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。

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