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[摘 要]孤岛油田现已进入高含水开发后期，随着开采程度的提高，地层能量逐年下降，井筒技术状况日益恶化，造成油井的频繁躺井。必须加强油田单元的综合调整，强化工艺技术的推广应用，加大专项治理的资金投入。并建立油井躺井的预警机制。只有这样才能有效控制躺井率，增强稳产基础，实现老油田生产的良性循环。
[关键词]油田；油井躺井；主控因素；治理对策
中图分类号：TE983 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）09-0069-01
孤岛油田经过多年的开发，目前已进入高含水开发期，一方面老油田地层能量逐年下降，井筒技术状况日益恶化，另一方面难动用储量开发与疑难生产井比例逐年增高，油井躺井频繁。油井的月躺井数占正常生产井的5%左右。油井躺井后所花费作业成本，最低限度的检泵约3-5万元，躺井率每上升一个百分点，将增加成本支出。躺井率指标居高不下，导致产量被动，成本急骤上升，直接影响到油田开发水平和经济效益的提高。下面结合近几年的生产实际，探索造成油井躺井的主要原因，寻找有效治理途径，以期对其它油田的开发起到借鉴作用。
一、造成油井躺井增加的主控因素
利用主要因素分析法，查找出油井躺井的主要原因。前频繁的躺井导致作业工作量加大，原油生产形势被动。因此，做好躺井原因分析与躺井治理措施分析工作，严格控制躺井，对于扭转产量形势的被动局面更显得尤为重要。根据2012年上半年躺井情况调查表，从时间上看，3、4、5月份成为躺井最多的月份，躺井的主要原因是杆断脱、管漏、电缆击穿和泵漏，四项因素就占了整个躺井比例的84%。分析认为：（1）地面抽油设备与油藏特点不匹配，結构性的矛盾突出。地面设备老化，无法与油藏地层相匹配的现象增加。如使用的抽油机设备明显不配伍，故障频繁，或因油井泵挂深度大，冲程小而冲次快，易造成抽油杆断脱。现配置的抽油机，无法调整不合理的生产参数，加大了磨损，造成设备故障。（2）井下设备技术状况成为油井正常生产的重要因素。一是管、杆超期服役现象严重，引起杆断脱造成躺井。二是油井管、杆偏磨，造成管漏躺井。三是抽油泵不匹配，增加了油井凡尔漏失现象，导致泵漏躺井。（3）复杂结构井致使躺井增加。由于钻井工艺水平的提高，斜井、水平井、侧钻井等特殊工艺井成为控制储量带来了一系列的管理问题。斜井、侧钻井的抽油杆偏磨严重，电泵机组故障率高。主要是斜井井身结构的影响，造斜点以下抽油杆弯曲，虽设计安装了扶正器，仍出现扶正器磨损、抽油杆偏磨断脱现象。再加上油井出砂，斜井、水平井砂埋、砂卡躺井率高。
二、控制躺井面临的问题
抓住主要矛盾，着重分析影响产量最大电缆击穿电泵井、以及杆断脱、管漏和泵漏四项主要因素，查明原因，制订对策，将成为解决问题的关键。比较突出问题：（1）油井防偏磨技术不过关。为治理油井偏磨，采油厂应用了多种方法，但是受到资金方面的制约，大多不是太理想。防偏磨工艺也存在问题，旋转井口可使油管偏磨均匀，相对延长了油井免修期，但无法从根本上防止管杆偏磨；各种防偏磨节箍，材质达不到要求，防偏磨效果不理想；加重杆只适用于偏磨不严重的油井；自动扶正抽油杆、连续杆代替抽油杆的方法有效，但价格昂贵；使用油管锚可缓解油管弯曲，却加重了抽油杆弯曲，影响防偏磨作用的发挥。（2）对结蜡井、出砂井的治理与防范管理措施不到位。很多作业过程中发现的问题，没有得到应有的重视，结蜡、砂卡等问题重复出现，由此造成的躺井一再发生。从源头治理与防范结蜡井、出砂井的思想意识还不强，优化设计没有成为生产中首要的考虑因素，部分井生产参数不合理，没有针对实际对躺井泵径、泵深、生产参数进行合理匹配。（3）施工过程中不按程序操作，设备破坏程度高。（4）设备的粗放管理。设备管理的粗放主要表现在于新旧井下设备的管理不到位，不能对抽油杆、油管、井下泵做到单杆、单管、单泵台帐化管理，由于对在用管、杆、泵的使用年限、使用周期、修复记录，应用情况缺乏全面了解，作业工具在下井时进行优化组合较少。新老工具同时应用、或者把部分新工具用于非关键部位，只能造成井下工具的浪费。
三、治理油田躺井对策
1、强化工艺技术的推广应用，全面治理偏磨造成的躺井
精细油藏描述是认识油藏的基础，重点对构造特征和断层组合合理性研究，同时开展断层封堵性研究工作。减少因地层情况的变化造成躺井。建立油井偏磨基础资料，整理与分析偏磨井的井史和作业现场资料，形成系统的检索与查询系统，为制定防偏磨措施和优化设计提供准确的基础数据。针对不同的井采取的不同措施，优化抽油杆组合，采取管柱锚定、底部加重、杆柱扶正、管柱与井口旋转等治理油井偏磨措施；应用旋转封隔器、扶正器、防偏磨井口等成熟的配套工艺、推广应用无管采油和连续抽油杆等新工艺技术，提高油井偏磨治理水平。
2、加强油田单元的综合调整，改善地下生产环境
首先，从地质上降低因油田老化带来的负面影响。地质综合调整应该以三个目标为出发点：一是对注水启动压力、注入水水质都有更高的要求，要论证原注水系统的适应性，低能量的井通过调整注采关系，补充地层能量；对于低渗油藏要求较大沉没度的油井，整体优化压裂设计，进行大泵低冲次生产参数试验，弥补小泵深抽工艺的不足，解决低渗区块油井偏磨与杆断的问题。二是加密调整，减少注采井距，完善注采井网，细分注水开发，提高油井动液面，调整油井井下泵的沉没度；开展专项治理大沉没度油井工作，合理确定泵挂深度，尽量减少抽油杆的下井用量，控制偏磨油井数量的上升。三是实施高含水期原油脱水和污水处理复合工艺技术，改善注入水质，减少地层污染，降低因注水对油藏采出液的影响减少井下工具的腐蚀。
3、建立油井躺井的预警机制，从日常管理角度避免被动性躺井。
超前监控影响油井躺井因素，改变过去的躺井事后分析法，实现躺井事前控制。从地层、井筒、地面三大系统入手，通过监测分析油井含砂量、沉没度、油气比、产液量等参数，制定临界变化值，预警可能出现的停井因素，制定预防措施，达到超前预测和控制停井的目的。以抽油机“五率”为标准进行巡检，建立设备台帐，预警可能出现的停井因素，达到早发现、早汇报、早治理，降低躺井的目的。建立各参数预警界限值，绘制油井免修期、杆应力、泵效预警图版。地面预警分为设备预警和流程预警。搞好抽油泵进货产品质量和旧泵修复质量，应当注重对结蜡井、出砂井的治理与防范，通过优化设计，严格执行相关的管理规定与标准，加强结蜡井、出砂井的定期洗井工作。
4、加强检测，分类管理，把好油井管杆泵质量关
重点要加强内部管杆泵入库质量的检验工作，成立联合质量检验管理小组，对新管杆泵和修复管杆泵从材料质量到加工质量进行专业化、标准化的质检。完善管材分矿分类管理办法，制定执行严格的修复管理制度，提高油管厂清洗修复工艺技术，建立完整的质量保障体系，调动与发挥采油矿作为甲方监督的作用，可派专人到供应站油管厂参与本矿使用的油管、抽油杆的回收、修复、发放等工作过程，实行跟踪责任制，保证油管修复质量。在现场施工方面，引进先进的抽油杆探伤检测设备，发挥采油矿、采油小队全员监督作用，在作业施工与监督现场，对下井抽油杆的探伤与检测，落实责任到人，提高作业一次合格率。
[关键词]油田；油井躺井；主控因素；治理对策
中图分类号：TE983 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）09-0069-01
孤岛油田经过多年的开发，目前已进入高含水开发期，一方面老油田地层能量逐年下降，井筒技术状况日益恶化，另一方面难动用储量开发与疑难生产井比例逐年增高，油井躺井频繁。油井的月躺井数占正常生产井的5%左右。油井躺井后所花费作业成本，最低限度的检泵约3-5万元，躺井率每上升一个百分点，将增加成本支出。躺井率指标居高不下，导致产量被动，成本急骤上升，直接影响到油田开发水平和经济效益的提高。下面结合近几年的生产实际，探索造成油井躺井的主要原因，寻找有效治理途径，以期对其它油田的开发起到借鉴作用。
一、造成油井躺井增加的主控因素
利用主要因素分析法，查找出油井躺井的主要原因。前频繁的躺井导致作业工作量加大，原油生产形势被动。因此，做好躺井原因分析与躺井治理措施分析工作，严格控制躺井，对于扭转产量形势的被动局面更显得尤为重要。根据2012年上半年躺井情况调查表，从时间上看，3、4、5月份成为躺井最多的月份，躺井的主要原因是杆断脱、管漏、电缆击穿和泵漏，四项因素就占了整个躺井比例的84%。分析认为：（1）地面抽油设备与油藏特点不匹配，結构性的矛盾突出。地面设备老化，无法与油藏地层相匹配的现象增加。如使用的抽油机设备明显不配伍，故障频繁，或因油井泵挂深度大，冲程小而冲次快，易造成抽油杆断脱。现配置的抽油机，无法调整不合理的生产参数，加大了磨损，造成设备故障。（2）井下设备技术状况成为油井正常生产的重要因素。一是管、杆超期服役现象严重，引起杆断脱造成躺井。二是油井管、杆偏磨，造成管漏躺井。三是抽油泵不匹配，增加了油井凡尔漏失现象，导致泵漏躺井。（3）复杂结构井致使躺井增加。由于钻井工艺水平的提高，斜井、水平井、侧钻井等特殊工艺井成为控制储量带来了一系列的管理问题。斜井、侧钻井的抽油杆偏磨严重，电泵机组故障率高。主要是斜井井身结构的影响，造斜点以下抽油杆弯曲，虽设计安装了扶正器，仍出现扶正器磨损、抽油杆偏磨断脱现象。再加上油井出砂，斜井、水平井砂埋、砂卡躺井率高。
二、控制躺井面临的问题
抓住主要矛盾，着重分析影响产量最大电缆击穿电泵井、以及杆断脱、管漏和泵漏四项主要因素，查明原因，制订对策，将成为解决问题的关键。比较突出问题：（1）油井防偏磨技术不过关。为治理油井偏磨，采油厂应用了多种方法，但是受到资金方面的制约，大多不是太理想。防偏磨工艺也存在问题，旋转井口可使油管偏磨均匀，相对延长了油井免修期，但无法从根本上防止管杆偏磨；各种防偏磨节箍，材质达不到要求，防偏磨效果不理想；加重杆只适用于偏磨不严重的油井；自动扶正抽油杆、连续杆代替抽油杆的方法有效，但价格昂贵；使用油管锚可缓解油管弯曲，却加重了抽油杆弯曲，影响防偏磨作用的发挥。（2）对结蜡井、出砂井的治理与防范管理措施不到位。很多作业过程中发现的问题，没有得到应有的重视，结蜡、砂卡等问题重复出现，由此造成的躺井一再发生。从源头治理与防范结蜡井、出砂井的思想意识还不强，优化设计没有成为生产中首要的考虑因素，部分井生产参数不合理，没有针对实际对躺井泵径、泵深、生产参数进行合理匹配。（3）施工过程中不按程序操作，设备破坏程度高。（4）设备的粗放管理。设备管理的粗放主要表现在于新旧井下设备的管理不到位，不能对抽油杆、油管、井下泵做到单杆、单管、单泵台帐化管理，由于对在用管、杆、泵的使用年限、使用周期、修复记录，应用情况缺乏全面了解，作业工具在下井时进行优化组合较少。新老工具同时应用、或者把部分新工具用于非关键部位，只能造成井下工具的浪费。
三、治理油田躺井对策
1、强化工艺技术的推广应用，全面治理偏磨造成的躺井
精细油藏描述是认识油藏的基础，重点对构造特征和断层组合合理性研究，同时开展断层封堵性研究工作。减少因地层情况的变化造成躺井。建立油井偏磨基础资料，整理与分析偏磨井的井史和作业现场资料，形成系统的检索与查询系统，为制定防偏磨措施和优化设计提供准确的基础数据。针对不同的井采取的不同措施，优化抽油杆组合，采取管柱锚定、底部加重、杆柱扶正、管柱与井口旋转等治理油井偏磨措施；应用旋转封隔器、扶正器、防偏磨井口等成熟的配套工艺、推广应用无管采油和连续抽油杆等新工艺技术，提高油井偏磨治理水平。
2、加强油田单元的综合调整，改善地下生产环境
首先，从地质上降低因油田老化带来的负面影响。地质综合调整应该以三个目标为出发点：一是对注水启动压力、注入水水质都有更高的要求，要论证原注水系统的适应性，低能量的井通过调整注采关系，补充地层能量；对于低渗油藏要求较大沉没度的油井，整体优化压裂设计，进行大泵低冲次生产参数试验，弥补小泵深抽工艺的不足，解决低渗区块油井偏磨与杆断的问题。二是加密调整，减少注采井距，完善注采井网，细分注水开发，提高油井动液面，调整油井井下泵的沉没度；开展专项治理大沉没度油井工作，合理确定泵挂深度，尽量减少抽油杆的下井用量，控制偏磨油井数量的上升。三是实施高含水期原油脱水和污水处理复合工艺技术，改善注入水质，减少地层污染，降低因注水对油藏采出液的影响减少井下工具的腐蚀。
3、建立油井躺井的预警机制，从日常管理角度避免被动性躺井。
超前监控影响油井躺井因素，改变过去的躺井事后分析法，实现躺井事前控制。从地层、井筒、地面三大系统入手，通过监测分析油井含砂量、沉没度、油气比、产液量等参数，制定临界变化值，预警可能出现的停井因素，制定预防措施，达到超前预测和控制停井的目的。以抽油机“五率”为标准进行巡检，建立设备台帐，预警可能出现的停井因素，达到早发现、早汇报、早治理，降低躺井的目的。建立各参数预警界限值，绘制油井免修期、杆应力、泵效预警图版。地面预警分为设备预警和流程预警。搞好抽油泵进货产品质量和旧泵修复质量，应当注重对结蜡井、出砂井的治理与防范，通过优化设计，严格执行相关的管理规定与标准，加强结蜡井、出砂井的定期洗井工作。
4、加强检测，分类管理，把好油井管杆泵质量关
重点要加强内部管杆泵入库质量的检验工作，成立联合质量检验管理小组，对新管杆泵和修复管杆泵从材料质量到加工质量进行专业化、标准化的质检。完善管材分矿分类管理办法，制定执行严格的修复管理制度，提高油管厂清洗修复工艺技术，建立完整的质量保障体系，调动与发挥采油矿作为甲方监督的作用，可派专人到供应站油管厂参与本矿使用的油管、抽油杆的回收、修复、发放等工作过程，实行跟踪责任制，保证油管修复质量。在现场施工方面，引进先进的抽油杆探伤检测设备，发挥采油矿、采油小队全员监督作用，在作业施工与监督现场，对下井抽油杆的探伤与检测，落实责任到人，提高作业一次合格率。