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摘 要：本文通过介绍高凝油油田开发后期油井在管理存在问题的基础上，提出了针对油田油井生产过程存在的生产管理问题实施的对策，通过现场试验、应用、及效果分析验证了对策在高凝稠油油田后期开发中的适用性、可行性和推广性。在后期开发过程中，对策将逐渐完善，对于高凝油油田的开发将有很大的应用前景。
关键词：高凝油田；油井管理；对策实施一、基本概况
牛心坨油田原油具有密度大、粘度大、凝固点高等典型的高凝稠油特点。因此在油井生产过程中必须采用井筒伴热才能保证原油平稳举升。油田开发至今，采用的主要采油工艺有闭式热水循环工艺、中频电杆加热工艺、干抽工艺等三种，由于闭式热水循环生产工艺井下管住结构及地面配套设备较多，能源消耗大，导致油井作业工序复杂同时日常维护相对费时。这样不仅增加了牛心坨油田生产成本，同时减少了油井正常生产时间，也影响牛心坨油田产量。经过实验论证于2012年60%的油井转换为干抽工艺，，26 %的油井转换为中频电杆加热工艺，14%的油井转化为捞油井。目前牛心坨油田开发进入后期阶段，目前有常规采油站8座，有生产油井180口，其中有干抽井103口（包含乳化油井54口），电杆井43口，捞油井24口，平均每天正常开井156口，日产油335吨，油井平均含水78.5%。
2012年12月底牛心坨油田完成了采油工艺转换工作。经过反复实验论证确认为油井含水大于80%的油井热洗周期3个月，50%至80%的两个月，含水50%以下的一个月。对于负荷变化大的井，加大功图测试密度，随时发现随时洗的方案。可是在实际操作中存在一定的问题，主要表现在以下几个方面。
二、油井生产管理中存在的问题
1、油井热洗周期短、电资源浪费、软卡、管线堵等
1.1确定工艺转换后的管理方法后，在实际的进行油井热水洗井管理中，通常情况下单井热洗量均在45方左右，每次热洗之后油井排水期平均72小时左右，油井热洗周期与理论管理方法确定周期相差甚远，平均周期为30天，部分油井洗井周期不足15天。
1.2油井在排水期，抽油机的动力设备做无用功浪费大量的电能，平均单井每月浪费电资源0.3375 万KW.h相对也减少了油井抽油时效。
1.3对于含水大于80%和含水在50%至80%的油井，由于井筒内原油温度降低严重，油管挂壁严重，原油流动性变差，致使油井负荷明显增大，表现为测试示功图显示抽油机最大负荷明显增大，最小负荷明显减小，负荷差增大明显，甚至出现软卡、管线堵等现象，导致油井无法正常生产，抽油机驴头悬点负荷从原热水循环工艺的平均55KN上升至85KN。
2、耗电量居高不下
牛心坨油田原有的循环水生产工艺被取缔，改为以干抽井生产工艺为主，电加热生产工艺为辅的生产方式。在新的生产方式下，43口电加热油井致使牛心坨油田连续2年耗电量均保持在3300万kW·h以上，居高不下。2012年牛心坨油田总耗电量为3486万kW·h，其中电加热耗电量为1594万kW·h，占总耗电量的46%；2013年牛心坨油田总耗电量为3352万kW·h，其中电加热耗电量为1429万kW·h，占总耗电量的43%。电加热耗电量占牛心坨油田总耗电量的比重连续两年超过了40%。
三、油井生产管理对策
针对牛心坨油田日常油井生产管理中暴露出来的主要矛盾，如何应对油井热洗周期短、电资源浪费、电资源消耗高等问题，要进行科学管理，深度挖掘，尽可能的延长热洗周期，减少电资源浪费，减少电资源消耗过高的问题。
对策1.采用加药辅助热洗法延长油井热洗周期，具体做法是：
1.1油井热洗第一车水时采用小排量、低温、慢洗，热洗排量为10方/小时，温度在65-75度；
1.2油井熱洗第二车水时稍提速，热洗排量为12方/小时，温度控制在80-90度，保证油管内的挂壁油熔化排出；
1.3油井热洗第三车水时按比例（3‰）加进药剂，热洗排量为30方/小时，温度控制在100度左右保证药剂溶入水中挤入地层进入油井近井地带。
对策2.采用“点滴式加药”方法减少电资源浪费，尽可能避免油井软卡、管线堵等。
对含水在50%至80%的油井，由于油管挂壁严重，原油流动性变差等采用“点滴式加药”方法。
2.1在井口安装一台加药泵和小储药罐，连接好泵进、出口管线；
2.2加药泵的动力采用压力板借助光杆往复运动的做功形式，促使加药泵点滴式持续给油井加药。
对策3. 采用间歇、降低功率送方式减少电能消耗：
3.1满足间歇送电的条件，出井温度在45℃-55℃之间，回压小于0.5MPa；抽油机最大载荷小于额定载荷的85%，抽油机电流变化差小于10A。
3.2满足降低功率送电的条件和级别，每年的3月份至11月份是降功率送电、间歇送电加热的最佳时段，降功率级别为2-3KW。
3.3对于含水率高，产液流动性好；驴头最大载荷就低，油井对电加热的依赖就低，就不送电加热。若抽油机驴头悬点最小负荷下降到20kN以下或最大负荷升高到抽油机负荷利用率85%以上，则需对电加热送电。
3.4以油井出井温度不低于40℃，回压不高于0.5MPa为标准调整电加热功率，当出井温度不低于40℃，回压不高于0.5MPa时可以降功率送电加热，相反，就不降功率送电加热。
四、效果评价
4.1通过摸索和实践“加药辅助热洗油井方法”第三车水中有降粘药液，在洗井过程中受高温高压的作用很快被挤进油层深处，药液在回吐过程中随着油流流向井底，同时降粘药液伴随混合液体在举升过程中润湿着油管壁保持液体上升通道顺畅，加药辅助热洗法平均热洗周期为90天。
4.2应用降粘剂具有对油管表面湿润作用的特性，持续的油井给药始终保持油管内表面润滑，让井内液体始终保持流动状态，减少了电资源浪费、油井软卡、管线堵等。
4.3间歇、降率实施前，43口电加热井的平均日产液为378.4t，平均日产油135.1t，实施后，43口电加热井的平均日产383.5t，平均日产油为132.4t。实施前后43口电加热井的平均日产液量、日产油量变化不大。
4.4 43口电加热井2014年3-11月份的电加热耗电量为1801.6万kW·h，2015年3-11月份间歇、降率实施后，43口电加热井的耗电量为1087万kW·h，节电714.6万kW·h
五、结论
1、进一步完善洗井方法和洗井周期，精确单井加药量有效降低生产成本。
2、保持好抽油机的等值扭矩平均在29.27 kN·m，左右，使得抽油机平衡率达到100%。
3、进一步优化间歇送电、降率送电规律，彻底根除电能消耗量大的问题。
参考文献
[1] 姜桂珍、尹万全，《牛心坨油田牛心坨油层开发方案》辽河油田，1992年.
[2] 宋成立、郑本祥《采油工实用读本》石油工业出版社，2009年4月.
[3] 陶延令《采油技术问答汇编》石油工业出版社，1998年11月.
关键词：高凝油田；油井管理；对策实施一、基本概况
牛心坨油田原油具有密度大、粘度大、凝固点高等典型的高凝稠油特点。因此在油井生产过程中必须采用井筒伴热才能保证原油平稳举升。油田开发至今，采用的主要采油工艺有闭式热水循环工艺、中频电杆加热工艺、干抽工艺等三种，由于闭式热水循环生产工艺井下管住结构及地面配套设备较多，能源消耗大，导致油井作业工序复杂同时日常维护相对费时。这样不仅增加了牛心坨油田生产成本，同时减少了油井正常生产时间，也影响牛心坨油田产量。经过实验论证于2012年60%的油井转换为干抽工艺，，26 %的油井转换为中频电杆加热工艺，14%的油井转化为捞油井。目前牛心坨油田开发进入后期阶段，目前有常规采油站8座，有生产油井180口，其中有干抽井103口（包含乳化油井54口），电杆井43口，捞油井24口，平均每天正常开井156口，日产油335吨，油井平均含水78.5%。
2012年12月底牛心坨油田完成了采油工艺转换工作。经过反复实验论证确认为油井含水大于80%的油井热洗周期3个月，50%至80%的两个月，含水50%以下的一个月。对于负荷变化大的井，加大功图测试密度，随时发现随时洗的方案。可是在实际操作中存在一定的问题，主要表现在以下几个方面。
二、油井生产管理中存在的问题
1、油井热洗周期短、电资源浪费、软卡、管线堵等
1.1确定工艺转换后的管理方法后，在实际的进行油井热水洗井管理中，通常情况下单井热洗量均在45方左右，每次热洗之后油井排水期平均72小时左右，油井热洗周期与理论管理方法确定周期相差甚远，平均周期为30天，部分油井洗井周期不足15天。
1.2油井在排水期，抽油机的动力设备做无用功浪费大量的电能，平均单井每月浪费电资源0.3375 万KW.h相对也减少了油井抽油时效。
1.3对于含水大于80%和含水在50%至80%的油井，由于井筒内原油温度降低严重，油管挂壁严重，原油流动性变差，致使油井负荷明显增大，表现为测试示功图显示抽油机最大负荷明显增大，最小负荷明显减小，负荷差增大明显，甚至出现软卡、管线堵等现象，导致油井无法正常生产，抽油机驴头悬点负荷从原热水循环工艺的平均55KN上升至85KN。
2、耗电量居高不下
牛心坨油田原有的循环水生产工艺被取缔，改为以干抽井生产工艺为主，电加热生产工艺为辅的生产方式。在新的生产方式下，43口电加热油井致使牛心坨油田连续2年耗电量均保持在3300万kW·h以上，居高不下。2012年牛心坨油田总耗电量为3486万kW·h，其中电加热耗电量为1594万kW·h，占总耗电量的46%；2013年牛心坨油田总耗电量为3352万kW·h，其中电加热耗电量为1429万kW·h，占总耗电量的43%。电加热耗电量占牛心坨油田总耗电量的比重连续两年超过了40%。
三、油井生产管理对策
针对牛心坨油田日常油井生产管理中暴露出来的主要矛盾，如何应对油井热洗周期短、电资源浪费、电资源消耗高等问题，要进行科学管理，深度挖掘，尽可能的延长热洗周期，减少电资源浪费，减少电资源消耗过高的问题。
对策1.采用加药辅助热洗法延长油井热洗周期，具体做法是：
1.1油井热洗第一车水时采用小排量、低温、慢洗，热洗排量为10方/小时，温度在65-75度；
1.2油井熱洗第二车水时稍提速，热洗排量为12方/小时，温度控制在80-90度，保证油管内的挂壁油熔化排出；
1.3油井热洗第三车水时按比例（3‰）加进药剂，热洗排量为30方/小时，温度控制在100度左右保证药剂溶入水中挤入地层进入油井近井地带。
对策2.采用“点滴式加药”方法减少电资源浪费，尽可能避免油井软卡、管线堵等。
对含水在50%至80%的油井，由于油管挂壁严重，原油流动性变差等采用“点滴式加药”方法。
2.1在井口安装一台加药泵和小储药罐，连接好泵进、出口管线；
2.2加药泵的动力采用压力板借助光杆往复运动的做功形式，促使加药泵点滴式持续给油井加药。
对策3. 采用间歇、降低功率送方式减少电能消耗：
3.1满足间歇送电的条件，出井温度在45℃-55℃之间，回压小于0.5MPa；抽油机最大载荷小于额定载荷的85%，抽油机电流变化差小于10A。
3.2满足降低功率送电的条件和级别，每年的3月份至11月份是降功率送电、间歇送电加热的最佳时段，降功率级别为2-3KW。
3.3对于含水率高，产液流动性好；驴头最大载荷就低，油井对电加热的依赖就低，就不送电加热。若抽油机驴头悬点最小负荷下降到20kN以下或最大负荷升高到抽油机负荷利用率85%以上，则需对电加热送电。
3.4以油井出井温度不低于40℃，回压不高于0.5MPa为标准调整电加热功率，当出井温度不低于40℃，回压不高于0.5MPa时可以降功率送电加热，相反，就不降功率送电加热。
四、效果评价
4.1通过摸索和实践“加药辅助热洗油井方法”第三车水中有降粘药液，在洗井过程中受高温高压的作用很快被挤进油层深处，药液在回吐过程中随着油流流向井底，同时降粘药液伴随混合液体在举升过程中润湿着油管壁保持液体上升通道顺畅，加药辅助热洗法平均热洗周期为90天。
4.2应用降粘剂具有对油管表面湿润作用的特性，持续的油井给药始终保持油管内表面润滑，让井内液体始终保持流动状态，减少了电资源浪费、油井软卡、管线堵等。
4.3间歇、降率实施前，43口电加热井的平均日产液为378.4t，平均日产油135.1t，实施后，43口电加热井的平均日产383.5t，平均日产油为132.4t。实施前后43口电加热井的平均日产液量、日产油量变化不大。
4.4 43口电加热井2014年3-11月份的电加热耗电量为1801.6万kW·h，2015年3-11月份间歇、降率实施后，43口电加热井的耗电量为1087万kW·h，节电714.6万kW·h
五、结论
1、进一步完善洗井方法和洗井周期，精确单井加药量有效降低生产成本。
2、保持好抽油机的等值扭矩平均在29.27 kN·m，左右，使得抽油机平衡率达到100%。
3、进一步优化间歇送电、降率送电规律，彻底根除电能消耗量大的问题。
参考文献
[1] 姜桂珍、尹万全，《牛心坨油田牛心坨油层开发方案》辽河油田，1992年.
[2] 宋成立、郑本祥《采油工实用读本》石油工业出版社，2009年4月.
[3] 陶延令《采油技术问答汇编》石油工业出版社，1998年11月.