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摘 要：传统倒换注采一体管柱井口需要7个步骤，操作繁琐，倒换时间长，井控风险大;现场操作工人倒换井口时会使用管钳咬住抽油杆的方式来缩短操作时间，但属于违章操作，安全风险高。全新倒换井口装置的研究可以大大缩短倒换井口时间，并在倒换过程中实现了油管处于可控状态，降低了井控風险，提高了操作安全系数。
关键词：注采一体管柱;倒井口;井控;违章;
一、注采一体管柱简介
稠油是指在油层条件下原油粘度大于50mPa.s、相对密度大于0.92的原油，国外称之为“重油（heavy oil）”。我国稠油沥青质含量低，胶质含量高，粘度偏高，相对密度较低。根据我国稠油的特征，将稠油分为三类。在稠油分类时，以原油粘度为第一指标，相对密度作为辅助指标。
注采一体管柱技术，便是为稠油蒸汽吞吐井设计的注气采油专用配套管柱，可实现一次管柱注气采油循环生产，缩短了施工周期，节约了劳动力，降低了生产成本，提高了油井产量。
1.1工作原理
注汽作业时，柱塞处于碰泵状态，柱塞上注汽孔同泵筒上的注汽孔对其联通，从而使泵上下油管联通，是热蒸汽通过注汽孔进入泵筒与外工作筒环形空间，井泵下注入地层。
注蒸汽转抽时，上提柱塞，柱塞将注汽孔密封，抽油泵可正常抽油。
1.2技术特点
1.2.1可实现一次管柱循环注采
密封覆盖技术，防止注汽过程中柱塞泵筒结垢，保证抽油泵正常工作;保证注采循环进行。
1.2.2防砂卡、减轻磨损
采用长柱塞、短泵筒结构，防止柱塞泵筒砂卡，减轻磨损。
1.2.3无需泄油器可自动泄油
作业时提出抽油杆柱，即可自动泄油。
1.3注采一体管柱与常规管柱对比分析
1.3.1常规管柱的缺点
（1）工序繁多，生产成本高;
（2）光油管生产，井筒热损失大，电加热能耗高;
（3）封隔器隔热效果较差，不利于套管保护，且易造成卡钻事故。
1.3.2注采一体管柱的特点
（1）氮气隔热优于封隔器隔热;
（2）具有注汽隔热及采油保温的双重作用;
（3）杆式泵与保温管匹配，实现了注、采不动管柱;
（4）可不动管柱冲砂;
（5）具备防砂功能。
1.3.3注采一体管柱的缺点
（1）注采一体管柱起抽油杆施工时易造成杆脱事故 ;
（2）注采一体管柱适用于稠油区块，井内抽油杆多为空心杆，井场出现空心杆密封不严的情况;
（3）注采一体管柱为悬挂管柱，倒换井口复杂，井控风险高;
二、现状分析
稠油，顾名思义，是一种比较粘稠的石油，是因为其沥青质和胶质含量较高而导致粘度高、密度大，国外一般称之为重油。稠油状如黑泥，流动性很差，甚至可以用手抓起，用铁铲铲起，因而开采难度极高。
我国的稠油资源十分丰富，占已探明石油储量的五分之一，辽河油田的稠油储量占全油田石油储量的三分之一。辽河油田于1981年引进了部分国外热采技术，开始了单井蒸汽吞吐采油工艺技术的试验：用专用的高温高压蒸汽发生器向深部油层注入150以上大气压，摄氏350度的高温高压蒸汽，降低稠油的粘度，使之容易流动，以便开采。但是，在1600米井上进行蒸汽吞吐热采，国外尚无先例。
从1981年以来，先在高升油田1600米深井里开展试验，收到较好的效果，紧接着又开辟了几个新的试验区，工艺水平不断提高，蒸汽吞吐增产效果明显。蒸汽吞吐前投产48口井，日产油147吨，平均单井日产3吨。蒸汽吞吐后，日产797吨，平均单井日产16.6吨，极大提升了工作效率。辽河油田的科技人员在攻关中，注意把引进技术同我国的实际情况相结合，在有关科研单位和大专院校的协作和配合下，不少单项课题都有所创新，很快使稠油进入工业性开发。
辽河油田的超稠油，密度大、黏度大、胶质沥青质含量高，临界流动温度高达80摄氏度，以其开采难度大著称于世. 特种油开发公司作为辽河超稠油开发的主要阵地重任在肩，如今特油区块多数采用的是注采一体管柱结构，减小了修井作业的工作量。然而，在转注井的施工中倒井口时存在倒井口的方式耗费时间长，井控风险高，安全系数低等缺陷。
2.1传统倒换井口流程
1、提杆柱至连杆位置;
2、下入杆短接;
3、在杆短接外部套上带丝扣头的管短接，装卡瓦;
4、拆卸采油树螺栓，上提，座管吊卡;
5、拆卸井变，上提，座杆吊卡;
6、卸掉杆短接;
7、上提，吊下采油树，起泵。
2.2违章倒换井口流程
1、提杆柱至连杆位置;
2、用管钳抱死连杆，套入带丝扣头的管短接，装卡瓦;
3、拆卸采油树螺栓，上提，座管吊卡;
4、拆卸井变，上提，在采油树下方的连杆上用管钳抱死;
5、下放采油树至上方杆吊卡脱离管短接，摘掉杆吊卡;
6、上提，吊下采油树，起泵。
三、全新倒换井口装置介绍
3.1装置结构
本装置由提升部件、洗井部件、套铣部件三部分组成。
3.2工作原理
3.2.1提升部件
提升部件包括改进提升短接一根、丝扣头1个、空心杆短接1根，改进提升短接上部为2寸半平式母扣，内部焊接空心杆母扣用于与井口空心杆公扣连接，也可根据井内抽油杆类型安装合适变扣，空心杆短接长度大于井口高度+悬挂变扣高度即可。操作步骤：1、提杆柱至连杆位置;2、安装倒换井口装置;3、拆卸采油树螺栓，上提，座管吊卡;4、拆卸井变，上提，座杆吊卡;5、卸扣，上提，吊下采油树，起泵。
3.2.2洗井部件
洗井部件为公活接头1个，当活塞断脱在油管内时，由于油管内部被石油填满，此时起管柱易造成环境污染。安装倒换井口装置，将公活接头安装在提升短接上部，连接泵车管线即可进行替油操作。
3.2.3套铣部件
套铣部件为油管短接1根（与防喷器闸板匹配），与井内管柱匹配变扣1套。油管短接+变扣长度需短于抽油杆短接。注采一体管柱由于杆式泵的活塞外径大于井口内径，所以需要在提出活塞前进行倒换井口操作，当井口倒下后，此时井口处于无控状态。将倒换井口装置的丝扣头卸下换上油管短接，里面连接空心杆短接，套铣时发生井喷，将装置的空心杆短接连接井口抽油杆上，上提撤掉杆吊卡，下放装置将管短接与井口管柱相连，上提装置，撤掉管吊卡，下放至油管短接处，坐上管吊卡，关闭防喷器。
3.2.4全新倒换井口流程
1、提杆柱至连杆位置;
2、安装倒换井口装置;
3、拆卸采油树螺栓，上提，座管吊卡;
4、拆卸井变，上提，座杆吊卡;
5、卸扣，上提，吊下采油树，起泵。
四、创新项目应用情况
全新倒换井控装置操作简便、出现井控风险时，抢装速度快;全新倒换井控装置的使用缩减了倒换井口流程，减少了倒换井口时间，降低了工人的劳动强度，降低了井控风险，提高了工作效率，是一种适合现场、方便、实用、安全可靠的新型装备。
五、技术指标及经济效益
全新倒换井控装置的设计可以完全取缔现有的倒换井口装置，不仅节约了劳动力，也大大的降低了员工操作风险及井控风险。总之，无论是劳动力上还是经济效益上都具有很高的前景。
结束语
创新点：井控安全、缩短施工时间、节约劳动力，操作安全;井控工作室石油勘探开发企业安全工作的重中之重。井控安全意识的培养在井控工作中十分重要。所有从事油气生产工作的人必须具备井控安全意识。本装置解决了传统倒换井口中出现的各种问题尤其是井控安全问题，是一种适合现场、方便、实用、安全可靠的施工装置。
关键词：注采一体管柱;倒井口;井控;违章;
一、注采一体管柱简介
稠油是指在油层条件下原油粘度大于50mPa.s、相对密度大于0.92的原油，国外称之为“重油（heavy oil）”。我国稠油沥青质含量低，胶质含量高，粘度偏高，相对密度较低。根据我国稠油的特征，将稠油分为三类。在稠油分类时，以原油粘度为第一指标，相对密度作为辅助指标。
注采一体管柱技术，便是为稠油蒸汽吞吐井设计的注气采油专用配套管柱，可实现一次管柱注气采油循环生产，缩短了施工周期，节约了劳动力，降低了生产成本，提高了油井产量。
1.1工作原理
注汽作业时，柱塞处于碰泵状态，柱塞上注汽孔同泵筒上的注汽孔对其联通，从而使泵上下油管联通，是热蒸汽通过注汽孔进入泵筒与外工作筒环形空间，井泵下注入地层。
注蒸汽转抽时，上提柱塞，柱塞将注汽孔密封，抽油泵可正常抽油。
1.2技术特点
1.2.1可实现一次管柱循环注采
密封覆盖技术，防止注汽过程中柱塞泵筒结垢，保证抽油泵正常工作;保证注采循环进行。
1.2.2防砂卡、减轻磨损
采用长柱塞、短泵筒结构，防止柱塞泵筒砂卡，减轻磨损。
1.2.3无需泄油器可自动泄油
作业时提出抽油杆柱，即可自动泄油。
1.3注采一体管柱与常规管柱对比分析
1.3.1常规管柱的缺点
（1）工序繁多，生产成本高;
（2）光油管生产，井筒热损失大，电加热能耗高;
（3）封隔器隔热效果较差，不利于套管保护，且易造成卡钻事故。
1.3.2注采一体管柱的特点
（1）氮气隔热优于封隔器隔热;
（2）具有注汽隔热及采油保温的双重作用;
（3）杆式泵与保温管匹配，实现了注、采不动管柱;
（4）可不动管柱冲砂;
（5）具备防砂功能。
1.3.3注采一体管柱的缺点
（1）注采一体管柱起抽油杆施工时易造成杆脱事故 ;
（2）注采一体管柱适用于稠油区块，井内抽油杆多为空心杆，井场出现空心杆密封不严的情况;
（3）注采一体管柱为悬挂管柱，倒换井口复杂，井控风险高;
二、现状分析
稠油，顾名思义，是一种比较粘稠的石油，是因为其沥青质和胶质含量较高而导致粘度高、密度大，国外一般称之为重油。稠油状如黑泥，流动性很差，甚至可以用手抓起，用铁铲铲起，因而开采难度极高。
我国的稠油资源十分丰富，占已探明石油储量的五分之一，辽河油田的稠油储量占全油田石油储量的三分之一。辽河油田于1981年引进了部分国外热采技术，开始了单井蒸汽吞吐采油工艺技术的试验：用专用的高温高压蒸汽发生器向深部油层注入150以上大气压，摄氏350度的高温高压蒸汽，降低稠油的粘度，使之容易流动，以便开采。但是，在1600米井上进行蒸汽吞吐热采，国外尚无先例。
从1981年以来，先在高升油田1600米深井里开展试验，收到较好的效果，紧接着又开辟了几个新的试验区，工艺水平不断提高，蒸汽吞吐增产效果明显。蒸汽吞吐前投产48口井，日产油147吨，平均单井日产3吨。蒸汽吞吐后，日产797吨，平均单井日产16.6吨，极大提升了工作效率。辽河油田的科技人员在攻关中，注意把引进技术同我国的实际情况相结合，在有关科研单位和大专院校的协作和配合下，不少单项课题都有所创新，很快使稠油进入工业性开发。
辽河油田的超稠油，密度大、黏度大、胶质沥青质含量高，临界流动温度高达80摄氏度，以其开采难度大著称于世. 特种油开发公司作为辽河超稠油开发的主要阵地重任在肩，如今特油区块多数采用的是注采一体管柱结构，减小了修井作业的工作量。然而，在转注井的施工中倒井口时存在倒井口的方式耗费时间长，井控风险高，安全系数低等缺陷。
2.1传统倒换井口流程
1、提杆柱至连杆位置;
2、下入杆短接;
3、在杆短接外部套上带丝扣头的管短接，装卡瓦;
4、拆卸采油树螺栓，上提，座管吊卡;
5、拆卸井变，上提，座杆吊卡;
6、卸掉杆短接;
7、上提，吊下采油树，起泵。
2.2违章倒换井口流程
1、提杆柱至连杆位置;
2、用管钳抱死连杆，套入带丝扣头的管短接，装卡瓦;
3、拆卸采油树螺栓，上提，座管吊卡;
4、拆卸井变，上提，在采油树下方的连杆上用管钳抱死;
5、下放采油树至上方杆吊卡脱离管短接，摘掉杆吊卡;
6、上提，吊下采油树，起泵。
三、全新倒换井口装置介绍
3.1装置结构
本装置由提升部件、洗井部件、套铣部件三部分组成。
3.2工作原理
3.2.1提升部件
提升部件包括改进提升短接一根、丝扣头1个、空心杆短接1根，改进提升短接上部为2寸半平式母扣，内部焊接空心杆母扣用于与井口空心杆公扣连接，也可根据井内抽油杆类型安装合适变扣，空心杆短接长度大于井口高度+悬挂变扣高度即可。操作步骤：1、提杆柱至连杆位置;2、安装倒换井口装置;3、拆卸采油树螺栓，上提，座管吊卡;4、拆卸井变，上提，座杆吊卡;5、卸扣，上提，吊下采油树，起泵。
3.2.2洗井部件
洗井部件为公活接头1个，当活塞断脱在油管内时，由于油管内部被石油填满，此时起管柱易造成环境污染。安装倒换井口装置，将公活接头安装在提升短接上部，连接泵车管线即可进行替油操作。
3.2.3套铣部件
套铣部件为油管短接1根（与防喷器闸板匹配），与井内管柱匹配变扣1套。油管短接+变扣长度需短于抽油杆短接。注采一体管柱由于杆式泵的活塞外径大于井口内径，所以需要在提出活塞前进行倒换井口操作，当井口倒下后，此时井口处于无控状态。将倒换井口装置的丝扣头卸下换上油管短接，里面连接空心杆短接，套铣时发生井喷，将装置的空心杆短接连接井口抽油杆上，上提撤掉杆吊卡，下放装置将管短接与井口管柱相连，上提装置，撤掉管吊卡，下放至油管短接处，坐上管吊卡，关闭防喷器。
3.2.4全新倒换井口流程
1、提杆柱至连杆位置;
2、安装倒换井口装置;
3、拆卸采油树螺栓，上提，座管吊卡;
4、拆卸井变，上提，座杆吊卡;
5、卸扣，上提，吊下采油树，起泵。
四、创新项目应用情况
全新倒换井控装置操作简便、出现井控风险时，抢装速度快;全新倒换井控装置的使用缩减了倒换井口流程，减少了倒换井口时间，降低了工人的劳动强度，降低了井控风险，提高了工作效率，是一种适合现场、方便、实用、安全可靠的新型装备。
五、技术指标及经济效益
全新倒换井控装置的设计可以完全取缔现有的倒换井口装置，不仅节约了劳动力，也大大的降低了员工操作风险及井控风险。总之，无论是劳动力上还是经济效益上都具有很高的前景。
结束语
创新点：井控安全、缩短施工时间、节约劳动力，操作安全;井控工作室石油勘探开发企业安全工作的重中之重。井控安全意识的培养在井控工作中十分重要。所有从事油气生产工作的人必须具备井控安全意识。本装置解决了传统倒换井口中出现的各种问题尤其是井控安全问题，是一种适合现场、方便、实用、安全可靠的施工装置。