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摘要：2014年，通过集输系统改造，计量站降干压，单井降回压，确保了单井生产稳定。细化研究W72块腐蚀机理，强化W72块防腐措施配套，精细摸索掺水化盐方式，加强掺水化盐等五小措施的实施，结合智能化改造结合井口压力自动计量、功图自动诊断，优化油井工作参数，全年采油管理水平得到大幅提升。截止2014年12月25日，油藏经营管理三区全年合计躺井21井次，其中200天内躺井7井次，较2013年躺井（24口井）总数减少3井次，200天以内躺井（7口井）持平；较2012年躺井（40井次）降低19井次，200天以内躺井（20）降低13井次，有效控制躺井，躺井率自2012年的4.27%降低到2013年的2.39%，今年进一步降低至2.21%，躺井率大幅度下降。
关键词：集输系统改造；采油管理水平；躺井率
1、油藏概况
采油四厂油藏经营管理三区位于文南油田东北部，管辖着文85块、文72-134块、文72沙三中、文269块4个区块，含油面积为7.8平方公里，地质储量为1349万吨，可采储量为297万吨。油区地质构造复杂、储层埋藏深、物性差、非均质性强，自然递减幅度大、整体注采完善难度大，实现持续稳定开发难度较大。
2、优化集输管网，保证油井生产
2.1单井降低回压
2013年，我区部分井生产过程中频繁出现回压高现象，为了解决这一问题，通过电加热器、多功能罐，确保油井最大产能，同时确保生产稳定。2014年，我区累计调整电加热器4台次，维修电加热器3台次，上多功能罐4台次，保证了油井的正常稳定生产。
2.2集输干线改造
（1）改造进罐井站后单井流程，使单井罐在紧急情况下可作为全站应急罐使用；在站后流程加旁通，正常生产时旁通关闭，单井可进罐、可进站，进站生产过单流阀无倒流风险，紧急情况需进罐时开单井进站流程，打开旁通，即可全站通过计量间上流或下流进入单井罐生产。2014年，我区截止目前有单井罐作为全站应急罐的计量站7座，北六干线停投产过程中，涉及的六座计量站均未停井，单井罐值守罐车两辆转油，干线改造影响气量8000方，油量无影响。2.2确定储量核算的基本参数
（2）更换腐蚀严重干线
对腐蚀严重段59#站-36#站段管线进行更换，对57#站-46#站段钢管线进行更换；59#-36#站段北六干线在2014年上半年连续穿孔两次，穿孔位置补漏过程中发现干线外壁腐蚀层达20mm，根据经验推算，钢管线本体有3mm已被腐蚀，管线腐蚀严重，针对这种情况，结合技术科对北六干线、北七干线钢管线段进行更換，同时对59#站、36#站、48#站、46#站、57#站等5处原钢制阀组更换为玻璃钢连接阀组，减少管线腐蚀。
（3）沟通干线，提高应急响应能力
自北六、北七干线最近处（46#站-66#站间）将北六、北七干线沟通，使干线出现紧急情况时后端站可导入另一干线生产。2014.12.25日，在北七干线碰头施工期间，46#计量站站外碰头施工点，去往38#站干线连接处刺漏，我们利用沟通干线将46#计量站、57#计量站、86#计量站3站提前恢复生产，在重复施工过程中，保证了末端3座站的正常生产。同时，利用北六北七沟通管线，可在后期停投时最大限度减少停井影响，保证油井正常生产。
3、W72块腐蚀躺井的治理
（1）结合工艺研究所引进了酸化缓蚀剂，专门治理酸化后腐蚀躺井，针对酸化措施井酸化完作业中介入酸化措施，酸化完下泵前提前进行加药预膜，下泵后完井投加酸化缓蚀剂14天，然后开始投加新型缓蚀剂进入常规加药；2014年合计使用酸化缓蚀剂1.6吨。（2）结合技术科引进了抗二氧化碳缓蚀剂，对于产出气含二氧化碳的井投加抗二氧化碳缓蚀剂，同时由于油井产出液中普遍含气，抗二氧化碳缓蚀剂已普及使用。2014年包含井口连续加药、车加药、小措施加药等方式合计使用抗二氧化碳缓蚀剂30吨。（3）针对不同腐蚀状况的油井，选择添加缓蚀剂或新型缓蚀剂。抑盐剂与普通缓蚀剂不反应，对W72-84井、W72-402井等掺水化盐井同时添加抑盐剂与普通缓蚀剂，配套防腐措施。（4）对酸化措施井提前介入防腐措施，一是改变最初的完井后加药预膜，在酸化完井下泵前，井筒直接倒入50kg酸化缓蚀剂提前进行加药预膜。二是对酸化完的井按200ppm浓度添加酸化缓蚀剂15天，然后再改添加新型缓蚀剂配套常规防腐措施。2014年合计实施酸化措施16井次，1井次酸化后与注水井窜通放喷进站，采取车加缓蚀剂方式防腐，1井次酸化后套管破停，1井次酸化后气大套喷未采取连续加药方式，其余13井次合计投加酸化缓蚀剂预膜0.75吨，完井后合计正常加酸化缓蚀剂0.46吨。（5）针对特殊井下管柱、井口配套的井，通过小措施实施过程实施防腐措施。W72-460井为一口卡封采油井，因卡封采油无法加药到油管内，对此，制定清蜡小措施时，采取热洗45方，第二罐投加新型缓蚀剂50kg，再顶替15方，将缓蚀剂顶替进入油管进行防腐。W72-145井口为自动旋转井口，无法安装撞击式加药泵，结合小措施，在洗井顶替液中加新型缓蚀剂50kg，进行防腐。（6）针对部分油井生产过程中含水升高，没有及时提高加药浓度，导致高含水井防腐措施不到位的情况，由工程组每旬定期对油井产出含水情况及腐蚀速率进行跟踪，及时对加药浓度、加药量进行动态调整，确保油井防腐措施到位。（7）针对常规加药泵加药量少，加药工作压力低，返修率高的情况，结合技术科引进智能自动加药装置，该装置一次存药量大，额定工作压力高，加药排量简单易调，而且可以实现电脑控制自动间歇加药，完全解决了常规加药泵存在的种种弊端。目前已在全区安装应用20井次，下步将继续推广应用。
4、摸索掺水化盐时机，制定最佳管井措施
W72块S3中6、8-10等层位在长期生产过程中发现出盐严重，尤其对于单一生产本部分层位的油井，出盐矿化度最高达到32万，更有甚者在地面取样可见盐粒，结盐对油井生产产生巨大影响，在生产过程中我们不断摸索化盐、阻盐方式，目前主要采取了掺水化盐、加抑盐剂控制结盐的方式，2014年通过对掺水化盐的精细研究，总结出了一系列的掺水化盐经验，全年高含盐井生产稳定，降低了结盐对油井躺井影响。
5、W72块智能化改造提高采油管理水平
5.1智能监控降低巡井工作量
2013年合计安装油井监控摄像头63井次，通过中心控制室控制巡护基本实现了辖区内82台抽油机工作过程的视频监控巡护，配置中心控制室技术员4人，全天24小时值守，不间断通过视频监控巡护，可以及时发现油井停井、破坏、管线穿孔等异常情况，第一时间组织人员现场解决处理问题，可以大幅度降低计量站岗位工巡井工作量，提高油井开井时率，保证油井正常生产。
5.2油井工况数据监控及分析
建立信息数据库，实现电量查询和故障查询（保护信息、故障信息、开关井信息等），在电量查询里可实现单井的电能累计查询，故障查询部分可实现单井的历史故障查询。能自动生成报表以及打印功能。
结束语
不断提高采油管理水平是各大油田、各油藏经营管理区的共同目标，不断摸索完善各项采油管理措施，能够逐步的提升采油管理水平，提高油井生产能力及生产时间，为企业创造良好的经济效益及社会效益。
参考文献：
[1]苗力军，《浅谈如何提高机采系统效益研究》，[J]，中国科技博览，2014年，21期，36-37.
[2]王鸿勋等，《采油工艺原理》，[M]，北京，石油工业出版社，1981年，35-37.
关键词：集输系统改造；采油管理水平；躺井率
1、油藏概况
采油四厂油藏经营管理三区位于文南油田东北部，管辖着文85块、文72-134块、文72沙三中、文269块4个区块，含油面积为7.8平方公里，地质储量为1349万吨，可采储量为297万吨。油区地质构造复杂、储层埋藏深、物性差、非均质性强，自然递减幅度大、整体注采完善难度大，实现持续稳定开发难度较大。
2、优化集输管网，保证油井生产
2.1单井降低回压
2013年，我区部分井生产过程中频繁出现回压高现象，为了解决这一问题，通过电加热器、多功能罐，确保油井最大产能，同时确保生产稳定。2014年，我区累计调整电加热器4台次，维修电加热器3台次，上多功能罐4台次，保证了油井的正常稳定生产。
2.2集输干线改造
（1）改造进罐井站后单井流程，使单井罐在紧急情况下可作为全站应急罐使用；在站后流程加旁通，正常生产时旁通关闭，单井可进罐、可进站，进站生产过单流阀无倒流风险，紧急情况需进罐时开单井进站流程，打开旁通，即可全站通过计量间上流或下流进入单井罐生产。2014年，我区截止目前有单井罐作为全站应急罐的计量站7座，北六干线停投产过程中，涉及的六座计量站均未停井，单井罐值守罐车两辆转油，干线改造影响气量8000方，油量无影响。2.2确定储量核算的基本参数
（2）更换腐蚀严重干线
对腐蚀严重段59#站-36#站段管线进行更换，对57#站-46#站段钢管线进行更换；59#-36#站段北六干线在2014年上半年连续穿孔两次，穿孔位置补漏过程中发现干线外壁腐蚀层达20mm，根据经验推算，钢管线本体有3mm已被腐蚀，管线腐蚀严重，针对这种情况，结合技术科对北六干线、北七干线钢管线段进行更換，同时对59#站、36#站、48#站、46#站、57#站等5处原钢制阀组更换为玻璃钢连接阀组，减少管线腐蚀。
（3）沟通干线，提高应急响应能力
自北六、北七干线最近处（46#站-66#站间）将北六、北七干线沟通，使干线出现紧急情况时后端站可导入另一干线生产。2014.12.25日，在北七干线碰头施工期间，46#计量站站外碰头施工点，去往38#站干线连接处刺漏，我们利用沟通干线将46#计量站、57#计量站、86#计量站3站提前恢复生产，在重复施工过程中，保证了末端3座站的正常生产。同时，利用北六北七沟通管线，可在后期停投时最大限度减少停井影响，保证油井正常生产。
3、W72块腐蚀躺井的治理
（1）结合工艺研究所引进了酸化缓蚀剂，专门治理酸化后腐蚀躺井，针对酸化措施井酸化完作业中介入酸化措施，酸化完下泵前提前进行加药预膜，下泵后完井投加酸化缓蚀剂14天，然后开始投加新型缓蚀剂进入常规加药；2014年合计使用酸化缓蚀剂1.6吨。（2）结合技术科引进了抗二氧化碳缓蚀剂，对于产出气含二氧化碳的井投加抗二氧化碳缓蚀剂，同时由于油井产出液中普遍含气，抗二氧化碳缓蚀剂已普及使用。2014年包含井口连续加药、车加药、小措施加药等方式合计使用抗二氧化碳缓蚀剂30吨。（3）针对不同腐蚀状况的油井，选择添加缓蚀剂或新型缓蚀剂。抑盐剂与普通缓蚀剂不反应，对W72-84井、W72-402井等掺水化盐井同时添加抑盐剂与普通缓蚀剂，配套防腐措施。（4）对酸化措施井提前介入防腐措施，一是改变最初的完井后加药预膜，在酸化完井下泵前，井筒直接倒入50kg酸化缓蚀剂提前进行加药预膜。二是对酸化完的井按200ppm浓度添加酸化缓蚀剂15天，然后再改添加新型缓蚀剂配套常规防腐措施。2014年合计实施酸化措施16井次，1井次酸化后与注水井窜通放喷进站，采取车加缓蚀剂方式防腐，1井次酸化后套管破停，1井次酸化后气大套喷未采取连续加药方式，其余13井次合计投加酸化缓蚀剂预膜0.75吨，完井后合计正常加酸化缓蚀剂0.46吨。（5）针对特殊井下管柱、井口配套的井，通过小措施实施过程实施防腐措施。W72-460井为一口卡封采油井，因卡封采油无法加药到油管内，对此，制定清蜡小措施时，采取热洗45方，第二罐投加新型缓蚀剂50kg，再顶替15方，将缓蚀剂顶替进入油管进行防腐。W72-145井口为自动旋转井口，无法安装撞击式加药泵，结合小措施，在洗井顶替液中加新型缓蚀剂50kg，进行防腐。（6）针对部分油井生产过程中含水升高，没有及时提高加药浓度，导致高含水井防腐措施不到位的情况，由工程组每旬定期对油井产出含水情况及腐蚀速率进行跟踪，及时对加药浓度、加药量进行动态调整，确保油井防腐措施到位。（7）针对常规加药泵加药量少，加药工作压力低，返修率高的情况，结合技术科引进智能自动加药装置，该装置一次存药量大，额定工作压力高，加药排量简单易调，而且可以实现电脑控制自动间歇加药，完全解决了常规加药泵存在的种种弊端。目前已在全区安装应用20井次，下步将继续推广应用。
4、摸索掺水化盐时机，制定最佳管井措施
W72块S3中6、8-10等层位在长期生产过程中发现出盐严重，尤其对于单一生产本部分层位的油井，出盐矿化度最高达到32万，更有甚者在地面取样可见盐粒，结盐对油井生产产生巨大影响，在生产过程中我们不断摸索化盐、阻盐方式，目前主要采取了掺水化盐、加抑盐剂控制结盐的方式，2014年通过对掺水化盐的精细研究，总结出了一系列的掺水化盐经验，全年高含盐井生产稳定，降低了结盐对油井躺井影响。
5、W72块智能化改造提高采油管理水平
5.1智能监控降低巡井工作量
2013年合计安装油井监控摄像头63井次，通过中心控制室控制巡护基本实现了辖区内82台抽油机工作过程的视频监控巡护，配置中心控制室技术员4人，全天24小时值守，不间断通过视频监控巡护，可以及时发现油井停井、破坏、管线穿孔等异常情况，第一时间组织人员现场解决处理问题，可以大幅度降低计量站岗位工巡井工作量，提高油井开井时率，保证油井正常生产。
5.2油井工况数据监控及分析
建立信息数据库，实现电量查询和故障查询（保护信息、故障信息、开关井信息等），在电量查询里可实现单井的电能累计查询，故障查询部分可实现单井的历史故障查询。能自动生成报表以及打印功能。
结束语
不断提高采油管理水平是各大油田、各油藏经营管理区的共同目标，不断摸索完善各项采油管理措施，能够逐步的提升采油管理水平，提高油井生产能力及生产时间，为企业创造良好的经济效益及社会效益。
参考文献：
[1]苗力军，《浅谈如何提高机采系统效益研究》，[J]，中国科技博览，2014年，21期，36-37.
[2]王鸿勋等，《采油工艺原理》，[M]，北京，石油工业出版社，1981年，35-37.