班站长油井井筒管理技术培训班讲义.ppt

油井井筒管理技术讲义 采油站站长培训,2、抽油杆是抽油装置的一个主要组成部分，它上连抽油机，下接抽油泵，起传递动力的作用。抽油杆在传递动力的过程中要承受多种载荷，主要包括：动载荷和静载荷两种。抽油杆承受的是杆柱本身重力和活塞以上液柱重力，称为静载荷，抽油杆上行时，静载荷增大，下行时静载荷减少。抽油杆柱和液柱所产生的惯性载荷，抽油杆柱因增载减载引起的振动载荷，以及各种因素造成的冲击载荷等，都属于动载荷。 抽油杆在上行时加载伸长，在下行时卸载收缩，这一伸一缩反复作用的结果，就造成金属疲劳，产生应力集中，使抽油杆产生断裂。据资料统计，上部三分之一杆柱的断裂占总事故的41，中部占35，下部占21。 因此，从使用方面来说对抽油杆的要求是：耐疲劳，强度高，抽油杆螺纹中心线应该与杆体同心，螺纹要精确、光洁，杆身要直。,3、抽油泵是通过油管和抽油杆下到井中并沉没在液面以下一定深度，靠抽吸作用将油排出地面。 抽油泵主要由工作筒、衬套、柱塞（空心）和在柱塞上的游动阀及装在工作筒下端的固定阀组成。 工作原理：当活塞上行时游动阀受油管内液柱压力作用而关闭并排出活塞冲程的一段液体。与此同时，活塞下面泵筒空间里压力降低，在环形空间的液柱压力作用下，井中液体即顶开固定阀，进入泵内活塞所让出的空间。 当活塞下行时泵筒内液体受压缩，压力增高，当此压力等于环形空间液柱压力时，固定阀靠自重而关闭，在活塞继续下行中，泵内压力继续升高，当泵内压力超过油管内液柱压力时，泵内液体即顶开游动阀并进入油管内。可以概况为：活塞上行时吸液入泵，排液出井；活塞下行时泵内液体进入油管，油管内液面不断上升到井口排入出油管线。 由于油井的深度、产油能力、原油性质不同，需要不同结构类型的抽油泵，目前现场主要使用的分为管式泵和杆式泵。,三、抽油机井资料的整理和分析,1、抽油机井资料分析内容 、油井的出油规律和压力、含水的变化规律； 、油井的结蜡管理； 、油井的出砂规律； 、抽油泵的工作状况； 、抽油井的工作制度是否合理； 、及时提出相应的油水井管理措施。,2、所需的资料 、静态资料 油层深度、油层厚度、射孔井段、油层的渗透率、井身数据、油层温度。 、动态资料 抽油参数（冲程、冲次、下泵深度、泵径、抽油杆、油管尺寸），油压，套压（指控制套管气的井或连喷带抽井），动液面，静压，砂面，沉没度，单井产量，含水量，含砂量等。 、其它资料 生产情况，出油，出气规律，以往施工情况与效果，以往砂、蜡影响和井下结蜡情况。 、图幅 综合采油、注水曲线，油水井连通图，示功图等。,3、分析方法 、查动态变化，首先从查产量、含水、注入水入手。 、查原因，先从井筒入手 、查示功图的变化，分析泵的工作状况是否正常； 、查液面的高低，分析供油情况的好坏； 、查砂面的高低，查井下结蜡情况，分析油流通道是否堵塞； 、查产量、出油规律，出气大小，油、套压及其他资料，分析管理措施是否合理； 、油管使用时间的长短、螺纹磨损程度以及泄油器试压装配情况，结合其他资料分析油管漏失情况； 、从井下原油粘度大小，分析参数组合，以及泵的进口过滤器（如气锚、气砂锚、砂锚或筛管等）使用是否合理。,、分析油层 这里的“分析油层”是指引起动态变化的油井附近油层的分析，其重点是： 、从井下温度、原油含水、原油乳化程度、投产时间的长短和以往油层结蜡情况，分析井眼周围的油层被蜡、乳化稠油堵塞的可能性； 、从油层厚度、物性，注采对应的连通情况，分析各层作用发挥情况； 、从油层压力变化，分析油层能量在区块的补充情况；在见效井发生变化时，应该在所对应的水井上找原因。,4、分析时注意的情况 当抽油机井出现下列情况时，应该及时分析，找出原因，采取措施，使之恢复正常生产： 、产量变化超过15（各单位自己定）； 、气油比有显著变化； 、油井见水，含水突然升高或水淹； 、含砂量增加或含砂量大于0.2； 、调整工作制度或抽油井进行其他措施前后； 、压力（油压、套压、流压、地层压力）波动超过正常波动范围0.2-0.5MPa； 、油井发生间隙出油，或出油波动较大； 、免修期发生变化； 、动液面波动范围较大； 、抽油泵工作不正常，示功图出现异变。,四、资料录取及分析,我们进行油井分析前提必须录取相关资料，资料越全越准，越容易分析，分析的越准确，也越能够找准方向采取下一步措施。日常管理中资料的录取包括液量、含水、压力、温度、电流、功图、液面、憋泵数据、抽油机参数等，分正常录取、特殊井的加密录取、对不正常井的临时录取等方式。,1、憋泵：通过憋泵数据反应泵况 2、测电流：现在已经不是单纯的看平衡不平衡了，主要是对比电流变化，及时分析问题。 3、试压：通过压力和时间的变化关系，判断管柱的整体漏失情况。 4、测液面：判断深井泵工作情况及油层供液能力。 5、测功图：反应深井泵工作状况。,五、旬度分析判断不正常井,1、综合记录中产量、含水等数据的变化趋势，是否符合递减规律，不符合的分析原因，录取资料，采取下一步措施。 2、通过沉没度情况，看产量是否合理，经验分析沉没度100米以下，功图多显示供液不足，产量在10方以下时，认为合理，100米-200米，认为产量在10多方合理，200米以上，产量应该有20多方，依此类推，经验只能作为指导性意见。 3、两周期对比分析（对稠油、超稠油），因为我们的开采方式主要通过人工补充能量，以蒸汽吞吐为主，地质在设计注汽量时，参考区块的注汽强度，没周期递增按510增加注汽量，因此，临近的两个周期的递减规律可以作为参考，来分析目前油井是否正常。,六、油井清蜡、防蜡管理,石油是多种碳氢化合物的混合物，原油中的蜡是指碳数比较高的正构烷烃，通常把C16H34-C63H128的正构烷烃称为蜡，纯净的石蜡是略带透明的白色无味晶体。其成分以正构烷烃为主的也称石蜡，熔点50-65，而异构烷烃、长链烷烃、长链芳香烃都属于微晶蜡，或称地蜡，熔点60-90。在油层高温高压条件下，蜡溶解在原油中，原油流入井筒后，在从井底上升到井口的流动过程中，其压力和温度逐渐降低。当温度和压力降低到蜡析出点时，蜡就从原油中析出。蜡刚从原油中析出时的温度称为初始结晶温度或析蜡点，蜡析出后粘附在管壁上，使油井井筒结蜡。,1、影响油井结蜡的因素 、含蜡量。 、温度。 、压力和溶解气。 、产量。 、杂质。 、含水。 2、油井结蜡现象有何规律 、油稠的井比油稀的井结蜡严重。 、产量低、井口温度低的井结蜡严重。 、油井含水低于2时，结蜡严重，含水超过60时，结蜡不严重。 、油管内壁粗糙，易结蜡，油井出砂易结蜡。 、油井结蜡严重的位置在莫个深度范围，称结蜡点。 、工作制度改变，结蜡点也改变。 、油嘴保温不好，也容易结蜡。,3、清防蜡措施设计原则 在摸清油井结蜡规律的基础上，根据油井结蜡特点，采取相应的措施，原则上应尽量简化，采用单一措施能解决问题，就不采取复合措施。但是，以下情况要采取复合措施。 、当某种清防蜡措施不彻底时，则必须采取辅助措施加以弥补。 、当油井结蜡非常严重时，采用各种清防蜡措施周期都很短，经济上不合算，则必须采用辅助措施加以弥补。 、采取化学清防蜡措施时，应做室内配方筛选试验，优化配方，使之经济有效。 、加强措施实施方法研究，加药周期设计，热洗周期设计等。,4、常用的清防蜡措施有机械清防蜡、化学清防蜡、热力清防蜡（热洗、电加热等）、磁防蜡、表面能防蜡、微生物清蜡等。 我们稀油区块清防蜡好的做法就不多说了，给大家简单说一下兴采二矿的做法作个借鉴： 兴采作业二区主要清防蜡措施：机械清蜡、热洗、化学清防蜡、电杆加热等。,、机械清蜡 主要针对自喷井，投产初期按照“一替、二通、三小、四扩”的方法进行，即首先进行替喷，替出压井液；正常生产后首次清蜡要先用铅锤进行通井至1000米；通井无问题后采用56mm小直径刮蜡片清蜡至1000米；然后逐级扩大刮蜡片直径进行清蜡，直到接近管壁的61.5mm。在自喷井正常管理按照“一调、二清、三查、四通、五替、六不放过”的管理方法，即一调是根据油井动态及时调整清蜡制度；二清是定人定时清蜡，由专人负责，责任落实到人，确保清蜡质量；三查是每次清蜡检查油嘴、刮蜡片、钢丝、绞车、滑轮等，确保无问题；四通定期通井；五替是根据油井压力、含水、清蜡情况适时替喷；六不放过是对油井生产参数的细微变化不放过。,、热洗清蜡 恒温热洗，就是我们常用的热油车洗井，主要是保证温度、排量。 自身热洗，就是利用智能洗井车洗井，应用于高液量（1520m3）、高含水、泵况好、套管气恢复慢、热洗周期长的井。 在热洗井管理上采取有对比、有计划、有监督、有跟踪的方法，即根据目前的热洗周期进行洗井前数据对比，每周对确定热洗井上报热洗计划，在热洗过程中，产量5吨以下的井由中心站技术员现场负责，5吨10吨的井由中心站站长现场负责，10吨以上的井由作业区生产管理组现场负责，重点井、疑难井作业区生产副主任现场负责，保证了热洗质量，洗井后由生产组、中心站进行相关数据的跟踪。在对外施工过程中，与工程技术处签订合同，合同规定了热洗时车组应该达到的标准，并给作业区上交一定数额的抵押金，保证施工质量和安全，作业区有权拒绝对保证不了施工质量的单位施工。,、化学清防蜡 加清防蜡剂，用于产量高、含水低、结蜡重的井。 加分散防蜡剂，水基防蜡剂，用于出砂井、结蜡严重井。 点滴加药，采用点滴加药装置，利用抽油杆上下冲程带动加药泵工作。 固体防蜡块防蜡，针对井温6070，下入深度16501800m，出砂井、高含气井高含水井不下。在下泵3个月内属于效果最佳期，一般不用监控，3个月后要监控油井示功图、载荷、液量，58个月重点监控，因为防蜡块有效期接近尾声，需要提前制定洗井计划。一口井费用在1万元左右。 化学清防蜡主要是选井和定型（清防蜡剂的选择），对每口井不同油层的油品化验含蜡量、凝固点等，再要求药剂生产单位提供不同的清防蜡剂，进行溶蜡试验，选择效果好的使用。 、电加热杆防蜡 有3口井采用电加热杆防蜡，主要针对含蜡量高、凝固点高的疑难井，由于运行费用太贵没有大面积使用。,七、焖、放喷井管理,1、焖井、放喷前准备工作 、停注后，将井口油、套压表更换成合适量程的压力表。 、根据区块情况对有放喷能力的油井连接放喷管线，安装接力泵，并保证管线畅通和接力泵灵活好用，冬季要有防冻堵措施。 、根据试放喷时的井口压力，安装合适的油嘴。,2、焖井过程管理标准 根据采油技术手册相关内容，停注后5天内近井地带压力降低较快，以后减缓，10天内井底温度降低较快，以后减缓。由于蒸汽凝结成热水的过程体积减小、压力减小，说明停注后5天内蒸汽基本上凝结成热水，焖井结束试放的时间应该选择蒸汽完全凝结成热水的时间，这样可以提高热能的利用率。,3、焖井时间的界定原则 结合不同区块的开发性质，根据不同的注汽量、不同的注汽强度确定合理的焖井天数，以5天作为参考标准时间，以24小时压力不降或压降小于0.2Mpa作为焖井结束进行试放的临界时间。 4、焖井时间的现场确定 、停注后焖井压力小于2Mpa，焖井1天组织试放。 、停注后焖井压力大于2Mpa小于3Mpa，焖井2天组织试放。 、停注后焖井压力大于3Mpa小于4Mpa，焖井3天组织试放。 、停注后焖井压力大于4Mpa，焖井时间以5天作为参考标准时间，以24小时压力不降或压降小于0.2Mpa作为焖井结束进行试放的临界时间。 、特殊情况如发生汽窜反应、地质方案特殊要求、作业施工措施等原因影响，可以根据生产实际动态调整焖井时间，但也不宜太长。,5、放喷过程管理 根据区块地层、油品性质确定合理的生产压差，控制生产压差通过控制合理的放喷液量和放喷温度来体现，放喷液量的控制参考地质下泵初期的产量要求，进而实现放喷过程平稳连续，避免造成油层激动出砂，保证作业一次下泵成功率，提高生产时率。,、放喷初期管理 放喷开始是液量逐渐上升，温度逐渐上升的过程，井口一般出水或蒸汽和水的混合物，为保证初期“放活”，先放大生产压差，待温度升高到100时，控制生产压差平稳放喷。 放喷初期井口温度控制100120之间，产液量控制在3545m3/d（水平井4070 m3/d），出砂井控制在2535 m3/d（水平井3060 m3/d）。,、放喷中期管理 放喷井进入放喷中期，井底地层能量仍很充足，井口产出液蒸汽含量明显减少，一般出水或油水混合物，因此放喷参数控制相对较容易，但由于放喷压力连续下降，为了获得合理的生产压差，控制产液量的油嘴等参数调整相对频繁。 放喷中期井口温度控制90120之间，产液量控制在3045m3/d（水平井3570 m3/d），出砂井控制在2035 m3/d（水平井2560 m3/d）。在放喷中后期，根据井口化验含砂情况，逐渐增大生产压差，保证放喷彻底。,、放喷末期管理 放喷末期井底地层能量下降，井口压力较低（小于1Mpa）,产液量明显下降，温度下降较快，产出液粘度增加，为了保证放喷彻底下泵一次成功，无需控制放喷液量和温度，要将油嘴拆除，井口闸门开大，倒进高架罐生产，将生产压差放到最大，当井口产液量低于20m3/d时起接力泵辅助放喷。 为了避免油井放喷不彻底，易出现“假死”复喷影响作业进度的情况，放喷末期井口含水小于50时改地下掺油，降低井筒的粘度，提高流动性，地下掺稀油初期排量适当加大，待发现井口明显稀油上返后降低稀油用量，对个别易出现复喷的油井，作业区根据现场实际情况应提前组织热油车替油。,注：下泵初期，为了避免油层因生产压差波动造成出砂卡泵，增加下泵返工几率，要在下泵开井6小时内控制生产压差，将抽油机冲次调低，降低泵效，液量控制在25m3/d（水平井50 m3/d）以内，待油层出液平稳后，根据产量要求逐渐提高产液量，转入正常生产管理。,6、资料录取 、要求井口压力、温度取全取准，每4小时录取一次。 、及时跟踪井口产液量，每4小时计量一次。 、定期跟踪含水、含砂变化，每天化验一次。 7、注意事项 、焖井、放喷各项操作要严格执行操作规程。 、保证注汽井口、井口流程畅通，放喷初期开起闸门时要侧身、操作缓慢、平稳。 、井口接力泵要及时保养，保证泵效，放喷末期避免接力泵空转“干磨”，应采用地面掺水或安装变频器等措施。 、冬季要有防冻堵措施保证井口、地面流程畅通，接力泵灵活好用。,1、掺油温度的影响作用 通过对全厂掺油井基础情况的调查，单井井口有火管炉加热的情况下，掺油在井口温度一般在60以上，井口没有火管炉加热的单井，掺油在井口温度一般在3050之间。考虑地温梯度的影响（曙光地区平均地温梯度3.54/100m），掺油从油套环空向下流动的过程中，温度应该是先下降再升高的过程。由于超稠油采用蒸汽吞吐的开采方式，油层内流体温度很高，通过对71口超稠油井2005年井下测温数据统计发现，超稠油区块单井在周期末平均井底温度为101，也就是说在周期末地下掺油的情况下井底温度也要高于超稠油拐点温度（80），显然掺稀油在泵下起到稀释降粘作用。,八、掺油（水）井管理,2、分析计算掺稀油降粘达到的粘度范围 假设单井产量Q=30m3/天=3.510-4m3/s，回站管线为3寸管线，内径d=80mm=0.08m，管线长度L=300m（全厂超稠油单井回站管线平均长度），产出液密度约=950kg/ m3,重力加速度g=9.8m2/s，掺稀油生产井口的回压p=0.5Mpa。 产出液进站过程要克服地面流程的沿程阻力和局部阻力损失，而井口回压就克服进站过程的阻力损失。那么总压降即总水头损失hw=0.5Mpa50m水柱高度。 局部水头损失hj=*v2/2g -局部阻力系数（90焊接弯头为1.3）。 v-局部阻力区域的有效断面的平均流速，m/s。 v=4Q/d2=0.07 m/s 由式得 hj=*v2/2g =0.0003m310-6 Mpa 计算出的局部阻力损失可以忽略不记，那么沿程阻力损失hf=hw =50m,首先确定流体在地面管线中的流态，因为雷诺数Re= vd/ -流体的运动粘度，=/，m2/s。 -流体的动力粘度（即实验室化验粘度），pa.s。 假设流体的动力粘度为5000mpa.s，那么代入式得Re=1.064，根据流体力学原理Re2000时流态为层流，有雷诺数经验公式Re=64/ 沿程水头损失hf=L v2/2gd -沿程水力摩擦系数。 =hf*2gd/ L v2=53.33 根据层流雷诺数经验公式Re=64/计算Re=1.2 代入式得=4433mpa.s 通过计算得出的动力粘度与我厂普通稠油粘度相近。由于计算中并没考虑井口产出液的含水，计算流体性质和现场实际有一定的差别，但是计算结果仍对现场有参考价值，可以确定超稠油掺稀油降粘后在井口温度下达到普通稠油的粘度，就可以实现正常生产。,3、掺油（水）配掺原则 、结合区块油品性质和油井生产周期的生产实际，实施三段式管理，即分区块实施冬季(1、2、12月平均气温0 ）、春秋季（3、4、10、11月平均气温015）、夏季（59月平均气温15）管理，动态调整掺油（水）配掺量。 、掺油配掺：通过产量、含水、回压、回温、电流（载荷）的关系确定掺油比和掺油方式。 、掺水配掺：通过产量、回压、电流（载荷）确定掺水量。,4、掺油（水）管理标准 、周期内不同的生产阶段的管理标准 、下泵初期，地层能量充足，井口温度、含水较高，当井口温度在7080以上，含水在60%70%以上，采用地面掺水生产，通过产量、回压、电流（载荷）确定掺水量。 、下泵中期，油井井口温度、含水有所下降，当温度低于80，含水低于70%时，根据油井生产情况，可改地下掺稀油生产，并根据产量、含水、回压、回温、电流（载荷）的关系确定掺油比。 、下泵后期，油井产量、温度、含水持续下降，示功图显示多为供液不足，根据油井生产实际，可以适当的增加掺油量来保证稀油的降粘效果。,、新井前三周期内的管理标准 新井前三周期生产采用空心杆电加热井筒降粘，通常采用地面掺水降低回压，根据油井的生产实际可以采用地下掺油的方式，但是配掺量要考虑泵效和载荷的变化，原则上不允许地面掺油，特殊情况如给热注供油和降低外输干压除外。 、地面掺水的管理标准 根据产量、回压、电流（载荷）确定掺水量，在电流（载荷）平稳的情况下，以回压不高于0.5MPa确定最低掺水量，保证地面流程畅通，根据产量情况实时动态调整。,分区块单井平均掺油（水）配掺量指导表,、其他情况掺油（水）管理标准 放喷末期为了使放喷更彻底，提高作业下泵一次成功率，地下掺稀油提高井筒液体流动性，改地下初期排量适当加大（10-15m3/d），待发现井口明显稀油上返后降低稀油用量（不高于7 m3/d）。 上作业井地面掺水，在夏季、春秋采取停掺；冬季保证地面管线畅通的最低流量（3-5m3/d）。 掺水代采暖，保证采暖正常运行的情况下应控制在30 m3/d以下。,5、掺油（水）流量计管理 、掺油（水）小表、总表完好、灵活好用，配掺标牌齐全、完好、整洁，配掺量清晰。 、单井掺油（水）小表严格按配掺量调节，小表瞬时量上下浮动不能超过0.02m3/h。掺油（水）总表瞬时量不得超过配掺瞬时量。 、掺油（水）总表旁通闸门要打铅封，没有特殊情况不得打开。,九、汽窜井管理,1、汽窜井分类 、严重汽窜井：注汽即发生汽窜，强度高、速度快，油井温度、液量、含水的变化较快，需提前关井防喷。 、汽窜井：注汽至一定量后才发生汽窜，强度较高，部分井需关井防喷，油井温度、液量、含水明显变化，需控制产量。 、可能汽窜井：注汽期间可能发生汽窜，无汽窜史，或发生汽窜强度很小，油井温度、液量、含水有所变化，油井按规定的工作制度生产。,2、汽窜井判断汽窜干扰的标准 、产量对比正常产量增加4t以上。 、井口温度变化在4以上。 、井口含水目测变化明显，或井口出蒸汽。 、套压变化明显，增加0.2Mpa以上，或套管出蒸汽。,3、汽窜井日常管理标准 、建立预报机制。 在注汽井注汽前及时通报汽窜井井号及分类；在发现汽窜干扰后能够及时做出反应并通报相关人员。 、地面管理部分。 要求井口配件齐全、好用，采油树法兰、卡瓦螺丝紧固到位，将井口密封器盘根更换成新的，装好油、套压压力表。防窜关井的，安装防喷管或带紧盘根，关闭胶皮闸门、油、套压闸门。,、严重汽窜井管理。 、与注汽井的运行同步关井，注汽即关井，把油井停在驴头下死点，安装防喷管，关井前8小时利用掺油大排量驱替井筒，为后续的开井工作做好准备。 、严重汽窜井多属于汽窜频发区一线油井，在关井后应定期对油、套压进行试放，避免汽窜波及二线油井。 、汽窜井与注汽井同步放喷，具体参照“焖、放喷井管理标准”，避免液量过高造成油层激动。 、汽窜井开井初期（6小时内）控制生产压差，采用低冲次生产，液量控制在20-30t/d以下，生产稳定后根据温度、含水、液量变化调整生产参数及掺油水方式。,、汽窜井管理 、注汽井注汽后，降低生产冲次，控制生产压差，保证油井的日产液量小于20-30t/d。 、当发生汽窜干扰后，根据温度、含水变化合理调整生产参数、掺油水方式和中频电流。当井口温度在7080以上，含水在60%70%以上，掺油水改地面，关闭套管气闸门，密切跟踪套压变化，停电加热生产。井口温度低于7080，含水低于60%70%，生产参数适当下调，密切跟踪温度、压力变化。 、当注汽井注至预测发生汽窜的注汽量时，防窜油井提前关井，把油井停在驴头下死点，做好防喷工作。 、汽窜井开井初期（6小时内）控制生产压差，采用低冲次生产，液量控制在20-30t/d以下，生产稳定后根据温度、含水、液量变化调整生产参数及掺油水方式。,、可能汽窜井管理 根据注汽井注汽进度，一线井、二线井的汽窜反应情况，动态调整生产参数，主要是密切跟踪液量、温度、含水的变化，及时发现汽窜干扰，及时采取应对措施。 、巡检要求 、对汽窜关井防喷的油井，每4小时巡检一次，录取油、套压数据。 、对汽窜井开井的要加密巡检，每2小时巡检一次，录取油、套压及目测含水变化。 、对没有发生汽窜干扰的防窜井，加密巡检，认真录取压力、温度、含水、液量等资料。,十、水平井管理,1、焖井、放喷过程管理参照“焖、放喷井管理标准”。 2、下泵后的生产管理标准 、下泵初期 一是下泵开井后（新井前三周期下泵完井后下电加热电缆，预热2小时后开井）6小时内控制生产压差，实施低冲次生产，原则上不超过1.5min-1，液量控制在50 m3/d以内，待油层出液平稳后，根据产量要求逐渐提高产液量。 二是根据沉没度情况，进行控气规律摸索，通过摸索产量、控气压力的关系，确定合理的控气压力。 三是通过冲次、电加热杆流动态调节，将井口温度控制在120以内,如超过120，井口出蒸汽，因温度高不能正常生产，可根据井口情况酌情处理，关井待井口温度下降后试开，或安装油嘴控制产液量。,、下泵中期 地层能量较充足，油井生产稳定，产液量、含水、温度逐渐下降，一是通过冲次调节控制合理的产液强度，实现最佳的产液量，缩短排水期。二是根据动液面的变化适时调整控气压力，保证油套环空油水界面合理的情况下，避免套管气对泵效的影响。三是通过杆流调节和适时的地下掺油保证井筒降粘效果。,、下泵后期 地层能量、产液量、井口温度、沉没度大幅度下降，一是根据油井产量，将工作参数（包括杆流、冲次）适当增大。二是通过合理的地下掺稀油解决井筒降粘问题，保持原油的流动性。三是为避免套管气对泵效的影响，改为收气生产。,3、掺油（水）管理参照“掺油（水）管理标准。,十一、出砂井管理,地层出砂没有明显的深度界线，一般来说，地层应力超过地层强度就有可能出砂。地层强度决定于地层胶结物的胶结力、圈闭内流体的粘着力、地层颗粒物之间的摩擦力以及地层颗粒本身的重力。地层应力包括地层结构应力、上覆压力、流体流动时对地层颗粒施加的推拽力，还有地层孔隙压力和生产压差形成的作用力。影响油层出砂的因素很多，出砂的原因也比较复杂，但归纳起来可分为先天性地质因素和人为的开发因素两大类。,1、地质原因 先天性原因是指砂岩地层的地质条件，也就是砂岩地层含有胶结矿物数量的多少、类型的不同和分布规律的差异，再加上地质年代的因素，就形成了砂岩油、气藏不同的胶结强度。胶结强度大，地层不易出砂，胶结物有泥质、钙质、硅质、铁质四种，铁质、硅质胶结强度大，钙质次之，泥质最低，胶结物的含量高，油层不易出砂。从胶结形式上看，基底胶结强度大于孔隙胶结大于接触胶结。 油层构造变化也会引起出砂。如断层多、裂缝发育、边水活跃的地区，地层构造易被破坏出砂。 地层流体粘度高，含气量大等都易引起出砂,2、开采因素 人为的开发因素造成油、气井出砂，有的可以避免，有的不能。不恰当的开采速度以及采油速度的突然变化、落后的开采技术（包括不合理的完井参数和工艺技术）、低质量和频繁的修井作业、设计不良的酸化作业和不科学的生产管理等造成油气井出砂，这些都应当尽可能的避免。 随着油气田开发期延续，油气层压力自然下降，储层砂岩体承载砂粒的负荷逐渐增加，致使砂粒间的应力平衡破坏，胶结破坏，造成地层出砂。另外地层注水可能使储层中的粘土膨胀、分散，有的还会随地层流体迁移使地层胶结力下降。在注水开发中为了保持产量必定要提高采液量，这就会增加地层流体的流速，加大流体对地层砂的冲拽力，因此，注水有可能造成地层出砂，此外，地层中的两相和三相流动状态能增加对地层砂的携带力。以上因素在开发过程中是难以避免的，但不是不能避免。,十二、冬季常见事故的处理,1、油井停电，站内不停。 将地下掺油（水）井流程改回地面，关井口回站闸门，正常掺油（水），对无管中管伴热的井，长时间停电，应先用掺油水拉地面管线，避免油凝在回油管线内，站内正常起泵输油。来电后，开井发生井卡的，组织掺油水或热油车解卡。有电缆的井，通电预热一段时间后开井，并监测回压变化情况，抽油机负荷和电流情况。,2、站内停电，油井不停电。 掺油水系统正常运行，如果停电时间较长，将混输流程改为冷输流程，无冷