(A3版)提高埕南超稠油区块油井开井时率2012.9月

1、QC成果材料提高埕南超稠油区块油井开井时率河口采油厂2012年质量管理成果材料提高埕南超稠油区块油井开井时率小组注册号：HK2012080小组类型：现场型发 布 人：刘凤臣工艺所机采QC小组河口采油厂工艺研究所机采室前 言超稠油，国外又叫“重油”，其定义为：温度为50摄氏度时，动力粘度大于50000mPa.s的稠油。超稠油的开采是一个世界级难题，目前国内已经探明难动用超稠油储量目前尚有5亿多吨，其中胜利油田1亿多吨。随着常规原油资源的日益减少，超稠油开发越来越受到人们的重视，这种储量高达1亿多吨的烃类资源将逐渐成为胜利油田上产的主要接替阵地。埕南91块及埕911块的超稠油是整个河口采油厂乃至整

2、个胜利油田原油粘度最高的井，该块油井在50摄氏度时，脱气原油粘度在20104mPa.s，油层埋藏较深，约1900米至 2100米左右，储层存在非均质性，泥质含量较高（11%-28%），油层开采难度大。由于原油粘度高，确保油井平稳正常生产成为超稠油开发的重要工作，如何保证超稠油区块油井开井时率，是区块开发水平的重要指标，所以提高埕南91块及埕911块油井的油井开井时率是该块开发的重点工作。油井开井时率为实际生产天数与日历天数的比。 目 录一、小组概况：3二、选题理由：4三、现状调查：4四、活动目标：6五、原因分析：11六、要因确认：13七、制定对策：19八、对策实施：20九、效果检查：24十、巩

3、固措施：25十一、活动体会及下步打算：26一、小组概况：1、小组简介建组时间2012年1月3日小组名称工艺所机采QC小组注册时间2012年1月课题类型现场型提高埕南超稠油区块油井开井时率注册编号HK2012080TQM取证率100%活动时间2012.12012.9活动情况2次/月活动方式集中与分散相结合小组成员10人图1：小组简介图制图人：刘凤臣 时间：2012年1月3日2、小组成员： 表1：小组成员表序号姓名性别年龄文化程度程度职称组内职务职务组内分工分工1刘凤臣男30大学工程师组长活动组织2迟洪利男43大学高级工程师副组长综合分析3庄栋男39大学高级工程师副组长活动组织4程永红女30大学工

4、程师组员资料录取5李彬男26大学助理工程师组员资料录取6高强男25大学助理工程师组员质量监督7卢新甫男40大学高级工程师组员现场施工8赵德林男35大学工程师组员现场施工9曹阳男27大学助理工程师组员现场施工10魏长林男26大学工程师组员现场施工制表人：程永红 制表时间：2012年1月日二、选题理由河口采油厂的超稠油区块埕91块和埕911块，共有超稠油井38口，开井28口，日产液量836方，日产油量232.4吨，综合含水72.2%，占全厂产量的3.3%，超稠油的开发逐渐成为我厂上产的主战场。从2010年埕南91块及埕911块超稠油井逐步投入开发以来，我厂已经逐步形成了一套较完善的超稠油开发的管理

5、体系：HDCS注汽热采、电热杆降粘举升、地面升温、日常管理及停井应急预案。但是随着超稠油区块的全面开发，超稠油区块油井开井时率仅为76.9%，相对采油厂平均95%的油井开井时率，有不小的差距，这影响超稠油区块油井产量，所以提高超稠油井的油井开井时率，具有很大的现实意义。因此，我们QC小组把提高埕南超稠油区块油井开井时率作为本次活动课题。三、现状调查：2011年埕东超稠区块油井开井时率仅为76.9%，约影响产量1.4万吨，抛除注汽转周影响的时率，2011年油井开井时率为86.8%(见表2)：表2 埕南超稠油井油井开井时率统计表井号生产时间(天)日历天数（天）注汽时间（天）油井开井时率%油井开井时

6、率（包括注汽）%CDCN91-P1360.3 36598.71 98.71 CDCN91-P11115.4 12294.61 94.61 CDCN91-P1230.1 3197.06 97.06 CDCN91-P14201.7 24524.5 92.31 82.31 CDCN91-P1578.3 9285.08 85.08 CDCN91-P16168.5 21424.7 90.26 78.74 CDCN91-P199.1 3118 87.45 29.39 CDCN91-P2301.1 36533 91.53 82.49 CDCN91-P2024.2 3178.00 78.00 CDCN91-P

7、213.1 3.1100 100 CDCN91-P22222.9 24590.99 90.99 CDCN91-P2640.2 6165.90 65.90 CDCN91-P28134.9 21416 70.49 63.01 CDCN91-P360.1 6198.48 98.48 CDCN91-P30162.6 21437.7 93.57 75.96 CDCN91-P32167.2 21422.4 88.61 78.14 CDCN91-P3472.5 9278.80 78.80 CDCN91-P36137.2 18423.5 87.33 74.58 CDCN91-P3882.5 12231.7 9

8、3.56 67.61 CDCN91-P40160.3 18487.14 87.14 CDCN91-P4436.2 1227691.99 29.70 CDCN91-P754.1 6188.72 88.72 CDCN91-P8224.7 36544.7 73.80 61.55 CDCN91-P9226.3 24592.38 92.38 CDCN91-ZP1145.6 18420 89.97 79.10 CDC911-P2302.0 36541.8 94.282.7 CDC911-P3125.6 36557.1 50.05 34.4 CDC911-P4331.9 36521.9 96.93 90.9

9、 CDC911-P5290.4 36519.6 84.92 79.6 CDC911-P6265.7 36581.3 95.05 72.8 CDC911-P796.4 12676.48 76.5 合计4630.8 6018594 86.876.9 制表人：程永红 制表时间：2012年1月10日对2011年埕91块和埕911块的超稠油油井，影响开井的因素进行统计，导致油井停井的问题调查表（见表3）。表3 超稠油井问题调查表序号问题名称频次比例（%）单次累计单次累计1空心杆故障212145.65%45.65%2电缆故障163734.78%80.43%3井场道路条件不具备4418.7%89.13%4地

10、面流程问题54610.87%100%合计46100%制表人：庄栋 制表时间：2012年1月11日根据表3，做出埕南超稠油井存在问题饼分图（见图2）。图2 埕南超稠油井存在问题饼分图制图人：卢新甫 时间：2012年1月11日通过以上图表可以确定：空心杆故障和电缆故障是导致我厂超稠油井油井开井时率低的主要问题。四、活动目标：（一）、制定目标针对目前埕南超稠油区块油井开井时率较低的现状，通过细致的研究分析，改进电热杆举升工艺，降低空心杆及电缆故障频次，提高现场管理水平，我们的目标是将埕南超稠油区块油井开井时率由86.8%提高到92%（见图3）： 图3 活动目标柱状图制图人：李彬 时间：2012年1月

11、12日目标依据： 1、采油厂下达开井时率指标为95%，超稠油井开井时率远远达不到采油厂要求。 2、会战要求提高油井开井时率，增加原油产量。 3、现场要求降低工人劳动强度，减少处理故障频次；（二）、目标可行性分析1、对埕南超稠油油藏特点的调查河口深层特超稠油区块埕91块和埕911块，埕91块含油面积1.02km2，地质储量260104t，东二段埋深17701820m，孔隙度平均26.6%，渗透率平均127010-3m2，含油饱和度平均63.1%，80原油粘度10000mPa.s。埕911块含油面积0.5Km2 ，地质储量135104t ，Ng10砂组埋深16001700m，孔隙度平均29%，渗透

12、率平均94610-3m2，含油饱和度平均63.1%，80原油粘度6252mPa.s 。通过现场取样观察，原油在地面常温常压下为黑色固体，常温系统下无法进行管网输送。2、对超稠油进行粘度与温度之间关系的调研我们通过对埕南91-平1井取样进行试验。试验方法：在不同温度下对埕南91-平1井的原油粘度进行测试。（见表4）表4 埕南91-平1井温度与粘度关系数据表温度（）地面粘度（Pa.s）温度（）地面粘度（Pa.s）606710095253065368001001750702500012537875132001501218091001754985569020025903810制表人：刘凤臣 制表时间：

13、2012年1月13日根据埕南91-平1井温度与粘度关系数据表，制作出了超稠油井粘温曲线，见下图。图4超稠油粘温曲线图制图人：刘凤臣 时间：2012年1月13日试验结果（见图4）：由上图不难看出，当温度由60上升到80左右的时候原油粘度下降明显，达到10000Pa.s，随着温度的继续升高，粘度变化不明显，确定拐点温度为80。所以原油温度在井筒举升过程以及地面运输过程中，确保原油温度达到80左右，能够确保超稠油井的正常生产。3、对目前超稠油区块开发工艺的调查对埕南超稠油井的开发我们应用了先进的HDCS技术，该项技术是胜利油田领先国际石油开采领域的先进技术，HDCS的全称是超稠油强化开采技术，其中H

14、代表水平井，D代表降黏剂，C代表二氧化碳，S代表蒸汽。先进的开发技术有效的提高了注汽效果，加大了蒸汽吞吐驱油面积，是超稠油井持续稳产的前提保障的应用是超稠油油藏开发的前提。超稠油插管密闭注采一体化工艺，它有效减少了注汽后作业对地层造成的冷伤害，确保原油由地层进入井筒后，起到了保温的作用。超稠油插管密闭注采一体化举升配套模式：由密封插管+高温插管封隔器+高真空隔热油管+杆式泵等配套工具组成。管柱由密封插管及插管封隔器为核心，分为留井管柱和生产管柱两部分， 留井管柱：高温插管封隔器+投球安接+隔热管+注汽安接+隔热管+油管+喇叭口； 生产管柱：隔热管+杆式泵泵座+两根新型隔热补偿管+反洗阀+密封插

15、管。举升管柱：加热电缆+空心杆（配套双向保护接箍）+杆式泵图5 埕南超稠油密闭插管注采一体化管柱制图人：程永红 时间：2012年1月15日4、对超稠油井应用的空心杆进行调查埕南超稠油插管密闭注采一体化举升管柱应用的空心杆为顺鑫公司的空心杆，该空心杆采用为摩擦焊工艺，接箍和接头分别和本体焊接在一起，管柱使用的空心杆双向抗磨接箍为三和公司生产，空心杆高温密封圈由长龙公司生产，空心杆按照空心抽油杆标准生产。图6 空心杆配套管柱制图人：程永红 时间：2012年1月16日5、地面管理加热体系调查埕南超稠油井通过加热电缆、加药、干线炉升温三个方面进行一体化管理。加热电缆：在井筒内用电热杆为井筒加热，保证原

16、油从泵吸入口抬升至地面时的温度。当温度低于77时，调整电热杆电流，提高井筒温度，加热电缆为济南华联生产。加药：井口安装连续加药装置，连续的加降粘剂，从而降低原油在管线中的粘度。干线炉：为保证埕南超稠油井温度，我们在干线上加了干线加热炉，为外输稠油进行了二次升温，有效降低了井口回压，确保了稠油井的正常生产。加热电缆升温在超稠油井举升过程中，能够确保温度达到80，所以确保电热杆正常运行，能够保证超稠油井正常运行，有效提高油井开井时率。6、实现目标的依据（1）埕南超稠油开发属于采油厂近年来开发的重点，单井费用投入高，单井产量高，埕南超稠油区块产量是采油厂完成全年原油生产任务的保证，提高区块油井的开井

17、时率，不仅提高区块油井的贡献度，而且降低作业材料费用，各级领导都很关注该课题的进展情况，厂领导多次组织会议，听取该课题的进展汇报，从上到下各级领导都大力支持活动的开展。（2）小组成员都是生产岗位上的骨干力量，平均岗位工作年限11年，具备丰富的专业知识和实践经验，参加QC活动平均年限在5年以上，完成并发布过多项QC成果，并且都是直接参与埕南超稠油开发，并负责方案设计工作，具有得天独厚的优势。（3）目前我们小组同采油院广泛合作，采油院给予技术支持，对比采油厂油井的平均开井时率，超稠油区块油井的开井时率有很大的提高潜力。因此，我们有足够信心完成以上课题。五、原因分析：针对导致我厂超稠油井油井开井时率

18、低的两个主要问题（“空心杆故障”、“电缆故障”），小组全体成员进行而全面深入的分析，并绘制出如下关联图。图7 导致超稠油井“空心杆杆故障”和“电缆故障”因素关联图分析人：刘凤臣、庄栋、迟洪利、赵德林、程永红、李彬、李大伟、卢新甫、高强、曹阳、魏长林 绘图人：刘凤臣 分析时间：2012年1月20日通过关联图分析，我们得出如下结论:导致埕南超稠油井“电热杆故障”和“电缆故障”的末端因素有14项，表5表5 末端因素统计表序号末端因素1空心杆未分类管理2空心杆偏磨3空心杆密封圈失效4生产参数不合理5作业施工质量差6空心杆质量不合格7电缆三通故障8系统停电9温度监控不及时10电热杆控制柜坏11电机烧皮带

19、12电机控制柜烧13缺少生产应急预案14抽油机不平衡六、要因确认：确定要因为四个：空心杆未分类管理，空心杆密封圈失效，电缆三通故障，现场温度监控不及时。 末端因素1：空心杆未进行分类管理确认方法：现场调查空心杆发放记录。验证内容：2011年空心杆混发造成空心杆故障的频次。验证过程：2011年我厂空心杆主要在掺水井及电热杆井上应用，由于超稠油井粘度及温度均较高，对空心杆的要求也相对较高，因此要求使用的修复空心杆不能为掺水杆或者使用时间过长的空心杆。表6 空心杆混发情况统计表序号井号故障原因频次1埕南91-平1空心杆混发22埕南91-平2空心杆混发23埕南91-平28空心杆混发14埕南91-平32

20、空心杆混发15埕南91-平40空心杆混发26埕南91-平8空心杆混发37埕南911-平2空心杆混发28埕南911-平3空心杆混发3合计8口16井次2011年由于空心杆未进行分类管理，新旧混发，造成的空心杆故障共有8口井，16井次，占空心杆故障的76%。确认结果：要因。验证人：庄栋 验证时间为：2012年1月21日-2012年2月3日末端因素2：空心杆偏磨确认方法：现场调查对起出空心杆进行观察测量。验证内容：2011年超稠油井空心杆起出后观察是否偏磨，偏磨程度如何。验证过程：通过对埕南超稠油井现场跟踪观察，结合作业队施工总结，仅发现偏磨1井次，埕南91-平28井由于偏磨造成空心杆进油。确认结果：

21、非要因。验证人：高强 验证时间为：2012年1月22日-2012年2月5日末端因素3：空心杆密封圈失效确认方法：现场调查对起出空心杆密封圈进行观察。验证内容：2011年超稠油井空心杆密封圈起出后观察是否有破损、掉落等导致空心杆进油的状况。验证过程：上井跟踪观察埕南超稠油井起出空心杆密封圈情况，共计调查21井次，其中空心杆密封圈破损或掉落造成空心杆进油共计12口井，共计14井次，沾空心杆故障的67%。图8 埕911-平2井密封圈断绘图人：刘凤臣 时间：2012年1月25日表7 密封圈失效情况统计表序号井号故障原因频次1埕南91-平1密封圈失效12埕南91-平14密封圈失效13埕南91-平2密封圈

22、失效24埕南91-平28密封圈失效15埕南91-平32密封圈失效16埕南91-平40密封圈失效17埕南91-平8密封圈失效28埕南91-平9密封圈失效19埕南911-平2密封圈失效110埕南911-平3密封圈失效111埕南911-平5密封圈失效212埕南911-平6密封圈失效1合计12口14井次确认结果：要因。验证人：曹阳 验证时间为：2012年1月28日-2012年2月6日末端因素4：生产参数不合理确认方法：现场调查对超稠油井生产参数进行观察测量。验证内容：2011年超稠油井生产参数情况是否合理。验证过程：通过对埕南超稠油井现场参数跟踪观察，对抽油机型号、泵挂深度的选择，结合功图、液面情况，

23、得出埕南超稠油井均在合理生产参数下运行。未出现因参数不合理造成超稠油井故障停机。确认结果：非要因。验证人：高强 验证时间为：2012年2月3日-2012年2月15日末端因素5：作业施工质量差确认方法：现场调查施工过程。验证内容：对施工过程进行全程跟踪，确定施工过程符合超稠油井施工标准。验证过程：通过对超稠油井施工过程的全程跟踪，施工过程符合超稠油井施工标准，空心杆丝扣保护较好，密封圈安装到位，仅一口井埕南91-平8因电缆下如过快，出现跳槽。确认结果：非要因。验证人：魏长林 验证时间为：2012年2月10日-2012年2月13日末端因素6：空心杆质量不合格确认方法：现场调查抽样检测空心杆数据。验

24、证标准：空心抽油杆标准SY/T5550-1998。验证内容：空心杆入井前对空心杆进行抽样检测，是否符合空心抽油杆标准。验证过程：通过对应用于超稠油井空心抽油杆的抽样测量，空心杆测量数据均达到空心抽油杆标准SY/T5550-1998，符合验证标准。确认结果：非要因。验证人：卢新甫 验证时间为：2012年2月13日-2012年2月19日末端因素7：系统停电确认方法：现场调查生产运行记录。验证内容：2011年以来系统停电造成油井故障频次验证过程：通过生产运行记录的统计发现，系统停电未造成超稠油区块油井出现故障，根据停电预案，上报生产办，积极抢修电路，并用泵车及时替净管柱及管线内原油，开井时，电热杆预

25、热两小时由低冲次慢慢生产。确认结果：非要因。验证人：程永红 验证时间为：2012年2月16日-2012年2月18日末端因素8：电热杆控制柜坏确认方法：现场调查生产运行记录。验证内容：2011年以来电热杆控制柜坏频次。验证过程：通过对现场电热杆控制柜所处环境，架高状况以及防雨措施进行观察，结合生产运行记录统计情况，电热杆控制柜坏共计4井次，主要为防雨措施不得当，占总故障率的8%，通过整改均已达到要求。确认结果：非要因。验证人：李彬 验证时间为：2012年2月12日-2012年2月18日末端因素9：温度监控不及时确认方法：现场调查井口温度。验证内容：现场对井口温度、电热杆电流、电压进行测量，观察电

26、热杆电流是否与井口温度相匹配。验证过程：通过现场对29口油井井口温度的测量，发现有12口井温度较高，没有及时下调电热杆电流，有5口井温度已经低于80，需及时上调电热杆电流，电流过高，影响电热杆电缆使用寿命，加热电缆长期在高温状态下运行使得电缆故障几率加大，温度过低则达不到加热降粘的效果，易发生杆卡、杆断。确认结果：要因。验证人：赵德林 验证时间为：2012年2月16日-2012年2月20日末端因素10：电缆三通故障确认方法：现场调查电缆三通处故障次数。验证内容：现场对电缆三通的结构、电缆三通处电缆容易烧毁的原因分析，确定电缆三通。验证过程：通过现场对29口油井电缆三通处故障次数统计10次，电加

27、热三通是连接在空心光杆上端斜向穿电缆的接头，空心光杆在随着抽油机往复运动时，空心光杆下部的空心抽油杆会伸缩，而加热电缆不会伸缩，因此，加热电缆与接头内壁会有相对运动，接头内壁会磨损加热电缆，造成加热电缆经常被损坏，需要经常更换检修，影响油井生产，增加油井管理难度，油井经济效益差。确认结果：要因。验证人：赵德林 验证时间为：2012年2月21日-2012年2月29日末端因素11：抽油机不平衡确认方法：现场调查抽油机平衡率。验证内容：对超稠油井进行平衡率调研，平衡率在80%120%之间为合格。验证过程：通过埕南超稠油井上下行电流测量，计算出抽油机平衡率，对29口油井逐一进行测量，达到平衡率要求的井

28、21口，不平衡的井主要是由于开井初期含水较高，平衡较轻，见油后未及时调整平衡块重量。确认结果：非要因。验证人：赵德林 验证时间为：2012年2月22日-2012年2月29日末端因素12：电机烧皮带确认方法：现场调查抽油机运行记录。验证内容：抽油机电机烧皮带造成电热杆故障的频次。验证过程：通过对埕南超稠油井2011年抽油机运行记录进行统计，抽油机电机皮带烧后，更换皮带最短时间为15分钟，最长时间为1个小时，均未造成电热杆故障。确认结果：非要因。验证人：卢新甫 验证时间为：2012年2月15日-2012年2月19日末端因素13：电机控制柜坏确认方法：现场调查生产运行记录。验证内容：抽油机电机控制柜

29、坏造成电缆故障的频次。验证过程：通过对埕南超稠油井2011年生产运行记录进行统计，电机控制柜坏共计16井次，主要原因为风暴潮影响，造成控制柜进水损坏，控制柜更换及时，未对电热杆造成影响。确认结果：非要因。验证人：刘凤臣 验证时间为：2012年2月18日-2012年2月25日末端因素14：缺少生产应急预案确认方法：现场调查超稠油井生产应急预案。验证内容：检查是否编写了超稠油生产应急预案，预案是否行之有效。验证过程：采油一矿以埕南91-平1井的成功管理经验为依据，编写了超稠油井停井生产管理应急预案，方案全面细致，达到了确保超稠油井停井后恢复正常生产的目的。确认结果：非要因。验证人：程永红 验证时间

30、为：2012年2月20日-2012年2月28日七、制定对策：小组成员根据确认的 4条要因制定了相应的对策。对策一：建立空心杆分类管理制度。针对要因对策名称对策制定负责人计划实施时间空心杆未分类管理建立空心杆分类管理制度实现空心杆分类发放庄栋刘凤臣2012年2月-2012年9月过去我厂空心杆新旧混发，修复杆未进行分类摆放，我们建立空心杆分类管理制度，把空心杆进行分类摆放，单独分离出应用于埕南超稠油井的空心杆，确保应用于掺水的修复杆不再用于埕南超稠油井上。对策二：应用高温空心杆密封圈针对要因对策名称对策制定负责人计划实施时间空心杆密封圈失效应用高温空心杆密封圈把常温空心杆密封圈更换为高温密封圈刘凤

31、臣曹阳2012年3月-2012年9月我厂埕南超稠油井空心杆密封圈一直应用的为常温密封圈，该类密封圈与空心杆配合使用后过盈量较大，且耐温性能差，在高温状态下塑性降低，失去密封作用，容易造成空心杆进油，通过改用高温密封圈后，解决了由于空心杆密封圈失效造成的空心杆进油情况。对策三：建立远程温度监控报警系统针对要因对策名称对策制定负责人计划实施时间温度监控不及时建立远程温度监控报警系统通过远程温度监控报警系统，及时获得实时温度变化情况卢新甫迟洪利2012年3月-2012年9月建立埕南超稠油井建立远程温度监控报警系统，登录系统，油井生产参数、温度电流等数据均能实时显示，做到了对温度的实时全方位监控，解决

32、了由于温度监控不及时使得油井发生故障的问题。对策四：研制新式电缆三通针对要因对策名称对策制定负责人计划实施时间电缆三通故障研制新式电缆三通研制新式电缆三通，减少电缆在三通部位的磨损。庄栋魏长林2012年4月-2012年9月研制新式电缆三通，其弯管和本体电缆插入孔的直孔中装有耐磨衬管，耐磨衬管为非金属材料，它的表面很光滑，硬度低。改进了电缆插入孔的上斜角度，加热电缆穿入其内后，加热电缆与耐磨衬管相对运动时，不会被磨损。八、对策实施：实施一：建立空心杆分类管理制度。采油厂为实施空心杆分类，专门制定空心杆分类管理制度，设定在油管厂，由作业科负责监督，工艺所负责质量鉴定，埕南超稠油应用空心杆清洗后单独

33、存放，避免了其他区块掺水空心杆混入其中，避免油井因为空心杆造成的故障。根据空心杆分类管理制度，我们更好的对埕南超稠油井空心杆的使用有了全面的掌控，对入井时间较长的空心杆由于强度降低，密封性能下降，我们及时更换为新杆，旧杆修复后转为掺水空心杆，这样能够延长空心杆的使用寿命，最大限度的提高空心杆的使用价值，降低成本。实施二：应用高温空心杆密封圈图9 焊接式空心杆及其规格尺寸制图人：李彬 时间：2012年3月12日我厂埕南超稠油井空心杆密封圈一直应用的为常温密封圈，其尺寸及耐温性为：36.5mm*3.24mm，耐温为120。而我们使用的空心杆密封槽深度为2.1mm，空心杆与常温密封圈配合过盈量达到1

34、.24mm，且由于常温密封圈耐温性能最高为120，超稠油井均注汽吞吐热采，井筒内温度远远超过密封圈耐温极限，造成密封圈塑性降低，失去密封作用，在很短的时间内造成空心杆进油。高温密封圈其尺寸及耐温性为：36.5mm*2.65mm，耐温在250 ，过盈量为0.55mm，且高温密封圈耐温性能较好，能够满足空心杆密封要求，通过改用高温密封圈后，解决了由于空心杆密封圈失效而造成的空心杆进油的情况。在作业施工过程中我们加强管理，要求作业队必须将密封圈全部更换高温空心杆密封圈，并且高温空心杆密封圈完好无损方可下入井内，此外空心杆使用双向保护接箍主要是保护隔热管由于偏磨造成损害，但应用双向保护接箍管柱的密封点

35、增加一倍，由于稠油有润滑性，杆管泵处于直井段，采用慢冲次生产，杆管偏磨几率小，因此不再应用双向保护接箍，进一步降低了由于人为因素造成的密封圈失效的问题。实施三：建立远程温度监控报警系统在工艺所自动化室的帮助下，采油厂建立远程温度监控报警系统，该系统适用于现场生产，不受恶劣环境、作业施工等客观因素影响，能稳定运行且便于维护的监控系统，实现了多种电参数的测量和计量，尤其是单井的电量计量，为采油生产电量管理提供了原始数据支持。每个冲程周期电流曲线的建立，可使技术人员实时了解井下运行状态并配合工况图对油井进行初步诊断，为抽油机正常生产提供有力保障，大大提高埕南超稠油区块的管理水平，避免温度因素给生产带

36、来的不利影响，为管理直接提供支持。图10 远程温度监控报警系统图制图人：李彬 时间：2012年4月10日图11 远程温度监控报警系统界面制图人：李彬 时间：2012年4月21日目前已在埕91块25口油井安装应用半年多的时间，经现场应用证明，设备没有因注汽、作业施工遭到破坏，运行平稳，数据采集准确，适合于油田大范围推广应用。系统对稠油油井温度及开停机状态进行实时监控，减少因管理不及时不到位而出现的停机、停产损坏设备的现象，提高开井时率，结合埕南超稠油的地理信息系统，以采油矿、队为单位的监控画面的建立，给生产调度搭建了千里眼，管理者能够全面及时的掌控生产现场，信息获取效率、突发事件响应效率得到极大

37、提升。实施四：研制新式电缆三通图12新式电缆三通制图人：李彬 时间：2012年5月18日电缆三通故障频发的主要是由于电缆固定不好、三通安装不规范、抽油机上行时三通与驴头碰撞等原因，造成三通处电缆磨损烧断或电缆零线线鼻子烧。为解决电缆三通故障频发的问题，我们在规范了光杆外露、电缆三通安装及电缆固定制度的前提下，对电缆三通做了如下的改进：1、安装了电缆的耐磨空心光杆接头，避免加热电缆磨损，提高加热电缆的使用寿命，减少油井停产和检修，提高经济效益。2、研制新式电缆三通，采用整体结构，其弯管和本体电缆插入孔的直孔中装有耐磨衬管，耐磨衬管为非金属材料，具有安装方便的优点。他的表面光滑，硬度低，加热电缆传

38、入其内后，与耐磨衬管相对运动时，加热电缆不会被磨损，有效降低了电缆磨损程度，延长了加热电缆使用寿命。 新式电缆三通主要具有以下优点：防止加热电缆磨损，解决目前电热杆井光杆接头处电缆经常烧断问题，提高开井时率。具有固定加热电缆的功能，解决目前加热电缆的火线和零线固定困难的问题。通过以上改进措施，由于电缆三通问题造成的加热电缆烧的问题得到了解决，起到了保护加热电缆，降低故障频次，提高开井时率的作用。九、效果检查：1、目标检查：目标实现了！QC小组人员统计了截止到2012年9月，我厂超稠油井抛除注汽转周影响，平均开井时率为93.6%（附表），通过本次活动，超稠油井开井时率由活动前的86.8%，提高到

39、目前93.6%，达到了我们QC小组制定的目标。见活动效果对比图：活动前 活动目标 活动后图13 QC小组活动效果图制图人：庄栋 制图时间：2012年9月2日2、效益分析：（1）经济效益分析：通过一系列工作的开展实施，超稠油井开井时率提高到93.6%，增加了原油产量，降低了油井故障频次，降低了作业井10井次，作业一口电热杆井作业费及材料费用平均为35万元，活动期间节约费用10井次35万元350万元。提高了原油产量，按平均每天生产原油210吨计算，开井时率提高93.6%-86.8%=6.8%，生产时间为365天6.8%=24.82天，增加原油产量5212.2吨，按原油2000元/吨计算，经济效益为

40、：5212.2吨2000元/吨=1042.44万元所以经济效益为：350万元+1042.44万元=1392.44万元(2)社会效益分析：通过延长提高超稠油井开井时率，降低了超稠油井故障率，提高了原油产量，完善了超稠油井管理体系，为超稠油井的全面开发提供技术支持，有效降低了作业频次，减少了工人劳动强度。十、巩固措施：经过这次活动，我们QC小组取得了显著的效果。为了巩固QC活动成果我们将推广如下管理模式：1、严格执行空心杆分类管理制度，加强对空心杆的管理力度，特别是超稠油井空心杆。2、超稠油井空心杆密封圈均使用耐高温密封圈，并且严格按照要求确保密封圈完好无损后方可下入井内。跟踪分析耐高温空心杆密封圈性能，确定密封圈有效期。3、提高职工工作责任心，严格要求电缆固定制度，推广使用新式电缆三通，并取得国家专利，并在全厂范围内推广应用，降低电缆磨损故障率。4、充分发挥远程温度监控系统的监控职能，时时监测超稠油井生产状态，及时发现并处理故障，提高埕南超稠油井的开井时率。5、加大培训力度，提高职工对超稠油井管理能力。十一、活动体会及下步打算：通过本次活动，小组的质量意识、QC知识、解决问题的能力、团队精神、改进意识、HSE管理等方面均比活动前有了明显的提高，发挥了QC小组活动的积极作用。表8：职工综合素质评估表项 目自 我 评 价活动前（分）