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我单位所辖区域位于孤岛油田南区边缘，管理着南区渤76、渤82、渤61、渤72、南区馆5-6稠油等断块。全站总井91口，开井77口，其中主力开发单元为B76，总井68口，开井57口，地面原油粘度3950～7648mPa·s，平均粘度4130mPa·s。
一、前言
油井工况管理贯穿油井生产管理全过程，是油井管理水平高低最直接的反映，也是影响油井经济运行质量最根本的因素。油井工况管理水平对提升油井生产运行效率和提高经济质量效益均有重大意义。我单位总井91口，其中稠油井开井61口，占全站开井数的79.22%，由于地层供液能力差，油井沉没度低，且注汽后产能递减快，周期采油量低，加之不合理的工作制度等原因导致工况合格率偏低。针对这一问题，我单位以提高油井工况合格率为目标开展系列措施。
二、存在问题
我单位工况合格率一直处于较低的水平，2018年1月合格率为55%，问题主要是供液不足区井数过多，占上图井数的29%，全队总供液不足井共有20口其中14口位于渤76单元，其供液不足井占全队供液不足井的70%。
渤76单元是主力开发单元，地面原油密度0.970～0.990g/cm3，平均为0.984g/cm3，地面原油粘度3950～7648mPa·s，该单元注汽后产能递减快，周期采油量低，开发困难，不合理的工作制度以及油井本身的供液能力不足导致工况合格率偏低;另外由于油稠导致的泵开关不严、杆疲劳断脱、出砂、计量误差大等一系例问题使断脱漏失与待落实井数也达到了10口。
三、措施实施及效果
1、优化油井生产参数，提高泵效
优化生产参数，是改善油井的重要手段，是贯穿整个工况管理的重要措施。因此，我们加大了对参数管理的力度，精细参数管理，通过严格落实生产数据，分析油井沉没度、泵效、套压数据，制定有针对性的措施：对于参数偏大井，优化生产参数，提高泵效，改善沉没度;对于待落实区井，上调高液量、高泵效井的参数，使泵效降低至合理的区域;对于有提液潜力的油井，上调参数来加强生产。始终保持油井在相对合理的工况下运行，并且加大核实生产参数的频率，减小泵效计算误差，确保数据准确，提高工况合格率。我站自6月至今，优化核实参数20井次。
2、使用井筒降粘工艺，降低井筒举升难度
井筒降粘工艺主要包括双空循环加热，单空心杆掺水、加降粘剂，热洗，套气进干、回收等等。通过热洗井这种大排量洗净的方式，清洗泵筒内的杂物，改善断脱漏失区油井泵工作状态，提高泵效。我站共计热洗10井次。
稠油井由于供液能力不足导致泵效、沉没压力低导致工况落入参数偏大区，对于这类井，我们使用单、双空心杆、挤加降粘剂对井筒进行降粘，排出井筒内固结原油，使泵抽油过程更加顺畅，提高液量，进而提高泵效。根据实际生产需要，实施单空心杆掺水升温共计13井次，安装双空心杆密闭循环加热装置7套，并加强了安装后的效果跟踪，并进行了数据对比，以此为依据控制单空的掺如水量、温度和双空的进出口温度，以此提高热效率;此外，安裝了井口自动加药装置，通过前期加药试验，调节泵入药剂量和注入压力，实现设备长时间稳定运行，提高加药效果，其他加药方式共计加注12井次。
3、实施掺水多元化管理
针对稠油井原油输送难的问题，掺水伴输是保证油井产出液集输的基本方法。目前掺水井总井29口，在掺18口，全部为低压掺水井，日掺水量182m3/d，以地面掺水为主。强化掺水管理，降低井口回压，从而提高工况水平。
（1）优化掺水量，重在细
坚持对掺水量优化工作，通过减少掺水水量，提高掺水温度与掺水压力。针对不同油井的不同生产情况，做到单井掺水水量最优化。我单位定期对所有掺水井进行逐井分析和优化，制作掺水优化卡片，根据回压情况，精细优化掺水，动态调节。例如GDNB76N1，该井距离计量站较近，通过对回压的观察，我们试着将该井的掺水量逐步降低，分3次将掺水从20m3降至10m3。我站平均年冬季掺水优化24井次，总优化水量126m3。
（2）提高掺水升温，重在控
由于渤19-渤89低压掺水系统输送管线长，掺水间位于系统末端，热量损失大，为减少输送过程中的温降并进一步提高油井掺水开发效果，分别于2018年12月、2018年12月在渤76-1、南2-12两座计量站各上一座加热炉，掺水干线来水先接进加热炉进行加热，通过GDNB76-28、GDNB76X9气井供气加热，再输出至掺水阀组，分配到邻近的南2-14、南2-15、渤76-6、B78计量站的掺水间，用于单井掺水。对部分冬季生产困难井进行井场掺水升温改造，安装单井加热炉11台。经过升温后，冬季掺水支干线温度由原来的34℃上升到50℃，升温16℃，提升了掺水效果，掺水水量降低了126m3。
（3）掺水管网优化，重在改
由于掺水中含杂质多，管线结垢、结絮情况严重，导致掺水管线堵塞、管损较大、掺水压力增大、掺水量较低等问题。通过定期扫线，避免冬季管线堵塞的情况发生，保证稠油井冬季生产平稳运行。
4、实施效果
通过采取系列措施，实施后，合格井增加了15口，合格率增加了16.55%，达到92.5%;参数偏大井减少4口，占比减少7.37%;断脱漏失区减少4口，待落实区减少3口，占比共计减少9.2%。
一、前言
油井工况管理贯穿油井生产管理全过程，是油井管理水平高低最直接的反映，也是影响油井经济运行质量最根本的因素。油井工况管理水平对提升油井生产运行效率和提高经济质量效益均有重大意义。我单位总井91口，其中稠油井开井61口，占全站开井数的79.22%，由于地层供液能力差，油井沉没度低，且注汽后产能递减快，周期采油量低，加之不合理的工作制度等原因导致工况合格率偏低。针对这一问题，我单位以提高油井工况合格率为目标开展系列措施。
二、存在问题
我单位工况合格率一直处于较低的水平，2018年1月合格率为55%，问题主要是供液不足区井数过多，占上图井数的29%，全队总供液不足井共有20口其中14口位于渤76单元，其供液不足井占全队供液不足井的70%。
渤76单元是主力开发单元，地面原油密度0.970～0.990g/cm3，平均为0.984g/cm3，地面原油粘度3950～7648mPa·s，该单元注汽后产能递减快，周期采油量低，开发困难，不合理的工作制度以及油井本身的供液能力不足导致工况合格率偏低;另外由于油稠导致的泵开关不严、杆疲劳断脱、出砂、计量误差大等一系例问题使断脱漏失与待落实井数也达到了10口。
三、措施实施及效果
1、优化油井生产参数，提高泵效
优化生产参数，是改善油井的重要手段，是贯穿整个工况管理的重要措施。因此，我们加大了对参数管理的力度，精细参数管理，通过严格落实生产数据，分析油井沉没度、泵效、套压数据，制定有针对性的措施：对于参数偏大井，优化生产参数，提高泵效，改善沉没度;对于待落实区井，上调高液量、高泵效井的参数，使泵效降低至合理的区域;对于有提液潜力的油井，上调参数来加强生产。始终保持油井在相对合理的工况下运行，并且加大核实生产参数的频率，减小泵效计算误差，确保数据准确，提高工况合格率。我站自6月至今，优化核实参数20井次。
2、使用井筒降粘工艺，降低井筒举升难度
井筒降粘工艺主要包括双空循环加热，单空心杆掺水、加降粘剂，热洗，套气进干、回收等等。通过热洗井这种大排量洗净的方式，清洗泵筒内的杂物，改善断脱漏失区油井泵工作状态，提高泵效。我站共计热洗10井次。
稠油井由于供液能力不足导致泵效、沉没压力低导致工况落入参数偏大区，对于这类井，我们使用单、双空心杆、挤加降粘剂对井筒进行降粘，排出井筒内固结原油，使泵抽油过程更加顺畅，提高液量，进而提高泵效。根据实际生产需要，实施单空心杆掺水升温共计13井次，安装双空心杆密闭循环加热装置7套，并加强了安装后的效果跟踪，并进行了数据对比，以此为依据控制单空的掺如水量、温度和双空的进出口温度，以此提高热效率;此外，安裝了井口自动加药装置，通过前期加药试验，调节泵入药剂量和注入压力，实现设备长时间稳定运行，提高加药效果，其他加药方式共计加注12井次。
3、实施掺水多元化管理
针对稠油井原油输送难的问题，掺水伴输是保证油井产出液集输的基本方法。目前掺水井总井29口，在掺18口，全部为低压掺水井，日掺水量182m3/d，以地面掺水为主。强化掺水管理，降低井口回压，从而提高工况水平。
（1）优化掺水量，重在细
坚持对掺水量优化工作，通过减少掺水水量，提高掺水温度与掺水压力。针对不同油井的不同生产情况，做到单井掺水水量最优化。我单位定期对所有掺水井进行逐井分析和优化，制作掺水优化卡片，根据回压情况，精细优化掺水，动态调节。例如GDNB76N1，该井距离计量站较近，通过对回压的观察，我们试着将该井的掺水量逐步降低，分3次将掺水从20m3降至10m3。我站平均年冬季掺水优化24井次，总优化水量126m3。
（2）提高掺水升温，重在控
由于渤19-渤89低压掺水系统输送管线长，掺水间位于系统末端，热量损失大，为减少输送过程中的温降并进一步提高油井掺水开发效果，分别于2018年12月、2018年12月在渤76-1、南2-12两座计量站各上一座加热炉，掺水干线来水先接进加热炉进行加热，通过GDNB76-28、GDNB76X9气井供气加热，再输出至掺水阀组，分配到邻近的南2-14、南2-15、渤76-6、B78计量站的掺水间，用于单井掺水。对部分冬季生产困难井进行井场掺水升温改造，安装单井加热炉11台。经过升温后，冬季掺水支干线温度由原来的34℃上升到50℃，升温16℃，提升了掺水效果，掺水水量降低了126m3。
（3）掺水管网优化，重在改
由于掺水中含杂质多，管线结垢、结絮情况严重，导致掺水管线堵塞、管损较大、掺水压力增大、掺水量较低等问题。通过定期扫线，避免冬季管线堵塞的情况发生，保证稠油井冬季生产平稳运行。
4、实施效果
通过采取系列措施，实施后，合格井增加了15口，合格率增加了16.55%，达到92.5%;参数偏大井减少4口，占比减少7.37%;断脱漏失区减少4口，待落实区减少3口，占比共计减少9.2%。