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摘要：本文分析了地层因素的变化对躺井的影响；从原油物性和和井筒因素方面，分析了稠油、腐蚀、泵的因素、偏磨等对躺井的影响。从防腐防偏磨一体化治理、优化设计、优化防砂等方面，推进精细化管理，在降低抽油机井躺井率实践方面取得了较好的效果。
关键词：抽油机井 躺井率 措施探讨
0 引言
抽油机井躺井率是衡量油田开发水平的一项重要指标。孤岛采油厂近几年躺井率在4.5%以上，随着进入特高含水开发阶段，抽油机井躺井率有进一步上升的趋势，影响了油田的开发效果。为了达到挖潜增效、高效开发的目标，从油藏、工艺、管理多角度对引起躺井的原因进行分析，通过攻关技术攻关，有效降低了抽油机井躺井率，达到了减少多轮次井，降低躺井率，降本增效的目标。
1 抽油机井躺井原因分析
1.1 油藏因素
（1）地层能量变化引起不供液导致的躺井对于注水开发单元，地层欠注量逐年增加，地层能量逐年下降，动液面随之下降，导致油井供液不足关井。2012年统计的躺井中，因不供液造成的躺井有145口，其中42口井是因为地层能量下降造成的躺井。
（2）地层出砂引起的躺井孤岛油田油井出砂严重，每年防砂工作量均在400口以上。2011年防砂482井次，其中常规井230井次，热采252井次。因出砂造成砂卡泵躺井86口，因出砂造成地层堵塞59口，因出砂堵塞防砂管45口（表1）。
1.2 原油物性因素造成抽油机井躺井
原油物性因素导致躺井的主要原因为油稠、结蜡而造成泵和管柱的堵塞、抽油杆断、光杆下不去、光杆断等，这类原因占造成抽油机井躺井数量增加。
1.3 偏磨引起的杆管失效
腐蚀、偏磨井主要集中在孤一油藏经营管理区404站。近几年，随着开发程度的增加，该站腐蚀偏磨共存井逐年增加，目前已经达到15口。
1.4 泵的因素
这几年泵的因素造成的躺井抽油泵造成的躺井数持续增加，是导致躺井的主要原因。其中，柱塞上压冒断脱、固定阀漏失、泵筒腐蚀柱塞磨损是主要原因，也是下步降低抽油机井躺井率的重要措施实施方向（表2）。
1.5 生产参数不合理
生产参数不合理造成的躺在油井生产过程中，必须保证其在合理的生产参数下运行。如果生产参数不合理，要及时优化杆级组合、更换老化杆柱、调整泵的工作参数、优化管柱组合，确保合理泵，减少因生产参数不合理造成的躺井率上升。
2 降低躺井率措施
2.1 推进精细管理
优化举升配套。减少举升系统造成的躺井在优化设计工作中，以开发单元为对象，以提高单元效率为目标，按吨液耗电量进行目标分解，建立单元系统效率优化体系，把油井宏观控制分析、优化设计技术相结合，通过油井宏观生产状态评价，有方向、有目标地对单井进行问题诊断与分析，巩固提高改进措施、固化管理制度流程，结合油井参数优化设计进一步制定整改措施。
2.2 防腐防偏磨长效治理技术
对腐蚀偏磨特别严重的井实施了内衬管+抽油杆减磨接箍或内衬管+连续杆防偏磨工艺，对腐蚀严重的进行了缓蚀剂评价筛选，加药剂量评定，实施了套管加药或泵下加固体缓蚀剂防腐工艺，并进行了现场腐蚀速率动态监测，全部采用防腐耐磨抽油泵，使防腐蚀与防偏磨有机结合起来。通过两年的防腐防偏磨长效一体化治理技术的应用，实施后生产周期延长明显，有效地降低了躺井率。
2.3 优化防砂工艺
在防砂技术改进方面，改变了常规防砂理念，推广适度防砂和控水防砂技术。2012年实施控水防砂一体化工艺11口，实施后，初期含水下降5.5%，日油增加2.39t；实施防排沉一体化6口，与上周期相比，平均单井动液面上升179m，平均单井日增液12.9m3，增加l9.2%，平均防砂有效期已经延长125d。
2.4 对抽油泵的改进
针对高含水、高腐蚀、出砂、出聚造成的泵漏失、断脱问题，2012年对抽油泵进行了第3次改进，主要是增加了游动阀罩的厚度，缩短了游动阀的起跳行程，把锚定改为点焊。对12台改进泵进行了跟踪。实施后，从泵效变化规律看，有明显改善效果，泵高效期得到了延长。改进泵实施后，躺井总数中泵的因素同期相比有明显减少。
3 降低抽油井躺井率的方法探讨
3.1提高抽油泵适应性
降低抽油泵造成的躺井建议下步首先对泵的结构进行改进。改进方法，将游动阀下移，由闭式罩改成开式罩，开式罩上部接出液口，并和抽油杆连接，避免阀球对内壁的创击，为了减少改进后出砂对泵的影响，采用软密封皮碗起刮砂作用。
3.2 建立预警机制
通过对造成躺井的因素进行系统分析，利用载荷控制图、作业质量监控图、工况图、泵效变化曲线作为躺井预警的管理措施，以躺井管理标准化、扶井操作程序化为工作方法，形成“三图一线一化”技术，把该技术作为躺井预警技术。
3.3 改进特殊井管理
针对易出砂稠油油藏，出砂、结蜡、结垢、腐蚀的井较多的特点，以及抽油机井、螺杆泵井、电泵、喷射泵、自喷等井，给油井的管理带来一定的难度。要建立对应的出砂井、稠油井的管理、光杆缓下井、边水活跃油井、间歇出油井、螺杆泵井、喷射泵井、垦西断块、腐蚀偏磨、结蜡及结垢单元、新开井等特殊井管理办法，切实降低躺井率。
4 结束语
2012年，通过实施参数优化设计、防腐防偏磨长效治理技术、推广适度防砂和控水防砂技术、改进抽油泵等措施，孤一油藏经营管理区404站抽油机井躺井率下降了0.5%，全年减少躺井数12井次，节约作业成本65万元，达到了提高抽油井管理水平、节能降耗的目的。
参考文献
[1]邢洁 精细化管理控制躺井率 《中国石油和化工标准与质量》 2012年04期
作者简介：孙娟（1979.12-），女，采油技师，从事采油操作工作。
关键词：抽油机井 躺井率 措施探讨
0 引言
抽油机井躺井率是衡量油田开发水平的一项重要指标。孤岛采油厂近几年躺井率在4.5%以上，随着进入特高含水开发阶段，抽油机井躺井率有进一步上升的趋势，影响了油田的开发效果。为了达到挖潜增效、高效开发的目标，从油藏、工艺、管理多角度对引起躺井的原因进行分析，通过攻关技术攻关，有效降低了抽油机井躺井率，达到了减少多轮次井，降低躺井率，降本增效的目标。
1 抽油机井躺井原因分析
1.1 油藏因素
（1）地层能量变化引起不供液导致的躺井对于注水开发单元，地层欠注量逐年增加，地层能量逐年下降，动液面随之下降，导致油井供液不足关井。2012年统计的躺井中，因不供液造成的躺井有145口，其中42口井是因为地层能量下降造成的躺井。
（2）地层出砂引起的躺井孤岛油田油井出砂严重，每年防砂工作量均在400口以上。2011年防砂482井次，其中常规井230井次，热采252井次。因出砂造成砂卡泵躺井86口，因出砂造成地层堵塞59口，因出砂堵塞防砂管45口（表1）。
1.2 原油物性因素造成抽油机井躺井
原油物性因素导致躺井的主要原因为油稠、结蜡而造成泵和管柱的堵塞、抽油杆断、光杆下不去、光杆断等，这类原因占造成抽油机井躺井数量增加。
1.3 偏磨引起的杆管失效
腐蚀、偏磨井主要集中在孤一油藏经营管理区404站。近几年，随着开发程度的增加，该站腐蚀偏磨共存井逐年增加，目前已经达到15口。
1.4 泵的因素
这几年泵的因素造成的躺井抽油泵造成的躺井数持续增加，是导致躺井的主要原因。其中，柱塞上压冒断脱、固定阀漏失、泵筒腐蚀柱塞磨损是主要原因，也是下步降低抽油机井躺井率的重要措施实施方向（表2）。
1.5 生产参数不合理
生产参数不合理造成的躺在油井生产过程中，必须保证其在合理的生产参数下运行。如果生产参数不合理，要及时优化杆级组合、更换老化杆柱、调整泵的工作参数、优化管柱组合，确保合理泵，减少因生产参数不合理造成的躺井率上升。
2 降低躺井率措施
2.1 推进精细管理
优化举升配套。减少举升系统造成的躺井在优化设计工作中，以开发单元为对象，以提高单元效率为目标，按吨液耗电量进行目标分解，建立单元系统效率优化体系，把油井宏观控制分析、优化设计技术相结合，通过油井宏观生产状态评价，有方向、有目标地对单井进行问题诊断与分析，巩固提高改进措施、固化管理制度流程，结合油井参数优化设计进一步制定整改措施。
2.2 防腐防偏磨长效治理技术
对腐蚀偏磨特别严重的井实施了内衬管+抽油杆减磨接箍或内衬管+连续杆防偏磨工艺，对腐蚀严重的进行了缓蚀剂评价筛选，加药剂量评定，实施了套管加药或泵下加固体缓蚀剂防腐工艺，并进行了现场腐蚀速率动态监测，全部采用防腐耐磨抽油泵，使防腐蚀与防偏磨有机结合起来。通过两年的防腐防偏磨长效一体化治理技术的应用，实施后生产周期延长明显，有效地降低了躺井率。
2.3 优化防砂工艺
在防砂技术改进方面，改变了常规防砂理念，推广适度防砂和控水防砂技术。2012年实施控水防砂一体化工艺11口，实施后，初期含水下降5.5%，日油增加2.39t；实施防排沉一体化6口，与上周期相比，平均单井动液面上升179m，平均单井日增液12.9m3，增加l9.2%，平均防砂有效期已经延长125d。
2.4 对抽油泵的改进
针对高含水、高腐蚀、出砂、出聚造成的泵漏失、断脱问题，2012年对抽油泵进行了第3次改进，主要是增加了游动阀罩的厚度，缩短了游动阀的起跳行程，把锚定改为点焊。对12台改进泵进行了跟踪。实施后，从泵效变化规律看，有明显改善效果，泵高效期得到了延长。改进泵实施后，躺井总数中泵的因素同期相比有明显减少。
3 降低抽油井躺井率的方法探讨
3.1提高抽油泵适应性
降低抽油泵造成的躺井建议下步首先对泵的结构进行改进。改进方法，将游动阀下移，由闭式罩改成开式罩，开式罩上部接出液口，并和抽油杆连接，避免阀球对内壁的创击，为了减少改进后出砂对泵的影响，采用软密封皮碗起刮砂作用。
3.2 建立预警机制
通过对造成躺井的因素进行系统分析，利用载荷控制图、作业质量监控图、工况图、泵效变化曲线作为躺井预警的管理措施，以躺井管理标准化、扶井操作程序化为工作方法，形成“三图一线一化”技术，把该技术作为躺井预警技术。
3.3 改进特殊井管理
针对易出砂稠油油藏，出砂、结蜡、结垢、腐蚀的井较多的特点，以及抽油机井、螺杆泵井、电泵、喷射泵、自喷等井，给油井的管理带来一定的难度。要建立对应的出砂井、稠油井的管理、光杆缓下井、边水活跃油井、间歇出油井、螺杆泵井、喷射泵井、垦西断块、腐蚀偏磨、结蜡及结垢单元、新开井等特殊井管理办法，切实降低躺井率。
4 结束语
2012年，通过实施参数优化设计、防腐防偏磨长效治理技术、推广适度防砂和控水防砂技术、改进抽油泵等措施，孤一油藏经营管理区404站抽油机井躺井率下降了0.5%，全年减少躺井数12井次，节约作业成本65万元，达到了提高抽油井管理水平、节能降耗的目的。
参考文献
[1]邢洁 精细化管理控制躺井率 《中国石油和化工标准与质量》 2012年04期
作者简介：孙娟（1979.12-），女，采油技师，从事采油操作工作。