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摘要：MTZ油田Z13块属于普通稠油油藏，该区块检泵周期短，维护费用高，给生产带来较大压力。2012年开始摸索治理方法，先后进行了电热制度的优化，乳化降粘技术的应用，管杆泵的优化，通过综合治理，目前取得了较好的效果。
关键词：稠油井；检泵周期；电加热
1.概况
Z13断块位于MTZ油田东北部，原油粘度194.17-258.5mPa.s，为普通稠油。该区块原油胶质含量高，采用空心杆电加热工艺技术开采。现有油水井20口，平均泵挂1900m左右。2010～2012年Z13站14口油井共检泵作业51井次，平均单井作业费用高达28×104元，严重影响油田生产的经济效益。
2.检泵的主要因素
引起检泵的因素是多种多样的，分析近年来导致检泵的原因主要是断脱、管漏以及垢影响三大类，另外地层状况日趋复杂、杆管老化、含水上升也导致了频繁上修。
Z13块51次检泵作业中，抽杆断脱检泵23井次，占总检泵作业的45.1%；管漏检泵9井次占总检泵数的17.6%；抽油泵柱塞阀罩磨蚀断、漏共计发生维护性作业7井次，占总检泵作业的13.7%；垢影响作业7井次，占检泵数的13.7%；其他原因检泵5井次，占总检泵数的9.9%。
通过对有杆泵举升系统进行失效统计分析，结合作业现场，影响Z13块油井检泵原因的分析可以总括成以下几点
2.1原油物性差，油较稠、含水矿化度高，导致该区块油井管杆腐蚀、结垢现象特别严重；
2.2油层埋藏深，泵挂深（约1900m左右），在稠油中抽汲运动时抽杆柱上下冲程交变负荷较大，抽杆失稳弯曲现象严重，所以上部空心杆极易折断，下部抽杆易偏磨、腐蚀应力断。
3.治理措施
针对Z13油井高频次作业的因素，从加热制度、原油性质、井筒工艺三方面开展工作，通过优化加热制度、筛选使用降粘剂、优化管杆结构进行了综合治理。
3.1优化油井加热制度
通过摸索油井载荷的变化规律，发现油井加热后的载荷变化周期为8-9h。结合油井作业及生产情况，及时调整加热制度，尽可能降低油井的最大载荷。加热时间由原先加热3—4h/d，优化至每6—7小时加热1.5h。加热时间较之前变化不大，但增加了加热频次，最大负荷由之前的平均96.47KN下降到现在的87.16KN，平均最高载荷下降9.71%。
通过优化油井加热制度，油井载荷能有效下降，但油井的载荷会随着含水的变化而变化，需根据含水变化及时调整工作参数及电加热制度，确保油井正常运行。
3.2稠油乳化降粘技术的应用
乳化降粘就是在表面活性剂作用下，使稠油从油包水（W/O）型乳状液转变成水包油（O/W）型乳状液，从而达到降粘的目的。粘机理主要包括乳化降粘和润湿降阻两方面。
2012年11月6日对Z13-13A进行乳化降粘现场试验。现场降粘试验电流呈下降趋势，电流由原先的32/15A降为7/12A；最大载荷由实验前的101.5kN降至目前的81kN，效果较好。2014年在该区推广使用至13口井。
3.3管杆泵的优化
根据历次作业情况Z13块检泵原因主要表现为上部电热杆断脱，抽杆腐蚀偏磨以及垢的影响。针对这些现象通过分析及时优化了油井管杆结构并形成相关配套技术。
3.3.1提高上部杆柱的承载能力Z13块普遍使用Φ36mm空心杆，考虑提高上部抽杆承载能力，增加了空心杆柱横向截面积，使用了Φ38mm空心杆。
3.3.2使用内衬油管配套技术 ，配套完善以“内衬修复油管+合金耐磨接箍”、“内衬修复油管+复合喷涂防腐抽杆”、“内衬油管+传重式加重杆”三种模式的抽油井腐蚀、偏磨治理技术，并在该区块推广应用。
3.3.3对泵进行改进 柱塞故障表现为凡尔罩腐蚀研磨断、漏。主要原因是柱塞阀罩材料抗腐蚀性能低。结合阀罩断裂机理，从阀罩结构、材质优选、加工工艺三个方面进行改进，形成了不锈钢阀罩、渗氮处理阀罩以及单闭式柱塞。
3.3.4对于结垢严重的井，在定期井口加药防垢的同时，配套使用了“固体防垢器+防垢泵”、 “防垢泵+内衬油管”管柱。
4.现场应用情况
通过综合治理，油井作业井次明显降低，检泵周期得到有效延长。2014年Z13块共检泵作业4井次，与2013年同比减少16井次，维护作业费用减少300余万元。作业频次由1.43降至0.29，检泵周期有效延长12井次，平均单井检泵周期由227天延长至496天，延长269天。
5结论与认识
通过综合治理Z13躺井情况得到了有效控制，检泵周期得到很大延长。但降低作业频次是一项长期的系统工程，它需要杆柱设计、配套工艺、作业施工、质检监督及油井管理等多方面密切协作，共同实施才能达到较好效果。
参考文献：
[1]李文森，景步宏，杨栋祥，庄进咸.内衬超高分子量聚乙烯油管在黄88断块的应用[J].复杂油气藏，2014，3：81-83.
[2]袁晓玲，瞿诗旺，张智华，徐争锋.降低庄13区块作业频次的探索[J].内江科技，2013，8：72.
关键词：稠油井；检泵周期；电加热
1.概况
Z13断块位于MTZ油田东北部，原油粘度194.17-258.5mPa.s，为普通稠油。该区块原油胶质含量高，采用空心杆电加热工艺技术开采。现有油水井20口，平均泵挂1900m左右。2010～2012年Z13站14口油井共检泵作业51井次，平均单井作业费用高达28×104元，严重影响油田生产的经济效益。
2.检泵的主要因素
引起检泵的因素是多种多样的，分析近年来导致检泵的原因主要是断脱、管漏以及垢影响三大类，另外地层状况日趋复杂、杆管老化、含水上升也导致了频繁上修。
Z13块51次检泵作业中，抽杆断脱检泵23井次，占总检泵作业的45.1%；管漏检泵9井次占总检泵数的17.6%；抽油泵柱塞阀罩磨蚀断、漏共计发生维护性作业7井次，占总检泵作业的13.7%；垢影响作业7井次，占检泵数的13.7%；其他原因检泵5井次，占总检泵数的9.9%。
通过对有杆泵举升系统进行失效统计分析，结合作业现场，影响Z13块油井检泵原因的分析可以总括成以下几点
2.1原油物性差，油较稠、含水矿化度高，导致该区块油井管杆腐蚀、结垢现象特别严重；
2.2油层埋藏深，泵挂深（约1900m左右），在稠油中抽汲运动时抽杆柱上下冲程交变负荷较大，抽杆失稳弯曲现象严重，所以上部空心杆极易折断，下部抽杆易偏磨、腐蚀应力断。
3.治理措施
针对Z13油井高频次作业的因素，从加热制度、原油性质、井筒工艺三方面开展工作，通过优化加热制度、筛选使用降粘剂、优化管杆结构进行了综合治理。
3.1优化油井加热制度
通过摸索油井载荷的变化规律，发现油井加热后的载荷变化周期为8-9h。结合油井作业及生产情况，及时调整加热制度，尽可能降低油井的最大载荷。加热时间由原先加热3—4h/d，优化至每6—7小时加热1.5h。加热时间较之前变化不大，但增加了加热频次，最大负荷由之前的平均96.47KN下降到现在的87.16KN，平均最高载荷下降9.71%。
通过优化油井加热制度，油井载荷能有效下降，但油井的载荷会随着含水的变化而变化，需根据含水变化及时调整工作参数及电加热制度，确保油井正常运行。
3.2稠油乳化降粘技术的应用
乳化降粘就是在表面活性剂作用下，使稠油从油包水（W/O）型乳状液转变成水包油（O/W）型乳状液，从而达到降粘的目的。粘机理主要包括乳化降粘和润湿降阻两方面。
2012年11月6日对Z13-13A进行乳化降粘现场试验。现场降粘试验电流呈下降趋势，电流由原先的32/15A降为7/12A；最大载荷由实验前的101.5kN降至目前的81kN，效果较好。2014年在该区推广使用至13口井。
3.3管杆泵的优化
根据历次作业情况Z13块检泵原因主要表现为上部电热杆断脱，抽杆腐蚀偏磨以及垢的影响。针对这些现象通过分析及时优化了油井管杆结构并形成相关配套技术。
3.3.1提高上部杆柱的承载能力Z13块普遍使用Φ36mm空心杆，考虑提高上部抽杆承载能力，增加了空心杆柱横向截面积，使用了Φ38mm空心杆。
3.3.2使用内衬油管配套技术 ，配套完善以“内衬修复油管+合金耐磨接箍”、“内衬修复油管+复合喷涂防腐抽杆”、“内衬油管+传重式加重杆”三种模式的抽油井腐蚀、偏磨治理技术，并在该区块推广应用。
3.3.3对泵进行改进 柱塞故障表现为凡尔罩腐蚀研磨断、漏。主要原因是柱塞阀罩材料抗腐蚀性能低。结合阀罩断裂机理，从阀罩结构、材质优选、加工工艺三个方面进行改进，形成了不锈钢阀罩、渗氮处理阀罩以及单闭式柱塞。
3.3.4对于结垢严重的井，在定期井口加药防垢的同时，配套使用了“固体防垢器+防垢泵”、 “防垢泵+内衬油管”管柱。
4.现场应用情况
通过综合治理，油井作业井次明显降低，检泵周期得到有效延长。2014年Z13块共检泵作业4井次，与2013年同比减少16井次，维护作业费用减少300余万元。作业频次由1.43降至0.29，检泵周期有效延长12井次，平均单井检泵周期由227天延长至496天，延长269天。
5结论与认识
通过综合治理Z13躺井情况得到了有效控制，检泵周期得到很大延长。但降低作业频次是一项长期的系统工程，它需要杆柱设计、配套工艺、作业施工、质检监督及油井管理等多方面密切协作，共同实施才能达到较好效果。
参考文献：
[1]李文森，景步宏，杨栋祥，庄进咸.内衬超高分子量聚乙烯油管在黄88断块的应用[J].复杂油气藏，2014，3：81-83.
[2]袁晓玲，瞿诗旺，张智华，徐争锋.降低庄13区块作业频次的探索[J].内江科技，2013，8：72.