐蚀结垢治理的同时，开展缓蚀剂、阻垢剂药剂室内加药制度筛选评价，并对淖尔、赛汉在用缓蚀剂进行了现场抽样，进行室内评价，筛选出适应药剂。
针对赛56井组单井空心光杆腐蚀严重问题，研发应用了光杆缓释浸润装置。目前现场多通过往油井中添加缓蚀药剂，使药剂混入油井采出液中，降低采出液对光杆的腐蚀，但由于这种方式加药量大、光杆浸药浓度、浸药时间不足，光杆缓蚀防腐效果差，很难起到保护光杆的效果。针对此研发了一种抽油井光杆缓蚀保护装置，实现了油井光杆表面被缓蚀剂持续浸涂，有效减轻油井采出液对光杆的腐蚀，从而达到延长盘根使用寿命，防止原油外泄，降低采油现场管理难度，提高管理水平的目的。
（3）清防蜡治理方面，①发挥药剂效果：第一步，在3月底前完成药剂效果评价，其中重点对使用超过10年的药剂进行评价，对无效井停止加药，对效果差井优化加药制度。第二步，根据作业区的意见，明确需要药剂筛选的区域、井号，尽快组织试验，要根据化学药剂管理办法，严格选型、定型程序。第三步，根据天成公司落实结果，能开展连续加药的要力推，但范围要控制好，除了宝力格作业区之外，其他油田重点是针对高产井、难点井，以此缓解作业区人力不足导致的加药不规范的问题。另外，要结合现场工作的开展，把药剂库存、出入库、加药的执行情况纳入依法合规管理之中。②大胆尝试物理及机械清防蜡工艺：应用物理及机械清防蜡工艺，是作为降低洗井和加药工作量的一项必要辅助措施。今年5月份之前完成全部清蜡梭的下井，对井口超声波清洗过滤装置拿出完整的书面效果评价，协调好石油大学的水力射流节能防堵器试验，上半年在巴19断块再扩大隔热油管的应用5口井左右，下半年根据效果及资金情况再定。③完善自喷井清蜡工艺：一是与承包商结合好，具备条件时尽快安装加药装置;二是落实地面变压器容量，确定能应用井下电缆加热的井号，并尽快组织订货，费用与地质沟通，进井下措施费;三是在以上工作开展之前，要对自喷井洗井设计审核把关，并做好现场核查工作。
4、强化作业过程监督：新泵现场验泵、涂丝扣油、工具下入位置、工具（泵）问题的拆解验证、特殊作业要求等加强监管，确保施工质量。
结束语：当油田进入中含水期以后，原油产量迅速递减，标志着油田进入开发中后期。随着油田进入中后期开发，地下情况变得复杂，工艺措施效果逐渐变差，投入产出效益下降，导致成本上升。本文从油田开发中研究问题及对象的不同出发，分析单井运行成本和分摊成本，并考虑了采油时率、含水率、商品率、成本等一系列影响经济界限的开发和经济因素，提出了改善油田和单井效益状况的治理措
参考文献：
[1]康庆.复杂井井控技术关键环节的研究[J].中国石油和化工标准与质量，2011（05）：151.
[2]李爱，杨晓峰.“积极井控”理念在鄂尔多斯盆地的实践与应用[J].硅谷，2011（07）：147.
[3]杨军，曹勇，左维国.影响井控质量的因素分析及应对措施[J].石油工业技术监督，2010（02）：31-32.
[4]汪霖.塔河油田修井井控和防硫化氢技术[J].企业导报，2011（03）：282.
[5]刘天科.胜利油田老区调整井钻井井控技术[J].石油钻采工艺，2011（05）：9-13.