随着开发时间的不断延长，油田油井井筒管理遇到的偏磨、结垢、气锁、结蜡等问题逐渐增多，影响开发效益。基于生产数据，分析这些问题产生的原因，寻找相应对策：偏磨，采用试验新的防偏磨措施、优化杆管柱设计、优化油管更换方式等来控制；结垢，以防为主，从药剂筛选、工艺配套等方面着手；气锁，采取“气锚＋防气锁管柱”的方法解决；结蜡，首先做好产出液含蜡量、胶质量的跟踪对比，再完善相应的配套工艺，可减少结蜡影响。
1遇到的问题
1.1偏磨失效井次逐年增加
偏磨失效形式表现为油管磨穿，杆接箍磨断、脱，其中又以管漏为主。管漏集中在泵上1～20根油管，杆断、脱主要集中在井口以下100～700m段。管漏除造成作业井次上升外，还造成同平台或干线液量倒灌，影响外输液量。
1.2结垢问题突出
结垢主要表现为泵漏、活塞卡，其中以活塞卡为主。结垢井段位置在全井管杆，以泵及泵上50根最严重.结垢造成的作业井次从2014年的10井次上升至2019年的22井次，占维护作业比例从7.1％上升至21.2％。
1.3部分油井气锁现象时有发生
油井气油比高，易造成抽油泵气锁。气锁表现：最大载荷略有下降，最小载荷大幅上升，光杆不能卸载；只靠碰泵恢复正常几率小；作业起出无异常；此类油井沉没度低、间歇出液。频繁气锁井最短一星期发生一次，影响油井生产，增加作业费用。
1.4油井蜡卡问题仍然存在
油田平均含蜡量10％以上，虽然每年都对超导洗井制度进行修订，超导制度不断完善，刮蜡杆全面投入使用，但蜡卡问题仍然存在，每年蜡卡作业井次约有6次，占维护作业总井次的5％。
2原因分析
2．1偏磨原因分析
(1）中和点以下抽油杆失稳弯曲造成杆管接触偏磨。管漏井油管失效主要集中在泵上1～20根，是由于在抽油杆下行过程中，中和点（泵上130～170m）以下的杆柱受到轴向压力作用，产生弯曲，导致杆管接触偏磨。该井段油管在泵抽管柱中承受压力最高，当管壁变薄时，主要以裂口形式失效。管漏失效井中管裂井次占85.5％，丝扣磨穿占14.5％。
(2）采出液含水上升加剧偏磨。统计2014－2020年管漏井情况，发现随采出液含水上升，含水大于60％以后，管漏井次增加，免修期变短。油田含水大于60％的油井数从2014年的201口上升至2020年的299口。
(3）存在防偏磨薄弱环节。近年来由于分层开采，套漏井卡封生产等原因，泵上有封隔器井增加，封隔器内径小于扶正器外径，无法安装普通扶正器，存在防偏磨薄弱环节（图1）。
2.2结垢原因分析
水型与地层水型不配伍。油田注入水水型为碳酸氢钠型，地层水水型为氯化钙型，混合后生成碳酸钙沉淀，造成结垢。地层水氯离子含量为5.5×104～6.5×104mg／L，低于此值时说明已见注入水。早期油井固井时水泥返高未返至研究区域层以上，导致研究区域层水长期侵蚀油层套管。随套管使用时间延长，套漏井数逐年增加，油井套漏后研究区域层清水进入地层与地层水混合，造成结垢。分析2014－20年因结垢造成的作业井次可看出，油井含水越高，结垢作业井次越多，平均免修期越短；套漏井数越多，平均免修期越短。
2.3气锁原因分析
产气量比较大的井，泵效一般都比较低。当油井供液不足时，气体被抽油泵抽入泵筒，封锁了原油进入深井泵的通路，深井泵活塞在上下冲程中只对气体进行压缩和膨胀，无法排出，形成气锁。
2.4蜡卡井原因分析
(1）油井前期未下刮蜡杆，超导热洗深度达不到。油田油井结蜡井段在井口以下500m。分析超导时的井温测试曲线，发现超导热洗有效深度只有200m，所以井口以下200m采用定期超导热洗清蜡，200～600m段使用刮蜡杆清蜡。(2）蜡卡前没有热洗制度。油井前期结蜡不严重，后随生产情况变化结蜡状况改变。生产时间长，结蜡堆积导致蜡卡。(3）油井热洗后排蜡期间卡井。由于热洗操作不当，升温太快或洗井温度未达到，导致蜡块不能顺利排出，堆积卡井。油井产液低，参数低，携蜡能力低，泵效高，有11口井泵效都在48％以上，洗井液的加入未能增加油井排量，未能提高携蜡能力。(4）串联洗井平台液量不足，洗井效果不佳。串联洗井是用同平台其它油井产液作为洗井液对需要热洗油井进行热洗，由于平台产液低，导致洗井液不足，洗井排量低，洗井深度达不到要求。统计10井次蜡卡井平台平均液量为16.5t，平均洗井排量低于0.7m3／h。井温测试曲线证明，排量需大于1m3／h，洗井深度才能达到200m。
3解决方法
3．1多措并举防偏磨
(1）试用新的防偏磨措施。试用内衬油管。内衬油管具有抗腐、抗磨、阻力系数小、耐温等特点，可有效防止磨损和腐蚀，不需再加装扶正器。试用小外径扶正器。扶正器外径46mm，可通过封隔器，可用于封隔器以下的偏磨段和侧钻井。(2）优化杆管柱设计。抽油泵下泵位置尽量避开全角变化率大的位置：根据井斜合理设计扶正器安装位置及安装数量；抽油泵以上20根抽油杆加密扶正器，连续安装；目前油井抽油杆都为2级组合，即Ф19mm＋Ф16mm组合，下步将上部Ф19mm抽油杆一部分做加重杆，减缓中和点以下抽油杆弯曲程度。
调整卡封井抽油泵位置。目前，油田所用封隔器为下放管柱加压坐封式和打压坐封式两种，对于上提下放坐封的单封单采管柱，将抽油泵位置设计在封隔器以上，避免泵上不能下常规扶正器的情况。泵上双封管柱、泵上打压坐封的单封管柱，泵至封隔器井段使用小外径扶正器或内衬管。(3）优化油管更换方式。油井作业时若油管需部分更换，应将新更换部分油管调整至泵上位置，若油管不更换，应将偏磨段油管调整至不偏磨井段，或将最下部油管与上部或中部油管进行位置更换。油管更换情况情况做好详细记录，建立台账，延长油管使用时间，节约作业成本。
3.2开展结垢防治研究
目前系统所用清水来源于研究区域层，抓好工艺研究，想办法去除成垢阴离子。做好现有药剂的效果评价，筛选合适的阻垢剂，从注水站、集输系统、污水回注等节点分别加药清防垢。加快二次固井进度，避免套漏井作业时对地层二次污染。目前已治理油井54口，还剩39口。对套漏井、低氯根井作业应从井筒向地层挤入清防垢剂，减轻此类井对井筒及系统结垢的影响。根据冲程缩短泵筒长度或加长活塞长度，防止泵筒内活塞行程以外的区域结垢。从垢卡井生产参数看，垢卡井冲程在1.2～1.35m的油井占比70％，冲程1.5m和1.8m的油井分别占比15％、15％。油田目前所用抽油泵泵筒长度为3.3m，对应冲程为1.8m，用在1.8m以下油井时，泵筒上部有一段空间是活塞不能到达的，这段空间易结垢。结垢被井液冲刷脱落，当油井间歇出液或停抽时，垢块会向下沉积成活塞垢卡。冲程1.2m井选用2.7m泵筒，冲程1.35，1.5m井选用
3.0m泵筒。
3.3试验气锁井防治措施
(1）使用气锚防气锁。目前，气锚只在新井使用，下步对频繁气锁井、下封生产井使用气锚。(2）继续试验防气锁管柱。将泵抽管柱吸入口（筛管等）加深至油层以下，为油层产出气液提供一个分离时间，即使油井供液不足时，因气液密度不同，地层产出气也会上升至油套环控，进泵概率减小。加深管柱后，也增加了泵吸入口压力，改善了供液状况（图2）。
2017年试验2口油井，很好地解决了气锁问题，2口油井已正常生产1046d。
3.4优化清防蜡措施
未下刮蜡杆油井，根据油井作业结蜡情况，针对性地使用刮蜡杆。新井、换新层生产井关注电流、载荷变化，通过周期查蜡，及早确定热洗周期。无热洗制度油井确定清防蜡制度。无热洗制度油井（未下封，有洗井条件）免修期超过5年后每年查蜡一次，根据查蜡情况定是否热洗或采取其他清蜡措施。改变低液平台洗井方式，对液量低于20t／d的串联超导平台采取其他方式提高洗井液量，保证洗井深度。提高油井排量协助排蜡，对参数低、泵效高的油井热洗、排蜡期间上调参数，提高排蜡能力，排蜡结束后调回原参数。
4结论
(1）井筒偏磨，应从完善防偏磨手段，试验新的防偏磨措施，同时优化杆管柱设计，优化油管更换方式等方面来控制。(2）井筒结垢，最好是从源头除去成垢离子，但目前地面去除成垢离子工艺投入太高，无经济效益，短时间内应以防为主，从药剂筛选、工艺配套等方面做工作。(3）井筒气锁，采取“气锚＋防气锁管柱”的方法，能较好地解决油井气锁问题。(4）井筒结蜡，首先要做好区域性、分层系、不同含水期的产出液含蜡量、胶质量的跟踪对比，再做好相应的工艺配套，进一步减少结蜡影响。
参考文献：
［1］董旭，江淑丽，薛琦．内衬油管防偏磨应用效果分析［J］．石油知识，2018（6）：46－47．
