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，由于地层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；

　　

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