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摘 要：随着油房庄油田老区块进入开发后期，井筒状况逐年恶化，严重影响了油田正常生产。本文对老区井筒状况进行了分析，对井筒治理新工艺进行试验评价，提出了井筒治理新技术，现场实施后取得了良好的经济效益。
关键词：老区 井筒 治理 工艺 技术
一、前言
随着油房庄油田老区进入开发后期，综合含水上升，结垢、腐蚀、偏磨日趋严重，井筒状况恶化日渐突出，严重地影响了油田正常生产。2011年老区开井数占全区24.85%，而老区检泵占全区57.83%，老区平均单井检泵井次达到2.02次/（年.口），严重影响油房庄油田生产及成本控制，制约了油田的发展。
二、老区现状
1.井筒概况
1.1井筒腐蚀
油房庄油田老区油井腐蚀现象严重（图1），腐蚀井高达65口，生产层位多为三叠系长1油藏和侏罗系延9延10高含水油井，由于污水回注，地层流体中腐蚀性介质的含量比其它区块高。腐蚀主要为内腐蚀，以点蚀形态为主；腐蚀成分主要是溶蚀性的CO2和H2S腐蚀。
1.2井筒结垢
造成油井结垢的原因是多方面的，有互不配伍的混合地层水在温度、压力等条件变化后发生结垢；也有地层水自身对温度和压力的不稳定而发生的结垢。油房庄油田老区结垢主要集中在有温度、压力变化的部位。从结垢的垢型分，主要为碳酸盐垢（碳酸钙）。
1.3井筒偏磨
1.3.1井斜影响：油房庄老区98%以上为定向井，由于井斜，使油管发生弯曲，油管与抽油杆接触，产生摩擦（如图1和图2所示）。
1.3.2综合含水影响：根据研究资料表明，油井含水上升对杆管的摩擦系数和磨损率具有显著影响：当油井含水小于70%时，摩擦系数处于0.06～0.13之间；当含水在处于70～80%之间时，摩擦系数在0.13～0.25之间；当含水超过85%，摩擦系数保持在0.25左右，显然，油房庄老区高含水导致了杆管偏磨程度的加剧。
1.3.3生产参数影响：在实际生产中，冲次的高低代表抽油杆的磨损次数。当生产参数采用短冲程、高冲次时，偏磨的部位相对较小，摩擦次数频繁，磨损较为严重，抽油杆容易造成偏磨断脱； 油房庄老区由于单井产液量较高，平均冲次较大，增加了摩擦频次，加剧了管杆偏磨。
三、老区综合治理技术应用
1.防腐技术
1.1油井缓蚀剂：MH-46缓蚀剂具有优良的缓蚀性能，可在金属表面形成一种致密薄膜，使金属本体与腐蚀介质隔离开来，以达到保护金属、防止腐蚀的目的。目前全区31口油井倒加缓蚀剂（335L/5天），加药后缓蚀效果显著。
1.2防腐耐磨泵：老区124井口全部使用防腐耐磨泵，平均使用周期为195天，重复利用率为
58.2%。且配合使用不锈钢分体式凡尔罩，使用后由2010年凡尔罩断44井次，到2012仅发生凡尔罩断1井次，基本解决了凡尔罩断的难题，使用效果显著。
1.3双向保护节箍：双向保护接箍是一种表面喷涂有AOC-160合金涂层，具有良好耐磨损、防腐蚀、减缓油管磨损性能的抽油杆接箍。，已经在24口油井中使用1094件，使用后从上修情况观察，双向保护接箍表面光滑无腐蚀、无偏磨，目前最长使用853天，仍然完好无损，在抗腐蚀、偏磨方面明显优于普通接箍。
1.4高分子涂层抽油杆：该工艺在抽油杆表层使用高分子防腐涂层进行防腐，目前老区8口井（8688m）使用。检泵时发现该抽油杆具有很好的防腐蚀效果。
2.防漏失技术
2.1双固定球座：2012年老区检泵井中全部使用双固定球座，有效延长固漏周期，固漏由2010年34井次下降至5井次，效果显著。
2.2深井泵试压：严格监督深井泵检泵试压工作，每台深井泵必须达到20MPa方可合格下入，防止泵筒漏失。
3.防垢技术
3.1阻垢剂：SIB阻垢剂主要是膦酸盐与多种表面活性剂及助剂的复配物，可有效阻
止碳酸盐垢及硫酸钙垢的形成。老区进入高含水期，井筒结垢日趋于严重，对此采用井筒倒加SIB阻垢剂，实施化学防垢。老区目前倒加SIB阻垢剂的油井55口，加药量为62.5L/天，有效延长了结垢周期。
3.2沉垢筒：针对老油田井筒结垢严重，垢卡频繁的现状，加工改进沉垢筒进行防垢
卡治理，目前在11口井中使用，下入后无卡泵返工发生，有效减少了垢卡返工。
3.3固体阻垢器：该工艺主要将固体阻垢剂盛装于管柱内，随油管下入境内，在境内逐步溶解，达到井下加药目的。目前在老区使用7套，达到了一定阻垢作用，但盛装工艺主要以孔洞与液体解除，对于结垢严重井容易结垢将孔洞堵死，导致药剂无法溶解。
4.其他工艺
4.1简化层系，改善井筒状况：定31-7井开采层系为长11和长12，由于地層水不配伍导致井筒腐蚀结垢严重；经测试，判断长12层为出水层，于是将该层填砂打水泥塞封堵，单采长11层，无腐蚀，轻微结垢，井筒状况得到明显改善，检泵周期由98天上升至208天。
4.2降冲次，降低管、杆故障率：在满足生产需要的前提下，低冲次抽吸，可以降低由于上下冲程交替导致上部抽油杆负荷的突然变化而造成上部杆断，也可以减少液击现象的发生，有效的缓解了抽油杆的弯曲变形偏磨和减少抽油杆偏磨次数。
2012年老区使用长冲程低冲次职能抽油机30台，该抽油机最大冲次4次，最大冲程5米，平均每口井降冲次1.3次。对未使用长冲程职能抽油机井，在保证其产量和泵效基本不变的前提下采取增大泵径降低冲次，2012年实施增加泵径降低冲次9井次。定侧98-1井井筒结垢、腐蚀较严重，且为座封生产井，将该井冲次由5次↓3次，泵径由28mm↑32mm，检泵周期则由92天延长至379天。
4.3眼管位置不变，上提泵挂，避开偏磨段：老区部分井频繁出现泵上100米左右油管偏磨破裂，通过井斜数据发现，泵挂位置刚好处在井斜较大位置，由于动液面较低，简单地上提泵挂避开偏磨断，容易导致供液不足，产量下降；针对此情况，可以保持眼管位置不变，上提泵挂，可有效避开或缓解偏磨，且不会影响产液量。2012年对老区7口进行眼管位置不变上提泵挂，上提泵挂40-100米，其中4口井避免了泵上管杆偏磨，3口井偏磨周期得到有效延长，且产量无变化。
三、治理效果
2012年经过对老区井筒综合治理，检泵周期同比延长32天，单井检泵井次下降0.28次/年.井，检泵井次同比减少35井次，直接节约井下作业费51.08万元，由于采油时率提高，间接增加经济效益61.6万元，合计产生经济效益112.68万元。
四、结论与认识
随着油田的开发，井筒状况将逐步恶化，需要化学、物理等新工艺新技术改善井筒状况，降低单井检泵井次，延长检泵周期；
井下防腐新工艺能使管、杆、泵达到较好的防腐效果，但还可以进一步改善，使其达到管、杆、泵全方位防腐、防垢、防偏磨；
井下加药填补了井口加药的不足，但其盛装设备还有待改进，使药剂更好的溶解；
对部分井可以采取技术手段进行治理：
1.简化层系改善井筒状况；
2.降低冲次，可以降低井口抽油杆突变载荷导致的杆断，也可以有效的缓解了抽油杆的弯曲变形偏磨和减少抽油杆偏磨次数；
3.眼管位置不变，上提泵挂，避开或减轻泵上管杆偏磨；
4.井筒治理工作是一项长期的、重要的工作，在井筒治理工作中“三分技术、七分管理”，因此，在新技术、新工艺的应用同时，要强化管理，提高监督人员的业务水平，对新工艺新技术不断改进、完善；
作者简介：吕勇胜，1985年3月出生，2009年毕业于成都理工大学，石油工程专业，现为长庆油田采油三厂油房庄作业区修井技术员。
关键词：老区 井筒 治理 工艺 技术
一、前言
随着油房庄油田老区进入开发后期，综合含水上升，结垢、腐蚀、偏磨日趋严重，井筒状况恶化日渐突出，严重地影响了油田正常生产。2011年老区开井数占全区24.85%，而老区检泵占全区57.83%，老区平均单井检泵井次达到2.02次/（年.口），严重影响油房庄油田生产及成本控制，制约了油田的发展。
二、老区现状
1.井筒概况
1.1井筒腐蚀
油房庄油田老区油井腐蚀现象严重（图1），腐蚀井高达65口，生产层位多为三叠系长1油藏和侏罗系延9延10高含水油井，由于污水回注，地层流体中腐蚀性介质的含量比其它区块高。腐蚀主要为内腐蚀，以点蚀形态为主；腐蚀成分主要是溶蚀性的CO2和H2S腐蚀。
1.2井筒结垢
造成油井结垢的原因是多方面的，有互不配伍的混合地层水在温度、压力等条件变化后发生结垢；也有地层水自身对温度和压力的不稳定而发生的结垢。油房庄油田老区结垢主要集中在有温度、压力变化的部位。从结垢的垢型分，主要为碳酸盐垢（碳酸钙）。
1.3井筒偏磨
1.3.1井斜影响：油房庄老区98%以上为定向井，由于井斜，使油管发生弯曲，油管与抽油杆接触，产生摩擦（如图1和图2所示）。
1.3.2综合含水影响：根据研究资料表明，油井含水上升对杆管的摩擦系数和磨损率具有显著影响：当油井含水小于70%时，摩擦系数处于0.06～0.13之间；当含水在处于70～80%之间时，摩擦系数在0.13～0.25之间；当含水超过85%，摩擦系数保持在0.25左右，显然，油房庄老区高含水导致了杆管偏磨程度的加剧。
1.3.3生产参数影响：在实际生产中，冲次的高低代表抽油杆的磨损次数。当生产参数采用短冲程、高冲次时，偏磨的部位相对较小，摩擦次数频繁，磨损较为严重，抽油杆容易造成偏磨断脱； 油房庄老区由于单井产液量较高，平均冲次较大，增加了摩擦频次，加剧了管杆偏磨。
三、老区综合治理技术应用
1.防腐技术
1.1油井缓蚀剂：MH-46缓蚀剂具有优良的缓蚀性能，可在金属表面形成一种致密薄膜，使金属本体与腐蚀介质隔离开来，以达到保护金属、防止腐蚀的目的。目前全区31口油井倒加缓蚀剂（335L/5天），加药后缓蚀效果显著。
1.2防腐耐磨泵：老区124井口全部使用防腐耐磨泵，平均使用周期为195天，重复利用率为
58.2%。且配合使用不锈钢分体式凡尔罩，使用后由2010年凡尔罩断44井次，到2012仅发生凡尔罩断1井次，基本解决了凡尔罩断的难题，使用效果显著。
1.3双向保护节箍：双向保护接箍是一种表面喷涂有AOC-160合金涂层，具有良好耐磨损、防腐蚀、减缓油管磨损性能的抽油杆接箍。，已经在24口油井中使用1094件，使用后从上修情况观察，双向保护接箍表面光滑无腐蚀、无偏磨，目前最长使用853天，仍然完好无损，在抗腐蚀、偏磨方面明显优于普通接箍。
1.4高分子涂层抽油杆：该工艺在抽油杆表层使用高分子防腐涂层进行防腐，目前老区8口井（8688m）使用。检泵时发现该抽油杆具有很好的防腐蚀效果。
2.防漏失技术
2.1双固定球座：2012年老区检泵井中全部使用双固定球座，有效延长固漏周期，固漏由2010年34井次下降至5井次，效果显著。
2.2深井泵试压：严格监督深井泵检泵试压工作，每台深井泵必须达到20MPa方可合格下入，防止泵筒漏失。
3.防垢技术
3.1阻垢剂：SIB阻垢剂主要是膦酸盐与多种表面活性剂及助剂的复配物，可有效阻
止碳酸盐垢及硫酸钙垢的形成。老区进入高含水期，井筒结垢日趋于严重，对此采用井筒倒加SIB阻垢剂，实施化学防垢。老区目前倒加SIB阻垢剂的油井55口，加药量为62.5L/天，有效延长了结垢周期。
3.2沉垢筒：针对老油田井筒结垢严重，垢卡频繁的现状，加工改进沉垢筒进行防垢
卡治理，目前在11口井中使用，下入后无卡泵返工发生，有效减少了垢卡返工。
3.3固体阻垢器：该工艺主要将固体阻垢剂盛装于管柱内，随油管下入境内，在境内逐步溶解，达到井下加药目的。目前在老区使用7套，达到了一定阻垢作用，但盛装工艺主要以孔洞与液体解除，对于结垢严重井容易结垢将孔洞堵死，导致药剂无法溶解。
4.其他工艺
4.1简化层系，改善井筒状况：定31-7井开采层系为长11和长12，由于地層水不配伍导致井筒腐蚀结垢严重；经测试，判断长12层为出水层，于是将该层填砂打水泥塞封堵，单采长11层，无腐蚀，轻微结垢，井筒状况得到明显改善，检泵周期由98天上升至208天。
4.2降冲次，降低管、杆故障率：在满足生产需要的前提下，低冲次抽吸，可以降低由于上下冲程交替导致上部抽油杆负荷的突然变化而造成上部杆断，也可以减少液击现象的发生，有效的缓解了抽油杆的弯曲变形偏磨和减少抽油杆偏磨次数。
2012年老区使用长冲程低冲次职能抽油机30台，该抽油机最大冲次4次，最大冲程5米，平均每口井降冲次1.3次。对未使用长冲程职能抽油机井，在保证其产量和泵效基本不变的前提下采取增大泵径降低冲次，2012年实施增加泵径降低冲次9井次。定侧98-1井井筒结垢、腐蚀较严重，且为座封生产井，将该井冲次由5次↓3次，泵径由28mm↑32mm，检泵周期则由92天延长至379天。
4.3眼管位置不变，上提泵挂，避开偏磨段：老区部分井频繁出现泵上100米左右油管偏磨破裂，通过井斜数据发现，泵挂位置刚好处在井斜较大位置，由于动液面较低，简单地上提泵挂避开偏磨断，容易导致供液不足，产量下降；针对此情况，可以保持眼管位置不变，上提泵挂，可有效避开或缓解偏磨，且不会影响产液量。2012年对老区7口进行眼管位置不变上提泵挂，上提泵挂40-100米，其中4口井避免了泵上管杆偏磨，3口井偏磨周期得到有效延长，且产量无变化。
三、治理效果
2012年经过对老区井筒综合治理，检泵周期同比延长32天，单井检泵井次下降0.28次/年.井，检泵井次同比减少35井次，直接节约井下作业费51.08万元，由于采油时率提高，间接增加经济效益61.6万元，合计产生经济效益112.68万元。
四、结论与认识
随着油田的开发，井筒状况将逐步恶化，需要化学、物理等新工艺新技术改善井筒状况，降低单井检泵井次，延长检泵周期；
井下防腐新工艺能使管、杆、泵达到较好的防腐效果，但还可以进一步改善，使其达到管、杆、泵全方位防腐、防垢、防偏磨；
井下加药填补了井口加药的不足，但其盛装设备还有待改进，使药剂更好的溶解；
对部分井可以采取技术手段进行治理：
1.简化层系改善井筒状况；
2.降低冲次，可以降低井口抽油杆突变载荷导致的杆断，也可以有效的缓解了抽油杆的弯曲变形偏磨和减少抽油杆偏磨次数；
3.眼管位置不变，上提泵挂，避开或减轻泵上管杆偏磨；
4.井筒治理工作是一项长期的、重要的工作，在井筒治理工作中“三分技术、七分管理”，因此，在新技术、新工艺的应用同时，要强化管理，提高监督人员的业务水平，对新工艺新技术不断改进、完善；
作者简介：吕勇胜，1985年3月出生，2009年毕业于成都理工大学，石油工程专业，现为长庆油田采油三厂油房庄作业区修井技术员。