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[摘 要]抽油机是陆上油田开采石油的主要手段，降低躺井率是提高经济效益的主要对策。本文论述的是大港油田采油三厂作业六区2006至2009年躺井率下降8%是如何实现的。
[关键词]修井工艺设计；偏磨；腐蚀；结垢的治理
中图分类号：TE358 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）14-0039-01
随着油田开采，注水的见效，致使油井地层含水上升，使抽油机井偏磨、腐蚀、结垢现象日益加重。为提高采油速度，泵挂加深、冲次提高在所难免，相对应的是躺井率日趋严重，如何控制住高躺井是本文的研究重点。
一、躺井率高低的影響因素
（一）修井工艺设计人员水平的高低是主要因素
2003-2006年间，笔者就注意到油井免修期短，主要是躺井的根本原因没有找到，或采取措施针对性不强。例如因为腐蚀、结垢而泵杆偏磨，却没有对腐蚀、结垢引起重视，更没有采取相应措施。
（二）现有技术手段制约问题的解决是次要因素
在以抽油杆扶正器为抽油机井治理偏磨的主要井下工具时，扶正器耐磨时间仅60天即失效，因此防治偏磨不能单纯依靠扶正器解决，必须依靠优化设计解决，即泵径泵挂的确定、及泵杆组合。
（三）修井监督及油田管理也是不可或缺因素
检查入井管杆质量及油井管护措施的到位也很重要，管杆检查力度，油井管护措施落实与否也很重要。
二、控躺井措施
第六采油作业区管辖着段六拨油田、小集油田、王官屯油田及乌马营四个油田。开井180口井。日产水平1040吨/天。其中抽油机井125口，电泵55口。06年7月前的躺井率达到14%，经过三年的治理，基本解决了偏磨、腐蚀、结垢共同对抽油机井的危害，躺井率已经下降至6%水平。
三年来， 从防腐蚀、防偏磨、防垢入手，认真研究设计与井筒、油藏的适应性，大胆尝试新的设计思路，重点开展了以下三方面工作，见到了比较明显效果。
（一）、规模应用化学防腐技术，腐蚀治理见成效。作业六区部分油井井液中含有腐蚀性极强的H2S，加之随着地层含水的上升，油井偏磨呈加剧之势，偏磨和腐蚀的交替作用，造成杆断和管漏频繁发生。另外，我们从现场发现的规律看，19mm杆抗腐蚀性比22mm、25mm杆差，在19mm经常出现腐蚀断的情况下，我们在设计时考虑杆柱组合升级，提高安全系数，也见到了较好的效果。例如段40-48井44泵*1800米22*19泵杆组合，由于设计者没有考虑到井液腐蚀因素。致使05、06年各作业3次。平均检泵周期120天。腐蚀症结找到后，对应措施就应运而生：通过采取泵杆升级+加缓蚀剂措施，同时扶正+再长柱塞防砂泵防垢。2007年8月6日作业，免修期856天。这样一口口井治理，作业六区因为腐蚀、结垢而短周期井检泵周期就大幅度延长了。再例如官18-17井，通过提浅泵挂340m至44泵*1500m，生产时加缓蚀剂措施，使免修期由90天延长至1200天。因为腐蚀躺井直线下降，2006至2008年腐蚀躺井由32→17→16井次。
（二）、多种措施综合应用，偏磨治理取得突破。
作业六区的偏磨在采油三厂乃至大港油田都是出了名的，井深、斜度大、井身弯曲、稠油因素。治理偏磨对每名设计者的能力均是严峻的挑战。因为治理困难，在2004.1.30，采油三厂出重金聘请大港钻采院设计人员攻关段37-52井及段37-50井，结果检泵周期均60天而无功而返；2005.4.16又聘请胜利油田设计人员破解段38-47短周期难题，结果检泵周期仅13天又躺井；再次设计后仅生产60天又再次躺井，因为效果差而都停止试验撤走。2006年8月接手设计后，首先对作业六区所有偏磨井摸底，找出长寿原因。例如官2212井经过多次治理无效，而试油时的加重杆仅1根，却长寿，故推广几口井，效果不错，至少有8口井在没有加重杆情况下生产正常。
我们通过查找偏磨躺井提出发现问题的规律发现，偏磨问题表现为三种类型：井斜造成偏磨（多表现为单面磨）；方位变化大、杆柱下行失稳偏磨（多表现为多面磨）；垢质进泵造成活塞下行遇阻致使泵杆弯曲偏磨（双面磨）。
对于斜井偏磨，采取加重杆减少适当加重即可，偏磨段连续扶正（根据偏磨定中部及根部或仅根部），根据实际供液情况，提浅泵挂避开偏磨段。对于方位变化大、杆柱下行失稳的偏磨，采取偏磨段泵杆根部连续扶正，增加加重比例至杆柱总质量的15-18%，避免杆柱失稳。
（三）、对于结垢、垢类物质进泵，造成活塞下行遇阻泵杆弯曲偏磨的井，采取防砂泵防止垢落入泵内，泵下配套防砂筛管，再根据井斜或方位变化定扶正措施。
作业六区难治理井往往是腐蚀、结垢、偏磨互相渗透，只有100%深入现场，找全找准全部症结 ，多措并举，才能彻底消除所有隐患。结论：
设计的成功体现在检泵周期大幅度的延长，产量稳中有升。通常在设计中，经过现场分析，设计思路全部通过三断过程，即判断主因、推断过程、果断的措施。下步预防至少设立三道防线。例如腐蚀杆断井设计：第一道防线是杆柱升级、第二道防线是泵降级、第三道防线是泵挂提浅，第四道防线是加缓蚀剂生产。使安全系数大幅提高。成功典型井如下：
1、段37-50井斜井去掉加重杆后生产540天，周期是大港钻采院设计的9倍。
2、段37-52提浅泵挂1000m避开偏磨严重井段，至44泵*1200m生产417天，产量3t不变，周期是大港钻采院设计的7倍。
3、段38-47泵上部连续使用对油管没有伤害的陶瓷扶正器45个生产536天，周期是胜利油田设计的9倍。
4、官2204采取泵下及防砂泵综合防垢由90天延长至960天。
5、官17-16K采取泵下及防砂泵综合防垢由60天延长至480天。
6、段39-42采取泵下及防砂泵综合防垢，泵杆升级由90天延长至1700天。
7、段42-38采取泵下及防砂泵综合防垢由260天延长至1600天。
8、段37-44提浅泵挂300m，增加加重杆措施由90天延长至1414天。
（四）、加强修井监督，加大油井管护考核力度
修井监督是修井管理工作的重要内容。在监管工作中，监督的管理者必须自觉地保证监督工作按预定计划有条不紊地执行，还要结合不断发展的实际作出及时有效地调整、补充。强化监督就是要持之以恒地减少薄弱环节，将监督渗透到修井生产系统的方方面面，做到到位而不缺位。检查是发现问题、整治隐患的有效途径，因此监督人员要提高检查的质量。在油井管护中，加强检查力度，要转变过去以人管人的思想观念和方式，形成以制度管人。
三、结束语
总之，大港钻采院设计专家及胜利油田设计专家不能解决的短周期井问题通过设计已经解决。所有短周期井基本都变成长寿井。
经济效益：以180口生产井计算，5年减少躺井808井次（2006.7以前至2011年躺井率分别为14%→8.9%→7.04%→6%→8.33%→8.7%），直接创经济效益4040万元（以每井次投入费用5万元计算），多产原油24240吨（日产油3t/d，作业停产及恢复期按10天计算）。
参考文献：采油技术手册第四分册。
[关键词]修井工艺设计；偏磨；腐蚀；结垢的治理
中图分类号：TE358 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）14-0039-01
随着油田开采，注水的见效，致使油井地层含水上升，使抽油机井偏磨、腐蚀、结垢现象日益加重。为提高采油速度，泵挂加深、冲次提高在所难免，相对应的是躺井率日趋严重，如何控制住高躺井是本文的研究重点。
一、躺井率高低的影響因素
（一）修井工艺设计人员水平的高低是主要因素
2003-2006年间，笔者就注意到油井免修期短，主要是躺井的根本原因没有找到，或采取措施针对性不强。例如因为腐蚀、结垢而泵杆偏磨，却没有对腐蚀、结垢引起重视，更没有采取相应措施。
（二）现有技术手段制约问题的解决是次要因素
在以抽油杆扶正器为抽油机井治理偏磨的主要井下工具时，扶正器耐磨时间仅60天即失效，因此防治偏磨不能单纯依靠扶正器解决，必须依靠优化设计解决，即泵径泵挂的确定、及泵杆组合。
（三）修井监督及油田管理也是不可或缺因素
检查入井管杆质量及油井管护措施的到位也很重要，管杆检查力度，油井管护措施落实与否也很重要。
二、控躺井措施
第六采油作业区管辖着段六拨油田、小集油田、王官屯油田及乌马营四个油田。开井180口井。日产水平1040吨/天。其中抽油机井125口，电泵55口。06年7月前的躺井率达到14%，经过三年的治理，基本解决了偏磨、腐蚀、结垢共同对抽油机井的危害，躺井率已经下降至6%水平。
三年来， 从防腐蚀、防偏磨、防垢入手，认真研究设计与井筒、油藏的适应性，大胆尝试新的设计思路，重点开展了以下三方面工作，见到了比较明显效果。
（一）、规模应用化学防腐技术，腐蚀治理见成效。作业六区部分油井井液中含有腐蚀性极强的H2S，加之随着地层含水的上升，油井偏磨呈加剧之势，偏磨和腐蚀的交替作用，造成杆断和管漏频繁发生。另外，我们从现场发现的规律看，19mm杆抗腐蚀性比22mm、25mm杆差，在19mm经常出现腐蚀断的情况下，我们在设计时考虑杆柱组合升级，提高安全系数，也见到了较好的效果。例如段40-48井44泵*1800米22*19泵杆组合，由于设计者没有考虑到井液腐蚀因素。致使05、06年各作业3次。平均检泵周期120天。腐蚀症结找到后，对应措施就应运而生：通过采取泵杆升级+加缓蚀剂措施，同时扶正+再长柱塞防砂泵防垢。2007年8月6日作业，免修期856天。这样一口口井治理，作业六区因为腐蚀、结垢而短周期井检泵周期就大幅度延长了。再例如官18-17井，通过提浅泵挂340m至44泵*1500m，生产时加缓蚀剂措施，使免修期由90天延长至1200天。因为腐蚀躺井直线下降，2006至2008年腐蚀躺井由32→17→16井次。
（二）、多种措施综合应用，偏磨治理取得突破。
作业六区的偏磨在采油三厂乃至大港油田都是出了名的，井深、斜度大、井身弯曲、稠油因素。治理偏磨对每名设计者的能力均是严峻的挑战。因为治理困难，在2004.1.30，采油三厂出重金聘请大港钻采院设计人员攻关段37-52井及段37-50井，结果检泵周期均60天而无功而返；2005.4.16又聘请胜利油田设计人员破解段38-47短周期难题，结果检泵周期仅13天又躺井；再次设计后仅生产60天又再次躺井，因为效果差而都停止试验撤走。2006年8月接手设计后，首先对作业六区所有偏磨井摸底，找出长寿原因。例如官2212井经过多次治理无效，而试油时的加重杆仅1根，却长寿，故推广几口井，效果不错，至少有8口井在没有加重杆情况下生产正常。
我们通过查找偏磨躺井提出发现问题的规律发现，偏磨问题表现为三种类型：井斜造成偏磨（多表现为单面磨）；方位变化大、杆柱下行失稳偏磨（多表现为多面磨）；垢质进泵造成活塞下行遇阻致使泵杆弯曲偏磨（双面磨）。
对于斜井偏磨，采取加重杆减少适当加重即可，偏磨段连续扶正（根据偏磨定中部及根部或仅根部），根据实际供液情况，提浅泵挂避开偏磨段。对于方位变化大、杆柱下行失稳的偏磨，采取偏磨段泵杆根部连续扶正，增加加重比例至杆柱总质量的15-18%，避免杆柱失稳。
（三）、对于结垢、垢类物质进泵，造成活塞下行遇阻泵杆弯曲偏磨的井，采取防砂泵防止垢落入泵内，泵下配套防砂筛管，再根据井斜或方位变化定扶正措施。
作业六区难治理井往往是腐蚀、结垢、偏磨互相渗透，只有100%深入现场，找全找准全部症结 ，多措并举，才能彻底消除所有隐患。结论：
设计的成功体现在检泵周期大幅度的延长，产量稳中有升。通常在设计中，经过现场分析，设计思路全部通过三断过程，即判断主因、推断过程、果断的措施。下步预防至少设立三道防线。例如腐蚀杆断井设计：第一道防线是杆柱升级、第二道防线是泵降级、第三道防线是泵挂提浅，第四道防线是加缓蚀剂生产。使安全系数大幅提高。成功典型井如下：
1、段37-50井斜井去掉加重杆后生产540天，周期是大港钻采院设计的9倍。
2、段37-52提浅泵挂1000m避开偏磨严重井段，至44泵*1200m生产417天，产量3t不变，周期是大港钻采院设计的7倍。
3、段38-47泵上部连续使用对油管没有伤害的陶瓷扶正器45个生产536天，周期是胜利油田设计的9倍。
4、官2204采取泵下及防砂泵综合防垢由90天延长至960天。
5、官17-16K采取泵下及防砂泵综合防垢由60天延长至480天。
6、段39-42采取泵下及防砂泵综合防垢，泵杆升级由90天延长至1700天。
7、段42-38采取泵下及防砂泵综合防垢由260天延长至1600天。
8、段37-44提浅泵挂300m，增加加重杆措施由90天延长至1414天。
（四）、加强修井监督，加大油井管护考核力度
修井监督是修井管理工作的重要内容。在监管工作中，监督的管理者必须自觉地保证监督工作按预定计划有条不紊地执行，还要结合不断发展的实际作出及时有效地调整、补充。强化监督就是要持之以恒地减少薄弱环节，将监督渗透到修井生产系统的方方面面，做到到位而不缺位。检查是发现问题、整治隐患的有效途径，因此监督人员要提高检查的质量。在油井管护中，加强检查力度，要转变过去以人管人的思想观念和方式，形成以制度管人。
三、结束语
总之，大港钻采院设计专家及胜利油田设计专家不能解决的短周期井问题通过设计已经解决。所有短周期井基本都变成长寿井。
经济效益：以180口生产井计算，5年减少躺井808井次（2006.7以前至2011年躺井率分别为14%→8.9%→7.04%→6%→8.33%→8.7%），直接创经济效益4040万元（以每井次投入费用5万元计算），多产原油24240吨（日产油3t/d，作业停产及恢复期按10天计算）。
参考文献：采油技术手册第四分册。