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摘 要：河50丛式井组1989年5月投产，是当时全国最大的陆上采油平台，经过20年的开发，河50丛式井组呈现出井网瘫痪、产能低、油井躺井率高的状况。2008年9月至2009年8月河50丛式井组躺井率高达6.2%。因此对河50井组的26口油井躺井的原因进行分析，由于造成躺井主要原因是井身结构复杂、地层流体矿化度高、冲次过高，对此制定如下对策从而达到降低躺井率，加强稳产基础，进一步改善油藏开发效果。
关键字：井斜；偏磨；躺井率
中图分类号：P631.8+1
1、概况
河50丛式井组目前有油井52口，水井16口，最大井斜角在19-63度之间，其中大于40度的有30口，且二次开发的井大多采取轨迹绕障钻井，形成了复杂的井身结构（如图1-1），导致躺井率较高，严重影响开发效果。统计2008年9月至2009年8月，河50丛式井组平均开井53口，累计躺井26口，躺井率为6.2%。
图1-1 钻井时三维防碰扫描设计示意图
通过对躺井分类汇总，断脱和管漏是造成河50丛式井组躺井主要原因。通过对躺井作业现场的监督发现造成断脱、管漏有三个主要原因：井身结构不规则、冲次过高、含水高矿化度高。
2.1井身结构不规则。河50丛式井组内油井多为斜井，井斜角较大，造斜点偏上，方位角变化大，由于油井多为绕障钻井，造成方位角更加多变，井筒不规则，井底管柱挠曲不规整，易形成多处偏磨段
2.2、含水高矿化度高。河50丛式井组地层流体化验数据整理分析，地层水矿化度较高，沙一沙二单元为22000-30000mg/l、沙二下稳为40000-60000 mg/l、沙三中为42000-200000 mg/l；水型为氯化钙型，平均含水91.7%，高礦化度和高含水易对管杆造成腐蚀，且容易结垢，而腐蚀又加重了偏磨。如图2-1河51-斜100井抽油杆腐蚀实物图，提原井管泵上第四根节箍以下1米处腐蚀处7mm圆洞。
2.3冲次过高。河50平台均为600、700型高原机，冲程均采用最大冲程5米或6米。 9月份有5口井冲次达到2.7次/分钟，冲程6米，运动速度达到32.4米/分钟，运行速度过快，造成失稳弯曲形成偏磨，又加重井身不规则段的偏磨，加快了管漏和断脱。通过对同层系生产参数不同的井生产周期进行对比，对比5井次，平均冲次快0.8次/分钟，冲次低生产周期比冲次高生产周期平均长510天。
3、制定对策
3.1、针对因井身结构导致偏磨状况采取防偏磨、优化管柱结构措施。
3.1.1、对方位角变化大、井斜度大的井，根据作业现场偏磨情况，对偏磨轻微的7口采取下抗磨副及抗磨节箍，生产周期由220天延长至313天，而对于偏磨较严重的8井采取内衬管加II型抗磨节箍，生产周期由217天延长至341天。通过表3-1、表3-2对比发现效果较好，大大延长了生产周期。
3.1.2优化设计：在作业井上作时，认真查阅井身轨迹资料，优化管柱结构，根据地层能量情况，选择合理的泵径，使泵深尽可能的下在造斜点以上或斜度小的位置，避开方位角变化大的井段，减少因斜度大或方位角变化大对管柱造成的偏磨，共治理5口井，生产周期由179天延长至323天。
表1 优化设计治理状况统计表
井号 开井日期 泵深 造斜点深度/斜度 最大井斜深度/斜度 优化前生产周期 优化后生产周期
前 后
XHH50-X32 09.9.6 1599.76 1100 1424/0.92 2087.2/50.9 126 262
XHH50-X29 09.9.7 1807.33 1324.21 1373.7/1.14 1715.4/40.21 131 419
XHH50-X36 09.12.2 1601.49 1300 1524.54/0.92 2255.6/26.54 223 329
XHH50-X47 09.11.20 1407.18 1300 1519/0.37 2168.2/31.3 197 340
XHH50-X44 10.2.6 1541.66 1294.8 1556/0.94 2445.89/36.49 216 263
3.2、针对地层流体矿化度高出现的腐蚀、结垢采取加缓蚀剂、阻垢剂或下入防腐杆等井下工具措施。加缓蚀剂：对作业中发现腐蚀、结垢严重井，采取定时、定量由井口加缓蚀剂、阻垢剂的措施。共有7口井进行地面加药，生产周期由252天延长至261天。下入防腐工具：同时对部分井采取下防腐杆措施，共实施2井次生产周期由201天延长至287天。
3.3针对因冲次过高导致的偏磨、杆疲劳、负荷大等问题，采取优化生产参数。
到2009年12月份，对冲数在2.2次以上的井进行调参，共实施了11井次，自该措施实施后，平均冲数由1.9次/分降为1.54次/分，河50丛式井组躺井率明显降低。
4、实施效果
今年1-8月份河50丛式井组躺井率4.1%，较去年同期的6.2%下降了2.1%。节约作业费用96万元。（以2010年河50月均开井数54口，躺井率较去年下降了2.1%折算减少躺井8井次，一口井平均作业费用12万元，共节约作业费用96万元）减少作业时间40天，多增油200吨，经济效益40万元。（以每口井躺井作业周期5天计算，则减少躺井8井次，累计减少作业周期40天。以每口井日均产量5吨计算，累计减少产量损失200吨。以每吨原油0.2万元计算，则增加经济效益=200吨×0. 2万元/吨=40万元）。累计经济效益40+96=136万元
关键字：井斜；偏磨；躺井率
中图分类号：P631.8+1
1、概况
河50丛式井组目前有油井52口，水井16口，最大井斜角在19-63度之间，其中大于40度的有30口，且二次开发的井大多采取轨迹绕障钻井，形成了复杂的井身结构（如图1-1），导致躺井率较高，严重影响开发效果。统计2008年9月至2009年8月，河50丛式井组平均开井53口，累计躺井26口，躺井率为6.2%。
图1-1 钻井时三维防碰扫描设计示意图
通过对躺井分类汇总，断脱和管漏是造成河50丛式井组躺井主要原因。通过对躺井作业现场的监督发现造成断脱、管漏有三个主要原因：井身结构不规则、冲次过高、含水高矿化度高。
2.1井身结构不规则。河50丛式井组内油井多为斜井，井斜角较大，造斜点偏上，方位角变化大，由于油井多为绕障钻井，造成方位角更加多变，井筒不规则，井底管柱挠曲不规整，易形成多处偏磨段
2.2、含水高矿化度高。河50丛式井组地层流体化验数据整理分析，地层水矿化度较高，沙一沙二单元为22000-30000mg/l、沙二下稳为40000-60000 mg/l、沙三中为42000-200000 mg/l；水型为氯化钙型，平均含水91.7%，高礦化度和高含水易对管杆造成腐蚀，且容易结垢，而腐蚀又加重了偏磨。如图2-1河51-斜100井抽油杆腐蚀实物图，提原井管泵上第四根节箍以下1米处腐蚀处7mm圆洞。
2.3冲次过高。河50平台均为600、700型高原机，冲程均采用最大冲程5米或6米。 9月份有5口井冲次达到2.7次/分钟，冲程6米，运动速度达到32.4米/分钟，运行速度过快，造成失稳弯曲形成偏磨，又加重井身不规则段的偏磨，加快了管漏和断脱。通过对同层系生产参数不同的井生产周期进行对比，对比5井次，平均冲次快0.8次/分钟，冲次低生产周期比冲次高生产周期平均长510天。
3、制定对策
3.1、针对因井身结构导致偏磨状况采取防偏磨、优化管柱结构措施。
3.1.1、对方位角变化大、井斜度大的井，根据作业现场偏磨情况，对偏磨轻微的7口采取下抗磨副及抗磨节箍，生产周期由220天延长至313天，而对于偏磨较严重的8井采取内衬管加II型抗磨节箍，生产周期由217天延长至341天。通过表3-1、表3-2对比发现效果较好，大大延长了生产周期。
3.1.2优化设计：在作业井上作时，认真查阅井身轨迹资料，优化管柱结构，根据地层能量情况，选择合理的泵径，使泵深尽可能的下在造斜点以上或斜度小的位置，避开方位角变化大的井段，减少因斜度大或方位角变化大对管柱造成的偏磨，共治理5口井，生产周期由179天延长至323天。
表1 优化设计治理状况统计表
井号 开井日期 泵深 造斜点深度/斜度 最大井斜深度/斜度 优化前生产周期 优化后生产周期
前 后
XHH50-X32 09.9.6 1599.76 1100 1424/0.92 2087.2/50.9 126 262
XHH50-X29 09.9.7 1807.33 1324.21 1373.7/1.14 1715.4/40.21 131 419
XHH50-X36 09.12.2 1601.49 1300 1524.54/0.92 2255.6/26.54 223 329
XHH50-X47 09.11.20 1407.18 1300 1519/0.37 2168.2/31.3 197 340
XHH50-X44 10.2.6 1541.66 1294.8 1556/0.94 2445.89/36.49 216 263
3.2、针对地层流体矿化度高出现的腐蚀、结垢采取加缓蚀剂、阻垢剂或下入防腐杆等井下工具措施。加缓蚀剂：对作业中发现腐蚀、结垢严重井，采取定时、定量由井口加缓蚀剂、阻垢剂的措施。共有7口井进行地面加药，生产周期由252天延长至261天。下入防腐工具：同时对部分井采取下防腐杆措施，共实施2井次生产周期由201天延长至287天。
3.3针对因冲次过高导致的偏磨、杆疲劳、负荷大等问题，采取优化生产参数。
到2009年12月份，对冲数在2.2次以上的井进行调参，共实施了11井次，自该措施实施后，平均冲数由1.9次/分降为1.54次/分，河50丛式井组躺井率明显降低。
4、实施效果
今年1-8月份河50丛式井组躺井率4.1%，较去年同期的6.2%下降了2.1%。节约作业费用96万元。（以2010年河50月均开井数54口，躺井率较去年下降了2.1%折算减少躺井8井次，一口井平均作业费用12万元，共节约作业费用96万元）减少作业时间40天，多增油200吨，经济效益40万元。（以每口井躺井作业周期5天计算，则减少躺井8井次，累计减少作业周期40天。以每口井日均产量5吨计算，累计减少产量损失200吨。以每吨原油0.2万元计算，则增加经济效益=200吨×0. 2万元/吨=40万元）。累计经济效益40+96=136万元