上半年注采工程汇报材料731.doc

2013年上半年工作总结及下步工作安排目 录1 2013年上半年工作指标完成情况31.1 生产指标完成情况31.2 机采井指标完成情况31.3 注水井指标完成情况62 2013年上半年开展的重点工作62.1 油井措施增产工作62.2 油井井筒管理工作112.3 加强提捞井管理，上半年共捞油1025.7吨202.4 针对生产中存在的问题开展科研和现场试验222.5 优化注水系统管理，确保油田注够水、注好水242.6 地面工程工作量完成情况282.7 综合调整工作量完成情况303 目前工作中存在的问题及解决措施303.1 井筒在调参卡泵和测试仪器下不去的现象303.2 2013年上半年部分井提液导致含水率提高的问题313.3 2013年上半年有20口油井下调参导致含水率升高产油量下降313.4 在实际开发中存在压裂井起抽停机卡泵问题323.5 双失灵井检前预处理成功率低的问题323.6 筛管砂锚堵井处理成功率较低333.7 用载荷比预防断脱卡泵事故存在不科学问题333.8 电泵井维修不及时存在问题较多，影响产油量353.9 提捞井产量受雨季影响较大363.10 压裂施工出现砂堵2口363.11 雨季对作业和钻井工作的影响较大373.12 分层注水井逐年增多，测试工作量大374 2012年下半年工作重点及安排384.1 抢前抓早，确保综合调整方案工作量完成384.2 立足老井挖潜，确保完成全年措施增产目标384.3 抓好井筒基础管理工作，确保井筒畅通394.4 及时做好问题井检前预处理，做到处理问题不过夜394.5 抓好低产低效低沉没度井的节能降耗工作404.6 注好水注够水，抓好注水井的测调工作404.7 深入调研，继续开展各项技术现场试验414.8 地面建设工程下步计划安排42 12013年上半年工作指标完成情况1.1生产指标完成情况 原油生产：截止2013年6月底累计生产原油商品量130566.7t，完成了全年计划的49.5%。 油田注水：截止2013年6月底累计注水75.1905104m3，完成全年注水计划任务的49.1%。1.2机采井指标完成情况1.2.1油井利用率表1 2013年6月与2012年6月油井利用率对比利用率2012年6月，%2012年12月，%2013年6月，%同期对比一区10097.7 1000三区97.9 95.7 98.70.8四区94.9 90.5 93.8-1.1全区97.9 95.0 97.90与去年同期相比，全区油井利用率保持在同一水平，四区利用率下降了1.1个百分点，主要原因是全月待作业电泵井较多（10口）。 1.2.2生产时率表2 2013年6月与2012年6月机采井生产时率对比生产时率2012年6月，%2012年12月，%2013年6月，%同期对比一区99.2 96.1 98.2-1三区97.693.5 97.2-0.4四区96.787.6 98.21.5全区98.0 92.8 97.8-0.2全区油井生产时率与去年同期对比基本持平。1.2.3平衡率表3 2013年6月与2012年6月平衡率比工区2012年6月平衡率，%2012年12月平衡率，%2013年6月平衡率，%同期对比一工区89.9 81.992.62.7三工区88.4 90.383.2-5.2四工区60.9 89.48726.1全区82.9 86.987.74.8与去年同期对比，全区平衡率上升了4.8个百分点。三工区与去年同期相比下降了5.2个百分点，主要原因受老井产量变化影响，载荷比增加井较多，同时受雨季影响，抽油机平衡调整工作受到了一定影响。1.2.4泵效表4 2013年6月与2012年6月泵效对比工区2012年6月泵效，%2012年12月泵效，%2013年6月泵效，%同期对比一工区34.729.632.1-2.6三工区25.923.525.4-0.5四工区25.324.522.5-2.8全区30.026.927.9-2.12013年6月全区泵效同2012年12月对比略有上升。与去年同期相比，全区泵效下降了2.1个百分点，一是部分泵漏井通过上调参减少漏失量，产量未降但泵效相对降低；二是2013间抽工作还没有开始，由于2012年间抽井在计算泵效过程中使用的是折算理论排量，因此合计理论排量大幅度上升，泵效下降。1.2.5检泵周期2013年上半年抽油机井平均检泵周期725天，检泵率12.0%，综合返工率22.0%，与2012年同期相比平均检泵周期减少了408天，检泵率上升3个百分点，综合返工率上升7.9个百分点。表5 抽油机井指标对比情况年度检泵井，井次平均检泵周期，天检泵率，%综合返工率，%2013上半年9572512.022.02012上半年6711339.014.1差值34-4083.07.92012年全年121107915.713.3电泵井平均检泵周期444天，检泵率34.6%，综合返工率44.4%，与2012年同期相比平均检泵周期延长219天，检泵率上升7.9个百分点，综合返工率下降55.6百分点。表6 电泵井指标对比情况年度检泵井，井次平均检泵周期，天检泵率，%综合返工率，%2013上半年944434.644.42012上半年820026.7100差值12447.9-55.62012年全年1421951.971.41.2.6采油工区抽油机井作业指标完成情况表7 采油工区指标完成情况项目检泵井井次保修期内作业井井次检泵周期，天综合返工率，%完成情况指标完成情况指标采油一区4113726100024.115%采油三区238876100017.415%采油四区311259260025.515%1.2.7沉没度2013年上半年加大了对高液面井措施力度，其中换大泵7口井，上调参38井次，筛管解堵44口井。沉没度超过300米的井数由17口井降为10口井。与去年12月份对比沉没度超过300米井数减少14口，同期对比，平均沉没度水平由67米下降为55米，沉没度下降了12米。相同井号同期对比，平均沉没度下降1米与去年12月份对比下降了19米。表8 2013年上半年沉没度分级数据表沉没度分级，m2012年6月2012年12月2013年6月井数，口沉没度，m井数，口沉没度，m井数，口沉没度，m大于30017514246281075715030024201581972620750150314823308624075小于50378253582851725合计733677708479355表9 2013年6月和2012年6月油井同井号对比沉没度情况（696口）时间日产液量，t日产油量，t含水，%沉没度，m2012年6月2167.3770.064.5632012年12月2149.9744.065.4812013年6月2341.9688.070.662同期对比174.6-826.1-1表10 沉没度高于300米井生产数据表序号井号2012年6月2013年6月下步措施意见日产液 t日产油 t含水%沉没度 m日产液 t日产油 t含水%沉没度 m泵况1州29-661.30.286.4541.20.286.2453固漏加药调参2肇170-斜3210.374.51440.1094.8306.9双漏碰泵后正常150米3州64440.60.268.3441.61.410.3453结蜡热洗后降为70米4州50345.11.472.33384.50.785.4488正常换大泵（32-38）5州54斜563.70.878.190001001313双漏7.14-22上作业6州30-斜821.41.42.2630041005双漏7.10-12检泵7州48-斜70/ /0.70.74.5777杆断 凡尔罩断8肇160-斜701.11.12.727001.61068筛管堵筛管砂埋垢堵9肇164-斜641.31.22.41491.921.6542.3漏失7.15-20电转抽10肇170-斜287.8186.713513192.71272.1正常7.22换泵（32-38）从上表可以看出，目前需要加药调参1口，换泵的1口，其余已经恢复正常生产。1.3注水井指标完成情况截止2013年6月底，全区共有分层注水井113口（新增8口），注水层段261个。注水指标见下表：表11 分层注水井指标对比时间2012年6月2012年12月2013年6月项目A2有效注水合格率%实际有效注水合格率%A2有效注水合格率%实际有效注水合格率%A2有效注水合格率%实际有效注水合格率%一区61.2641.44746257.855.0三区7544.64715356.946.2四区62.1624.32555029.324.0全区65.239.21705750.246.67通过上表可以看出，采油四工区注水合格率相对较低，主要因素是扶余井区注水井结垢，长时间未取得测试资料，不能进行分水，目前准备作业施工。此外，部分注水井有措施计划，目前已经停注待施工。但全区的实际有效注水合格率与去年同期对比上升了7.5个百分点。22013年上半年开展的重点工作 2.1油井措施增产工作按照全年26.4万吨原油生产计划的总体安排，全年安排措施增产1万吨，为了实现这一目标，在抓好注水同时，不失时机地做好老井的措施增产工作。2.1.1油井压裂23口，累计增油2618吨截止到2013年6月末，全区老井压裂23口（其中分层压裂4口，转向压裂4口，多裂缝1口，笼统压裂12口，二次压裂1口，补孔压裂1口），累积增液5144.5t，累积增油2618.0t；可对比井20口（肇158-斜68、州22-斜60井6月末压裂开抽，州27-斜33井有效厚度为0m），平均单井增油强度0.75t/dm，压裂前平均单井采油强度0.22 t/dm。2.1.1.1笼统压裂10口，累计增油2044.7吨2013年6月末，全区老井笼统压裂10口，累积增液3902.92t，累积增油2044.7t，平均单井增油强度0.92t/dm。表12 笼统压裂效果统计表增油强度分级t/dm井数口平均砂岩M平均有效m平均砂量m压裂前目前平均累计增油强度t/dm平均累积增油t平均产液t/d平均产油t/d平均含水%平均采油强度t/dm平均产液t/d平均产油t/d平均含水%平均采油强度t/dm0.337.12.4310.30.570.3047.40.122.430.3386.40.140.1226.470.3134.62.3130.430.422.30.181.41.362.80.590.65156.261234.91.6310.30.620.3543.50.214.12.0350.51.251.35187.27217.05.0200.90.900.1814.414.364.02.872.75934.7合计105.682.4112.10.560.4126.80.173.822.5533.21.060.92204.47注：州27-斜33井砂岩厚度6.2，有效0，目前产液0.9t，产油0.25t，上表暂不统计。从上述统计表中可以看出，压裂失效井为1口，肇160-斜64压后1小时返排不出液，在48小时完井开抽后无增油效果，分析是压裂液不破胶或地层压力低，压裂液不能从地层及时反排，对地层造成了一定污染。3月份对肇160-斜64进行解堵，但无效果，目前认为影响压裂的主要原因是地层压力低造成的。在压裂施工中，压裂液沿缝壁渗滤入地层，改变了地层中原始含油饱和度，使水的饱度度增加，并产生两相流动，流动阻力加大。毛管力的作用致使压裂后返排困难和流体流动阻力增加。如果地层压力不能克服升高的毛细管力，水被束缚在地层中，则出现严重和持久的水锁。 2.1.1.2重复压裂井5口，累计增油136.06吨重复压裂工艺就是对重复压裂层可以用暂堵剂堵塞原裂缝，而在油层其它部位压开新的裂缝，达到多次挖潜增产的目的。2013年上半年共实施5口重复压裂井（4口转向压裂井，1口二次普通压裂井），累积增液295.28t，累积增油136.06t。表13 重复压裂效果统计表压裂工艺井号砂岩厚度m有效厚度m压裂天数天压裂前产量目前产量累增油强度t/dm累积增液t累积增油t产液t产油t含水%产液t产油t含水 %转向州67斜4070.4561.21.170.50.43140.0541.881.06州12-525.12.2590.80.12850.010.01930.0123.951.66州24-803.61501.41.361.71.51112.31146.8115.5州3-496.91.7111.31.253.52.52.37.80.9260.4717.20平均5.651.33441.80.95251.21.1310.6268.2836.02二次州58466.41.51060.30.300.40.32190.0122.151.82重复压裂井整体效果较差，州67斜40井转向压裂后刚开抽，由于电路春检2次停抽，造成卡泵作业，作业时发现井内套变为套管错断，错断深度：1482.3m，距射孔顶界6.9m处，可能因停电压裂液反排不及时和套变影响了该井压裂效果；州12-52井施工正常，压裂液反排率达到50%以上，但压裂后无效果。州5846压后1小时返排放溢流不出液，开抽后无增油效果，分析影响压裂的原因主要是地层压力低造成的，致使压裂液不能从地层及时反排，对地层造成了一定污染。人工暂堵转向重复压裂技术是挖掘开采老区低渗油藏剩余油的重要途径，现阶段常规转向压裂技术存在转向程度不理想、施工缺乏理论依据、压后解释缺乏理论支撑等问题，特别针对转向压裂缝内是否转向、缝内转向机理和方式以及怎样实现缝内转向等问题的基础理论研究环节比较薄弱。2.1.1.3分层压裂和多裂缝压裂5口，累计增油425.51吨分层及选择性压裂主要用于多层的油井中，对其中某个或某些目的层进行分隔器分层压裂。多裂缝压裂是以增加主裂缝数目,并严格控制其裂缝形态为主要特征的新型压裂工艺,通过合理的施工参数和施工工艺控制主裂缝的条数和延伸方向,多方位沟通油气储集体,大幅度增加油气泄流面积,达到高产稳产的目的。2013年上半年共实施4口井分层压裂，累积增液606.82t，累积增油213.72t。多裂缝压裂1口，累积增液246.4t，累积增油211.79t。表14 分层压裂和多裂缝压裂统计表压裂工艺井号砂岩厚度m有效厚度m压裂天数天压裂前产量目前产量累增油强度t/dm累积增液t累积增油t产液t产油t含水%产液t产油t含水%分层州45-斜2351.21070.70.720.70.70.50.2651.7633.23肇138-斜596.52.1810.60.631.71.681.00.5111.585.34州34-2851.8410.10.02795.40.49910.54363.139.96肇138-607.32.3280.30.2852.12.014.40.8780.4056.30平均5.951.85640.430.4222.51.2240.45151.753.71多裂缝肇140-斜6010.45.6800.60.633.63.5320.47246.4211.82.1.2油井换大泵6口井，可对比5口井，累计增油247吨表15 换泵前后效果对比序号井号换泵日期换泵前换泵后六月份日产液t日产油t含水%沉没度m日产液t日产油t含水%沉没度m日产液t日产油t含水%沉没度m1州20-321.8-1.1114.81.788.337623.81.494.141519.22.289.0392州52323.14-3.1917.11.392.252012.11.289.935012.01.289.7553州32-145.9-5.2021.92.190.381435.35.684.284917.52.386.9144州30-785.18-5.2418.11.193.862621.12.986.2124215.22.583.6395肇166-斜345.18-5.2413.50.794.958121.11.692.585918.01.193.874合计85.46.991.9718113.412.788.874382.69.388.744图1 州30-78油井生产运行曲线对比换泵前后，日产液由85.4吨增加到113.4吨，六月底为82.6吨；日产油由6.9吨增加到12.7吨，六月底为9.3吨，含水由91.9%下降到88.8%，六月底为88.7%，对比换泵前含水下降了3.2个百分点，平均沉没度由718米下降到44米，换泵效果明显。从数据表和生产数据运行曲线可以看出，随着沉没度下降，油井含水随着下降，而后含水都有逐步回升趋势。如州30-78：分析原因：1、地层压力越低，高含水高液面井液柱产生的回压造成水相侵入地层的深度越深，对低产油层水锁伤害越严重。目前州13和肇413地区测得的最低地层压力不到4 MPa。2、一般高含水层压力低产油层压力，当多油层合采降低井底流压生产时，随着沉没度降低，含水率将会降低，含水率降低幅度只取决于油水层的压力高低和产液指数大小。截止2013年6月底，全区共有33口井随作业进行换泵，换泵情况如下：表16 2013年上半年全区换泵井统计换泵情况井数，口项目合计日产液，t合计日产油，t平均含水，%平均沉没度，m换大泵18换泵前194.635.681.7112换泵后263.6 50.583.267对比6914.91.5-45换小泵15换泵前29.19.36858换泵后38.812.6 67.563对比2.83.3-0.55可见，随作业更换大泵，起到了提液增油的作用。其中更换44mm泵及56mm泵共9口，平均单井日增液5.2t，日增油1.4t。2.1.3油井上调参31口，累计增油693吨截止2013年6月底，全区共上调参31口井，共38井次，对比31口井，（见附表1）调参前后情况如下：表17 2013年上半年全区上调参井统计调参情况井数（口）项目合计日产液t合计日产油t平均含水%平均沉没度m调大31调前284.4 5182 645.5调后363.485.476.4380目前312.562.480.3201对比28.111.4-1.7-444.5对比调参前后，日产油量初期日增34.4t/d，目前日增油11.4t/d；含水由82%下降到76.4%，目前含水80.3%。调参后含水先下降然后上升11口井，含水由67.2%下降到调参后63.45%目前回升到83.9%。从州25-斜57生产运行曲线上可以看出，沉没度下降，含水下降说明目前25-斜57开采高含水层压力低产油层压力，降低井底流压生产时，则全井含水率下降，反应了通过降低流压，减少水锁效应，释放低产油层。我们知道无论是单层开采还是多层合采，油井的产油量随着开采时间的增长渐渐减小，而含水率随着时间的增长而逐渐升高，这是油井生产的必然规律。目前州25-斜57含水上升主要是与其连通的注水井州26-58注水受效所致。从州26-58注水曲线可以看出，该井目前注水量上升注水压力逐渐下降，说明在注水井与油井之间形成了水线易于推进的通道。调参后含水下降井8口，含水由88.9%下降到79.28%，目前71.03%。以州28-24为例，从州28-24生产运行曲线上可以看出，该井随着沉没度下降，含水逐渐下降，产油量增加。主要原因：（1）说明州28-24开采高含水水层压力低产低含水油层压力，当提液降低井底流压生产时，则全井含水率下降。（2）由于该井上下层已发生窜槽，所以一旦PI5+6层水推进到该井造成高压层向低压层倒灌，导致产液含水沉没度上升，这时只有通过继续放大压差生产降低流压，才能够保持该井产油量稳定。所以要密切观察该井的生产动态变化。调参后含水不变井12口。说明这些井开采的水层压力=油层压力时，全井含水率不随流压的改变而改变。2.2油井井筒管理工作2.2.1加强油井井筒基础管理，做好清防蜡降粘工作油井加清防蜡剂的目的一是清蜡降粘，二是最大限度地延长热洗周期，减少热洗次数，最大限度地减少油层污染，尤其对低产低含水油层，做好油井的清防蜡加药工作就显得尤为重要。截止到2013年6月30日，全区共使用清防蜡剂371.645t，其中清蜡剂346.36t，防蜡剂25.285t，与去年同期相比，清蜡剂用量减少25.64t，防蜡剂用量减少5.435t，全区清防蜡药剂用量下降7.7个百分点。表18 2012年上半年与2013年上半年各工区药剂使用情况年份药剂一工区三工区四工区全区2012年上半年清蜡剂125.01130.71116.283722013年上半年114.0190.755141.595346.36差值-11-39.95525.315-25.64年份药剂一工区三工区四工区全区2012年上半年防蜡剂10.6213.037.0730.722013年上半年12.66.116.57525.285差值1.98-6.92-0.495-5.435年份加药井数一工区三工区四工区全区2012年上半年平均加药井数1752371745862013年上半年170228166564差值-5-9-8-22在井筒管理上我们主要做了以下几方面工作：（1）依据含水高低实行井筒分类管理。针对低含水（小于30%）油井采取油基防蜡剂进行清蜡，对含水大于70%油井加水基清防蜡剂进行清防蜡，对含水大于30%小于70%油井采取加药和高温蒸汽热洗相结合的方法进行清防蜡。（2）依据含水变化实行井筒动态管理。依据油井含水变化，适时进行油井清防蜡制度的动态调整包括药型的变化和加药周期的调整。上半年共调整药型51口井，周期调整75井次。（3）依据载荷比大小实行动态补救措施。针对每旬度测试结果，对载荷比大于3小于4的井进行临时补加药措施，上半年补加药剂5次，共计360井次，共计补加药剂31.5吨，对载荷比大于4油井进行高温蒸汽热洗后加防蜡剂。上半年对载荷比大于4油井进行高温蒸汽热洗39口井。（4）利用冲程损失的变化趋势来掌握井下摩擦载荷的变化，以此进行加药热洗调整防止卡泵断脱事故。上半年加药4口井,，热洗3口井。2.2.2针对井筒管理中存在的问题，做好二个先导现场试验2.2.2.1开展州25断块机采油井清蜡现场试验采油四工区井深，原油物性较差，稠油井较多，随着开采时间的延长，蜡卡井有逐渐增多态势，针对这一现象，我们在州25断块开展清防蜡现场试验，取得较好效果。州25断块4口油井受扶余油层特殊的原油物性影响，原油密度和粘度较大，易结蜡，平稳运行时间较短，现场管理困难，只能通过定期热洗、点滴加药、周期加药等综合方法来维持油井的日常平稳运行，但也达不到理想的检泵周期。2013年3月份，我们根据州25断块油井原油性质，筛选出一种乳液型清防蜡剂，通过现场试验应用，使稠油井能够减少热洗次数，延长了检泵周期。表19 新老药剂应用效果对比井号原药剂新药剂加药周期 天加药量 kg热洗次数 次检泵次数 次加药一阶段加药二阶段加药周期 天加药量 kg热洗次数 次检泵次数 次加药周期 天加药量 kg热洗次数 次检泵次数 次肇73-24151801171000057500肇192-36151800071000057500肇192-斜34151802171002012510州2515180325750057510由图可见，肇73-24、肇192-36、肇192-斜34这三口井使用新药剂后整体载荷比与使用前相比呈下降趋势，而且肇73-24和肇192-36加药后至今未进行过热洗，作业等措施，肇192-斜34于4月16日由原加药制度改为点滴加药后，最大载荷比基本控制在4以下，与加药一阶段相比大幅度下降。从州25的载荷比曲线可以看出，使用新药剂前后载荷比变化不大，但使用新药剂前热洗频繁，检泵周期短，使用后至今只热洗过1次热洗周期延长了二个月，清防蜡效果较为明显。综上所述，这种新型的乳液型清防蜡剂对原油粘度大，易结蜡的稠油井具有一定的清防蜡效果，减少油井了热洗次数，延长了检泵周期。从州25断块乳液型清防蜡剂的现场应用效果看，该种药剂对稠油井具有一定的清防蜡效果，5月份我们又在采油三工区选取了8口开采葡萄花层的油井进行了清防蜡试验。首先对这8口油井的油样进行了组份及物性分析，之后提出了单井加药方案。表20 试验前后载荷变化情况对比序号井号加药量 kg加药 周期 天原药剂新药剂载荷比差值最大 载荷 KN最小 载荷 KN载荷比最大 载荷 KN最小 载荷 KN载荷比1州11-斜7075558.9420.432.8854.8829.931.83-1.052州12-66100557.3624.512.3455.2727.831.99-0.353州29-6950552.1324.142.1651.8430.241.71-0.454州32-8050354.598.286.5957.0822.932.49-4.105州34-8025359.7914.864.0257.5919.662.93-1.096州42-斜76100551.616.178.3649.0516.123.04-5.327州50斜58100566.7419.33.4666.2325.352.61-0.858州544875560.6821.682.8054.8522.72.42-0.38使用新药剂后，大部分井清蜡降粘效果比较明显，小部分井加药后降载幅度不大，如州12-66、州29-69和州5448，这三口井加新药剂前载荷比不是特别大，均小于3，只是最大载荷较大，加新药剂后载荷比小幅度降低。2.2.2.2低含水油井高温蒸汽热洗清防蜡先导试验加清防蜡剂只能实现油井部分清蜡的目的。当油井结蜡到一定程度时，只有通过热洗才能达到彻底清蜡的目的。上半年我们在11口低含水油井上进行了高温蒸汽热洗清防蜡现场试验。试验热洗用水为滤后污水，热洗温度110-120摄氏度，用水量6-8方，平均热洗时间1个小时20分钟。从热洗前后生产数据表和含水变化曲线上可以看出，含水热洗后第一天恢复到洗井前有2口，第二天恢复到洗井前有5口井，第三天恢复到洗井前3口，第五天恢复到洗井前1口（肇136-斜66），由于该井筛管堵液面下降慢所以含水恢复的也慢。 热洗井产生水锁效应一般定为：热洗后不超过3天，含水、产量就恢复正常为不产生水锁效应井，热洗后6天含水产量恢复正常井为轻微水锁井。从实验数据来看，目前我们所采用高温蒸汽热洗方法，对油井不产生水锁伤害。由于我们所采用的高温蒸汽热洗方式，使用的水为滤后污水，滤后污水温度高、矿化度高，且含有破乳剂，洗油能力强；用水量平均只有6-7方，在停抽洗井的情况下，产生的净水柱压力不会超过5Mpa，.考虑高温蒸汽热洗主要是热蒸汽，热洗过程是抽油机不断抽吸的过程，热洗车洗井压力一般为零， 所以水柱压力一般不会超过4Mpa.平均测得静压9.0Mpa,所以目前所采用的药剂高温蒸汽热洗不会对油层产生水锁伤害。实际生产中，结合井区地层压力测试结果，针对不同井层制定相应的对策；对油井进行地层压力分级，并制定一个合理的洗井压力上限，防止水锁的产生。针对低含水扶余油层井，采用以表面活性剂或生物酶洗井液作为添加剂进行高温蒸汽热洗，同时使用调速电机等技术，通过调高冲次尽快排出入井液，减少入井液在地层的滞留时间，含水正常后再将冲次调整到正常水平。 2.2.3针对进油部分堵塞，采取高温蒸汽热洗解堵44口井进油部分堵塞包括筛管堵塞和泵的吸入口堵塞，由于筛管堵塞一般为乳化堵塞，个别为垢堵塞，所以一般通过高温蒸汽热洗方式就可以达到解堵的目的。上半年共对进油部分解堵46口井，解开44口井，未解开2口井肇154-42（检泵发现砂锚垢渣糊死） 肇180-斜26（检泵发现砂锚垢堵死）；统计44口井，对比高温蒸汽热洗前后。（见附表4）日产液由156.2吨上升到179.4吨，到6月底为155.6吨。日产油由26.9吨增加到32.3吨，到6月底上升到42.9吨；含水由82.8%到82%降为目前6月底72.4%。含水下降了10.4个百分点。解堵后平均沉没度由260.7米降为目前91米，平均沉没度下降了169.7米。2.2.4加大清检前预处理力度，降低了作业费用，减少影响产量的时间对于游漏、固漏、双凡尔漏、双失灵、进油部分堵井，通过洗井、简处、投加药剂、碰泵、憋压、上调参等措施进行处理，就能够维持油井继续正常生产，而不必进行修井作业。（见附表5）上半年卡泵32井次，其中蜡卡27井次，解开15井次，解卡成功率55.5%。上半年共处理问题井16井次，处理成功11口。例如：州5242固定凡尔漏失，通过碰泵热洗和上调冲程之后功图由固漏变为供液不足，沉没度由639米降到9米，泵况恢复正常。通过碰泵，热洗，上调参降低漏失量将动液面降下来，然后再进行热洗碰泵，漏失井问题处理成功率比较高，因此，开展修前处理工作减少了维护性工作量，不但节约了作业费用，而且降低了不正常井影响产量。经济效益评价：处理恢复正常井11口井，每口井热洗费用2000元，单井作业费用按20000元测算，11口井可节约作业费用22万元，直接经济效益22万元-2.2万元=19.8万元。11口井通过简处没有上作业，每口井按作业周期7天计算，少影响产量50.68吨，直接创经济效益24.5万元，共计创造经济效益44.3万元。2.2.5抓好作业井管理工作 2.2.5.1井下作业工作量完成情况截止2013年6月末，油水井共作业250井次，其中油井213井次，水井37井次；与2012年同期相比整体工作量增加100井次（具体详见表29），主要是检泵井增加29井次和综合调整方案提前实施增加48井次。表21 工作量完成对比情况年度油井，井次水井，井次合计新投措施维护新井措施维护下泵压裂下泵补孔压裂换大泵检泵其它试注其它油转注其它检调配找漏大修20131096123610454244620012502012114017075360540610150差值98216629182-10614-111002.2.5.2保修期内检泵井数分析2013年上半年保修期内作业井33井次，平均检泵周期140天，与2012年同期相比上升20井次，平均检泵周期上升15天。检泵周期小于365天，大于100天的井有17井次，平均检泵周期203天，占保修期内井总数的51.5%；检泵周期小于100天以内的井有16井次，平均检泵周期31天，占保修期内井总数的48.5%。2.2.5.3保修期内检泵原因分类表22 保修期内抽油机检泵原因统计检泵原因2012年6月末检泵原因分类2013年6月末检泵原因分类井次占检泵井比例%平均检泵周期天井次占检泵井比例%平均检泵周期天油杆磨断-13152油管管断裂-26.1190管丝扣漏215.4100-管体漏17.734839.1119泵它卡215.437-蜡卡17.734826.1178砂卡17.7426.140垢卡-13213异物卡-39.15漏失-824.2132游动凡尔漏17.715113224固定凡尔漏215.4157824.2176上凡尔罩断17.721626.1155原因不清215.4147-合计13100140331001402.2.5.4保修期内油井检泵原因分析2.2.5.4.1管系统短期内出现故障统计分析管系统在保修期内出现故障5井次。油管偏磨漏3口，平均检泵周期119天，目前油管下井质量检测手段简单，主要通过目测油杆偏磨情况和手摸油管两端内壁磨损程度，确定更换偏磨管杆数量，无法检查油管中部磨损情况，部分不合格油管未能发现，随作业再次下井，导致油井刚作业完，又发生管漏现象，随着井内油管使用期延长，管体漏现象可能呈上升趋势，所以选择科学有效的油管质量检测手段是目前亟待解决的问题。油管断脱2口，平均检泵周期190天，目前使用的油管挂变径短接材质为35crMo（相当于P110钢级性能），泵挂深度1500m的井，普通井口油管挂变径短接3年一换，偏心井口2年一换；泵挂深度1500m的井，井口油管挂变径短接1年一换。2.2.5.4.2杆系统短期内出现故障统计分析2010年我们对油杆偏磨断脱进行了系统分析，认为泵挂小于1500m的井，发生油杆偏磨断脱的区域主要集中在泵挂以上120m的范围之内，改变了以往泵挂以上80m油杆使用扶正杆的要求，增加至泵上120m油杆都使用扶正杆，截止2012年末未发生短期内因油杆偏磨作业的井，很好的延长了油井检泵周期。2013杆系统出现故障1口井，州13-52井本次检泵周期只有152天，检泵过程中发现第147根油杆接箍偏磨造成接箍断裂，是本次检泵的主要原因，本次下生产加长了扶正油杆在偏磨段的使用。2.2.5.4.3泵系统短期内出现故障统计分析泵系统在保修期内出现故障27井次。一是卡泵8井次，主要是由于结蜡、结垢和外来物造成油井卡井现象，通过摸索油井结蜡结垢规律以及做好下井工具质量检查是解决此类问题的关键；二是凡尔或泵的漏失作业17井次，主要是井内腐蚀或出砂、出泥造成泵系统腐蚀严重或泵部件磨损严重，使泵失灵；三是上凡尔罩断2井次，主要是井内流体对凡尔罩腐蚀。2.3加强提捞井管理，上半年共捞油1025.7吨2013年计划捞油2500吨。截止到2013年6月底，全区共有捞油井67口（其中正常提捞井62口），注水井捞液7口。 上半年共捞油1025.7t，上半年计划捞油1250t，实际完成了82.06%。具体捞油情况见下表。表23 2013年上半年全区捞油情况井别捞油井次（次）捞液量 (m)混油量 (m)纯油量 (m)纯油量 (t)计划完成 (t)未完成 (t)完成率 (t)水井179604.62365.7238.48206.3油井7462068.381408.81947.31819.4合计92526731774.511185.791025.71250224.2982.06表24 2013年上半年各月捞油情况月份捞油井次（次）捞液量 (m)混油量 (m)纯油量 (m)纯油量 (t)计划完成（t）未完成1月160448.8267.12178.45154.36208.33-54.02月147394.2333224.74194.40-13.93月160466.56318.84212.92184.18-24.24月141417.3264.97171.27148.15-60.25月148490.2274.44183.1158.38-50.06月169455.94316.14215.31186.24-22.1从表中可以看出，按计划指标检查，上半年各月均未完成计划捞油量