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摘要：为做好油井工况管理工作，采油一矿编制了《油井工况管理系统》，分为注聚单元、水驱单元和断块单元，并和数据库进行了挂接。在管理运行a上，严格做到每旬做重点分析、每月一普遍分析，针对性地开展工况管理工作，持续进行工况实时评价和诊断，深化措施优选，指导群扶挖潜和工艺技术的应用，提高单井管理和措施整体效果，增加原油产量、延长油井免修期。
关键词：工况图 油井 水井 群扶挖潜
0 引言
工况分析是制定单井管理措施的切入点，是提高单井管理和措施整体效果的基础。近年来，围绕增加原油产量、延长油井免修期，以不断优化油井地层供液能力和井筒举升能力的配置合理性为出发点，持续进行工况实时评价和诊断，深化措施优选，指导群扶挖潜和工艺技术的应用，强化技术管理工作。
1 概况
采油14队油井116口，开井90口，其中抽油机井85口，平均单井日产液54.5 m3，日产油4.7t，综合含水91.4%，平均泵径64mm，平均泵深986m，平均冲程3.2m，平均冲次5.7r/min，泵效63.9%，平均动液面716m，平均沉没度270m，检泵周期540d。注水井总井36口，开井11口，水井平均单井实注117m3，注聚井总井22口，开井19口，平均单井实注112m3。
采油14队在用抽油机85台，其中存在漏油问题28台，窜轴严重5台。
2 工况管理工作开展情况
2.1供液不足区治理
造成供液不足主要原因为生产参数偏大，地层、井筒堵塞，地层能量不足等。有针对性的采取措施进行治理。
主要从“油井、水井”两方面开展工作
油井：采取解堵、防砂、小泵深抽、优化地面参数、加降粘剂治理低效井。
水井：采取侧钻、换管柱、增压泵注水、除垢、换管线等措施提高注入量。
2.1.1油井方面的工作
采取解堵、防砂、小泵深抽、优化地面参数、加降粘剂措施治理低效井。
试挤解堵：部分油井由于开采周期长、出砂严重等因素导致近井地带及绕丝堵塞，渗透性下降，液量下降，对此类油井我们采取试挤解堵措施，提高油井供液能力。
小泵深抽：沉没度接近泵吸入口、泵效低的油井，采取小泵深抽的办法，提高泵效。
下调参数提高泵充满程度：对于功图显示供液较差、调参后泵效下降、沉没度小低效井合理制定参数优化措施，实施冲次优化，达到改善泵的工作状况，提高单井泵效的目的。
加降粘剂提高稠油井生产能力：针对当前稠油井加药采取放套压及一次性加入药剂，造成油井生产压差波动及药剂作用不理想问题，根据“连通器压力平衡原理”，用平衡管平衡罐体与套管内压力，罐内药剂依靠重力流入井底；同时加药调节阀调整药剂流入速度，保證单井连续均匀加药。
2.1.2水井方面的工作
本着“油井有问题，水井找原因”的思路，采取侧钻、换管柱、增压泵注水、洗井、除垢、换管线等措施加强水井管理，提高油井供液能力。
做好局部井网完善工作，提高聚驱储量控制程度：通过侧钻，补孔，扶长停井，分层注聚等措施的实施，实施6井次，日增水量390m3，提高了注采对应率，增强了油井供液能力，为保证合理工况提供重要保证。
上增压泵注水：针对因水井注入量不足造成油井供液差的情况，水井上增压泵增压注水，共实施2井次，日增水量86m3
水井换管柱，提高油井供液能力：针对油管结垢严重、漏失的水井更换井下管柱，确保有效注入，扩大水驱波及体积，提高油井供液能力。
2014年来实施11井次，其中注聚井6井次，水驱井5井次，合计增加水量23m3/d。
冲洗管线、洗井：建立《注水技术管理规范》，完善注水井洗井一井一策制度，下发洗井通知单，完善洗井流程，利用罐车洗井等提高洗井质量。冲洗管线、洗井127井次，管线冲洗率达100%，洗井见效率达到82%。
2.2 断脱漏失区治理
断脱漏失主要原因是杆、管、泵因老化、腐蚀、偏磨，疲劳损坏以及出砂、稠油影响。主要是采取洗井、检泵、抢扶井等措施改善油井工况。
2.2.1洗井
油井长期生产或停井位置不合适、停井时间长等原因，会有井液中的砂沉积泵筒的现象，造成泵阀漏失，及时录取憋压、功图、液面、套压、量油资料，对比分析，作出准确判断。
2.2.2检泵提高油井泵效
通过资料对比分析判定是泵或油管漏失严重造成液量下降很大的井，通过作业检泵更换管柱消除漏失，提高泵效。
2.2.3提高冲次，保证油井产液量
对部分漏失较轻的油井，为降低漏失带来的液量降低的影响。采取提高冲次的办法，达到降低动液面，提高油井产液量。
2.2.4气体影响井采取放套气措施
2.2.5应用热油循环泵治理稠油
稠油井由于粘度高、含水低，液量低，易造成泵阀粘滞原油关闭不严泵漏，采取热油循环泵循环治理稠油井漏失。
2.2.6抢扶井
在总结杆断脱深度计算方法的基础上，有效降低了躺井率，提高了生产时率。
2.3 潜力区井治理
因泵入口压力高、泵效高，生产参数偏小，具提液潜力，通过选择性地调参、改善地面设备匹配、泵径升级、上提泵挂等方式来进行挖潜，提高油井生产能力。
2.3.1泵径升级
潜力井为提高开发效果，对泵效大于80%、冲次超过7 1/imn、沉没度大于400m的油井，利用上作业机会实施参数优化，合理的上提泵挂、泵径升级，优化油井的生产工艺。
2.3.2上提泵挂
共实施6井次 ：泵挂上提230m，冲次下降0.5 1/min，泵效提高10.9%。 2.3.3调参提液
针对油井沉没度高，泵效高，由于作业井数的限制，近期无法实施上提泵挂措施，采取提高冲次的方式，既保证了油井合理的沉没度，又提高单井产液量。调参作为今年群扶工作的重点，有力的保障了原油产量的完成。
2.3.4匹配抽油机
针对供液好、冲次高、泵效高、高耗能井实施抽油机型匹配，共实施互换机10井次，其中匹配大10型、12型抽油机5台，游梁减速箱不配套更换游梁2井次。采取长冲程、低冲次生产，即达到了提液引效，又降低了杆管偏磨几率，保证了油井正常生产。
2.3.5 应用泵下掺水操作法，提高生产效果
泵下掺水在操作过程中，掺多易形成掺水空循环，不出油现象；掺少易出现井筒、地面管线堵塞，光杆缓下或不下，影响油井产能，为此在生产实践中总结出“二定一提一控”泵下掺水调控法 。
二定：定温度、定掺水量；
通过地面加热炉加热，掺水温度控制70℃以上，掺水量控制15-20m3/d。
一提：提参数； 保持油井供液差生产。
一控： 控含水； 含水控制在50%-60%
2.4 待落实区治理
2.4.1严格按资料录取规定取全取准各项生产资料
通过“日常抽查、月度检查” 加大监控考核力度，以提高资料的准确率。落实各项生产资料，确保准确性和计量器具完好。
2.4.2做好不正常井資料录取对比分析
作业井开井一周内每天录取压力、功图液面、量油、化验资料，不正常井每天跟踪各项生产资料。
2.4.3提高计量准确性
一是检查流程问题，是否有跑冒漏、流程串流、回压等情况。二是更换计量房球阀，解决闸门内漏问题。目前计量站已更换球阀5座。三是针对掺水井，严格做到掺水系数每月标定一次；并创新应用定掺水免调控装置，提高稠油计量准确性。四是定期组织分离器标定，分离器半年标定一次、每月清洗一次，多井计量变化随时清洗。
2.5 工况效果分析
2014年1月抽油机开井76口，上图70口，上图率92%，2014年7月开井85口，上图78口，上图率91.8%。通过加强工况管理，目前与年初工况对比：上图井数增加8口，合理区井数增加14口，供液不足区减少1口，潜力区减少3口，漏失区减少1口，使边缘油井中心化，泵效由60.4%上升到63.9%。
3 下步工作方向
（1）部分潜力区井需作业优化参数。计划实施泵径升级，上提泵挂，降低杆柱负载、达到工况合理控制减少躺井的目的。
（2）加强偏磨井、稠油井管理，建议采用密闭管柱、合适排量螺杆泵。
（3）应用“掺水装置”提高稠油计量准确性，应用好井筒化学降粘工艺，做好带压加药装置的推广，实现稠油井保持正常生产压差情况下连续加药。
参考文献
【1】罗英俊 万仁溥.采油技术手册.北京：石油工业出版社，2005。
关键词：工况图 油井 水井 群扶挖潜
0 引言
工况分析是制定单井管理措施的切入点，是提高单井管理和措施整体效果的基础。近年来，围绕增加原油产量、延长油井免修期，以不断优化油井地层供液能力和井筒举升能力的配置合理性为出发点，持续进行工况实时评价和诊断，深化措施优选，指导群扶挖潜和工艺技术的应用，强化技术管理工作。
1 概况
采油14队油井116口，开井90口，其中抽油机井85口，平均单井日产液54.5 m3，日产油4.7t，综合含水91.4%，平均泵径64mm，平均泵深986m，平均冲程3.2m，平均冲次5.7r/min，泵效63.9%，平均动液面716m，平均沉没度270m，检泵周期540d。注水井总井36口，开井11口，水井平均单井实注117m3，注聚井总井22口，开井19口，平均单井实注112m3。
采油14队在用抽油机85台，其中存在漏油问题28台，窜轴严重5台。
2 工况管理工作开展情况
2.1供液不足区治理
造成供液不足主要原因为生产参数偏大，地层、井筒堵塞，地层能量不足等。有针对性的采取措施进行治理。
主要从“油井、水井”两方面开展工作
油井：采取解堵、防砂、小泵深抽、优化地面参数、加降粘剂治理低效井。
水井：采取侧钻、换管柱、增压泵注水、除垢、换管线等措施提高注入量。
2.1.1油井方面的工作
采取解堵、防砂、小泵深抽、优化地面参数、加降粘剂措施治理低效井。
试挤解堵：部分油井由于开采周期长、出砂严重等因素导致近井地带及绕丝堵塞，渗透性下降，液量下降，对此类油井我们采取试挤解堵措施，提高油井供液能力。
小泵深抽：沉没度接近泵吸入口、泵效低的油井，采取小泵深抽的办法，提高泵效。
下调参数提高泵充满程度：对于功图显示供液较差、调参后泵效下降、沉没度小低效井合理制定参数优化措施，实施冲次优化，达到改善泵的工作状况，提高单井泵效的目的。
加降粘剂提高稠油井生产能力：针对当前稠油井加药采取放套压及一次性加入药剂，造成油井生产压差波动及药剂作用不理想问题，根据“连通器压力平衡原理”，用平衡管平衡罐体与套管内压力，罐内药剂依靠重力流入井底；同时加药调节阀调整药剂流入速度，保證单井连续均匀加药。
2.1.2水井方面的工作
本着“油井有问题，水井找原因”的思路，采取侧钻、换管柱、增压泵注水、洗井、除垢、换管线等措施加强水井管理，提高油井供液能力。
做好局部井网完善工作，提高聚驱储量控制程度：通过侧钻，补孔，扶长停井，分层注聚等措施的实施，实施6井次，日增水量390m3，提高了注采对应率，增强了油井供液能力，为保证合理工况提供重要保证。
上增压泵注水：针对因水井注入量不足造成油井供液差的情况，水井上增压泵增压注水，共实施2井次，日增水量86m3
水井换管柱，提高油井供液能力：针对油管结垢严重、漏失的水井更换井下管柱，确保有效注入，扩大水驱波及体积，提高油井供液能力。
2014年来实施11井次，其中注聚井6井次，水驱井5井次，合计增加水量23m3/d。
冲洗管线、洗井：建立《注水技术管理规范》，完善注水井洗井一井一策制度，下发洗井通知单，完善洗井流程，利用罐车洗井等提高洗井质量。冲洗管线、洗井127井次，管线冲洗率达100%，洗井见效率达到82%。
2.2 断脱漏失区治理
断脱漏失主要原因是杆、管、泵因老化、腐蚀、偏磨，疲劳损坏以及出砂、稠油影响。主要是采取洗井、检泵、抢扶井等措施改善油井工况。
2.2.1洗井
油井长期生产或停井位置不合适、停井时间长等原因，会有井液中的砂沉积泵筒的现象，造成泵阀漏失，及时录取憋压、功图、液面、套压、量油资料，对比分析，作出准确判断。
2.2.2检泵提高油井泵效
通过资料对比分析判定是泵或油管漏失严重造成液量下降很大的井，通过作业检泵更换管柱消除漏失，提高泵效。
2.2.3提高冲次，保证油井产液量
对部分漏失较轻的油井，为降低漏失带来的液量降低的影响。采取提高冲次的办法，达到降低动液面，提高油井产液量。
2.2.4气体影响井采取放套气措施
2.2.5应用热油循环泵治理稠油
稠油井由于粘度高、含水低，液量低，易造成泵阀粘滞原油关闭不严泵漏，采取热油循环泵循环治理稠油井漏失。
2.2.6抢扶井
在总结杆断脱深度计算方法的基础上，有效降低了躺井率，提高了生产时率。
2.3 潜力区井治理
因泵入口压力高、泵效高，生产参数偏小，具提液潜力，通过选择性地调参、改善地面设备匹配、泵径升级、上提泵挂等方式来进行挖潜，提高油井生产能力。
2.3.1泵径升级
潜力井为提高开发效果，对泵效大于80%、冲次超过7 1/imn、沉没度大于400m的油井，利用上作业机会实施参数优化，合理的上提泵挂、泵径升级，优化油井的生产工艺。
2.3.2上提泵挂
共实施6井次 ：泵挂上提230m，冲次下降0.5 1/min，泵效提高10.9%。 2.3.3调参提液
针对油井沉没度高，泵效高，由于作业井数的限制，近期无法实施上提泵挂措施，采取提高冲次的方式，既保证了油井合理的沉没度，又提高单井产液量。调参作为今年群扶工作的重点，有力的保障了原油产量的完成。
2.3.4匹配抽油机
针对供液好、冲次高、泵效高、高耗能井实施抽油机型匹配，共实施互换机10井次，其中匹配大10型、12型抽油机5台，游梁减速箱不配套更换游梁2井次。采取长冲程、低冲次生产，即达到了提液引效，又降低了杆管偏磨几率，保证了油井正常生产。
2.3.5 应用泵下掺水操作法，提高生产效果
泵下掺水在操作过程中，掺多易形成掺水空循环，不出油现象；掺少易出现井筒、地面管线堵塞，光杆缓下或不下，影响油井产能，为此在生产实践中总结出“二定一提一控”泵下掺水调控法 。
二定：定温度、定掺水量；
通过地面加热炉加热，掺水温度控制70℃以上，掺水量控制15-20m3/d。
一提：提参数； 保持油井供液差生产。
一控： 控含水； 含水控制在50%-60%
2.4 待落实区治理
2.4.1严格按资料录取规定取全取准各项生产资料
通过“日常抽查、月度检查” 加大监控考核力度，以提高资料的准确率。落实各项生产资料，确保准确性和计量器具完好。
2.4.2做好不正常井資料录取对比分析
作业井开井一周内每天录取压力、功图液面、量油、化验资料，不正常井每天跟踪各项生产资料。
2.4.3提高计量准确性
一是检查流程问题，是否有跑冒漏、流程串流、回压等情况。二是更换计量房球阀，解决闸门内漏问题。目前计量站已更换球阀5座。三是针对掺水井，严格做到掺水系数每月标定一次；并创新应用定掺水免调控装置，提高稠油计量准确性。四是定期组织分离器标定，分离器半年标定一次、每月清洗一次，多井计量变化随时清洗。
2.5 工况效果分析
2014年1月抽油机开井76口，上图70口，上图率92%，2014年7月开井85口，上图78口，上图率91.8%。通过加强工况管理，目前与年初工况对比：上图井数增加8口，合理区井数增加14口，供液不足区减少1口，潜力区减少3口，漏失区减少1口，使边缘油井中心化，泵效由60.4%上升到63.9%。
3 下步工作方向
（1）部分潜力区井需作业优化参数。计划实施泵径升级，上提泵挂，降低杆柱负载、达到工况合理控制减少躺井的目的。
（2）加强偏磨井、稠油井管理，建议采用密闭管柱、合适排量螺杆泵。
（3）应用“掺水装置”提高稠油计量准确性，应用好井筒化学降粘工艺，做好带压加药装置的推广，实现稠油井保持正常生产压差情况下连续加药。
参考文献
【1】罗英俊 万仁溥.采油技术手册.北京：石油工业出版社，2005。