上半年注采工作總結(jié)市公開課一等獎(jiǎng)省賽課獲獎(jiǎng)?wù)n件

1CentralAsiaOilCompanyLimited中亞石油有限企業(yè)1上六個(gè)月工作總結(jié)及下步工作安排注采工程技術(shù)部7月31日上半年注采工作總結(jié)第1頁2主要內(nèi)容123上六個(gè)月工作指標(biāo)完成情況上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作當(dāng)前工作中存在問題及處理辦法4下步重點(diǎn)工作及安排上半年注采工作總結(jié)第2頁1上六個(gè)月工作指標(biāo)完成情況1.1生產(chǎn)指標(biāo)完成情況3原油生產(chǎn)：截止6月底累計(jì)生產(chǎn)原油商品量130566.6t，完成了整年計(jì)劃49.5%。油田注水：截止6月底累計(jì)注水75.1905×104m3，完成整年注水計(jì)劃任務(wù)49.1%。上半年注采工作總結(jié)第3頁1.2機(jī)采井指標(biāo)完成情況4

1.2.1油井利用率利用率6月%12月%6月%同期對比一區(qū)10097.71000三區(qū)97.995.798.70.8四區(qū)94.990.593.8-1.1全區(qū)97.995.097.90年6月與6月油井利用率對比

與去年同期相比，全區(qū)油井利用率保持在同一水平，四區(qū)利用率下降了1.1個(gè)百分點(diǎn)，主要原因是全月待作業(yè)電泵井較多（10口）。1上六個(gè)月工作指標(biāo)完成情況上半年注采工作總結(jié)第4頁1.2機(jī)采井指標(biāo)完成情況5

1.2.2生產(chǎn)時(shí)率年6月與6月機(jī)采井生產(chǎn)時(shí)率對比生產(chǎn)時(shí)率6月%12月%6月%同期對比一區(qū)99.296.198.2-1三區(qū)97.693.597.2-0.4四區(qū)96.787.698.21.5全區(qū)98.092.897.8-0.2

全區(qū)油井生產(chǎn)時(shí)率與去年同期對比基本持平。1上六個(gè)月工作指標(biāo)完成情況上半年注采工作總結(jié)第5頁1.2機(jī)采井指標(biāo)完成情況6

1.2.3平衡率年6月與6月平衡率對比

與去年同期對比，全區(qū)平衡率上升了4.8個(gè)百分點(diǎn)。三工區(qū)與去年同期相比下降了5.2個(gè)百分點(diǎn)，主要原因受老井產(chǎn)量改變影響，載荷比增加井較多，同時(shí)受雨季影響，平衡調(diào)整工作受到一定影響。工區(qū)6月%12月%6月%同期對比一工區(qū)89.981.992.62.7三工區(qū)88.490.383.2-5.2四工區(qū)60.989.48726.1全區(qū)82.986.987.74.81上六個(gè)月工作指標(biāo)完成情況上半年注采工作總結(jié)第6頁1.2機(jī)采井指標(biāo)完成情況7

1.2.4泵效年6月與6月泵效對比與去年同期相比，全區(qū)泵效下降了2.1個(gè)百分點(diǎn)，一是部分泵漏井經(jīng)過上調(diào)參降低漏失量，泵效下降；二是與同期相比，間抽工作還沒有開始，因?yàn)殚g抽井在計(jì)算泵效過程中使用是折算理論排量，所以累計(jì)理論排量大幅度上升，泵效下降。工區(qū)6月泵效%12月泵效%6月泵效%同期對比一工區(qū)34.729.632.1-2.6三工區(qū)25.923.525.4-0.5四工區(qū)25.324.522.5-2.8全區(qū)30.026.927.9-2.11上六個(gè)月工作指標(biāo)完成情況上半年注采工作總結(jié)第7頁1.2機(jī)采井指標(biāo)完成情況8

1.2.5檢泵周期年上六個(gè)月抽油機(jī)井平均檢泵周期725天，檢泵率12.0%，綜合返工率22.0%，與同期相比平均檢泵周期降低了408天，檢泵率上升3個(gè)百分點(diǎn)，綜合返工率上升7.9個(gè)百分點(diǎn)。抽油機(jī)井指標(biāo)對比情況年度檢泵井，井次平均檢泵周期，天檢泵率，%綜合返工率，%上六個(gè)月9572512.022.0上六個(gè)月6711339.014.1差值34-4083.07.9整年121107915.713.31上六個(gè)月工作指標(biāo)完成情況上半年注采工作總結(jié)第8頁1.2機(jī)采井指標(biāo)完成情況9

1.2.5檢泵周期電泵井平均檢泵周期444天，檢泵率34.6%，綜合返工率44.4%，與同期相比平均檢泵周期延長219天，檢泵率上升7.9個(gè)百分點(diǎn)，綜合返工率下降55.6百分點(diǎn)。電泵井指標(biāo)對比情況年度檢泵井，井次平均檢泵周期，天檢泵率，%綜合返工率，%上六個(gè)月944434.644.4上六個(gè)月820026.7100差值12447.9-55.6整年1421951.971.41上六個(gè)月工作指標(biāo)完成情況上半年注采工作總結(jié)第9頁1.2機(jī)采井指標(biāo)完成情況10

1.2.6采油工區(qū)抽油機(jī)井作業(yè)指標(biāo)完成情況

采油工區(qū)指標(biāo)完成情況1上六個(gè)月工作指標(biāo)完成情況項(xiàng)目檢泵井井次保修期內(nèi)作業(yè)井井次檢泵周期，天綜合返工率，%完成情況指標(biāo)完成情況

指標(biāo)采油一區(qū)4113726100024.1＜15%采油三區(qū)238876100017.4＜15%采油四區(qū)311259260025.5＜15%累計(jì)953372522＜15%上半年注采工作總結(jié)第10頁序號井號6月6月下步方法意見日產(chǎn)液t日產(chǎn)油t含水%淹沒度m日產(chǎn)液t日產(chǎn)油t含水%淹沒度m泵況1州29-661.30.286.4541.20.286.2453固漏加藥調(diào)參2肇170-斜3210.374.51440.1094.8306.9雙漏熱洗調(diào)參3州64440.60.268.3441.61.410.3453結(jié)蠟熱洗后降為70米4州50345.11.472.33384.50.785.4488正常換大泵（32-38）5州54斜563.70.878.190001001313雙漏7.14上作業(yè)6州30-斜821.41.42.2630041005雙漏7.10-12檢泵7州48-斜70/

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0.70.74.5777桿斷

凡爾罩?jǐn)?肇160-斜701.11.12.727001.61068篩管堵7.16篩管垢堵9肇164-斜641.31.22.41491.921.6542.3漏失7.15電轉(zhuǎn)抽10肇170-斜287.8186.713513192.71272.1正常換泵（32-38）淹沒度分級，m6月12月6月井?dāng)?shù)，口淹沒度m井?dāng)?shù)，口淹沒度m井?dāng)?shù)，口淹沒度m大于300175142462810757150～30024201581972620750～150314823308624075小于50378253582851725累計(jì)733677708479355時(shí)間日產(chǎn)液，t日產(chǎn)油，t含水，%淹沒度，m6月2167.3770.064.56312月2149.9744.065.4816月2341.9688.070.662同期對比174.6-826.1-1上六個(gè)月加大了對高液面井辦法力度，其中換大泵6口井，上調(diào)參38井次，篩管解堵44口井。1.2機(jī)采井指標(biāo)完成情況11

1.2.7淹沒度1上六個(gè)月工作指標(biāo)完成情況從上表能夠看出，當(dāng)前需要加藥調(diào)參1口，換泵1口，其余已經(jīng)恢復(fù)正常生產(chǎn)。

3、相同井號同期對比，平均淹沒度下降1米，但與去年12月份對比下降了19米。

1、淹沒度超出300米井?dāng)?shù)由17口井降為10口井。

2、同期對比，平均淹沒度水平由67米下降為55米，淹沒度下降了12米。上半年注采工作總結(jié)第11頁1.3注水井指標(biāo)完成情況12分層注水井指標(biāo)對比截止6月底，全區(qū)共有分層注水井113口（新增8口），注水層段261個(gè)。注水指標(biāo)見下表：時(shí)間6月12月6月項(xiàng)目A2有效注水合格率%實(shí)際有效注水合格率%A2有效注水合格率%實(shí)際有效注水合格率%A2有效注水合格率%實(shí)際有效注水合格率%一區(qū)61.2641.44746257.855.0三區(qū)7544.64715356.946.2四區(qū)62.1624.32555029.324.0全區(qū)65.239.21705750.246.671上六個(gè)月工作指標(biāo)完成情況

經(jīng)過上表能夠看出，采油四工區(qū)注水合格率相對較低，主要原因是扶余井區(qū)注水井結(jié)垢，長時(shí)間未取得測試資料，不能進(jìn)行分水，當(dāng)前準(zhǔn)備作業(yè)施工。另外，部分注水井有辦法計(jì)劃，當(dāng)前已經(jīng)停注待施工。但全區(qū)實(shí)際有效注水合格率與去年同期對比上升了7.5個(gè)百分點(diǎn)。上半年注采工作總結(jié)第12頁2.1油井辦法增產(chǎn)工作132上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作按照整年26.4萬噸原油生產(chǎn)計(jì)劃總體安排，整年安排辦法增產(chǎn)1萬噸，為了實(shí)現(xiàn)這一目標(biāo)，在抓好注水同時(shí)，不失時(shí)機(jī)地做好老井辦法挖潛工作。2.1.1油井壓裂23口，累計(jì)增油2618噸在油井壓裂施工前，企業(yè)領(lǐng)導(dǎo)屢次與施工單位進(jìn)行方案討論論證，不停對壓裂工藝設(shè)計(jì)參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化修改，尤其在施工排量上做了較大調(diào)整。截止到6月末，全區(qū)老井壓裂23口（其中分層壓裂4口，轉(zhuǎn)向壓裂4口，多裂縫1口，籠統(tǒng)壓裂12口，二次壓裂1口，補(bǔ)孔壓裂1口），累積增液5144.5t，累積增油2618.0t；可對比井20口（肇158-斜68、州22-斜60井6月末壓裂開抽，州27-斜33井有效厚度為0m），平均單井增油強(qiáng)度0.75t/d·m，壓裂前平均單井采油強(qiáng)度0.22t/d·m。上半年注采工作總結(jié)第13頁142上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作6月末，全區(qū)老井籠統(tǒng)壓裂10口，累積增液3902.92t，累積增油2044.7t，平均單井增油強(qiáng)度0.92t/d·m。籠統(tǒng)壓裂效果統(tǒng)計(jì)表從上述表中能夠看出，當(dāng)前壓裂失效井為1口肇160-斜64，該井壓后1小時(shí)返排不出液，在48小時(shí)之內(nèi)完井開抽后生產(chǎn)無增油效果，分析可能是壓裂液不破膠或地層壓力低，壓裂液不能從地層及時(shí)反排，對地層造成了一定污染，3月份對肇160-斜64進(jìn)行解堵，但無增油效果，當(dāng)前認(rèn)為影響壓裂主要原因是地層壓力低造成。2.1油井辦法增產(chǎn)工作2.1.1油井壓裂23口，累計(jì)增油2618噸2.1.1.1籠統(tǒng)壓裂10口，累計(jì)增油2044.7噸在壓裂施工中，壓裂液沿縫壁滲濾入地層，改變了地層中原始含油飽和度，使水飽度度增加，并產(chǎn)生兩相流動(dòng)，流動(dòng)阻力加大。毛管力作用致使壓裂后返排困難和流體流動(dòng)阻力增加。假如地層壓力不能克服升高毛細(xì)管力，水被束縛在地層中，則出現(xiàn)嚴(yán)重和持久水鎖。

上半年注采工作總結(jié)第14頁152上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作重復(fù)壓裂工藝就是對重復(fù)壓裂層用暫堵劑堵塞原裂縫，而在油層其它部位壓開新裂縫，到達(dá)屢次挖潛增產(chǎn)目標(biāo)。上六個(gè)月共實(shí)施5口重復(fù)壓裂井（4口轉(zhuǎn)向壓裂井，1口二次普通壓裂井），累積增液295.28t，累積增油136.06t。重復(fù)壓裂效果統(tǒng)計(jì)表2.1油井辦法增產(chǎn)工作2.1.1油井壓裂23口，累計(jì)增油2618噸2.1.1.2重復(fù)壓裂井5口，累計(jì)增油136.06噸

重復(fù)壓裂井整體效果較差

州67斜40井轉(zhuǎn)向壓裂后剛開抽，因?yàn)殡娐反簷z2次停抽，造成卡泵作業(yè)，作業(yè)時(shí)發(fā)覺井內(nèi)套變?yōu)樘坠苠e(cuò)斷，可能因停電壓裂液反排不及時(shí)和套變影響了該井壓裂效果；州12-52井施工正常，壓裂液反排率到達(dá)50%以上，但壓裂后無效果。州5846壓后1小時(shí)返排放溢流不出液，開抽后無增油效果，分析影響壓裂原因主要是地層壓力低造成，致使壓裂液不能從地層及時(shí)反排，對地層造成一定污染。上半年注采工作總結(jié)第15頁162上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作在多層情況下，壓裂成功率低原因之一就是壓裂液不能按需要進(jìn)入目標(biāo)層段。所以，對于多層情況應(yīng)進(jìn)行分層壓裂。多裂縫壓裂是以增加主裂縫數(shù)目，并嚴(yán)格控制其裂縫形態(tài)為主要特征新型壓裂工藝，經(jīng)過合理施工參數(shù)和施工工藝控制主裂縫條數(shù)和延伸方向，多方位溝通油氣儲集體，大幅度增加油氣泄流面積，到達(dá)高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)目標(biāo)。上六個(gè)月共實(shí)施4口井分層壓裂，累積增液606.82t，累積增油213.72t。多裂縫壓裂1口，累積增液246.4t，累積增油211.79t。分層壓裂和多裂縫壓裂統(tǒng)計(jì)表2.1油井辦法增產(chǎn)工作2.1.1油井壓裂23口，累計(jì)增油2618噸2.1.1.3分層壓裂和多裂縫壓裂5口，累計(jì)增油425.51噸上半年注采工作總結(jié)第16頁

對比換泵前后，日產(chǎn)液由85.4噸增加到113.4噸，六月底為82.6噸；日產(chǎn)油由6.9噸增加到12.7噸，六月底為9.3噸，含水由91.9%下降到88.8%，六月底為88.7%，對比換泵前含水下降了3.2個(gè)百分點(diǎn)，平均淹沒度由718米下降到44米，換泵效果顯著。從數(shù)據(jù)表和生產(chǎn)數(shù)據(jù)運(yùn)行曲線能夠看出，伴隨淹沒度下降，油井含水伴隨下降，而后含水都有逐步回升趨勢。

分析原因：1、地層壓力越低，高含水高液面井液柱產(chǎn)生回壓造成水相侵入地層深度越深，對低產(chǎn)油層水鎖傷害越嚴(yán)重。當(dāng)前州13和肇413地域測得最低地層壓力不到4MPa。2、普通高含水層壓力>低產(chǎn)油層壓力，當(dāng)多油層合采降低井底流壓生產(chǎn)時(shí)，伴隨淹沒度降低，含水率將會(huì)降低，含水率降低幅度只取決于油水層壓力高低和產(chǎn)液指數(shù)大小。2.1.2油井換大泵6口井，可對比5口井，累計(jì)增油247噸172上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作換泵前后效果對比2.1油井辦法生產(chǎn)工作上半年注采工作總結(jié)第17頁可見，隨作業(yè)更換大泵，起到了提液增油作用。其中更換44mm泵及56mm泵共9口，平均單井日增液5.2t，日增油1.4t。2.1.2油井換大泵6口井，可對比5口井，累計(jì)增油247噸182上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作上六個(gè)月全區(qū)換泵井統(tǒng)計(jì)2.1油井辦法生產(chǎn)工作截止6月底，全區(qū)共有33口井隨作業(yè)進(jìn)行換泵，換泵情況以下：換泵情況井?dāng)?shù)，口項(xiàng)目累計(jì)日產(chǎn)液，t累計(jì)日產(chǎn)油，t平均含水，%平均淹沒度，m換大泵18換泵前194.635.681.7112換泵后263.650.583.267對比6914.91.5-45換小泵15換泵前29.19.36858換泵后38.812.667.563對比2.83.2-0.55上半年注采工作總結(jié)第18頁19截止6月底，全區(qū)共上調(diào)參31口井，共38井次，對比31口井，調(diào)參前后情況以下：2上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作上六個(gè)月全區(qū)調(diào)參井統(tǒng)計(jì)

對比調(diào)參前后，日產(chǎn)油量早期日增34.4t/d，當(dāng)前日增油11.4t/d;含水由82%下降到76.4%，當(dāng)前含水80.3%。調(diào)參情況井?dāng)?shù)口項(xiàng)目累計(jì)日產(chǎn)液t累計(jì)日產(chǎn)油t平均含水%平均淹沒度m調(diào)大31調(diào)前284.45182645.5調(diào)后363.485.476.4380當(dāng)前312.562.480.3201對比3011.4-1.7-444.52.1油井辦法增產(chǎn)工作2.1.3油井上調(diào)參31口，累計(jì)增油693噸上半年注采工作總結(jié)第19頁202上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作

①調(diào)參后含水先下降然后上升11口井，含水由67.2%下降到調(diào)參后63.45%當(dāng)前回升到83.9%。

從州25-斜57生產(chǎn)運(yùn)行曲線上就能夠看出，淹沒度下降，含水下降說明當(dāng)前25-斜57開采高含水層壓力>低產(chǎn)油層壓力，降低井底流壓生產(chǎn)時(shí)，則全井含水率下降，反應(yīng)了經(jīng)過降低流壓，降低水鎖效應(yīng)，釋放低產(chǎn)油層。我們知道不論是單層開采還是多層合采，油井產(chǎn)油量伴隨開采時(shí)間增加漸漸減小，而含水率伴隨時(shí)間增加而逐步升高，這是油井生產(chǎn)必定規(guī)律。當(dāng)前州25-斜57含水上升主要是與其連通注水井州26-58注水受效所致，從州26-58注水曲線能夠看出，該井當(dāng)前注水量上升注水壓力逐步下降，說明在注水井與油井之間形成了水線易于推進(jìn)通道。2.1油井辦法增產(chǎn)工作2.1.3油井上調(diào)參31口，累計(jì)增油693噸上半年注采工作總結(jié)第20頁

②調(diào)參后含水下降井8口，含水由88.9%下降到79.28%，當(dāng)前71.03%。以州28-24為例，從州28-24生產(chǎn)運(yùn)行曲線上能夠看出，該井伴隨淹沒度下降，含水逐步下降，產(chǎn)油量增加。2.1.3油井上調(diào)參31口，累計(jì)增油693噸2.1油井辦法生產(chǎn)工作主要原因：（1）說明州28-24開采高含水水層壓力>低產(chǎn)低含水油層壓力，當(dāng)提液降低井底流壓生產(chǎn)時(shí)，則全井含水率下降。（2）因?yàn)樵摼舷聦右寻l(fā)生竄槽，所以一旦州30-22井PI5+6層水推進(jìn)到該井造成高壓層向低壓層倒灌，造成產(chǎn)液含水淹沒度上升，這時(shí)只有經(jīng)過繼續(xù)放大壓差生產(chǎn)降低流壓，才能夠保持該井產(chǎn)油量穩(wěn)定。212上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作上半年注采工作總結(jié)第21頁③調(diào)參后含水不變井12口，說明這些井開采水層壓力=油層壓力時(shí)（或油水同層），全井含水率不隨流壓改變而改變。2.1.3油井上調(diào)參31口，累計(jì)增油693噸2.1油井辦法生產(chǎn)工作222上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作上半年注采工作總結(jié)第22頁上六個(gè)月與年上六個(gè)月各工區(qū)藥劑使用情況加藥目標(biāo)就是清蠟降粘，最大程度地延長熱洗周期，降低熱洗次數(shù)，最大程度地降低油層污染，尤其對低產(chǎn)低含水油層，做好油井清防蠟加藥工作就顯得尤為主要。截止到6月30日，全區(qū)共使用清防蠟劑371.645t，其中清蠟劑346.36t，防蠟劑25.285t，與去年同期相比，清蠟劑用量降低25.64t，防蠟劑用量降低5.435t，全區(qū)清防蠟藥劑用量下降7.7個(gè)百分點(diǎn)。232上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作年份藥劑一工區(qū)三工區(qū)四工區(qū)全區(qū)上六個(gè)月清蠟劑125.01130.71116.28372上六個(gè)月114.0190.755141.595346.36差值-11-39.95525.315-25.64年份藥劑一工區(qū)三工區(qū)四工區(qū)全區(qū)上六個(gè)月防蠟劑10.6213.037.0730.72上六個(gè)月12.66.116.57525.285差值1.98-6.92-0.495-5.435年份加藥井?dāng)?shù)一工區(qū)三工區(qū)四工區(qū)全區(qū)上六個(gè)月平均加藥井?dāng)?shù)175237174586上六個(gè)月170228166564差值-5-9-8-222.2油井井筒管理工作2.2.1加強(qiáng)油井井筒基礎(chǔ)管理，做好清防蠟降粘工作上半年注采工作總結(jié)第23頁在井筒管理上我們主要做了以下幾方面工作:242上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作2.2油井井筒管理工作2.2.1加強(qiáng)油井井筒基礎(chǔ)管理，做好清防蠟降粘工作（1）依據(jù)含水高低實(shí)施井筒分類管理。針對低含水（小于30%）油井采取油基防蠟劑進(jìn)行清蠟，對含水大于70%油井加水基清防蠟劑進(jìn)行清防蠟，對含水大于30%小于70%油井采取加藥和高溫蒸汽熱洗相結(jié)合方法進(jìn)行清防蠟。（2）依據(jù)含水改變實(shí)施井筒動(dòng)態(tài)管理。依據(jù)油井含水改變，適時(shí)進(jìn)行油井清防蠟制度動(dòng)態(tài)調(diào)整包含藥型改變和加藥周期調(diào)整。上六個(gè)月共調(diào)整藥型51口井，周期調(diào)整75井次。（3）依據(jù)載荷比大小實(shí)施動(dòng)態(tài)補(bǔ)救辦法。針對每旬度測試結(jié)果，對載荷比大于3小于4井進(jìn)行暫時(shí)補(bǔ)加藥辦法，上六個(gè)月補(bǔ)加藥劑5次，共計(jì)360井次，共計(jì)補(bǔ)加藥劑31.5噸，對載荷比大于4油井進(jìn)行高溫蒸汽熱洗后加防蠟劑。上六個(gè)月對載荷比大于4油井進(jìn)行高溫蒸汽熱洗39口井。（4）依據(jù)沖程損失改變趨勢來掌握井下摩擦載荷改變，以此進(jìn)行加藥熱洗調(diào)整預(yù)防卡泵斷脫事故。上六個(gè)月加藥4口井，熱洗3口井。上半年注采工作總結(jié)第24頁252上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作2.2油井井筒管理工作2.2.2針對井筒管理中存在問題，進(jìn)行兩個(gè)先導(dǎo)現(xiàn)場試驗(yàn)2.2.2.1開展州25斷塊機(jī)采井清蠟現(xiàn)場試驗(yàn)州25斷塊4口油井受扶余油層特殊原油物性影響，原油密度和粘度較大，易結(jié)蠟，平穩(wěn)運(yùn)行時(shí)間較短，現(xiàn)場管理困難，只能經(jīng)過定時(shí)熱洗、點(diǎn)滴加藥、周期加藥等綜合方法來維持油井日常平穩(wěn)運(yùn)行，但也達(dá)不到理想檢泵周期。3月份，我們依據(jù)州25斷塊油井原油性質(zhì)，篩選出一個(gè)乳液型清防蠟劑，經(jīng)過現(xiàn)場試驗(yàn)應(yīng)用，使稠油井能夠降低熱洗次數(shù)，延長了檢泵周期。新老藥劑應(yīng)用效果對比井號原藥劑新藥劑加藥周期天加藥量kg熱洗次數(shù)次檢泵次數(shù)次加藥一階段加藥二階段加藥周期天加藥量

kg熱洗次數(shù)次檢泵次數(shù)次加藥周期天加藥量kg熱洗次數(shù)次檢泵次數(shù)次肇73-24151801171000057500肇192-36151800071000057500肇192-斜34151802171002012510州2515180325750057510上半年注采工作總結(jié)第25頁2.2油井井筒管理工作2.2.2針對井筒管理中存在問題，做好兩個(gè)先導(dǎo)現(xiàn)場試驗(yàn)2.2.2.1開展州25斷塊機(jī)采井清蠟現(xiàn)場試驗(yàn)262上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作

由曲線圖可見，肇73-24、肇192-36、肇192-斜34這三口井使用新藥劑后整體載荷比與使用前相比呈下降趨勢，而且肇73-24和肇192-36加藥后至今未進(jìn)行過熱洗，作業(yè)辦法等。肇192-斜34于4月16日由原加藥制度改為點(diǎn)滴加藥后，最大載荷比基本控制在4以下，與加藥一階段相比大幅度下降。從州25載荷比曲線能夠看出，使用新藥劑前后載荷比改變不大，但使用新藥劑前熱洗頻繁，檢泵周期短，使用后至今只熱洗過1次，當(dāng)前已經(jīng)2個(gè)半月沒有洗井，清防蠟效果較為顯著?？偠灾@種新型乳液型清防蠟劑對原油粘度大，易結(jié)蠟稠油井含有一定清防蠟效果，降低油井了熱洗次數(shù)，延長了檢泵周期。上半年注采工作總結(jié)第26頁

使用新藥劑后，大部分井清蠟降粘效果比較顯著，3口井加藥后降載幅度不大，原載荷比小，均小于3，只是最大載荷較大，加新藥劑后載荷比小幅度降低。272上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作

從州25斷塊乳液型清防蠟劑現(xiàn)場應(yīng)用效果看，該種藥劑對稠油井含有一定清防蠟效果，5月份我們又在采油三工區(qū)選取了8口開采葡萄花層油井進(jìn)行了清防蠟試驗(yàn)。首先對這8口油井油樣進(jìn)行了組份及物性分析，之后提出了單井加藥方案。試驗(yàn)前后載荷改變情況對比2.2油井井筒管理工作2.2.2針對井筒管理中存在問題，做好兩個(gè)先導(dǎo)現(xiàn)場試驗(yàn)2.2.2.1開展州25斷塊機(jī)采井清蠟現(xiàn)場試驗(yàn)上半年注采工作總結(jié)第27頁282上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作2.2油井井筒管理工作2.2.2針對井筒管理中存在問題，做好兩個(gè)先導(dǎo)現(xiàn)場試驗(yàn)2.2.2.2

低含水油井高溫蒸汽熱洗清防蠟先導(dǎo)試驗(yàn)

加清防蠟藥劑只能到達(dá)油井井筒部分清蠟?zāi)繕?biāo)。當(dāng)油井結(jié)蠟到一定程度時(shí)，只有經(jīng)過熱洗才能到達(dá)徹底清蠟?zāi)繕?biāo)。

上六個(gè)月我們在11口低含水油井上進(jìn)行了高溫蒸汽熱洗清防蠟現(xiàn)場試驗(yàn)。上半年注采工作總結(jié)第28頁292上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作2.2油井井筒管理工作2.2.2針對井筒管理中存在問題，做好兩個(gè)先導(dǎo)現(xiàn)場試驗(yàn)2.2.2.2

低含水油井高溫蒸汽熱洗清防蠟先導(dǎo)試驗(yàn)

試驗(yàn)熱洗用水為濾后污水，熱洗溫度110-120攝氏度，用水量6-7方，平均熱洗時(shí)間1個(gè)小時(shí)20分鐘。從熱洗前后生產(chǎn)數(shù)據(jù)表和含水改變曲線上能夠看出，含水熱洗后第一天恢復(fù)到洗井前有2口，第二天恢復(fù)到洗井前有5口井，第三天恢復(fù)到洗井前3口，第五天恢復(fù)到洗井前1口（肇136-斜66），因?yàn)樵摼Y管堵液面下降慢所以含水恢復(fù)也慢。

熱洗井產(chǎn)生水鎖效應(yīng)行業(yè)普通定為：熱洗后不超出3天，含水、產(chǎn)量就恢復(fù)正常為不產(chǎn)生水鎖效應(yīng)井，熱洗后6天含水產(chǎn)量恢復(fù)正常井為輕微水鎖井。從試驗(yàn)數(shù)據(jù)來看，當(dāng)前我們所采取高溫蒸汽熱洗方法，對油井不產(chǎn)生水鎖傷害。上半年注采工作總結(jié)第29頁302上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作2.2油井井筒管理工作2.2.2針對井筒管理中存在問題，做好兩個(gè)先導(dǎo)現(xiàn)場試驗(yàn)2.2.2.2

低含水油井高溫蒸汽熱洗清防蠟先導(dǎo)試驗(yàn)

因?yàn)槲覀兯扇「邷卣羝麩嵯捶绞?，使用水為濾后污水，濾后污水含有溫度高、礦化度高，含有破乳劑，洗油能力強(qiáng)特點(diǎn)；用水量平均只有6-7方，在停抽洗井情況下，產(chǎn)生凈水柱壓力不會(huì)超出5Mpa，考慮高溫蒸汽熱洗主要是熱蒸汽，熱洗過程是抽油機(jī)不停抽吸過程，熱洗車洗井壓力普通為零，所以水柱壓力普通不會(huì)超出4Mpa.而我們平均測得靜壓9.0Mpa，所以當(dāng)前所采取藥劑高溫蒸汽熱洗不會(huì)對油層產(chǎn)生水鎖傷害。

實(shí)際生產(chǎn)中，我們要結(jié)合井區(qū)地層壓力測試結(jié)果，針對不一樣井層制訂對應(yīng)對策；對油井進(jìn)行地層壓力分級，并制訂一個(gè)合理洗井壓力上限，預(yù)防水鎖產(chǎn)生。

針對低含水扶余油層井，提議采取以表面活性劑或生物酶洗井液作為添加劑進(jìn)行高溫蒸汽熱洗，同時(shí)使用調(diào)速電機(jī)等技術(shù)，經(jīng)過調(diào)高沖次盡快排出入井液，降低入井液在地層滯留時(shí)間，含水正常后再將沖次調(diào)整到正常水平。上半年注采工作總結(jié)第30頁進(jìn)油部分堵塞包含篩管堵塞和泵吸入口堵塞，因?yàn)楹Y管堵塞普通為乳化堵塞，個(gè)別為垢堵塞，所以普通經(jīng)過高溫蒸汽熱洗方式就能夠到達(dá)解堵目標(biāo)。上六個(gè)月共對進(jìn)油部分解堵46口井，解開44口井，未解開2口井肇154-42（檢泵發(fā)覺砂錨垢渣糊死）肇180-斜26（檢泵發(fā)覺砂錨垢堵死）；312上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作2.2油井井筒管理工作2.2.3針對進(jìn)油部分堵塞，采取高溫蒸汽熱洗解堵44口井統(tǒng)計(jì)44口井，對比高溫蒸汽熱洗前后，日產(chǎn)液由156.2噸上升到179.4噸，到6月底為155.6噸；日產(chǎn)油由26.9噸增加到32.3噸，到6月底上升到42.9噸；含水由82.8%到82%降為當(dāng)前6月底72.4%，含水下降了10.4個(gè)百分點(diǎn)；解堵后平均淹沒度由260.7米降為當(dāng)前91米，平均淹沒度下降了169.7米。上半年注采工作總結(jié)第31頁322上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作2.2油井井筒管理工作2.2.4

加大清檢前預(yù)處理力度，降低了作業(yè)費(fèi)用，降低影響產(chǎn)量時(shí)間對于游漏、固漏、雙凡爾漏、雙失靈、進(jìn)油部分堵井，經(jīng)過洗井、簡處、投加藥劑、碰泵、憋壓、上調(diào)參等辦法進(jìn)行處理，就能夠維持油井繼續(xù)正常生產(chǎn)，而無須進(jìn)行修井作業(yè)。

上六個(gè)月蠟卡井27口，解開15口，處理成功率55.5%；處理固定凡爾漏失等問題井16井次，處理成功11口。比如：州10-62固定凡爾漏失，經(jīng)過碰泵熱洗和上調(diào)沖次之后功圖由游漏變?yōu)楣┮翰蛔?，淹沒度由548米降到42米，泵況恢復(fù)正常。上半年注采工作總結(jié)第32頁332上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作

經(jīng)過碰泵，熱洗，上調(diào)參降低漏失量將動(dòng)液面降下來，然后再進(jìn)行熱洗碰泵，漏失井問題處理成功率比較高，所以，開展修前處理工作降低了維護(hù)性工作量，不但節(jié)約了作業(yè)費(fèi)用，而且降低了不正常井影響產(chǎn)量。州10-62固定凡爾漏失，先碰泵，熱洗然后進(jìn)行上調(diào)參降低漏失量，功圖由漏失變?yōu)楣┮翰蛔恪?.2油井井筒管理工作2.2.4

加大清檢前預(yù)處理力度，降低了作業(yè)費(fèi)用，降低影響產(chǎn)量時(shí)間上半年注采工作總結(jié)第33頁342上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作州36-84雙凡爾漏失，經(jīng)過碰泵、熱洗和上調(diào)參后功圖由固漏變?yōu)楣┮翰蛔?，淹沒度下降，泵況變?yōu)檎！?/p>

經(jīng)過碰泵，熱洗，上調(diào)參降低漏失量將動(dòng)液面降下來，然后再進(jìn)行熱洗碰泵，漏失井問題處理成功率比較高，所以，開展修前處理工作降低了維護(hù)性工作量，不但節(jié)約了作業(yè)費(fèi)用，而且降低了不正常井影響產(chǎn)量。2.2油井井筒管理工作2.2.4

加大清檢前預(yù)處理力度，降低了作業(yè)費(fèi)用，降低影響產(chǎn)量時(shí)間上半年注采工作總結(jié)第34頁州40-20游動(dòng)凡爾漏失，經(jīng)過碰泵，熱洗，上調(diào)參再碰泵熱洗功圖由游漏變?yōu)楣┮翰蛔?，泵況變?yōu)檎！?52上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作

經(jīng)過碰泵，熱洗，上調(diào)參降低漏失量將動(dòng)液面降下來，然后再進(jìn)行熱洗碰泵，漏失井問題處理成功率比較高，所以，開展修前處理工作降低了維護(hù)性工作量，不但節(jié)約了作業(yè)費(fèi)用，而且降低了不正常井影響產(chǎn)量。2.2油井井筒管理工作2.2.4

加大清檢前預(yù)處理力度，降低了作業(yè)費(fèi)用，降低影響產(chǎn)量時(shí)間上半年注采工作總結(jié)第35頁362上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作肇160-斜66（砂垢堵）、肇160-斜70上檢泵原因主要是砂錨被砂垢堵造成。2.2油井井筒管理工作2.2.4

加大清檢前預(yù)處理力度，降低了作業(yè)費(fèi)用，降低影響產(chǎn)量時(shí)間

經(jīng)過碰泵，熱洗，上調(diào)參降低漏失量將動(dòng)液面降下來，然后再進(jìn)行熱洗碰泵，漏失井問題處理成功率比較高，所以，開展修前處理工作降低了維護(hù)性工作量，不但節(jié)約了作業(yè)費(fèi)用，而且降低了不正常井影響產(chǎn)量。經(jīng)濟(jì)效益評價(jià)：處理恢復(fù)正常井11口井，每口井熱洗費(fèi)用元，單井作業(yè)費(fèi)用按0元測算，11口井可節(jié)約作業(yè)費(fèi)用22萬元，直接經(jīng)濟(jì)效益22萬元-2.2萬元=19.8萬元。11口井經(jīng)過簡處沒有上作業(yè)，每口井按作業(yè)周期7天計(jì)算，少影響產(chǎn)量50.68噸，直接創(chuàng)經(jīng)濟(jì)效益24.5萬元，共計(jì)創(chuàng)造經(jīng)濟(jì)效益44.3萬元。上半年注采工作總結(jié)第36頁372上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作2.2油井井筒管理工作2.2.5抓好作業(yè)井管理工作

2.2.5.1

井下作業(yè)工作量完成情況截止年6月末，油水井共作業(yè)250井次，其中油井213井次，水井37井次；與同期相比整體工作量增加100井次（詳細(xì)詳見下表），主要是檢泵井增加29井次和綜合調(diào)整方案提前實(shí)施增加48井次。工作量完成對比情況年度油井，井次水井，井次累計(jì)新投方法維護(hù)新井方法維護(hù)下泵壓裂下泵補(bǔ)孔壓裂換大泵檢泵其它試注其它油轉(zhuǎn)注其它檢調(diào)配找漏大修109612361045424462001250114017075360540610150差值98216629182-10614-11100上半年注采工作總結(jié)第37頁382上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作年上六個(gè)月保修期內(nèi)作業(yè)井33井次，平均檢泵周期140天，與同期相比上升20井次，平均檢泵周期上升15天。（1）檢泵周期小于365天，大于100天井有17井次，平均檢泵周期203天，占保修期內(nèi)井總數(shù)51.5%；（2）檢泵周期小于100天以內(nèi)井有16井次，平均檢泵周期31天，占保修期內(nèi)井總數(shù)48.5%。2.2油井井筒管理工作2.2.5抓好作業(yè)井管理工作

2.2.5.2

保修期內(nèi)檢泵井?dāng)?shù)分析上半年注采工作總結(jié)第38頁392上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作保修期內(nèi)抽油機(jī)檢泵原因統(tǒng)計(jì)2.2油井井筒管理工作2.2.5抓好作業(yè)井管理工作

2.2.5.3

保修期內(nèi)檢泵原因分類上半年注采工作總結(jié)第39頁402上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作管系統(tǒng)短期內(nèi)出現(xiàn)故障統(tǒng)計(jì)分析

管系統(tǒng)在保修期內(nèi)出現(xiàn)故障5井次。油管偏磨漏3口，平均檢泵周期119天，當(dāng)前油管下井質(zhì)量檢測伎倆簡單，主要經(jīng)過目測油管偏磨情況和手摸油管兩端內(nèi)壁磨損程度，無法檢驗(yàn)油管中部磨損情況，部分不合格油管未能發(fā)覺，隨作業(yè)再次下井，所以選擇科學(xué)有效油管質(zhì)量檢測伎倆是當(dāng)前亟待處理問題。油管斷脫2口，平均檢泵周期190天，當(dāng)前使用油管掛變徑短接材質(zhì)為35crMo（相當(dāng)于P110鋼級性能），泵掛深度＜1500m井，普通井口油管掛變徑短接3年一換，偏心井口2年一換；泵掛深度＞1500m井，井口油管掛變徑短接1年一換。2.2油井井筒管理工作2.2.5抓好作業(yè)井管理工作

2.2.5.3

保修期內(nèi)檢泵原因分類上半年注采工作總結(jié)第40頁412上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作2.2油井井筒管理工作2.2.5抓好作業(yè)井管理工作

2.2.5.3

保修期內(nèi)檢泵原因分類桿系統(tǒng)短期內(nèi)出現(xiàn)故障統(tǒng)計(jì)分析我們對油桿偏磨斷脫進(jìn)行了系統(tǒng)分析，認(rèn)為泵掛小于1500m井，發(fā)生油桿偏磨斷脫區(qū)域主要集中在泵掛以上120m范圍之內(nèi)，改變了以往泵掛以上80m油桿使用扶正桿要求，增加至泵上120m油桿都使用扶正桿，截止年末未發(fā)生短期內(nèi)因油桿偏磨作業(yè)井，很好延長了油井檢泵周期。20上六個(gè)月桿系統(tǒng)出現(xiàn)故障1口井，州13-52井此次檢泵周期只有152天，檢泵過程中發(fā)覺第147根油桿接箍偏磨造成接箍斷裂，此次下生產(chǎn)加長了扶正油桿在偏磨段使用。上半年注采工作總結(jié)第41頁422上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作2.2油井井筒管理工作2.2.5抓好作業(yè)井管理工作

2.2.5.3

保修期內(nèi)檢泵原因分類泵系統(tǒng)短期內(nèi)出現(xiàn)故障統(tǒng)計(jì)分析泵系統(tǒng)在保修期內(nèi)出現(xiàn)故障27井次。一是卡泵8井次，主要是因?yàn)榻Y(jié)蠟、結(jié)垢和外來物造成油井卡井現(xiàn)象，經(jīng)過探索油井結(jié)蠟結(jié)垢規(guī)律以及做好下井工具質(zhì)量檢驗(yàn)是處理這類問題關(guān)鍵；二是凡爾或泵漏失作業(yè)17井次，主要是井內(nèi)腐蝕或出砂、出泥造成泵系統(tǒng)腐蝕嚴(yán)重或泵部件磨損嚴(yán)重，使泵失靈；三是上凡爾罩?jǐn)?井次，主要是井內(nèi)流體對凡爾罩腐蝕。上半年注采工作總結(jié)第42頁上六個(gè)月各月?lián)朴颓闆r432上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作2.3加強(qiáng)提撈井管理，上六個(gè)月共提撈油1025.7噸計(jì)劃撈油2500噸。截止到6月底，全區(qū)共有撈油井67口（其中正常提撈井62口），注水井撈液7口。上六個(gè)月共撈油1025.7t，上六個(gè)月計(jì)劃撈油1250t，實(shí)際完成了82.06%。詳細(xì)撈油情況見下表。上六個(gè)月全區(qū)撈油情況

從表中能夠看出，按計(jì)劃指標(biāo)檢驗(yàn)，上六個(gè)月各月均未完成計(jì)劃撈油量，1月、4月、5月提撈純油更低，受各種不利原因影響，上六個(gè)月共影響撈油280噸。其中：1、一季度受積雪影響，影響撈油量28.44噸；2、4月份受冰雪融化影響，影響撈油量75.08噸；3、5月份因?yàn)槭苡晁绊?，影響撈油?4.85噸；4、受雨雪影響，有3口撈油井（肇162-34、州82-24、州30-60）道路進(jìn)不去車，造成液面上升至井口，必須通井才能撈油，共影響撈油量54.6噸；5、有5口井（州6868、州6878、源205、源203、州30-58）因?yàn)榈缆酚绊懸恢蔽茨芡ň绊憮朴土?7.11噸；6、有8口井含水高且液面上升速度慢，提撈純油量低。上半年注采工作總結(jié)第43頁442上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作2.3加強(qiáng)提撈井管理，上六個(gè)月共提撈油1025.7噸新增抽轉(zhuǎn)撈井9口，受道路影響，部分井產(chǎn)量有所下降。詳細(xì)情況見下表。井號提撈前提撈后提撈周期天提撈次數(shù)次提撈純油量t日產(chǎn)液t日產(chǎn)油t含水%日產(chǎn)液t日產(chǎn)油t含水%源2050.40.41.00.20.20.0799.4州2520.40.249.50.40.47.953048.4肇148-斜700.70.364.60.10.10.01062.9肇160-斜510.40.0100.01.20.284.55103.0州27-670.10.13.50.20.20.0151835.3州40-820.20.25.90.30.33.52119.9州42-660.10.10.00.30.237.0278.2州60斜940.10.10.00.10.042.91565.1州34-840.20.25.00.60.60.01010.6累計(jì)2.62.53.83.32.234.1898123.09口提撈井提撈情況上半年注采工作總結(jié)第44頁452上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作2.3加強(qiáng)提撈井管理，上六個(gè)月共提撈油1025.7噸新增注水井撈液7口，情況見下表。7口注水井撈液情況注水井井號提撈周期d撈液次數(shù)次撈液量m3撈油量m3純油量m3備注州64斜88303000遇阻、套變州7294151112.611.26.98州20-斜422102329.4225143.14注前排液肇148-斜65329106.136.821.85肇122-斜7211032.213.89.31注前撈液肇125-斜691517.91.440.79注前撈液肇126-斜7211466.652.937.6已轉(zhuǎn)注上半年注采工作總結(jié)第45頁462上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作2.4針對生產(chǎn)中存在問題開展科研和現(xiàn)場試驗(yàn)上六個(gè)月開展了間歇采油井試井試驗(yàn)，經(jīng)過人為改變低產(chǎn)、低滲井生產(chǎn)工作制度，連續(xù)監(jiān)測4個(gè)完整間抽周期以及數(shù)天壓力恢復(fù)曲線，進(jìn)行試井資料解釋，獲取地層壓力及地層參數(shù)，從而制訂合理油井生產(chǎn)工作制度，以到達(dá)增油、節(jié)能降耗目標(biāo)。選取3口油井進(jìn)行間歇采油試井試驗(yàn)，為確保測試成功率，每口井必須同時(shí)下入兩支壓力計(jì)，施工班組必須在測試井開井之前，將壓力計(jì)下到油層中部深度。州38-78執(zhí)行關(guān)井24h，開井24h，前8天連續(xù)測試4個(gè)完整間抽周期，然后關(guān)井10天進(jìn)行壓力恢復(fù)測試；州6282和州5054執(zhí)行天天關(guān)井8h，開井16h，前4天連續(xù)測試4個(gè)完整間抽周期，然后進(jìn)行15天壓力恢復(fù)測試。在預(yù)定時(shí)間內(nèi)，起出壓力計(jì)回放數(shù)據(jù)，測試結(jié)束。2.4.1間歇采油井試井試驗(yàn)上半年注采工作總結(jié)第46頁472上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作6月20依據(jù)各口井壓力曲線恢復(fù)情況制訂了以下幾個(gè)不一樣間歇制度方案。間歇制度優(yōu)化方案2.4針對生產(chǎn)中存在問題開展科研和現(xiàn)場試驗(yàn)2.4.1間歇采油井試井試驗(yàn)上半年注采工作總結(jié)第47頁482上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作

由表可見，州38-78若執(zhí)行方案2或方案5，月累計(jì)產(chǎn)液量最高，但與原工作制度相比累計(jì)產(chǎn)液會(huì)有所降低；州5054若執(zhí)行原方案或方案2，月累計(jì)產(chǎn)液量最高，且與原工作制度生產(chǎn)時(shí)累計(jì)產(chǎn)液基本持平；州6282若執(zhí)行原方案或方案4，月累計(jì)產(chǎn)液量最高，且比原工作制度生產(chǎn)時(shí)月累計(jì)產(chǎn)液量提升近12t。依據(jù)不一樣方案下月累計(jì)產(chǎn)液情況選取最優(yōu)方案，當(dāng)前這三口井均執(zhí)行關(guān)井8小時(shí)，開井16小時(shí)工作制度。開井后要繼續(xù)跟蹤計(jì)量，計(jì)算這種間歇制度下各口井實(shí)際月累計(jì)產(chǎn)液量，方便確定這種工作制度合理性。2.4針對生產(chǎn)中存在問題開展科研和現(xiàn)場試驗(yàn)2.4.1間歇采油井試井試驗(yàn)上半年注采工作總結(jié)第48頁492上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作開始在油水井使用可鉆式橋塞，截止當(dāng)前使用了12套橋塞，在11口井使用，并對10口井打壓15Mpa驗(yàn)證封堵效果（州28-24井卡距不滿足條件，無法驗(yàn)證封堵效果），其中州12-48井封堵后，打壓驗(yàn)證橋塞不密封，重新打橋塞后驗(yàn)證封堵密封正常，其余9口井打壓15Mpa，穩(wěn)壓5分鐘，壓力不降?？梢娍摄@式橋塞堵底水應(yīng)用效果很好。2.4針對生產(chǎn)中存在問題開展科研和現(xiàn)場試驗(yàn)2.4.2可鉆式橋塞堵底水應(yīng)用效果上半年注采工作總結(jié)第49頁502上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作2.5優(yōu)化注水系統(tǒng)管理，確保油田注好水，注夠水2.5.1把好注水出口關(guān)，確?；刈⑽鬯|(zhì)合格

污水處理是一個(gè)系統(tǒng)工程，符合“木桶效應(yīng)”，步驟缺點(diǎn)造成系統(tǒng)低效運(yùn)行。州13聯(lián)污水處理加藥系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)分級加藥處理，效果很好。為了深入提升過濾組效率，對絮凝劑配方做深入優(yōu)選工作，當(dāng)前新配方已經(jīng)確定，但因?yàn)樯a(chǎn)工藝達(dá)不到技術(shù)要求，藥劑抵達(dá)現(xiàn)場后出現(xiàn)沉淀現(xiàn)象，所以要求廠家繼續(xù)完善生產(chǎn)工藝。州13聯(lián)注水系統(tǒng)殺菌劑實(shí)現(xiàn)注水泵前加藥，細(xì)菌控制效果很好，不過末，發(fā)覺殺菌劑加入對污水濁度產(chǎn)生一定影響，為處理這一問題，年上六個(gè)月對現(xiàn)場加藥制度、加藥位置作出了對應(yīng)調(diào)整，在除油器前增加一處加藥點(diǎn)，注水泵前加藥點(diǎn)藥量降為二分之一，既減小了藥劑對污水濁度影響，又滿足了殺菌要求。州13-1回注污水站采取這一方法來處理一樣問題。上半年注采工作總結(jié)第50頁512上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作

從上表能夠看出，州13聯(lián)三月份水質(zhì)濁度合格率較低，主要原因是進(jìn)入三月份油井壓裂施工較多，大量壓裂液回收對污水處理系統(tǒng)沖擊較大。之后因?yàn)閷袎毫丫當(dāng)?shù)合理控制，當(dāng)前水質(zhì)得到顯著好轉(zhuǎn)。時(shí)間州13聯(lián)（平均）州13-1（平均）含油mg/l合格率%濁度mg/l合格率%含油mg/l合格率%濁度mg/l合格率%標(biāo)準(zhǔn)6—2—6—2—一月1.11000.793.501000100二月0.81000.893.501000100三月1.696.84.051.601000100四月0.91001.790.501000100五月1.51002.091.401000100六月1.8100—儀器壞01000100平均1.2899.51.8486.801000100上六個(gè)月州13聯(lián)及州13-1污水水質(zhì)情況表2.5優(yōu)化注水系統(tǒng)管理，確保油田注好水，注夠水2.5.1把好注水出口關(guān)，確?；刈⑽鬯|(zhì)合格

上半年注采工作總結(jié)第51頁加大注水井洗井力度，優(yōu)化洗井流程，本著輕重緩急與分層測調(diào)相結(jié)合標(biāo)準(zhǔn)，合理安排洗井工作，進(jìn)入5月中旬后，洗井車按2天3口井一次反洗方式運(yùn)行，罐車洗井按天天洗井2口井方式運(yùn)行，按日歷形式編排洗井進(jìn)度。由上表能夠看出，上六個(gè)月水井洗井車基本上是滿負(fù)荷運(yùn)行。上六個(gè)月影響洗井工作主要原因是，積雪融化和雨季影響道路井場條件，造成洗井車運(yùn)行困難。522上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作2.5優(yōu)化注水系統(tǒng)管理，確保油田注好水，注夠水2.5.2把好注水入口關(guān)，確保注入水水質(zhì)合格

注水井洗井統(tǒng)計(jì)表月份原洗井車新洗井車罐車作業(yè)后洗井累計(jì)井次出車天數(shù)井次出車天數(shù)井次出車天數(shù)井次井次出車天數(shù)100——33033200——00000300——6506541110——111122421525213325165584061914149161355436小計(jì)55451712614812145105上半年注采工作總結(jié)第52頁532上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作2.5優(yōu)化注水系統(tǒng)管理，確保油田注好水，注夠水2.5.2把好注水入口關(guān)，確保注入水水質(zhì)合格

洗井效果對比表

對比洗井前后壓力改變，洗井起到了穩(wěn)定注水壓力作用，當(dāng)前以不卸壓洗井方式為主，采取洗前井底返吐10-15m3方式，提升洗井效果，但因返出量較小，洗井前后壓力與以往罐車接液洗井方式相比壓力下降較小。工區(qū)洗井?dāng)?shù)井次平均單井洗井水量m3壓力對比可對比井次洗前平均單井壓力MPa洗后平均單井壓力MPa壓力差MPa洗井后天數(shù)天一671055216.516.3-0.215三47983017.517.4-0.115四31852017.617.60.015全區(qū)14594.810217.217.1-0.115上半年注采工作總結(jié)第53頁542上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作2.5優(yōu)化注水系統(tǒng)管理，確保油田注好水，注夠水2.5.3把好注水計(jì)量關(guān)，確保注入水量核實(shí)準(zhǔn)確

上六個(gè)月認(rèn)真做好注水量查對工作，各工區(qū)整體注水量誤差在±3%以內(nèi)4個(gè)月以上，最大誤差控制在4%以內(nèi)。注水量查對表月份一二三四五六注水站水量，m3/d21142136207818661982一工區(qū)水量，m3/d204920451998203618921954誤差，%-3%-4%-4%1%1%-1%注水站水量，m3/d134813281278127412501308三工區(qū)水量，m3/d130813171300126412741332誤差，%-3%-1%2%-1%2%2%注水站水量，m3/d961960962900769736四工區(qū)水量，m3/d941938934887771720誤差，%-2%-2%-3%-1%0%-2%上半年注采工作總結(jié)第54頁552上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作2.5優(yōu)化注水系統(tǒng)管理，確保油田注好水，注夠水2.5.4做好分層注水調(diào)試工作，不停提升注水合格率

年上六個(gè)月全區(qū)共有分層注水井113口（新增8口），計(jì)劃測試110井次，經(jīng)過上六個(gè)月測試工作來看，實(shí)際可測試86井次（扣除重配、試配及新問題井），實(shí)際測試分層注水井59井次，檢配水量、驗(yàn)封等16井次，其中自行測試49井次，檢配水量、驗(yàn)封等9井次，外委測試10井次，檢配水量、驗(yàn)封等7井次。年上六個(gè)月開展了自有測試隊(duì)伍量化測試工作量和外委測試隊(duì)伍測試工作，與測試工作量對比情況見下表。分層注水井工作量對比表時(shí)間注水井測試天數(shù)自行測試井次外委測試井次累計(jì)上六個(gè)月6756—56上六個(gè)月38491059從上表看出，在工作天數(shù)較上六個(gè)月少情況下，注水井測調(diào)工作量保持平穩(wěn)，未完成計(jì)劃主要原因是，一是積雪融化和降雨影響道路井場條件，工作時(shí)間較短，二是額外增加許多油水井通井核實(shí)、作業(yè)投撈等工作量。上半年注采工作總結(jié)第55頁562上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作2.5優(yōu)化注水系統(tǒng)管理，確保油田注好水，注夠水2.5.4做好分層注水調(diào)試工作，提升注水合格率

自5月份實(shí)施量化測試工作量后，自有測試隊(duì)伍工作主動(dòng)主動(dòng)，完成工作情況很好，兩個(gè)月額外完成12口分層井測試工作，見下表：測試隊(duì)伍量化測試工作量運(yùn)行情況

針對分層測調(diào)試中存在問題，上六個(gè)月企業(yè)領(lǐng)導(dǎo)組織相關(guān)技術(shù)人員外出學(xué)習(xí)測試技術(shù)、經(jīng)驗(yàn)，提升了測試效率。同時(shí)，將部分測試工作量外委，緩解企業(yè)內(nèi)部測試隊(duì)伍壓力，提升測試質(zhì)量，縮短測試周期。當(dāng)前外委測試隊(duì)伍測試效率有所提升，月測試井?dāng)?shù)到達(dá)7口以上。時(shí)間天氣影響天油井測壓天其它工作天分層測試天數(shù)天測算可測試井?dāng)?shù)口實(shí)際測試井?dāng)?shù)口額外完成井?dāng)?shù)口5月91.5614.5152166月151.52.51112186累計(jì)2438.525.5273912

從上六個(gè)月測試工作情況來看，快速分層測試軟件在現(xiàn)場應(yīng)用效果不理想，主要是該軟件不適應(yīng)州13合作區(qū)塊注水井。上半年注采工作總結(jié)第56頁572上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作2.5優(yōu)化注水系統(tǒng)管理，確保油田注好水，注夠水2.5.5抓好注水井管理，開展三項(xiàng)注水工藝現(xiàn)場試驗(yàn)

2.5.5.1

注水井油套分層注水工藝截至6月底全區(qū)共有油套分層注水井15口，其中原Y341-114封隔器分注14口，新工藝Y141-114封隔器分注1口。經(jīng)過前期試驗(yàn)情況來看，原工藝采取Y341-114可洗井封隔器，當(dāng)油套壓比較靠近時(shí)，存在油套管注入水因壓力波動(dòng)而串通問題，所以，將現(xiàn)用懸掛式封隔器改進(jìn)為支撐式封隔器Y141-114，增強(qiáng)封隔器坐封可靠性，確保封隔器密封，經(jīng)過增大洗井通道壓差，處理了油套串通問題。上六個(gè)月定制10套Y141-114封隔器，基本滿足油套分注要求，經(jīng)過室內(nèi)打壓試驗(yàn)，到達(dá)了設(shè)計(jì)要求參數(shù)。上半年注采工作總結(jié)第57頁582上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作2.5優(yōu)化注水系統(tǒng)管理，確保油田注好水，注夠水2.5.5抓好注水井管理工作，開展三項(xiàng)注水井工藝現(xiàn)場試驗(yàn)

2.5.5.1

注水井油套分層注水工藝室內(nèi)試壓泵試壓壓力表6月在州36-18注水井下Y141-114封隔器一套，當(dāng)前正在測試調(diào)整。油套分注Y141-114封隔器上半年注采工作總結(jié)第58頁592上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作2.5優(yōu)化注水系統(tǒng)管理，確保油田注好水，注夠水2.5.5抓好注水井管理工作，開展三項(xiàng)注水井工藝現(xiàn)場試驗(yàn)

2.5.5.2

犧牲PI3做隔層注水井，進(jìn)行長膠筒封隔器驗(yàn)竄試驗(yàn)以犧牲PI3做隔層分層注水井共5口，為處理隔層小、驗(yàn)竄卡封難、驗(yàn)竄結(jié)果可信度不高問題，引進(jìn)了長膠筒封隔器。5口井中PI3油層厚度最大1.2m，犧牲PI3后最小卡距為1.7m，依據(jù)此數(shù)據(jù)定制了將PI3能夠全部卡封，又不影響上下油層長膠筒封隔器。K344-114長膠筒擴(kuò)張封隔器，工具總長2.35m，膠筒長度2.0m，有效膠筒長度1.8m。驗(yàn)竄K344-114長膠筒封隔器現(xiàn)場在肇185-21注水井驗(yàn)竄施工中使用，管柱丈量配比誤差減小，下井工具位置可靠，能夠正常打壓驗(yàn)竄，驗(yàn)竄效果很好。上半年注采工作總結(jié)第59頁602上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作2.5優(yōu)化注水系統(tǒng)管理，確保油田注好水，注夠水2.5.5抓好注水井管理工作，開展三項(xiàng)注水井工藝現(xiàn)場試驗(yàn)

2.5.5.3

注水井管柱酸洗藥劑前期室內(nèi)試驗(yàn)

州801及州15扶余試驗(yàn)井區(qū)注水井結(jié)垢現(xiàn)象嚴(yán)重，注水井作業(yè)周期短。針對這個(gè)問題，提出了注入水緩蝕阻垢劑和酸液清洗管柱兩種方法，經(jīng)過開展室內(nèi)評價(jià)試驗(yàn)，酸液溶解垢塊室內(nèi)評價(jià)效果很好，反應(yīng)速率較快，配有緩蝕劑酸液腐蝕速率符合酸洗要求。垢塊溶解試驗(yàn)圖片下步由廠家提供一定量酸液，將結(jié)垢井下配件進(jìn)行酸液浸泡試驗(yàn)。上半年注采工作總結(jié)第60頁612上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作2.6地面工程工作量完成情況2.6.1工藝安裝工程完成情況

2.6.1.1

投產(chǎn)井工作上六個(gè)月投產(chǎn)新井10口，其中油井7口，水井3口；油井轉(zhuǎn)注水井8口；另有單井罐入環(huán)2口。區(qū)塊新建油井口新建注水井口油井轉(zhuǎn)注水井口單井罐入環(huán)口州13（1-2）0022州13（3-6）0060肇4137300累計(jì)7382上六個(gè)月投產(chǎn)井工作量統(tǒng)計(jì)施工管線長度：（共計(jì)6357m）（1）轉(zhuǎn)注井管線共4007m，其中復(fù)合管3852m，鋼管155m。（2）新油井管線黃夾克共1570m。（3）新水井管線共780m，均為鋼管。上半年注采工作總結(jié)第61頁622上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作2.6地面工程工作量完成情況2.6.1工藝安裝工程完成情況

2.6.1.2

工藝安裝工程及其它工作完成情況（1）、州13-1轉(zhuǎn)油站閥組間油水分輸工藝改造工程對州13-1轉(zhuǎn)油站閥組間摻水管線和外輸管線進(jìn)行改造，實(shí)現(xiàn)分離器出口低含水原油計(jì)量，原油低含水計(jì)量，提升了內(nèi)部交接計(jì)量準(zhǔn)確性。（2）、州13-1轉(zhuǎn)油站注水泵房擴(kuò)建工程州13-1轉(zhuǎn)油站注水泵房新增注水泵1臺，變頻器1套。相關(guān)土建基礎(chǔ)、工藝管線安裝、電氣及儀表等配套工程均已完成，6月5日試運(yùn)投產(chǎn)成功。（3）、消防管線改造工程將基地寢室樓前原鋼制消防管線更換為復(fù)合管線，6月15日完工并試水成功，已完成管溝回填及地面恢復(fù)工作。（4）、州13聯(lián)合站水處理管線更換工程州13聯(lián)水質(zhì)站復(fù)合管線更換6月初開始進(jìn)場施工，完成罐間閥室水泥面破除工作和場區(qū)外土方機(jī)械外運(yùn)工作，當(dāng)前進(jìn)行局部管線溝人工清理工作。（5）、完成采油三工區(qū)因他人挖樹根致使露出地面2處黃夾克管線改造工作；州13聯(lián)合站新注水泵房更換單流閥一個(gè)；州13聯(lián)合站新建滲水池出水管增加閥門兩個(gè)，實(shí)現(xiàn)兩池獨(dú)立運(yùn)行。上半年注采工作總結(jié)第62頁632上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作2.6地面工程工作量完成情況2.6.2土建工程工作完成情況

（1）室內(nèi)地面鋪裝工程（三處共計(jì)1139平方米）

州13聯(lián)合站注水泵房、油泵房地面瓷磚鋪裝420平方米；州13-1轉(zhuǎn)油站注水泵房地面瓷磚鋪裝202平方米；州13-2轉(zhuǎn)油站水質(zhì)站及罐間閥室地面瓷磚鋪裝517平方米。（2）屋面改造工程（兩處屋面平改坡3370平方米）州13-1轉(zhuǎn)油站站內(nèi)屋面平改坡共計(jì)2120平方米；州13-2轉(zhuǎn)油站站內(nèi)屋面平改坡共計(jì)1250平方米。（3）、內(nèi)外墻粉刷工程（5處18000平方米）州13聯(lián)合站內(nèi)各泵房室內(nèi)刮白共計(jì)6000平方米；州13-1轉(zhuǎn)油站室內(nèi)刮白共計(jì)4000平方米，外墻刷涂料共計(jì)3000平方米；州13-2轉(zhuǎn)油站室內(nèi)刮白共計(jì)3000平方米，外墻刷涂料共計(jì)平方米。（4）新建及改造工程（4項(xiàng)）州13生產(chǎn)管理基地大車庫擴(kuò)建工程、采油三工區(qū)車庫擴(kuò)建工程及采油三工區(qū)清防蠟劑庫新建工程已完成方案設(shè)計(jì)、施工圖設(shè)計(jì)，完成施工前準(zhǔn)備工作。州13生產(chǎn)管理基地寢室樓消防安全改造工程現(xiàn)已完成方案設(shè)計(jì)、施工圖設(shè)計(jì)，完成施工前準(zhǔn)備工作。（5）零碎維修及其它工程（11項(xiàng)）對生產(chǎn)管理基地及各工區(qū)辦公樓、宿舍樓門窗、地面、散水等進(jìn)行了維修，更換全部盥洗室內(nèi)水龍頭、洗手盆及柜，更換紗窗348扇。完成吉林銳普索企業(yè)基地新建板房裝修工程及5座活動(dòng)板房室外維修室內(nèi)裝修工程。上半年注采工作總結(jié)第63頁64（1）已建砂石路養(yǎng)護(hù)循環(huán)養(yǎng)護(hù)砂石路13千米，水泥路養(yǎng)護(hù)16千米，共計(jì)耗用石料50立方米，耗用石屑200立方米，動(dòng)用外運(yùn)土方100立方米。（2）綠化工作完成廠區(qū)葡萄樹補(bǔ)栽200棵；州13-2轉(zhuǎn)油站綠化栽樹2500株，為改進(jìn)土質(zhì)外運(yùn)黑土120立方米；肇413-1轉(zhuǎn)油站內(nèi)共栽樹4000株。（3）道路更新州13-1轉(zhuǎn)油站站內(nèi)全部巡檢路重新打砼墊層，鋪裝路緣石及彩磚。（4）管溝施工工作量序號施工項(xiàng)目施工工作量備注1新建采油井管線線溝管線線溝挖填2新建注水井管線線溝管線線溝挖填3油井轉(zhuǎn)注水井管線線溝管線線溝挖填上六個(gè)月管溝施工工作量統(tǒng)計(jì)2.6地面工程工作量完成情況2.6.3道路工程工作完成情況

2上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作上半年注采工作總結(jié)第64頁652.7綜合調(diào)整工作量完成情況受雨雪天氣影響，上六個(gè)月僅完成綜合調(diào)整方案工作量43.8%方法項(xiàng)目計(jì)劃完成時(shí)間計(jì)劃井?dāng)?shù)口上六個(gè)月完成口未完成口備注鉆井、投產(chǎn)、投注8月前601941計(jì)劃安排油井壓裂7月前402317計(jì)劃安排換偏心井口隨作業(yè)26818隨作業(yè)換大泵隨作業(yè)220隨作業(yè)堵水7月前615計(jì)劃安排補(bǔ)孔7月前523計(jì)劃安排解堵8月前303計(jì)劃安排電轉(zhuǎn)抽4月前752計(jì)劃安排高含水開井5-7月前725計(jì)劃安排高含水關(guān)井3月211計(jì)劃安排大修3月211計(jì)劃安排改提撈隨作業(yè)19118計(jì)劃安排起管測壓8-10月202計(jì)劃安排水井油井轉(zhuǎn)注4-7月14410計(jì)劃安排高壓水射流202計(jì)劃安排降壓增注3-7月13310計(jì)劃安排壓裂4-7月404計(jì)劃安排補(bǔ)孔4-7月101計(jì)劃安排調(diào)剖4-7月202計(jì)劃安排注水井撈油1-5月312計(jì)劃安排大修3-5月211計(jì)劃安排重配1064計(jì)劃安排周期開關(guān)井1-5月1165計(jì)劃安排分層注水3-6月17125計(jì)劃安排測試調(diào)整3-6月392316計(jì)劃安排累計(jì)2991311682上六個(gè)月開展重點(diǎn)工作上半年注采工作總結(jié)第65頁663.1井筒存在調(diào)參卡泵和測試儀器下不去井現(xiàn)象

3當(dāng)前工作中存在問題及處理辦法處理辦法：1、四工區(qū)井深，原油物性較差，稠油井較多，伴隨開采時(shí)間延長，蠟卡井有逐步增多態(tài)勢，針對這一現(xiàn)象，我們在州25斷塊開展清防蠟現(xiàn)場試驗(yàn)，取得很好效果，下步在全區(qū)低含水，稠油井區(qū)擴(kuò)大使用范圍，控制蠟卡井?dāng)?shù)增加，延長檢泵周期。2、為了應(yīng)對雨季加藥困難，現(xiàn)已和廠家溝通把清防蠟藥劑大桶部分換成25千克小桶，克服不利天氣給油井加藥工作帶來不利影響，以確保油井清防蠟工作順利進(jìn)行。3、因?yàn)?0%-70%含水油井當(dāng)前還沒有適當(dāng)清防蠟劑進(jìn)行清蠟降粘，存在缺失現(xiàn)象，下六個(gè)月繼續(xù)做好藥劑選型篩選工作。4、結(jié)合示功圖分析，對載荷比大于3，沖程損失超出0.7油井合理安排加藥和熱洗。5、利用現(xiàn)有熱洗方式，有計(jì)劃合理安排高溫蒸汽熱洗，以確保井筒通暢。上半年注采工作總結(jié)第66頁673.2上六個(gè)月部分井提液造成含水率升高問題3當(dāng)前工作中存在問題及處理辦法1、水層壓力低于油層壓力井，不宜深抽，對這部分井上調(diào)參一旦發(fā)覺含水上升，提議進(jìn)行參數(shù)回調(diào)。2、伴隨油田開發(fā)進(jìn)入中高含水期，油層產(chǎn)狀發(fā)生了較大改變。（1）地層壓力隨采出量改變發(fā)生了改變；（2）多層合采產(chǎn)出液量油水含量發(fā)生了改變。下步開展電纜泵抽式測試器測試技術(shù)調(diào)研，為辦法挖潛提供準(zhǔn)確分層含水和分層壓力資料。因?yàn)楫?dāng)前還不能及時(shí)掌握各油水層壓力高低，所以在上調(diào)參時(shí)，有些井提液造成含水率升高。處理辦法：上半年注采工作總結(jié)第67頁683.3上六個(gè)月有20口油井下調(diào)參造成含水率升高產(chǎn)油量下降3當(dāng)前工作中存在問題及處理辦法上六個(gè)月全區(qū)下調(diào)參井統(tǒng)計(jì)調(diào)參情況井?dāng)?shù)口項(xiàng)目累計(jì)日產(chǎn)液t累計(jì)日產(chǎn)油t平均含水%平均淹沒度m調(diào)小35調(diào)前185.155.570.043調(diào)后199.653.173.488當(dāng)前205.344.978.152對比20.2-10.68.19調(diào)小參數(shù)主要是以降低生產(chǎn)能耗和改進(jìn)供排關(guān)系為目標(biāo)，但抽油機(jī)井調(diào)小參數(shù)后產(chǎn)量和含水都會(huì)對應(yīng)發(fā)生改變，這一點(diǎn)要引發(fā)注意。上六個(gè)月全區(qū)下調(diào)參井41口井，其中可對比35口井。上半年注采工作總結(jié)第68頁693.3上六個(gè)月有20口油井下調(diào)參造成含水率升高產(chǎn)油量下降3當(dāng)前工作中存在問題及處理辦法1、參數(shù)調(diào)小后油井含水隨原來數(shù)值逐步增大而上升趨勢逐步減小，從而單井日增油逐步增多。尤其是含水大于80%井調(diào)小參數(shù)后部分井產(chǎn)量會(huì)上升。（見附表2）統(tǒng)計(jì)含水超出80%下調(diào)參井15口井，日產(chǎn)液由91.4噸上升到110.7噸，日產(chǎn)油由13.1噸增加到15.2噸，含水由85.6%到86.3%基本保持穩(wěn)定，淹沒度由41米下降到35米。上半年注采工作總結(jié)第69頁703.3上六個(gè)月有20口油井下調(diào)參造成含水率升高產(chǎn)油量下降3當(dāng)前工作中存在問題及處理辦法2、參數(shù)下調(diào)后，井底壓力回升，全井生產(chǎn)壓差越來越小，必定造成產(chǎn)量下降。

因?yàn)楹陀蛯屿o壓比主力油層低，所以調(diào)小參數(shù)后，其供給量下降較大，而主力高含水油層供給量改變不大，因而下調(diào)參數(shù)后大部分井含水會(huì)上升。統(tǒng)計(jì)含水小于80%下調(diào)參井20口（見附表3），對比下調(diào)前后，日產(chǎn)液由93.7噸增加到94.6噸，日產(chǎn)油由42.4噸下降到29.7噸，下降了12.7噸。含水由54.8%上升到68.6%，淹沒度由45米增加到64米。處理辦法：（1）針對部分井適當(dāng)進(jìn)行參數(shù)上調(diào)降低流壓。（2）今后對于含水低于80%井，調(diào)小參數(shù)要慎重，只要不是為了調(diào)整其供排關(guān)系，盡可能不安排下調(diào)參。上半年注采工作總結(jié)第70頁713.4在實(shí)際開發(fā)中存在壓裂井起抽后停機(jī)卡泵問題3當(dāng)前工作中存在問題及處理辦法上六個(gè)月先后有2口井壓裂井起抽后因調(diào)參和線路檢修停機(jī)造成砂卡作業(yè)，這必定會(huì)造成壓裂液反排不及時(shí)污染油層直接影響壓裂效果。處理辦法：（1）起抽前將抽油機(jī)調(diào)為過平衡，抽油機(jī)自然停在上死點(diǎn)。（2）壓裂井安裝調(diào)速電機(jī)，起抽后經(jīng)過適當(dāng)調(diào)高沖次盡快排出壓裂液，盡可能降低壓裂液在地層滯留時(shí)間以降低油層污染，當(dāng)含水正常后再將沖次調(diào)整到正常水平。（3）壓裂起抽后七天內(nèi)盡可能不要停機(jī)，預(yù)防停機(jī)后懸砂回落造成卡泵。上半年注采工作總結(jié)第71頁723.5雙失靈井檢前預(yù)處理成功率低3當(dāng)前工作中存在問題及處理辦法主要原因：一是診療符合率比較低。尤其是對于雙失靈井在老井區(qū)處理成功幾率太小，這些井從現(xiàn)場作業(yè)來看主要是桿斷，管漏和上下凡爾球被垢卡死失靈。診療符合率僅為45％。二是井深、井況復(fù)雜，造成功圖改變復(fù)雜，同時(shí)測試儀器存在漂移問題，造成診療失誤。處理辦法：（1）不停提升技術(shù)人員油井示功圖分析水平，對雙失靈井深入現(xiàn)場重復(fù)驗(yàn)證，以此不停提升診療符合率。（2）因?yàn)橹?3（1-2）和州13（3-6）老井區(qū)雙失靈井大部分因垢造成上下凡爾卡死，處理成功率比較低，這部分井可直接上作業(yè)，降低無須要額外辦法工作量；對于新區(qū)和肇413區(qū)塊雙失靈井主要是死油和死蠟將上下凡爾卡死，可經(jīng)過熱洗、碰泵或上調(diào)參來處理。上半年注采工作