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摘要：本文通过对油水井维护作业量多的原因进行分析，找出了造成油井维护井次多的终端因素，并通过制定对策和相应的实施，延长了油水井的免修期。取得了较好的实施效果和经济效益。对采油队油水井的管理起到一定的借鉴作用。
关键词：油水井 作业 维护 免修期
目前我队管理着东辛西油田的营66及部分营33、营93区块的油井，含油面积6.21平方公里，地质储量784万吨。目前油井47口，开井28口，日产液1635吨，日产油101吨，综合含水93.8%，平均动液面804米。水井43口，开井31口，日注水2805立方米，月注采比1.72，采油速度0.64，采出程度22.78%。截止2009年8月底，累计采油178.96万吨，累计注水2893.52万立方米，累计注采比1.08。由于过去的粗放型开发管理和油藏认识的肤浅，致使油井的管杆腐蚀偏磨严重，加之注采关系不完善，层间矛盾认识分析不清楚，造成地层能量差，液面深，油井供液问题严重，从而导致油井维护作业工作量多，我们面对严峻的开发形势为了降低生产成本、充分挖掘每口油井的潜力，我们选择了“减少油井维护作业井次”这一课题。有效减少维护作业井次，延长油水井免修期、降本增效。
一、现状及原因分析
我队年平均开井27口，其中维护作业井次为17井次，维护频次较高，倒井严重影响我队产量的完成。我们通过分析、论证、讨论等形式，达成共识，认为通过减少油井维护井次，降低维护作业工作量，延长油水井免修期，可以提高油井时率，降低作业费用，降低成本。我们对影响产量的各项因素进行了分类调查，通过调查分析可以看出，影响产量的主要问题是维护作业。所以我队治理的下步重点为：减少油井维护作业井次。
二、原因分析
针对油井维护作业的影响因素，我们小组成员对全队17井次的作业井进行了分析和研究，并对其生产情况进行跟踪调查，我们认为，造成油井维护井次多的终端因素有以下9项。
1.对井筒轨迹定论不够严谨
由于对井筒的认识程度不到位，对油井造斜点、最大井斜无法作出准确的定位、判断从而造成管杆的长期偏磨，加剧了油井杆断、泵漏、管漏的发生。
2.杆、管、泵材质差
从去年维护作业井的统计结果中可以看出，杆、管、泵等作业材料的存在问题，从而造成了低效井和倒井。
3.生产参数不够合理
长期以来对抽油机井一直应用短冲程、快冲次的生产方式，忽略特殊井的特殊生产情况，致使部分油井因能量跟不上导致供液不足，难以正常生产，部分油井因抽油杆交变力过大而导致疲劳断脱
4.设计不够合理
根据以往的设计经验，不论井下状况怎样变化，设计模式千篇一律，管柱匹配也不够合理，易引起管杆磨损而导致断脱
5.无对应水井及水井欠注
部分油井只采不注，水井常压下吸水不足，达不到配注要求，注采关系不协调，地层能量得不到补充，油井供液能力下降
6.作业监督不及时、不准确
在作业过程中，对作业质量监控不到位，从而使某些井因作业质量差，工序不齐全造成倒井。
7.油井结蜡、油稠
由于油井结蜡造成光杆下不去等因素造成倒井
8.地层出砂
因地层出砂引起泵卡、光杆下不去而倒井
9.腐蚀
矿化度较高，管杆腐蚀严重，导致油井倒井
通过对以上影响因素的验证，最后确认以下四项影响因素为主要因素，即：对井筒轨迹定论不够精确、生产参数不够合理、设计不够合理、腐蚀现象
三、采取的对策及实施方案
1.解决问题：杆、管、泵偏磨严重
由于目前对油井井筒内部的定向认识还不够，我队斜井较多，含水不断上升等因素，使井内管柱都存在着不同程度的偏磨。偏磨的结果是：轻度偏磨使抽油杆表面金属喷涂层破坏，抽油杆性能下降，疲劳进程加快；严重偏磨甚至会磨透接箍或油管。因此，我们小组采取各项工艺措施进行因偏磨造成倒井的优化工作。对于部分长期偏磨井，我们与矿上结合，通过降低油井冲次，上提泵挂避开造斜点等办法，改善了油井工况。
2.解决问题：生产参数不合理
抽油机井在生产过程中，抽油杆受压应力的大小与冲程、冲次、泵径、泵深四个参数有很大关系，参数选择越大，抽油杆交变力越大，从而导致抽油杆短时间内疲劳断裂。因此，针对这种地面机采设备及参数运用的不合理性，我们根据全队抽油机井各自的地下及地面生产情况，对设备及参数进行全面的优化。对正常生产井，每月进行一次平衡和参数分析及调整，对措施井在措施后必须分析调整，对特殊井如供液能力差的油井采用长冲程、慢冲次的生产参数进行生产。1-6月份我队共调大泵径1口，调参33井次，调平衡4井次，保证抽油机在最佳状态下运行
3.解决问题：设计不合理
去年我队开井数为29口，由于设计不合理造成：
3.1管柱匹配不科学
3.2沉没度不合理
实施3-1 加强油井优化设计，保证管柱科学匹配，延长油井免修期
为了延长油水井免修期，保证设计符合率，我们利用优化设计软件，对有杆泵进行优化组合，使管柱的匹配更趋于科学化、合理化。
实施3-2 采取泵径升级、上提泵挂等措施，及时整改不合理沉没度
根据部分油井因注水见效而液面回升，能量得到充分补充的现象，我们小组成员及时并有针对性地提出了泵径升级、上提泵挂的措施，保证油井的合理沉没度，既节约了管材、减少了能耗，又增加了产量、减少了倒井次数。
4.解决问题：管杆腐蚀
有部分腐蚀严重的油井，普遍存在偏磨严重的现象。偏磨加重了腐蚀，腐蚀同样促进了偏磨的加剧。针对单井的腐蚀特点，我们做到因井制宜，对井下药。由于种种原因，目前，主要是采取套管添加的方法，周期较长，加药工作质量有待改善。2009年我队共实施套加缓蚀剂的井有5口。
四、实施效果及经济效益
通过我们的共同努力，从今年开始，1-8月份与去年同期相比，我队的维护作业工作量有所减少，减少维护作业井2井次，使作业井次由12井次降为10井次实现了既定的目标。
经济效益1＝减少维护作业工作量（井次）×单井井次费用（万元/井次）＝2×5＝10（万元）
经济效益2＝减少维护作业工作量（井次）×倒井影响日产量（吨）×作业天数（日）×原油价格（万元/吨）＝2×1×3×0.2＝1.2（万元）
经济效益＝经济效益1+经济效益2＝10+1.2＝11.2（万元）
五、结束语
只有及时分析、观察、跟踪参数调整井的生产情况和设备以及井下工具的运转情况，对地下情况进行重新认识和研究，找出规律性的东西，制定出合适的开发方案，把地下潜能挖掘出来，顺利完成原油生产任务。我们要继续加强动态管理，促进管理工作向纵深发展，不断总结经验，提高管理水平，使成果进一步巩固，降低作业维护井次、增加效益。
关键词：油水井 作业 维护 免修期
目前我队管理着东辛西油田的营66及部分营33、营93区块的油井，含油面积6.21平方公里，地质储量784万吨。目前油井47口，开井28口，日产液1635吨，日产油101吨，综合含水93.8%，平均动液面804米。水井43口，开井31口，日注水2805立方米，月注采比1.72，采油速度0.64，采出程度22.78%。截止2009年8月底，累计采油178.96万吨，累计注水2893.52万立方米，累计注采比1.08。由于过去的粗放型开发管理和油藏认识的肤浅，致使油井的管杆腐蚀偏磨严重，加之注采关系不完善，层间矛盾认识分析不清楚，造成地层能量差，液面深，油井供液问题严重，从而导致油井维护作业工作量多，我们面对严峻的开发形势为了降低生产成本、充分挖掘每口油井的潜力，我们选择了“减少油井维护作业井次”这一课题。有效减少维护作业井次，延长油水井免修期、降本增效。
一、现状及原因分析
我队年平均开井27口，其中维护作业井次为17井次，维护频次较高，倒井严重影响我队产量的完成。我们通过分析、论证、讨论等形式，达成共识，认为通过减少油井维护井次，降低维护作业工作量，延长油水井免修期，可以提高油井时率，降低作业费用，降低成本。我们对影响产量的各项因素进行了分类调查，通过调查分析可以看出，影响产量的主要问题是维护作业。所以我队治理的下步重点为：减少油井维护作业井次。
二、原因分析
针对油井维护作业的影响因素，我们小组成员对全队17井次的作业井进行了分析和研究，并对其生产情况进行跟踪调查，我们认为，造成油井维护井次多的终端因素有以下9项。
1.对井筒轨迹定论不够严谨
由于对井筒的认识程度不到位，对油井造斜点、最大井斜无法作出准确的定位、判断从而造成管杆的长期偏磨，加剧了油井杆断、泵漏、管漏的发生。
2.杆、管、泵材质差
从去年维护作业井的统计结果中可以看出，杆、管、泵等作业材料的存在问题，从而造成了低效井和倒井。
3.生产参数不够合理
长期以来对抽油机井一直应用短冲程、快冲次的生产方式，忽略特殊井的特殊生产情况，致使部分油井因能量跟不上导致供液不足，难以正常生产，部分油井因抽油杆交变力过大而导致疲劳断脱
4.设计不够合理
根据以往的设计经验，不论井下状况怎样变化，设计模式千篇一律，管柱匹配也不够合理，易引起管杆磨损而导致断脱
5.无对应水井及水井欠注
部分油井只采不注，水井常压下吸水不足，达不到配注要求，注采关系不协调，地层能量得不到补充，油井供液能力下降
6.作业监督不及时、不准确
在作业过程中，对作业质量监控不到位，从而使某些井因作业质量差，工序不齐全造成倒井。
7.油井结蜡、油稠
由于油井结蜡造成光杆下不去等因素造成倒井
8.地层出砂
因地层出砂引起泵卡、光杆下不去而倒井
9.腐蚀
矿化度较高，管杆腐蚀严重，导致油井倒井
通过对以上影响因素的验证，最后确认以下四项影响因素为主要因素，即：对井筒轨迹定论不够精确、生产参数不够合理、设计不够合理、腐蚀现象
三、采取的对策及实施方案
1.解决问题：杆、管、泵偏磨严重
由于目前对油井井筒内部的定向认识还不够，我队斜井较多，含水不断上升等因素，使井内管柱都存在着不同程度的偏磨。偏磨的结果是：轻度偏磨使抽油杆表面金属喷涂层破坏，抽油杆性能下降，疲劳进程加快；严重偏磨甚至会磨透接箍或油管。因此，我们小组采取各项工艺措施进行因偏磨造成倒井的优化工作。对于部分长期偏磨井，我们与矿上结合，通过降低油井冲次，上提泵挂避开造斜点等办法，改善了油井工况。
2.解决问题：生产参数不合理
抽油机井在生产过程中，抽油杆受压应力的大小与冲程、冲次、泵径、泵深四个参数有很大关系，参数选择越大，抽油杆交变力越大，从而导致抽油杆短时间内疲劳断裂。因此，针对这种地面机采设备及参数运用的不合理性，我们根据全队抽油机井各自的地下及地面生产情况，对设备及参数进行全面的优化。对正常生产井，每月进行一次平衡和参数分析及调整，对措施井在措施后必须分析调整，对特殊井如供液能力差的油井采用长冲程、慢冲次的生产参数进行生产。1-6月份我队共调大泵径1口，调参33井次，调平衡4井次，保证抽油机在最佳状态下运行
3.解决问题：设计不合理
去年我队开井数为29口，由于设计不合理造成：
3.1管柱匹配不科学
3.2沉没度不合理
实施3-1 加强油井优化设计，保证管柱科学匹配，延长油井免修期
为了延长油水井免修期，保证设计符合率，我们利用优化设计软件，对有杆泵进行优化组合，使管柱的匹配更趋于科学化、合理化。
实施3-2 采取泵径升级、上提泵挂等措施，及时整改不合理沉没度
根据部分油井因注水见效而液面回升，能量得到充分补充的现象，我们小组成员及时并有针对性地提出了泵径升级、上提泵挂的措施，保证油井的合理沉没度，既节约了管材、减少了能耗，又增加了产量、减少了倒井次数。
4.解决问题：管杆腐蚀
有部分腐蚀严重的油井，普遍存在偏磨严重的现象。偏磨加重了腐蚀，腐蚀同样促进了偏磨的加剧。针对单井的腐蚀特点，我们做到因井制宜，对井下药。由于种种原因，目前，主要是采取套管添加的方法，周期较长，加药工作质量有待改善。2009年我队共实施套加缓蚀剂的井有5口。
四、实施效果及经济效益
通过我们的共同努力，从今年开始，1-8月份与去年同期相比，我队的维护作业工作量有所减少，减少维护作业井2井次，使作业井次由12井次降为10井次实现了既定的目标。
经济效益1＝减少维护作业工作量（井次）×单井井次费用（万元/井次）＝2×5＝10（万元）
经济效益2＝减少维护作业工作量（井次）×倒井影响日产量（吨）×作业天数（日）×原油价格（万元/吨）＝2×1×3×0.2＝1.2（万元）
经济效益＝经济效益1+经济效益2＝10+1.2＝11.2（万元）
五、结束语
只有及时分析、观察、跟踪参数调整井的生产情况和设备以及井下工具的运转情况，对地下情况进行重新认识和研究，找出规律性的东西，制定出合适的开发方案，把地下潜能挖掘出来，顺利完成原油生产任务。我们要继续加强动态管理，促进管理工作向纵深发展，不断总结经验，提高管理水平，使成果进一步巩固，降低作业维护井次、增加效益。