加强作业技术配套促进原油生产平稳运行.

1、加强作业技术配套 促进原油生产平稳运行今年以来，作业系统围绕全厂原油上产，积极开展了“提质、提速、提效”活动，以提高作业施工质量、控制多轮次作业井、大修井治理、作业后勤保障等为工作重点，大力加强作业现场管理、井控管理，利用实用、高效的作业技术，着重解决现场施工中存在的难点问题，不断优化措施结构，注重轻重缓急，提升了作业系统的运行效率,为采油厂的生产指标和经营目标的完成，做出了应有的贡献。一、全年作业工作量完成情况及主要指标1、工作量2012年1-11月新井投产137口，同比减少8口；投注20口，同比增加3口；老井作业1775井次，同比增加37井次。其中作业大队完成1720井次，外部队伍完成21

2、2井次,总工作量为1932井次。不压井作业上报完成214井次，其中带压设备完成22井次。（见表1、表2）表1 新井工作量对比表时间新投投注合计2011年1-11月145171622012年1-11月13720157对比-83-5表2 老井工作量对比表分类2011年完成今年1-11月完成2012-12预计今年预计对比油井维护10901043109115262水井维护26021114225-35油井措施3683453738214水井措施1771761719316总工作量18951775177195257结合去年12月份工作量，预计2012年新井投产147口，同比减少8口；投注21口，同比增加3口；

3、老井作业1952井次，同比增加57井次，总工作量为2120井次，同比增加52井次。2、作业频次2012年1-11月油水井作业频次为0.67，同比下降0.02；油井维护作业频次为0.43，同比下降0.08；水井维护作业频次为0.23，同比下降0.10。油井作业频次为0.71，同比持平；水井作业频次为0.54，同比下降0.07。3、多轮次作业井截至2012年11月，一个年度内共发生多轮次作业井104口，322井次；同比增加22口井，增加59井次。4、无效井分析截至2012年11月，无效作业井34口，同比减少8口。5、大修工作量 截止2012年11月，大修交井53口，其中外部交井11口。二、今年开展

4、的主要工作及取得的主要成效1、强化多轮次作业井治理工作（1）目前现状我厂2011年11月与2012年11月年对年多轮次（包括措施维护）情况对比，（见表3）。表3 2011年11月与2012年11月多轮次井对比表油井开井数全部多轮次新井多轮次老井多轮次井数井次井数井次井数井次2011年1891822631339692242012年1941104322113693286对 比502259-2-324622012年与2011年相比，油井开井数增加了50口，全部多轮次井增加22口，59次，其中，新井多轮次减少2口，3井次，老井多轮次增加24口，62井次。我厂多轮次作业井在各采油矿的具体分布情况（见表4

5、、表5）。表4 各矿2011年与2012年（全部）多轮次井数对比2011年11月2012年11月对比井数井次井数井次井数井次一矿43137541671130二矿15481443-1-5三矿10331547514四厂822631043222259表5 2011年11月与2012年11月多轮次井（新井老井）对比表新投多轮次老井多轮次（包括措施）2011年11月2012年11月对比2011年11月2012年11月对比井数井次井数井次井数井次井数井次井数井次井数井次一矿618414-2-437119501531334二矿13130014451340-1-5三矿03103101

6、033123724四矿61839-3-982718561029全厂13391136-2-369224932862462（2）2012年多轮次维护作业井情况截止2012年11月底年对年三次以上（含三次）维护作业井46口，141井次，与2011年同期对比增加了7口井22井次。从下表看各矿的多轮次维护井数变化情况。（见表6）。表6 多轮次维护2011-2012年11月年对年同期对比单位2011（2010.12-2011.11）2012（2011.12-2012.11）2011-2012对比井数井次井数井次井数井次一矿20613092+10+31二矿92826-7-22三矿824618-2-6四矿26

7、825+6+19全厂3911946141+7+22图2 采油厂2011年与2012年多轮次维护井数、井次对比图（3）多轮次井会诊治理情况分析针对我厂多轮次作业井居高不下的严峻现实，采油厂成立了多轮次井会诊治理小组。方案论证由作业科牵头，采油矿、工艺所领导及机采室技术人员共同参加。首先由采油矿收集并及时上传待治理井的动静态资料，包括历次作业生产数据、现场杆管泵描述及采取治理对策、效果等，然后小组成员根据现场资料及近几年的作业治理情况进行深入分析，通过充分讨论以形成最佳的治理方案，最后由主管作业的厂领导审批，采油矿监督执行，确保治理效果。今年对一个年度内的三次及以上作业井逐口进行现场勘查，分析会诊

8、，2012年1-11月会诊多轮次77井次，有针对性的配套了HDPE内衬油管、聚氟耐高温涂层油管、注塑杆、刮蜡杆、阴极保护器、井口探伤、软接箍、压裂降级管等不同类型的治理措施。多轮次作业井会诊治理技术应用情况：（1）偏磨老大难井或井斜变化较多的井应用“内衬油管+抗磨接箍+普通杆”， 47口井应用HDPE内衬油管。（2）结蜡井试验应用机械刮蜡器。截止2012年11月底，已在7口井进行现场试验，7口井平均检泵周期从应用前的125天，延长到226天。最长已正常生产一年。（3）长井段偏磨深井、小井眼井试验应用注塑杆。2012年注塑杆应用11口，与刮蜡杆配套应用5口井。在小井眼应用注塑杆3口，检泵周期从应

9、用前的146天，到应用后的平均253天。（4）偏磨多轮次小套管井试验引进聚氟耐高温涂层油管工艺治理。2012年应用2口小套管井。（5）更换修复杆管+抽油杆扶正器。因成本紧张其余36井根据情况采取部分更换杆管加扶正器等措施，这36井次中发现再作业10井次（包括1口措施），而油管问题占7井次，占10井次作业的70%。杆断2井口次，占10井次的2%。也看出了油管问题之高。多轮次井治理举例说明：以采油十队耐磨内衬管使用效果来深度剖析：截止到2012年10月底，采油十队有油井32口，开29口，地质报废再利用1口（S10），躺井6井次，躺井率2.61%，检泵周期976天，自S8-300井2012年3月13

10、日躺井，截止到2012年9月19日190天无躺井。图3 躺井率变化和治理井数对比关系图3是目前采油十队05年-12年躺井率变化曲线和内衬管治理井数曲线对比，由此可以看出每下入内衬管治理后躺井率都有明显下降趋势。06年-11年总计偏磨治理10井，躺井率变化曲线较明显。06年躺井率12.08%降至12年的2.61%，下降了9.47个百分点。表7 十队偏磨井内衬管治理前后对比表序号井号治理时间内衬管用量(根）治理前目前延长（天）备注作业间隔周期（天）作业间隔周期（天）1SHS23-X40606.4.20137102873771在用2SHS5-X606.9.3014319919591760在用3SHS

11、5-206.10.2515012912051076在用4SHS23-X40306.11.208617713721195在用5SHS23-5608.11.141252961025729在用6SHS23-4810.10.24138104768664在用7SHS44-611.1.268987674587在用8SHS44-111.5.25104375555180在用9SHS23-X40406.9.1013808.8月下小套（转走）10SHS23-X40808.10.149709.5.30套损大修（转走）平均1211831054870由表7统计10口井在未下内衬管治理前都是多轮次作业井每年因管杆偏磨问题

12、年作业2-4次，下入内衬管治理后单井检泵周期明显延长。其中商5-斜6治理后检泵周期达到了1959天，在用8口井平均检泵周期从183天延长到1054天，已延长平均检泵周期5.8倍，且继续在用。内衬管有效解决了管杆偏磨问题，极大地延长了检泵周期，相比偏磨严重井一年换次新管，无论是减少管杆投入成本、作业成本，还是减少占产间接效益，都是很高的。2012年1-11月会诊87井次，其中多轮次井77井次（见表8），取得了较好的效果。消灭了5次及以上作业井，4次作业井也从11口降到10口。表8 2011-2012多轮次会诊治理井井号对比表2010.12-2011.112011.10 -2012.11重复井一矿

13、L37-X37、L104-X18、P20-X13、L7-X31、XI510-10、XI510-9、L7-X34、L45-X41、L93-11、L41-435、XI510-X8、XI503-45、XI510-X5、PX71、L45-X47、L37-6、L10-X9、L10-11、L12-2、L13、XI503-1C、L45-X35、L45-5、L41-X133、L93-C2、L36-25、L7-X36、TI26、L55-X2、L36-C30、L13-X902、L37-X20、TI18-X4、L44-2、L71、L58-X101、L13-X281、L82-X9、L29-2、L17-X201、L86

14、-1小计：41口L12-X4、L13-33、TI14-X2、L10-X13、L10-X9、L13-10、L82-X10、L104-X8、L10-7、L14-P2、L13-33、L82-X20、L55-X2、TI14-X11、XI504-3C、XI503-2、L14-X27、L104-X17、L59-X4、L7-X44、L7-X8、P17-X12、P47-3、L36-31、L12-X4、L37-X30、L56-7、L7-X32、L9-X15、TI26-X10、L7-X23、L7-X11、L45-X22、TI17-X3、L12-X5、L7-406、L104-X101小计：37口L10-X9L55-

15、X2二矿S70-2、XI463、S13-462、S13-69小计：4口S4-X8、S13-55、S852-2、S64-9、S548-X8、S64-17、S13-171、S4-P1、S8-451、S8-XN296、S8-X452、S14-NX12小计：12口三矿JEX2、XI53-X42、XI30-CX2、XI53-XC12、XI30-X3C、XI32-X9、XI53-CX11、XI53-331、XI53-23、QI19-X1小计：10口XI52-51、XI701-X2、XI30-CX2、XI32-48、XI701-X4、XI704、XI32-704、XI70-040、XI70-024、XI32

16、-X3、XI701-X4小计：11口XI30-CX2四矿P2-504、P2-230、P2-62、 L76-X19、L75-14、TA7-X63、L95-X11、L75-X35、L75-X60小计：9口L95-25、L76-X153、L75-14、P15-X2、L75-10、P2-X175、L95-9、P2-X405、P17-X12、P47-3、L75-4、L95-X13、P17-X12、TA7-X61小计：14口L75-14合计64井次74井次从上面统计表看出：L10-X9、L55-X2、XI30-CX2、L75-14，4口井为近两年重复会诊多轮次外（近两年作业原因分析详见表9），其它多轮次会

17、诊井以新增为主，说明对三次以上作业井会诊机制和重视程度比较到位，重点井的把关和治理措施是有效的。消灭了5次以上作业井，4次作业井也有所降低，但是三次作业井新增加不少。表9 连续两年会诊井作业情况井号施工日期直接作业原因发现问题及现场描述整改情况及采取措施备注L10-X92010.8.17-8.22管裂缝原井抽油杆500米以下偏磨腐蚀严重,抽油杆扶正器全偏磨损坏,起油管205根磨出一劈缝,个别油管公扣磨穿更换73mm新管84根，修复杆22mm*31根，更换耐磨接箍22mm*40个19mm*40个2010.11.13-11.16管丝扣磨穿原井抽油杆第100根接箍磨穿,650米以下偏磨严重,油管11

18、0根公扣磨穿.更换73mm新管156根,更换22mm耐磨接箍40个,19mm耐磨接箍50个增加扶正器19mm*50个,22mm扶正器40个2011.4.26-5.1管丝扣磨穿杆600米以下偏磨严重，管内壁偏磨严重多根丝扣磨穿。更换修复管89mm×500米，新内衬管89mm×1300米，更换新杆直径22×800米，直径19×700米，更换耐磨接箍直径22×71+直径19×83个2011.12.1-12.9管漏杆200700米偏磨严重。油管200700内壁偏磨严重更换89mm修复管500米，修复杆22mm*150米+25mm×2

19、00米，更换耐磨接箍22mm*15个2012.2.20-2.24管丝扣磨穿6675根杆接箍偏磨严重，直径22和直径19杆腐蚀严重。油管58.61.67.68根丝扣磨穿上部修复管更换为89mmHDPE内衬油管*750m，+原井底部抗磨油管。会诊治理L55-X22010.9.28-10.2管裂缝抽油杆第124-179根节箍偏磨，上部100米结蜡，油管第140根见液面，第135根油管丝扣磨透，138根油管本体有30厘米长裂缝，第110-165根油管偏磨。更换73N80新油管1100米，25修复杆100米，19淬火杆500米，22耐磨节箍10个，19耐磨节箍40个，加19扶正器20个。2011.1.1

20、6-1.19油管漏杆良好，第151根见液面，尾管沉砂8米。更换22杆节箍10个，换73修复管600米。2011.7.12-7.18管裂缝杆120-174根本体偏磨腐蚀，上部300米结蜡严重。管第127根本体有1.5厘米裂缝，第110-164根油管内壁偏磨，第128根、134根、155根丝扣磨透。上部300米油管内壁轻微结蜡，尾管无砂。经工艺所、采油矿讨论研究后决定该井应用软节箍，并配套防漏洗井器治理！会诊治理2012.2.5-2.10管裂缝起杆175根、杆第79-81根接箍偏磨、第143根接箍偏磨、第140根本体腐蚀，管第133根本体有30厘米裂缝，尾管无砂更换软接箍：19mm*38个，更换修

21、复杆：25mm*100米、22mm*250米、19mm*500米，更换修复管：89mm*100米、73mm*700米，加19mm扶正器20个；换洗井伐1根。2012.4.23-4.26管裂缝杆第98-160根接箍偏磨严重，第112-114根杆本体偏磨。管第96根本体有5厘米裂缝，管从第89根-151根内壁偏磨有槽。尾管沉锈垢3米。作业科、工艺所、采油矿会诊讨论决定该井全井应用HDPE内衬油管*1600米、全井换新抽油杆、泵下配防漏洗井器治理。会诊治理XI30-CX22010.7.28杆第87-210根接箍偏磨腐蚀严重，油管第140-202根内壁偏磨腐蚀严重。固定凡尔被脏物堵塞换19mm淬火杆4

22、00米，62mm平式修复管600米，加19mm扶正器20个,原井2级强磁防蜡器、5级阴保下入泵上2011.4.11杆接箍磨断原井杆第159根(6分杆)接箍偏磨断，第97-218根接箍偏磨腐蚀，管第1-70根结蜡，第128-200根偏磨严重。 更换平式修复管62mm/1700米，76mm/800米，修复杆19mm/700米，22mm/1050米，25mm/100米，加19mm扶正器48个，19mm耐磨接箍20个，加防蜡器一级 2011.7.13砂卡原井管上部300米结蜡严重，凡尔内有地层砂，尾堵内有少许地层砂。 更换25mm修复杆100米，62mm修复管400米，加防蜡器3级，泵深：2200.1

23、3米。 2011.10.11杆本体断第179根杆本体断更换38mm新泵一台、抗磨副200米、加19mm扶正器15个、滤砂管1根、甩防蜡器一级、筛管1根2012.3.28杆接箍磨断第184#杆接箍磨断，第130-264#杆本体腐蚀，接箍偏磨严重。油管上部600m内壁结蜡，对应抽油杆偏磨段油管内壁偏磨。25mm×500m+22mm×600m +注塑杆22mm×300m +注塑杆19mm×800m ,89mm油管×800m+73mm单放油管×1400m+防蜡器会诊治理L75-142010.4.28-5.1管漏杆120#139#接箍重度偏磨,

24、167#188#本体重度偏磨，管第125根,126根公扣一侧磨透,131根公扣内壁有偏磨的缺口,第148根本体有一长12cm宽12cm的裂缝.更换部分油管2010.8.20-8.25泵漏第221根抽油杆严重弯曲,140根221根重度偏磨换73修复油管1000m,换淬火杆1300m,加扶正器40个2010.12.24-12.28杆接箍磨断抽油杆本体结蜡严重。第101根(19mm)接箍偏磨断,80根以下抽油杆重度腐蚀偏磨,油管轻度腐蚀.2011.5.26-5.31管丝扣磨穿抽杆600-1290米偏磨严重，杆第80-88，90-98，105-112，117，121、130、142、152根接箍基本磨

25、透。油管600-1290米偏磨严重，部分油管内壁有槽，第80-83根丝扣磨透。更换复新油管、抽油杆，重新优化杆管组合会诊治理2011.9.19-24管裂缝杆第1#50#轻度结蜡，105#195#重度腐蚀偏磨，扶正器一侧磨平。管第157根本体有一长5mm的裂缝，1#30#内壁结蜡，95#195#轻度腐蚀，135#185#内壁有明显的磨蚀沟槽换修复25mmX56根,淬火杆19mmX76根，冷拔杆22mmX61根，换修复油管73mmX137+89mmX11，扶正器19mmX40个2012.1.7-13管裂缝抽油杆150#189#腐蚀偏磨，上部50根结蜡，底部135#180#腐蚀偏磨. 第176根油管

26、本体有一长7厘米宽1mm的裂缝. 泵固定凡尔内有少量铁锈等杂质沉积. 扶正器一侧磨平换19mm淬火杆87根 换73mm修复油管117根，扶正器19mmX30个2012.3.11-17管丝扣磨穿6分杆明显偏磨并伴有腐蚀现象，全井结蜡，活塞底部有明显腐蚀现象。3寸油管65根内部明显有结蜡现象，第150根丝扣磨豁导致泵及剩余油管落井。该井油管、抽油杆结蜡，中、下部油管、抽油杆偏磨，4次作业都是油管漏；经作业科、采油矿、工艺所会诊研究决定：1）更换全井油管；2）上部870米刮蜡杆，下部930米注塑杆；3）泵下加缓蚀阻垢管；4）更换12型抽油机。会诊治理目前全厂已发现的偏磨井在850口以上，内衬管运用井

27、数约260口，在偏磨井上运用占比不到30%,从采油十队的经验做法来看，我厂应大力在偏磨严重，且产量相对高、稳定的油井上加大推广应用耐磨内衬管，形成3寸、2寸半的技术系列，进一步改善偏磨井居高不下的局面，达到降低躺井率的目的，形成长效投资的理念，获得长期的累积效益。另外，针对小套管油井偏磨较常规井更严重的问题，要进一步推广试验在小套管井治理偏磨有相似效果的聚氟耐高温涂层油管。2、加强作业技术管理和优化施工工序，保证各类措施井的顺利实施（1）根据大型施工的技术特点，我们合理优化工序，组合施工管柱，验证套管完好性，更换不同压力级别井口装置，改进水平井冲砂及防砂卡技术，实施下泵酸化一体化管柱和不压井作

28、业，确保了压裂、防砂、酸化、水力射孔、高压井转抽等工艺施工的需要。（2）采用先进的YPK系列找漏验漏、优化水泥浆固砂、稳砂及不留塞技术，引进推广固体纤维堵漏、高强度水膨体预堵等措施，保证了机械卡水、化学封堵、套管补贴、小套井固井等套损井、漏失措施的顺利实施。（3）通过配套小套井检测类工具（通井规、刮管器、铅模），打捞工具（捞矛、捞筒、公锥、母锥），整形类工具（铣锥、磨鞋、套铣筒），新型75mm螺杆钻具的改进配备，f49mm渗氮管的使用等，解决了小套井钻塞难、冲砂难等施工难题。（4）通过群众性技术创新有效开展了专用回流漏斗、抽汲排液泵、改进型打通道铣锥、通井机进气预热装置等一批短、平、快项目的实

29、施，解决了生产中的难题，提高了施工效率、提高了施工质量、降低了工人的劳动强度。3、进一步完善疑难套损井综合配套技术运用，加大治理力度随着油田开发进入后期，临盘油水井套管损坏数量日益增多，目前全厂已累计发现各种类型套损井690余口，并在以每年45口左右的速度增加，严重影响了油田的正常开发生产。今年采油厂以作业科为主成立了套损井治理项目组。针对我厂不同油藏类型、不同套损类型，我厂形成了找验漏、修套打通道、封补卡、小套固井（衬管完井）等四大技术系列,配套了YPK系列封割器找验漏、爆炸整形、液压滚压整形、小套管多种悬挂、高效封卡漏、泥浆堵漏固砂等几十种作业工艺技术, 通过这些有效技术系列，大大缩短施工

30、时间,提高施工成功率。这里我着重介绍这两年取得突破的YPK系列封割器找验漏（见表10），是在套漏井治理施工中，快速、准确的找到套管破损处成为后续施工和下步制定治理对策的关键。该项技术由优质PT封、RTTS封、Y531液压封+Y221封隔器，加上节流器、验管器、连通器等组合配套成找验漏多用途管柱。表10 2009年常规封隔器找漏井效果统计表：序号井号井别占井（天）治理措施1L41-40水井2转大修换套2L13-3水井4转大修换套3P2-404油井5挤灰封堵4P15-X5油井10挤灰封堵5P19-2油井3挤灰封堵6S13-78水井5膨胀管补贴7S13-35水井8膨胀管补贴8S23-30油井4挤灰，

31、下小套管9S13-30油井15机械卡封10S13-55油井10机械卡封11S23-31水井4膨胀管补贴12S44-2油井4机械卡封从表10中，2009年封隔器找套漏12井次，平均找漏周期大约6天（不包括前期施工及后续治理工序）。2010年利用YPK系列封割器找漏工艺试验施工8井次，一次成功率100%，实施效果（见表11）：表11 YPK系列封隔器找漏工艺试验序号井号井别座封次数井温测井找漏结果占井时间1L95-X8油井21090-1120m无漏失12P15-X6油井111470-1500m1484-1490m13L72油井171200-12501247-125411047-10544L95-X

32、15油井131599-161611543-15995P20-X14油井41450-15201587-159516XI52-111油井51617-166227XI53-27油井51834-18721707-172618P10-X10油井3验套合格，1经现场应用，常规封隔器找漏存在工序多，成本高，占井周期长（平均找漏周期为6天），一次成功率低（45%）的特点。采用YPK系列封隔器找漏技术，平均单井找漏工序由原来3-6道降至1道，成功率由45%升至100%，占井周期由6天降至1天，且使用一次管柱实现找底界、顶界、多个漏失点（段），今年加大推广应用实施力度，在40口井上应用，一次成功率达到95%以上，

33、效果显著。盘61-4井09年5月管卡转大修，是一口疑难套损井。大修打捞油管时，解卡捞出1840-1855米处的原井油管严重弯曲（图4），再结合铅印分析1856.6米处套管出现狗腿子急弯（图5），套管内径从124mm变径至80mm左右，下面还有15根油管加一封一配，通过认真分析积极转变思维，采用爆炸松套、小刮刀扩径、系列复式长铣锥修套、系列磨鞋扩径等技术和工具的综合运用，历时16天修复弯曲套管，成功打捞出井内管柱，后实施小套管固井，6月27日投注后初日注54方/天,目前已正常生产149天,累注4300方。图5图4类似于盘61-4套损严重的井，通过复杂治理成功再利用的还有商13-78、临14-2、

34、临N35、盘2-246等11口水井，这些井的成功打破了严重套弯、错断，长期以来修复成功率低的状况,修复投注后日增注670方，累计增注161250方,恢复地质水驱储量136万吨。为采油厂提供了新的上产阵地和创效点，也盘活了套损井的资产。2012年1-11月大修交井53口，其中内部42口（19油井，水井23口），外部11口（油井1口，水井10口）;修复成功47口，施工成功率88.7%，与去年同期相比提高6.7%,平均单井作业周期26天。大修后作业投产33口，其中油井13口，日增油40.6吨，累增油9418吨，水井20口，日增1145方，累增注269281方。全年预计完成大修井58-60口,其中内部

35、大修完成46-48口。5、加强油水井管杆及作业用料管理今年针对我厂作业成本相对紧张的现状我们加强了对管杆和作业用料的管理。目前我厂油管分类为：新油管、优质管、工序管、修复管、一次性水井管。今年加大了工序管的投入，我厂现在用工序管15000米，1-11月份共累计使用工序管27.4万米，解决了修复管不足的问题，同时提高了施工质量，避免了油管原因造成的工序返工和事故。针对我厂水井管修复能力不足的现状，把3.0mm壁厚3.5mm的油井管单独分拣出来，作为“一次性水井管”使用。今年1-11月份共投入使用一次性水井管3.3万米，缓解了水井管紧张的局面。抽油杆分类为：新抽油杆、冷拔杆、淬火杆、修复杆。把冷拔

36、杆和新抽油杆作为一个系列；所有淬火杆都打标，使用一次后直接报废，不再进行二次淬火。明年争取做到同一口井中，同一规格抽油杆的性能相同或相近。为进一步细化作业用料管理工作，实行“集中管理，分矿使用”的模式。通过统一管理杜绝了各矿因为一些作业常用料配备不足而耽误作业进度的现象，并且在保证作业用料总成本不超的情况下，针对每月的生产实际实行分月管理，即降低了作业成本、又满足了作业生产的需要。6、严格落实规定，努力强化管理，持续提升井控安全管理水平。2012年复审A类证人员226人，其中A2证83人，A3证136人。采油厂到目前A2取证114人，取证率100%；A3取证280人，取证率97.2%；今年B3

37、取证248人，复审231人，取证率92.5%，全厂取证基数为720人，截止2012年11月，已取证694人，待取证23人，总体持证率为96.3%，（见表12）。采油厂组织对新工人和临时工井控培训340人，圆满完成2012年井控培训任务。表122012年临盘采油厂人员取证、复审情况统计表井控证2012年取证情况2012年复审情况2013年复审情况目前总体取证情况年计划年累计取证年计划年累计复审应取实取取证率人个人人人人人%A2类证00838337138138100%A3类证373413913611028828097.2%B3类证2002312311726824892.5%C类证334439910

38、0%D类证4 20013171576.47合计644144744218072069496.3%采油厂通过加强井控演练提升井控意识、不断提高职工的应急处理能力，其中肖4-平1井酸化起管柱时发生溢流，关井后压力为15兆帕；临36-侧11井起投棒射孔管柱过程中，出现溢流，关井压力分别为3兆帕，都被有效的控制。今年为保证井控安全本质化，采油厂克服成本短缺的难题，引进了四台电缆防喷器、六套抢换（装）油气井套管四通阀门的装置并为井控应急库房进了10台防爆照明灯，使井控配套设备更加科学化。采油厂目前装备手动双闸板防喷器57台，现场使用41台；液压双闸板防喷器4台，旋塞阀46个，HK-3抢喷装置1套，HK-4

39、抢喷装置2套和套管闸门抢喷装置10套。三、2013年面临的形势、制约因素1、管杆投入不足，多轮次居高不下从2009年以来，我厂管杆更新方面欠账就较多。油管在用量500多万米，2008-2012年我厂更新油管分别为31.2万米、25.45万米、44.5万米、42.3万米，更新率分别为8.1%、9.9%、9.9%、8.8%；若按12%的更新率计算，四年共需更新225万米，实际更新157万米，这样四年油管欠账达68万米（见表13）。表13 2009-2012油管更新量统计年份开井数油管在用量油管实更新按12%需更新油管欠账20092301420.331.2350.4419.2120102412445

40、.839.0253.4914.4820112609487.544.6058.5013.9020122790523.542.3062.8220.52抽油杆在用量近300万米，从2009年至2011分别更新了5.8万米、6.3万米、10.3万米、10.9万米，更新率分别是2.6%、9.2%、4.1%、4.0%。若按15%的更新率计算，四年共需更新159万米，实际更新49万米，这样四年抽油杆欠账达111万米（见表14）。表14 2009-2012抽油杆更新量统计年份油井开井数抽油杆在用量抽油杆实更新按15%需更新抽油杆欠账20091722238.418.0335.7529.9520101802255

41、.322.2038.2916.7820111924275.722.2041.3531.0520122040293.221.6043.9933.09我厂目前井下管杆的现状就是超期服役，带来问题多多，2009年因管漏杆断原因造成的维护作业占到维护总工作量的69.2%，2010年占到67.9%，2011年占到69.1%，2012年预计达到71%，管杆问题的影响比去年增加2%。带来的另一个严重影响是我厂的多轮次井居高不下且呈上升趋势。截至今年11月，一个年度内共发生多轮次作业井104口，322井次，同比增加22口井，增加59井次。分析其主要原因：一是管杆老化，更新率比较低；二是对会诊的三次作业井由于资

42、金紧张，部分低产低液的井得不到很好的治理。2、井下作业面临的难题和制约因素分析（1）设备方面作业大队能够完成4000米以下水平井施工、大型压裂、封堵、多种防砂等工艺和3500米以下的大修作业施工，每天开动44台作业动力，年作业交井2000口左右。截至2012年12月底，作业大队共有各类作业设备71台，设备原值3981.45万元，净值1330.73万元,新度系数0.33。其中通井机61台（含超期服役23台，报废留用14台），原值2159.54万元，净值738.33万元，通井机新度系数0.34。另外，含修井机9台，原值1821.9万元，净值592.4万元，新度系数0.32。其余的各类设备、工具检测

43、费用越来越高，无法落实。（2）设备、工具配套方面目前作业大队在用4台大修修井机（其中3台役龄超过10年），其现用配套游动系统：游动滑车、方钻杆、方补心、水龙头等均为原车配套，从未更新，时常出现修、等状况；泥浆循环振荡筛使用良好（2011年配1套）,还需要在其它3台设备上配套。套管损坏的井筒显现形式多种多样，由于复杂性导致修复工艺、工具也多种多样，前几年配套使用的各类型、各规格的修套打通道工具基本已消耗殆尽，库存工具已不能满足现场情况的需要。以上制约因素不逐步解决，极易造成施工安全隐患、工程事故、严重影响大修时效，据统计，仅2011年，因大修工具原因、设备维修、井控设备不标准等原因造成的停工，每

44、台设备约350小时，四台设备合计1400小时，即58天。3、作业时效较低虽然今年在提高作业时效方面做了很多工作，取得了一定得效果，但在全局来看水平还比较低，还有很大的提升空间。非生产时间超过局平均水平的几项是：居民区作业停工8.76小时/口次，比局平均水平多5.6小时/口次；等处理工农关系7.67小时/口次，多4.06小时/口次；等特车施工12.47小时/口次，多3.06小时/口次；等搬家3.55小时/口次，多2.69小时/口次；其他超过局平均水平的还有等送管杆、等射孔、等开工验收、天气原因等。四、2013年工作重点及安排我厂作为一个已经开发了40年的老油田，面临着含水上升，措施效果逐渐变差，

45、井况日益恶化,多轮次井、套损井、待大修井居高不下等因素，严重影响老油田的稳产基础，这就要求我们作业系统要继续加强“提质提速提效”活动，为采油厂的原油稳产多做贡献。明年我厂老井作业工作量预计将达到2015井次，为此我们准备开展以下几项工作。1、多措并举，全面控制无功低效井数量截止到11月份，共发生各类无功低效井34井次，明年要加大作业质量的考核力度，降低低效、无效井从四个方面实施：（1）充分发挥井下作业质量管理领导小组职能作用，做好井下作业质量验收、管理工作。（2）严格执行井下作业的标准、规范，从施工设计到实施要真实记录，杜绝假资料。（3）严把入井材料质量关，确保质量和型号规格符合现场需求。（4

46、）下井的管杆柱及井下工具不易使用直接的检验方法进行检验，问题的隐蔽性强。打算引进一些小而精、便于操作的辅助工具来保障质量检验，例如丝扣锥度检测等。2、提高作业时效虽然今年在提高作业时效方面做了很多工作，取得了一定得效果，但在全局来看水平还比较低，还有很大的提升空间。1-11月份，我厂作业时效68%，全局排位第14名，低于全局80%平均作业时效12个百分点。针对我厂作业时效比较低的现象，明年准备加大考核力度，力争使我厂作业时效超过70%。（1）加强作业过程中的设计变更运行。一般工序变更（如冲砂、通井、打印等），由采油矿编写变更单，应及时到达作业科；工艺措施变更如堵漏、防砂等变更设计要及时上传；（

47、2）对使用施工车辆的要求。作业大队上报的用车计划必须及时落实，不能让车辆跑空，否则加倍结算用特车费用。（3）作业科、地质所、工艺所及时做好方案编写、方案优化、方案审核，特别是方案变更时，更要协调好，防止作业队长时间等方案。（4）作业大队调度加强与各矿工农关系的信息反馈和协调力度，积极与各矿调度、作业监督协调，做好搬迁前井场、道路的落实工作。（5）引进钢丝绳抽砂、通井设备。2011年油井探冲砂411井次，抽砂泵抽砂24井次，通井293井次，劳务费合计709万元。相当于小修队2台动力1年的工作量，引进该设备可以大大 提高作业时效，减少作业成本。（6）作业大队使用的反扣钻杆使用年限长（2005年配）

48、，丝扣漏失严重，因引进钻杆修复车床轮转修复12000米钻杆丝扣。3、努力压减多轮次作业井2013年具体准备采取以下措施遏制住我厂多轮次作业井的恶化趋势：（1）充分利用成立的多轮次项目组，把新井多轮次奖罚指标分解到地质所，措施井多轮次奖罚指标分解到工艺所，维护井多轮次奖罚指标分解到采油矿和作业大队，对相关的单位如准备大队加大考核力度，严考核，硬兑现。（2）明年准备增加管杆投入，加大对二次作业井的治理，努力遏制住我厂多轮次作业井的恶化趋势。（3）推广应用“内衬油管+抗磨接箍+普通杆”成熟偏磨治理技术。（4）继续推广试验聚氟耐高温涂层油管+注塑杆小井眼井延长检泵周期技术。（5）应用螺杆泵采油工艺治理

49、出砂井。（6）强化作业质量，减少无效作业。（7）采油加强日常管理，减少维护工作量。（8）对于低产低液的老大难井实施拔管捞油。（9）智能间歇提捞装置6月份开始在我厂LPL75-14井应用，目前一直运转正常。建议明年再选几口低产低液的偏磨井进行应用。如果应用效果好的话，对于我厂一些低产低液的老大难井来说这将是个理想的生产方式。4、大修继续加大套损井的治理力度每年新增大修井在40-50口左右，遗留的大修井在200口以上,且大都因套变、套损造成的，部分是复杂打捞，修复难度相当大，而我厂内部目前有4台大修动力在干，062011年修复能力在4147口左右，如果不加大停产井的修复力度，势必造成大修井总量的增加,需要2台外部大修动力来加强运行,发挥增储上产的积极作用。今年套损井的治理虽然取得了不错的效果，但还应该注意以下几方面的工作：（1）治理套损井时，我们的意识要不断修正，尤其是针对那些严重的套损井要大动作时，决策能力有待提高，要算好经济帐和效益帐：（2）对套损井治理的认识，要有科学、系统的分析，在