井下油管损坏原因分析及防治

分析了抽油机井故障影响因素,并提出了防治措施。结果表明,冲程、冲次、泵径相对较大且泵的沉没度较低的井,纵向载荷变化及径向摆动较剧烈,易发生油管断脱。沉没度愈大,油管受到的浮力越大,越有利于减小油管的载荷,使油管的弹性形变变小,越有利于减小油管的疲劳强度,可延长油管使用寿命。     

萨南地区抽油机井偏磨规律

分析了偏磨井理论和现场测试数据，探讨抽油机井的偏磨规律，推导出抽油杆柱受力情况，并提出了偏磨并优化治理措施，为提供有效途径。统计表明，冲次越快检泵比例越高、泵径越大检泵比例越高、含水越高检泵比例越高、沉没度过低检泵比例偏高。     

有关泵况变差的几个因素及技术对策

分析影响抽油机井泵况变差的几个因素，如抽油机井结蜡、沉没度偏低及漏失等情况时，由于采用不恰当的热洗、沉没度偏低或偏高井采取调大参数都会对泵况产生较大的影响，在一定程度上能够造成泵况变差的问题，并提出了相应的技术措施。     

合理控制套压对油井产量的影响管理的研究分析

分析了两口产气量较高，泵受气体较为严重、泵效低的井套压对产液沉没度平衡比的影响。提出了合理控制套压，减少油套管环形空间内自由气量的方法，即有效提高了泵吸入口的深度，减少进泵的气体量，降低油层表面回压，使抽油泵的沉没度增加，动液面上升，可改善泵吸入口状况，提高了泵效，达到了增油增气的目的。     

换泵提液井最低沉没度的确定

确定了采油井最低允许流动压力，给出了高含水期水驱不同层系不同含水级别最低允许沉没度的值，拓宽了换泵提液井的选井范围，同时分析了换泵措施效果及变化趋势，为油田保持稳产挖潜措施提供依据。     

抽油机井沉没度对工况影响分析及认识

分析了某油田某区某块沉没度低对抽油机井杆、管断脱的影响因素,结合抽油机井的生产实际,对低沉没度井进行合理调整后可有效延长抽油机井的检泵周期,提高单井泵效和系统效率,降低单井日耗电量,减少生产成本投入。     

抽油机井后续水驱阶段提高泵效方法

分析了影响抽油泵泵效因素，并探讨后续水驱抽油机井影响泵效因素，确定合理沉没度和下泵深度。分析表明，含水、泵深、沉没度对泵效影响较大。该方法对后续水驱抽油机井生产管理和机泵杆参数设计优化具有参考意义。     

确定萨中油田深井泵合理沉没度

分析了影响深井泵泵效的因素。统计表明,不同含水级别、不同泵深的抽油井保持较高的泵效所需要的最小沉没度和合理沉没度是不同的。推荐了萨中油田合理沉没度范围和合理下泵深度。分析结果对抽油机井生产管理和机泵杆参数设计优化具有指导意义。     

螺杆泵采油技术在高升油田的应用

利用螺杆泵的优势，在出砂井、停产井、高凝油井、普通稠油井及高含水井上开展了螺杆泵采油试验，并对螺杆泵采油系统进行了改进和完善。试验表明，螺杆泵可延长出砂井的检泵周期，实现了普通稠油井和高凝油井的正常生产，并且在稠油高含水井上达到了稳油控水的目的。     

摸索井温变化规律 改变热洗制度 提高热洗有效率

摸索正常生产井井温、热洗过程中井温变化规律,分析不同沉没度和产量对热洗效果的影响。由于沉没度及产量高低不同,导致生产井温不同,生产井温不同结蜡点不同;不同的生产井温导致热洗液能够化蜡深度不同,最终决定了热洗是否有效果。通过对生产井温的认识,改变部分井热洗制度,对今后的热洗工作有一定指导意义。     

降低抽油井检泵率和综合返工率的措施

分析了抽油机井检泵率上升的原因，并采取了串联式凡尔罩、油管柱锚定、接箍扶正器和防砂技术等措施，治理偏磨井，降低了油井检泵率和综合返工率，可延长检泵周期。应用表明，推广四项技术措施后，检泵率年度同期对比下降2．4个百分点，综合返工率年度同期对比下降0．8个百分点，抽油机井检泵综合返工率由去年同期的16．2％下降到15．4％，治理效果显著。     

机采井偏磨现状及原因分析

分析了机采井检泵现状及原因，即缺乏优化的防偏磨杆柱措施，偏磨严重，其主要表现在杆偏磨断脱、油管偏磨漏、泵偏磨漏失，并提出了治理措施。结果表明，由杆柱的下部偏磨向泵内和上部扩展，中和点以下部分杆柱受压，当压力达到一定值时，使抽油杆失稳，发生弯曲变形，导致抽油杆与油管偏磨。     

聚合物采出井最大载荷公式的改进

运用常用4个最大载荷公式计算聚合物采出井正常生产后的最大载荷，对比了计算值和实测值的误差较大。对公式进行优化并给出了新的计算公式。对油井泵径和油管进行了区分，在实测数据回归分析的基础上，对使用大管小泵径的井对4个公式进行了优选，使用小管大泵径井、分泵径和管径的最大载荷计算公式。改进后的公式，其平均误差和方差均优于常用的4个最大载荷计算公式。     

作业施工现场油井检泵原因的诊断

提出了作业施工现场对检泵井的故障诊断方法。分析表明,油井采油是一个系统工程,油水井的检泵作业施工质量的好坏直接关系到油井的产能,是影响原油产量的重要因素,在作业施工前对检泵原因进行再次诊断,可以使油井检泵作业施工取得更好的效果。     

东部过渡带稠油井管理方法初探

从方案设计、参数配置、热洗加药、日常管理等方面入手，对如何界定稠油井的技术指标提出了新见解。结果表明，采用“增温热洗法”和稠油降粘技术，平均单井上载荷分别下降5kN和13．32kN，热洗质量明显提高。同时提出了小泵径、低冲程、低冲次的参数配置，可降低卡泵的发生。     

螺杆泵采油技术存在的问题及对策

分析了大排量螺杆泵井杆、管磨损原因，即主要由螺杆泵在运转过程中油管弯曲、工作参数不合理及转子离心惯性力和倾倒力矩产生的杆管接触载荷造成的，并提出了优化下泵参数、杆泵优化匹配及全井扶正技术，采取井下安装单流阀、井口安装放气阀等技术措施，是解决抽油杆反转造成杆脱的有效方法，可降低杆、管磨损发生几率，应用效果明显。     

螺杆泵井杆柱断脱防治技术

分析了目前螺杆泵管理存在的主要问题，并提出了螺杆泵并杆柱断脱防治技术。主要采取了化学加药与常规热洗方式结合，以常规热洗方式为主、水泥车为辅，控制洗井排量，优化设计方案及摸索间抽制度等技术措施，可以降低抽油杆扭矩，延长了螺杆泵井检泵周期。     

特高含水期注采系统完善方法

提出完善注采系统与完善单砂体注采关系相结合的方法，对部分井区的注采系统进行调整。结果表明，完善单砂体注采关系是提高水驱控制程度和采油速度的有效措施，对异常高压层的不同成因采取不同的治理，可使沉没度上升，产油量增加，含水率下降，各层压力趋于平衡，有效控制产量自然递减率和套损速度。     

三不对扣井原因分析及治理措施

分析了三不对扣井特征及影响因素，给出了三不对扣井核实范围。从待落实井区和断脱漏失井区入手，核实是否有三不对扣井，即功图，液面（流压），泵效（产液量）不匹配或不合理，如高液面，功图正常，泵效低，不符合常理（流压高，泵效低，处于断脱漏失区），或者低液面，泵效高，而功图却供液不足等（流压低，泵效高，处于待落实区的井，并提出了解决方法。     

油田几种防蜡器应用效果评价

针对油田开发到后期原油含水上升、抽油机工作参数变大、结蜡等因素,都将导致抽油机井悬点载荷增加,加剧了抽油杆的疲劳损坏,介绍常用防蜡器原理,结合现场抽油机载荷情况,利用磁技术进行防蜡,可降低由于结蜡增加杆柱载荷的应用。