油水井管理办法.docx

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1、中国石油华北油田公司第二采油厂体系文件油水井管理办法文件编号：ZY/HBYT 02-130120-2021修改次数：0发行版本：E页码：1/201范围为提高油水井精细管理水平，推进油田平稳高效开发，深度挖掘油水井 生产潜力，抓好“三提一延长”工作主线，严格落实不正常井（含停井）的“早 发现、早处理、早恢复”的快速反应机制，特制定本办法。本办法规定了第二采油厂采油、注水专业管理的内容、职责、要求和考 核内容，是对公司ZY/HBYT 130105-2021采油采气工艺管理办法、 ZY/HBYT 130106-2021油田注水管理办法的补充和细化。本办法适用于第二采油厂工程技术研究部门、各采油作业区

2、的采油、注 水专业管理。2规范性引用文件下列文件中的条款通过本办法的引用而成为本办法的条款。凡是不注日 期的引用文件中，其最新的版本适用于本办法。2.1 油勘（2011）158号 油田注水管理规定2.2 ZY/HBYT 130105-2021采油采气工艺管理办法2.3 ZY/HBYT 130106-2021油田注水管理办法2021-12-31 实施中国石油华北油田公司第二采油厂2021-12-31发布b ）采油作业区将油井回压变化、周期性扫线需求于每月20日前报工程 技术研究部门审核。c ）采油作业区每月20日前将扫线结果及回压变化情况报工程技术研究 部门。采油工艺技术应用管理1 ）螺杆泵管理

3、a ）适应范围：螺杆泵能适应原油粘度200 800 mPa.s（50 凝固点 小于25 的稠油井及中等出砂的含砂原油的生产。b）对于高粘度井可选较低转速，反之可选较高转速，在生产初期，可 选用较低转速，以防止供液不足造成定子损坏，然后再根据油井动液面的变 化，逐步调整电机转速，当实际排量低于2方/天时，应核量动液面，调整 到适当的转速以降低排量、或实行间开，确保沉没度在200米以上。c）经常检查油井动液面、日产量、扭矩、电流的变化，保证螺杆泵处 于合理的运行状态。扭矩达到500N.m时，安排热洗，扭矩低于120N.m时， 核实是否杆断。d ）螺杆泵安装维护执行螺杆泵地面驱动器操作规程。e）运转

4、注意事项螺杆泵正常运转后，除特殊情况外，不许随便停机，防止反转断脱,一旦发现反转时应立即停机，重新接电。高含砂井长时间停井会造成沙子沉降，若泵卡死，则必须将转子提出定子，进行冲砂再投产。对于螺杆泵配套电加热井，停井时间超过4小时，必须先通电加热抽油杆4小时后再起抽试机。用手感觉油井出口温度，正常时温度应高于人手温 度，若温度低于手感温度，查看电加热控制箱电流显示仪表是否处于加热状态，若仪表显示为0 ,及时向采油作业区汇报，排查并修复。2）电加热杆技术管理a ）适用范围：适用于凝固点在37以上、应用常规清防蜡措施无法维 持正常生产的抽油机井。b ）电加热杆下入深度自井口至900-1150米。c

5、）电加热杆安装维护执行抽油杆维护与装卸推荐作法、油井电加 热操作规程。d ）调整控制电加热杆温度。井筒电加热装置温度应高于原油凝10oe ）油井如停井时间较长，电加热装置必须通电预热2-4小时后，方可 启动抽油机生产。f）应经常检查各仪表指示，特别是电流、电压状况，如不正常应及时 关停抽油机和电加热装置，进行认真检查处理，不能解决的应及时上报。g ）电加热井的加热制度根据单井生产情况及季节性变化进行摸索优化, 在确保油井正常生产的前提下，在5-10月份之间可适当减少加热时间。3）油井定压放气阀管理a）采油作业区要建立定压放气阀台账，每季度要及时落实定压放气阀 工作情况，及时发现失效装置并及时更

6、换，每季度最后一个月20日之前报 工程技术研究部门。b）定压放气阀验证方法。先停井，然后关闭油管阀门和套管阀门，最 后打开取样拷克，查看是否出气。6.2注水井生产运行管理6.2.1 采油作业区注水井日常管理1 ）按照巡回检查制度对注水井口、管线、阀组等设备设施和阀门、压力表、水表等附件进行巡查。2）对注水井跑、冒、滴、漏等隐患进行整改，无法整改的及时上报。3 ）根据配注量、管网压力调节注水井瞬时流量，波动范围W 15%。4）对注水井压力、注水量等生产运行参数进行录取填报，两小时填报 一次。5 ）对具备远程调节、数据采集、传输的注水井，参照巡回检查制度进 行现场检查。6.2.2 投球调剖井管理1

7、 ）注水井投球调剖后不得洗井，如有其它措施需要（例如下分注管柱 等），作业前进行调堵球洗井回收。2）投球调剖井因管线穿孔、注水站停泵等特殊情况需停注，必须及时 关闭井口阀门，以免调堵球上返，在注水井日报表上进行记录。停注超过 24小时后需要恢复注水时，正注井需要先以反注方式不低于30m3/d的排量 注水24小时，再以正注方式10m3/d排量注水24小时，最后恢复正常注水； 反注井需要先以正注方式不低于30m3/d的排量注水10小时，再恢复正常注 水。6.2.3 注水井洗井管理1 ）洗井范围被确定为重点井、实施投转注措施、生产参数压力及注水量发生异常变 化、停注24小时以上等情况的注水井。2）洗

8、井过程管理a）洗井计划：工程技术服务部门对重点井每季度洗井一次。采油作业区根据注水井生产情况选择洗井井号，于每月25日前向工程 技术研究部门上报下月洗井计划，工程技术研究部门审核后将计划下达到工 程技术服务部门。注水井生产情况异常需洗井时，工程技术研究部门2日内将洗井计划下 达到工程技术服务部门。b）施工方案：采油作业区编写注水井洗井方案，报送工程技术研究部 门，审批合格后发送工程技术服务部门，由工程技术服务部门进行现场施工。c）施工准备：在进行洗井前，采油作业区做好洗井准备及土地协调工 作，确保井口阀门开关灵活、井口配件安全可靠，保证井场及进井场道路的 畅通。d）现场施工：工程技术服务部门负

9、责洗井车的操作，根据洗井方案进 行洗井并详细填写洗井记录。e ）监督验收：采油作业区派专人进行洗井过程的全程监督和施工验收, 并在洗井记录验收栏填写验收意见、签名确认。工程技术研究部门按照月洗 井工作量20%的比例进行抽查，对月度洗井工作量进行验收。6.3不正常井故障处理6.3.1 不正常油井故障处理1 ）不正常油井排查实施采油作业区日查、工程技术研究部门日查、地质研究部门日查的不 正常井的联动排查模式，全面监测油井的生产状况，采取有针对性的治理措 施，确保油井快速恢复正常生产。a）采油作业区地质组每日通过功图量油平台排查不正常功况井并提出 治理措施，地质研究部门、工程技术研究部门对重点井进行

10、审核并确定治理 措施，采油作业区工程组组织地面措施实施，工程技术研究部门组织井下作 业措施实施。b）液量上升原因主要包括冲次冲程调整、油井热洗、措施增产、注水 见效等；液量下降原因包括：冲次冲程调整、油井杆断漏失等运行故障、地 层能量不足、连通水井欠注、盗油穿孔等。C ）采油作业区工程组依据不正常井排查结果，针对性采取碰泵、憋压 洗井、调参等措施进行处理。d ）现场处置无效的油井在48小时内提交完成检泵井工程设计。不正常井情况处置时间分类不正常井发现及处置时间检泵方案上修反应时间A、B类24小时以内不正常后36小时以内48小时C类36小时以内不正常后48小时以内D类48小时以内不正常后48小时

11、以内备注：根据井区油藏的递减状况及开发形势，将油井按单井产量高低进行进行如下分级（产量指不正常日期前30天日产油量的平均值）：A类：单井产量较高（d5t ）；B类：单井产量中等（5t d3t）;C类：单井产量较低（3t dlt）;D类：单井产量低（dvitb重点井包括A、B类，一般井指C、D类，特殊井指应用螺杆泵、电加 热或应用其他特殊举升配套的油井。2）井筒举升方案优化a）采油作业区必须对待检泵井进行生产动态分析，明确油井现存问题， 经采油作业区主管领导审核后签字后以初步设计方案形式提交工程技术研究部门审核；采油作业区的动态分析至少有油井问题前后功图对比、问题井 现场憋压数据及动液面数据等。

12、b）工程技术研究部门审核确认为油管漏失、杆断脱、硬卡等故障油井, 采油作业区编写油井检泵方案，并根据作业现场情况及时调整变更方案。C）工程技术研究部门审核确认为泵漏失的油井，采油作业区必须进行 洗井、碰泵等处理，洗井要编制针对性方案，洗井中要正打压验管漏，工程 技术研究部门进行跟踪，洗井无效后采油作业区可出检泵方案。d）对产液降幅较小的井，采油作业区应进行产量标定，核实产量，并 采取调参、洗井、调防冲距等措施，严禁此类井不经以上措施盲目出检泵方 案。e）工程技术研究部门对采油作业区出具的问题不清、原因不明、未采 取处理措施的检泵方案予以暂缓，并在审核栏中阐明暂缓原因及下步应采取 的措施意见，跟

13、踪措施执行情况及结果。f）油井作业时，采油作业区应该跟踪作业现场，对起出的原井生产设 备工具（杆管泵等）以及出砂、结蜡、结垢、偏磨等情况进行检查，查明作 业（检泵）原因。做好方案的调整和优化，并结合历次作业原因采取针对性 的防腐、防磨、防砂等措施。g）采油作业区负责对下入井内的生产设备工具、入井材料和影响质量 的作业关键程序进行现场查验和监督。确保井下生产管柱所需设备工具、入 井材料等的质量控制。h）采油作业区全过程跟踪压井前试压，下泵试压，挂抽试压“三试压” 质量。i）采油作业区跟踪清洁热洗全过程，实现压井液用量、压力、返出量 全过程控制。据地层漏失量、返液情况、压力、排量等参数判断漏失情况

14、，并记录漏失井号。j）对地层漏失井，在设计中要进一步优化洗井流程，采取加入防地层污染药剂、配套油层保护工具、实施不压井作业或减少洗井用液量等方式, 减少地层污染。6.3.2 不正常注水井故障处理1 ）采油作业区在发现当天对现场情况进行排查，2日内完成处理，并 在注水日报表上进行记录。2）如果采油作业区无法处理，将现场情况及建议反映到工程技术研究 部门或地质研究部门，制定下步处理措施。3 ）水井压力上升原因主要包括：井口流程是否正确、干线压力上升、 分注井水嘴堵塞及地层堵塞等；水井压力下降原因包括：注水管线穿孔、干 线压力下降、分注井封隔器解封、是否采取酸化解堵措施等；注水量上升原 因包括：注水

15、管线穿孔、分注井封隔器解封、分注井水嘴刺大、是否采取酸 化补孔措施、水嘴及地层堵塞等；注水量下降原因包括：水表误差、井口流 程错误、井筒、水嘴、地层堵塞等。4）核实井口流程、注水站启泵变化，巡查管线查看是否有穿孔，定期 检测清洗水表，提出分注井验封测调、洗井或酸化措施等。6.4 检查考核6.4.1 采油专业检查考核1 ）现场管理a）油井工作制度是否合理，是否出现蜡卡井，是否及时发现躺井。b ）不正常井现场核实措施是否准确、及时，材料是否按要求上交。 c）是否按要求完成检泵方案编写。d）套管气有无外排，是否存在定压放气阀损坏未及时更换。2）热洗化防管理a ）油井洗井计划、洗井方案、洗井效果分析等

16、。b ）洗井的前期准备和监督验收。c ）是否按照加药制度进行加药。3）系统效率管理a ）抽油机井平衡比是否达到80-110%0b）对不平衡井是否及时进行调整。c）是否按要求开展系统效率测试、是否及时上传测试数据，是否更新 基础数据等。d）检查是否及时上报调整效果分析汇总表。4）功图量油管理a）功图量油上线率达到标准要求。b）基础数据及时更新上传。c）功图量油设备是否及时维修维护。d）油井生产和作业期间功图量油传感器的保护。5）井筒举升方案a）对不正常井的动态分析，分析过程是否缺乏功图对比及现场憋压核 实等基本数据，是否无原因无落实出具检泵方案。b ）检泵方案（设计）编制、审核、审批不符合规范，

17、设计变更未重新 履行审批流程。c）采油作业区对于延长检泵周期方案的执行情况。6）考核指标a ）系统效率测试完成率100% ,系统效率措施完成率100% ,复测完成率100% ,测试数据合格率95%Ob ）油井蜡卡率为0%。c ）开井时率95%以上。d ）检泵周期850天以上。e ）抽油井总泵效40%以上，其中：砂岩油藏泵深1000米，泵效达41% 以上；1000泵深1500米,泵效39%以上；1500泵深2000米，泵效34% 以上，泵深2000米，泵效达28%以上。灰岩油藏泵深1000米，泵效达64% 以上；1000（泵深1500米，泵效61%以上；1500泵深2000米，泵效58% 以上，

18、泵深2000米，泵效达38%以上。f ）功图计量上线率90%以上。6.4.2 注水专业检查考核1 ）现场管理a ）采油作业区是否按时进行巡查。b ）注水井配注执行率，除地层因素外超出波动范围15%。c）注水系统设备设施及附件是否存在锈蚀、渗漏情况，是否满足安全 生产要求。d）注水井异常生产情况排查及处理情况。e）检查投球调剖井管理执行情况。2）洗井管理a）采油作业区是否进行洗井方案的编写、上报工作。b）采油作业区是否进行洗井前期准备和监督验收工作。c）工程技术服务部门现场施工是否按洗井方案参数进行洗井。3）资料台账管理a）采油作业区是否按规定进行注水系统生产数据的录取、更新、汇总、 上报工作。

19、b）采油作业区注水专业体系文件、操作规程、指导卡是否齐全。6.5 安全管理6.5.1 岗位员工履行HSE日常工作。6.5.2 必须能识别出本岗位的危害因素并制定管控措施，掌握安全事故应急 处置措施。6.5.3 所有操作要严格按照操作规程或两书一卡的内容进行。6.5.4 所有操作均应符合相关的安全规定。6.5.5 所有设备设施均应按要求进行检测、保养。7相关文件7.1 ZY/HBYT 02-130119-2021油田化学药剂管理办法7.2 GC/HBYT 02-055-2021系统效率测试操作规程8记录8.1 【热洗设计书】（工程技术研究部门设置，采油作业区使用并保存，保存期1年）8.2 【热洗

20、效果台帐】（工程技术研究部门设置，采油作业区使用并保存，保存期1年）8.3 【不正常井排查台账】（工程技术研究部门设置，采油作业区使用并保存，保存期1年）8.4 【油井调参台账】（工程技术研究部门设置，采油作业区使用并保存，保存期1年）8.5 【注水井生产日报】（工程技术研究部门设置，采油作业区使用并保存，保存期1年）8.6 【注水井洗井设计】（工程技术研究部门设置，采油作业区使用并保存，保存期1年）2.4 SY/T 5329-2012碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法2.5 SY/T 5643-2010抽油杆维护与使用推荐作法2.6 SY/T 6126-2017抽油机、电动潜油泵和螺杆泵油井生

21、产指标统计方注水井资料录取标准试投注技术标准2.9 Q/SY HB 0051-20012.10 Q/SY HB 0052-20012.11 Q/SY HB 0085-20082.12 Q/SYHB 0205-20162.13 GC/HBYT JJ 008-20212.14 GC/HBYT JJ 009-20212.15 GC/HBYT JJ 010-20212.16 GC/HBYT JJ 012-20212.17 GC/HBYT JJ 013-20212.18 GC/HBYT JJ 015-20212.19 GC/HBYT JJ 022-2021法2.7 SY/T 6265-2016抽油机井工

22、况诊断方法 2.8 Q/SY01 157油藏开发生产资料录取技术规范注水井洗井车洗井作业操作规程分注井验封、测调操作规程抽油机井示功图测试操作规程油井加药操作规程油井电加热操作规程油井热洗操作规程油井液面测试操作规程自喷井操作规程螺杆泵地面驱动器操作规程3术语及定义不正常井包括不正常油井和不正常水井。3.1 不正常油井不正常油井是指由于泵、管柱等工作不正常造成单井产能未充分发挥的 生产井。不正常油井主要表现为功图形状和电流发生明显变化或产液量波动 N正常产液量20%的油井。3.2 不正常水井9附录9.1 【采油专业内审检查表】（附录A-1）9.2 【注水专业内审检查表】（附录A-2 ）编写部门

23、：工程技术研究部门编写人：吴利群侯磊审核人：吴宗武审查人：李哲审批人：段永强不正常水井是指注水压力波动2MPa或注水量波动N配注量15%的水井。4风险4.1 安全风险：存在着火、爆炸、人身伤害等风险。4.2 环保风险：存在有毒有害液体及气体泄漏污染环境风险。4.3 质量风险：存在发生工程质量缺陷、油气水产品不合格风险。4.4 合规风险：存在违反法律法规、标准规范、规章制度风险。5职责5.1 工程技术研究部门5.1.1 采油专业：是第二采油厂采油专业工程技术研究主管部门。主要职责 包括：1 ）负责采油专业管理办法、规范和规程等内容的制订；依据体系文件 要求，对采油作业区采油工作进行指导、检查、考

24、核。2）负责组织制定采油系统生产和管理技术指标；3）负责井站现场管理工作，包括低压测试及系统效率测试工作。负责 对采油作业区提高抽油机井系统效率工作的开展进行技术指导，并进行测试 数据汇总、分析，提出调参方案，组织地面调参方案实施，安排地下调参方 案实施O4）负责套管气回收工艺、热洗工艺、清防蜡工艺、防腐的规划、实施; 针对采油井出砂、结蜡、粘稠等生产问题，分析成因规律，制定防砂、清蜡 和降粘对策措施，并按技术规范实施，跟踪实施效果，适时调整。5）负责油井措施及检泵方案、井筒举升工艺等工程方案的编写、优化 设计工作并报审、报批；依据地质方案，优化机、杆、泵生产参数，定期分 析调参井、检泵井效果

25、。优化采油工艺设计，如采油方式（自喷转抽），人工举升方式，如换泵型（管式泵、杆式泵、螺杆泵、电潜泵等），应用特殊 管杆（内衬管、隔热管、电热杆等）以及井口和地面动力设备改型等。6 ）负责组织采油新工艺、新技术、新设备的推广应用；7）负责组织采油工作例会或专项技术交流会；8）负责组织采油工艺技术报表和总结的编制与上报；9）负责采油专业信息化应用的管理。10 ）负责组织开展采油专业内审及考核；注水专业：是第二采油厂注水专业工程技术研究主管部门。主要职责包括:1 ）负责全厂注水井生产管理和技术管理。2）负责编制注水系统技术改进措施。3 ）负责注水井洗井管理。4）负责注水系统突发紧急情况的处理和技术支

26、持。5）负责注水系统现场管理及基础管理工作的检查考核。5.2 地质研究部门5.2.1 负责全厂油气井动态分析。5.2.2 负责开发方案的编制。5.2.3 负责油田地质、油藏精细描述研究。5.2.4 负责地质科研攻关、新技术推广应用工作。525负责制定各油藏及单井的配注计划及调水方案。负责注水井测试、分注井验封、测试、调配管理。5.2.7 负责编制注水井措施作业的地质方案。5.3 采油作业区5.3.1 负责所辖采油井生产和技术管理及采油配套技术应用运行管理。5.3.2 负责油水井的日常维护、设备调试、资料收集、录入、上传工作。533负责属地内不正常井（含停井）的及时发现、上报、处置。5.3.4

27、负责检泵及小修等维护性作业地质方案、工程方案的编制。5.3.5 负责针对工艺和运行状况提出工作建议和技术方案，建立健全相关资 料、台帐、报表。5.3.6 负责所辖油水井管网、设备设施的日常维护和管理。5.3.7 负责编写油水井洗井设计方案，洗井前期准备工作及过程监督。5.4 工程技术服务部门5.4.1 负责洗井车的管理、保养。5.4.2 负责按照洗井方案现场施工，洗井过程中参数的录取及水样化验。负责注水井测试、分注井验封、测试、调配现场施工。6管理内容6.1 油井生产运行管理6.1.1 生产管理1 ）采油井生产要严格按照采油工艺设计所确定的开井时间制度，流量压力控制制度，抽油或排采参数组合调配

28、制度等进行管理。2）根据配产或提高系统效率需要调整采油工作制度参数，根据电流测试结果调整抽油机平衡比。3）按规定录取生产数据，填写报表和台账等资料。4）按规定养护设备，配合专业队伍进行油井养护或作业。5 ）按制度巡井，及时发现设备、电力、管道等运行异常和HSE隐患问 题，及时报告反应，及时诊断分析，及时解决处置。油井工艺参数调整1 ）油井调参a ）采油作业区根据油井生产实际选定调参井号，每月20日前将下月调 参计划报工程技术研究部门、地质研究部门审批，经审批通过后方可实施。b ）调参原则（可据实调整）：结合抽油机示功图和动液面等数据动态调 整油井的工作制度。对于功图呈严重供液不足状，含水较高，

29、泵效020%，冲次%次，泵 径为4mm ,沉没度低于300m的油井采取降低冲次或者泵径等措施，提高泵 的充满度；对于功图呈严重供液不足状，泵效S20% ,冲次S3次，泵径338mm ,液 面大于1800m ,日产液量小于5吨，泵挂深度接近油层顶深，无下调参数余 地的井采取对应水井调水、间开或者措施增液等措施，提高泵的充满度；对于功图呈供液充足状，泵效较高（60%-80% ），冲次“次，沉没度 500m ,泵径044mm ,产液量 15t ,泵深31800 m的油井，采取提高冲次或 者泵径的措施，达到稳定泵效、提高产液量的目的。c）调参措施通过后，采油作业区组织现场实施，需要动管柱作业的井， 结

30、合检泵作业进行实施。将调整后的效果统计于每月20前报工程技术研究 部门、地质研究部门。2）抽油机电流平衡比调整a）采油作业区每日通过功图量油平台对抽油机电流平衡比进行监测， 对下冲程电流/上冲程电流小于80%或大于110%的油井进行统计，并进行现 场电流复测和平衡比调整工作，每季度对全部井进行至少一次平衡比测试和 调整。b）复测电流平衡比不达标的井，采油作业区组织现场实施平衡比调整, 并将调整后的效果统计于每月20前报工程技术研究部门、地质研究部门。 油井热洗管理1）油井热洗资料管理a ）采油作业区根据“两线一图结合作业周期及生产情况等制定油井 合理的热洗周期。b）采油作业区每月20日前将下月

31、热洗计划上报工程技术研究部门审 核，排出洗井运行，并编写热洗设计书。采油作业区于每月20日前将本 月的洗井效果报工程技术研究部门审核汇总。若有不正常井洗井需变更 热洗计划时，及时将变更井号及变更原因及时上报工程技术研究部门。c）强化洗井过程管理。油井热洗实施过程中严格执行油井热洗操作规程，采油作业区需派专人监督洗井过程，严格按照热洗设计书的压 力、水量、温度等参数进行洗井，做好现场的监督、协调、记录等工作。工 程技术研究部门进行现场抽查。2）油井热洗参数优化a）稠油结蜡井热洗要求热洗水量：按照泵挂深度计算油套环空和油管内容积，热洗水量按照1 倍环空容积+5倍油管容积进行洗井施工。热洗排量及温度

32、：建立循环：此过程用水量1倍环空容积+1倍油管容 积，温度油常温逐渐升温至90 ,排量由大排量逐渐降至小排量，井口取 样，确定已建立循环；溶蜡、化蜡：小排量注入温度90c以上的热水，注 水量为2倍油管容积；记录进出口温度，测电流；排蜡：大排量注入温度 70-80C的热水，注水量为剩余设计水量；测电流与正常生产时电流对比。热洗时间：泵车洗井热洗时间为3-5小时。注意事项：井内有内衬油管的井热洗温度不能超过90。b）出砂井洗井要求洗井方式：将活塞提出泵筒，大排量注入常温水。洗井水量：水量为3个油套环空加3倍油管容积。c）地层漏失井洗井要求采油作业区要掌握所辖范围内洗井不排液的井或地层压力系数低（0

33、.8 以下）或洗井后排水周期较长的油井（大于7天），并形成台账。洗井过程中加入防地层污染药剂，同时控制注入压力，压力抬升不超过 5MPa ,并结合洗井结果进行总结，持续优化选井范围。d）日产3吨以上油井洗井要求对于日产油量大于3吨的油井需要洗井时，需提前报地质研究部门、工 程技术研究部门共同审核，审核通过后方可组织实施。6.1.4 油井化防加药管理1 ）采油作业区根据油井油样分析结果及生产情况选择针对性的清防蜡 药剂或者降粘药剂等，制定合理的加药制度，制定相应的化防计划。2）采油站严格按照加药周期、加药量进行加药，加药前后要做好油井 的资料录取并填写加药记录。3）对于检泵作业时发现的结垢结蜡等

34、情况的油井，及时调整加药种类 及药剂量。4）采油作业区于每季度将加药记录等材料报工程技术研究部门。6.1.5 抽油机井系统效率管理1 ）采油作业区每半年对抽油机井进行一次系统效率测试。测试分析成果作为抽油机井优化调整系统运行和采取配套技术措施提高系统效率的依 据。具备自动化条件的从自动化平台录取数据，不具备自动化条件的进行人 工测试（示功图、动液面、电参等b应用自动化采油系统参数采集及时筛 选出不正常井，制定适合本单位的不正常井筛查制度，做到源头故障井和带 病生产井及时发现，现场及时查验确认，及时整改或报修。2）采油作业区要制定测试月度计划并按计划执行，根据测试结果及时完成诊断分析，作为油井调

35、整（冲程、冲次、防冲距、平衡等）或报修（检 泵等）的依据，进行系统效率优化调整工作。测试月报每月20日报工程技 术研究部门。3）采油作业区负责及时对地质措施、调参（地面和井筒换电机、换 抽油机、调平衡等措施进行安排，措施后重新测试一次系统效率。4 ）采油作业区负责测试数据计算、分析、上传以及系统效率网站基础 数据的更新维护。5）采油作业区设专人负责日常抽油机井测试及测试仪器的管理，要求 定期对测试仪器进行维护保养，填写测试台帐。油井回压管理采油作业区应掌握单井井口回压情况，及时通过加药、通扫地面管线等 措施，杜绝管线凝堵，保障油井正常生产。1 ）加药降压a ）加药原则（可据实调整）:当油井回压超过1.5Mpa以上并有明显继 续上升趋势时，作业区及时安排加药。b ）加药制度：参照油井产液量，按每10方液加5-10公斤药剂，药剂混合加水约25公斤进行套管灌注。连续加药三次压力不降，作业区及时安 排热洗车扫线。采油作业区根据加药的实际效果持续优化加药类型和加药制 度。2）扫线降压a ）扫线原则（可据实调整）：扫线根据回压来判断，当回压2MPa时 且呈现上升趋势时，采油作业区组织扫线。扫线温度不低于80度，扫线液 量不低于管线容积3倍。