沙一下运行组1-2月工作总结(310)

1、沙一下生产运行组2016年1-2月工作总结目前沙一下总井数132口，其中油井62口，水井70口，开井总数46口，其中油井开井29口，水井开井11口，注CO2井开井6口。1-2月基本生产运行情况如表1所示。表1 沙一下油藏1-2月生产数据表月份产油（t）注水（m3）注CO2（m3）加缓蚀剂（t）产油日均配注量实注量日均配注量实注量日均一月329.310.621742014782476.8102309296299.923.6二月289.89.991627015068519.674906212214.228.025合计619.110.33369029850498.21772015508257.151

2、.625 累计 6232.417778572234180.9251-2月主要工作一、日常工作巡查，记录好相关生产数据，及时上报，确保生产正常运行严格执行日常工作巡查制度，监督采油区工作落实情况；跟踪落实回注气工艺施工进度；做好作业井监督，保证数据信息及时更新，掌握好最新作业进度，记录好作业发现问题并及时反映上级，与需要结合的部门及时结合，保证作业措施及时落实，尽早恢复生产；重点工号保证及时到现场做好质量监督工作；每日整理当日油、水、气井生产数据，及时准确编制生产报表，并上传上级部门。二、落实方案加药工作1、认真落实加药方案，一月份加药23.6吨，二月份加药28.025吨。年累计加药51.625

3、吨。 2、完善加药制度，优化现场加药方案。原加药办法为缓释剂一周加一次，分支部逐井次将加药罐加满。但实际落实中，运行组发现现场加药装置容量的大小规格不同，储罐无液位计，且单井按方案每日用药量差别较大，导致计量站工人在每天加药控制上，难以准确把握每日的药剂用量；运行组通过与采油一区协商，将加药工作改为各支部按方案用药量分配车次定期加药，并编写加药方案详细实施办法，分发到各计量站，要求加药工人认真落实，使药剂使用更趋合理。3、安排专人负责加药工作。由于路程原因，每次沙一加药，一区人员在运行组工作人员抵达现场之前即完成加药车库房装药，因此缓蚀剂实际用量具体情况难以掌控。为改变现状，运行组给专人办理了

4、交通月票，提前坐二厂交通车到达现场。4、为了加强缓蚀剂存放及管理的规范化，运行组于2月22日在库房内安装了隔离栅，将管理一区缓蚀剂与沙一缓蚀剂隔离开并上锁。通过该措施的实施，缓蚀剂使用及管理得到了完善。5、P1-306井存在老乡封堵套管无法加药的情况，通过多次沟通目前得到解决。6、安装加药装置2口井（1）P1-401作业解决一体化管柱后新安装加药装置。（2）P1-42井电转抽后，原加药装置存在安全隐患拆除报废，与一区结合改造新的加药装置。通过整改保障了加药方案的更好落实，使沙一加药工作达到了合理化、规范化的标准。在缓蚀剂管理上，杜绝了缓蚀剂去向无法掌握的情况，缓蚀剂出库形成了规范化管理。三、作

5、业井监督、油井控躺扶躺工作1、1-2月作业情况沙一下油藏，2016年1-2月共计作业17井次，其中水井2井次，方案关停井拔管焖井1井次，油井生产维护14井次。作业期间运行组安排值班人员白班、夜班严格上井落实进度，并跟踪记录作业相关情况，及时上传上级部门。作业总体情况见表2。表2 沙一下油藏1-2月作业井次汇总表作业类别备注作业井次水井维护2拔管焖井1油井生产维护正常检泵作业（周期690天以上）3作业周期100-500天5腐蚀频繁作业井（不到100天）5方案新开井11-2月油井作业简况见表3。（表中由于主要分析的是油井躺井作业情况，因此在作业分析上，注水井施工作业记录及油井拔管焖井作业情况未进行

6、统计。）作业发现问题情况：管柱漏失4井次、杆断脱2井次、封隔器失效2井次、偏磨5井次、结蜡5井次。表3 沙一1-2月油井作业情况统计表井号施工目的上修日期上次作业日期功图解释作业周期施工简况主要问题备注P1-42检电2016.1.5-122015.12.314该井检电泵；起出原井管柱及电泵机组，电机烧，电缆绝缘2×1000M，1×0M。无内外液面，原井泵深1476.66m；下组装300m3电泵机组，试压合格投产完井（全井油管未更换）。电机烧（该井为注CO2见效井，含气量大，腐蚀严重）电机底部下10套阴极防腐器（新下）P1-301检管2016.1.21-242015.11.1

7、9管漏60搬上该井起出原井泵管柱（抽油杆未发现问题，泵上第2根油管有3.5m裂缝，无内液面，外液面：2000m。）；下卡漏一体化管柱+50mm过桥泵×1502.25m（油管240根），套管替抗二氧化碳油井缓蚀剂30m3，试压座封合格，下杆（184根）试抽合格完井。（第108-157根油管为送井73mm一级试压加厚管，抽油杆全部为原井抽油杆。）油管腐蚀管漏P1-C102转抽2016.1.23-262014.3.6690该井搬上，起出原井电泵管柱，内液面 外液面无，电缆电机均无绝缘，转抽下70mm泵（下入对接器）×1203.79m，管柱试压合格，下杆试抽憋压合格，交采油区管理。

8、油管自上而下第1-126根为送井新管，127-138根为送井1级管,抽油杆为送井新杆。正常检泵转抽， P1-110检泵2016.2.1-32015.9.29断脱122 该井搬上，第113根抽油杆脱扣，起出全部油管杆，井口以下300m结蜡1-2mm，内液面150m，外液面750m，结蜡井段0-500m。下56mm泵，试压合格，下抽油试抽憋压合格，完井。（油管自上而下第86-136根为送井新管，抽油杆自上而下第57-76根为送井新杆）。抽油杆断脱，结蜡，抽油杆偏磨安装防偏磨井口P1-301检泵2016.2.11-132016.1.24封隔器失效18搬上该井起出原井泵管柱（起完抽油杆，解封后热洗井，

9、自上而下第234根油管接箍下端10cm处有直径6mm的穿孔，内液面180m，外液面：1900m）；下卡漏一体化管柱+50mm过桥泵×1501.40m（油管240根），套管灌抗二氧化碳油井缓蚀剂0.5m3，试压座封合格，下杆（184根）试抽合格完井。（油管自而下第136-140根为送井1级管，抽抽油杆自上而下第2-6根为送井大修杆。）油管腐蚀穿孔P5-145检泵2016.2.5-72015.8.13封隔器失效180搬上该井；起25mm抽油杆8根，井喷，放喷进站11小时，（设计变更洗井）相对密度1.03的地层处理污水45m3于井深2355.55m反洗井进站；起出原井杆管，抽油杆未发现问题

10、，油管严重腐蚀，悬挂井口下第87根油管中下部有6mm的穿孔；下56mm（信宇新）过桥泵，带（采油院Y221-114）封隔器，（设计变更洗井替保护液）验封、管柱试压合格，下杆试抽憋压合格完井。自上而下第1-137根为送井73mm新加厚油管，第138-247根为送井73mm一级加厚油管，第248-249根为送井73mm清洗平式油管；光杆下第77-86根为送井25mm大修杆。油管严重腐蚀穿孔更换10套阴极防腐P1-C104强检2016.2.15-172015.8.27漏失165搬上该井，起出原井管柱，25mm加重杆腐蚀偏磨；悬挂器以下2300m结蜡2-3mm，泵上1200-170m偏磨加腐蚀,内液面

11、580m,外液面未见,原泵深1701.25m。下44mm×1697.23m泵，设计变更管柱座封前洗井，座封试压合格，下杆试抽憋压合格完井。更换油管自上而下第105至180根为73mm新加厚管76根,第更换181至204根为73mm新加厚管24根；更换抽油杆自上而下：第1至5根为25mm大修抽油杆，第151至180根为19mm新抽油杆，第181至200根为22mm新固化杆。抽油杆腐蚀、偏磨，油管结蜡、偏磨PX1-54检泵2016.2.17-192014.11.1漏失107该井检泵；搬家上起出原井泵管柱（原井油杆、油管上部结蜡0.2-2mm，结蜡井段：井口-600m；原井活塞及泵下平式油

12、管接箍腐蚀；内液面260m，外液面450m）。下新44mm泵（泄）×1607.19m（油管178根），试压合格，下杆（197根），试抽憋压合格完井（悬挂器下第1-38根、第74-168根更换一级试压73mm加厚油管133根、抽油杆为原井杆）。管杆结蜡，油管接箍腐蚀P6-5911检泵2016.2.17-222014.3.13断脱764该井为检泵作业。搬家上起出原井杆管，杆管1400-1800m偏磨严重，内液面300m，外液面1000m。下44mm新泵（带泄油器，厂家：信宇）×1799.37m，试抽、憋压正常，合格完井，油管199根，抽油杆222根。油管：自上而下第1-189根

13、为送井一级试压73mm加厚油管、第190-199根为清洗73mm平式油管。抽油杆：自上而下第1-10根为送井大修25mm抽油杆、第155-222根为送井新19mm抽油杆。管杆偏磨严重P1-120重炮2016.2.19-262014.2.25724搬上该井；起出原井管柱，检查发现0-1200m结蜡1-5mm，19mm抽油杆偏磨1-2mm，原泵深1995.14m，内液面450m，外液面1600m；校套后下110mm内刮刀，校深后冲磨至2412.10m无进尺，起出管柱，内刮刀刀片落井，刮刀本体有多道刮痕，磨损严重；之后分别下100mm、114mm套铣头于2412.1m钻塞无进尺；设计变更下泵，下38

14、mm泵深2002.33m，试压合格，下杆，洗井，试抽正常完井。（管柱第92-211根为送井试压油管，其余为原井管；抽油杆未更换）管杆结蜡、偏磨更换部分油管，洗井P1-401检泵2016.2.19-272015.12.17漏失62该井搬上起出原井管柱，25mm加重杆偏磨。悬挂器以下0-300m油管内部结蜡1-2mm，泵上第一根油管本体处有长30mm、宽3mm裂缝，内液面未见，外液面100m，原井泵深：1809.31m，封隔器胶皮坏。设计变更找漏，漏点2060.7m-2068.5m，2115.9-2124.4m。根据找漏结果设计变更卡堵水，打丢手（本次卡堵漏点井段2060.7m-2124.4m）。

15、下44mm×1800.21m泵，管柱试压合格，下杆试抽憋压合格完井。（更换抽油杆位置光杆以下第1-5根为送井25mm大修杆5根；更换油管自下而上第102-189为送井73mm新油管88根，第190-199为送井73mm清洗平式油管10根）油管结蜡，抽油杆偏磨，封隔器胶皮坏更换碳纤维防腐管，泵上92根，泵下8根P1-92钻塞重炮2016.2.19-252015.5.10280该井搬上后；装KY65-21型井口，量取油补距：2.36m；下110mm套铣头钻塞，钻至井深2363.92m再无进尺（满足射孔要求，变更执行下步方案）；下114mm刮削器刮削至井深2332.62m遇阻，洗井后，起出

16、管柱（设计变更射孔下泵生产）；89-1枪电缆输送射孔，实射层位S1X1.2-1.3，井段2331.8-2341.0m，无油气显示；配合测试大队测压（设计变更处理井筒）；下116mm铣锥处理至井深289.38m无遇阻显示；下50mm过桥泵一体化管柱，试压合格，座验封合格；下杆，试抽正常，憋压合格，完井。（悬挂器以下1-240为新73mm加厚油管，241-242为送井73mm试压平式油管，全井更换大修抽油杆，完井封隔器由采油院提供）更换油管，抽油杆P1-42电转抽2016.2.22-232016.1.1240该井电转抽,起出原井管柱及电泵机组,电机烧,电缆绝缘2×10M,1×1

17、000M,筛管及阴极保护器腐蚀,无内液面,外液面:710m,原井泵深:1442.29m;下新70mm管式泵至井深1099.93m,管柱试压合格,下杆试抽合格完井(悬挂器以下第1-113根为送井油井一级试压73mm加厚管,第114-115根为送井油井试压89mm平式管,第116-125根为送井挑选73mm平式管。光杆以下第1-83根为送井大修25mm抽油杆,第84-135根为送井大修22mm抽油杆)。电机烧，阴极保护器腐蚀，检泵转抽更换6套阴极防腐P1-C68检泵2016.2.25-272015.8.19186搬上该井，起出原井管杆，油管内液面380m，外液面1100m。下56mm小直径泵管试压

18、合格, 下杆试抽正常，憋压合格完井。该井悬挂器以下1-135根油管更换为新60mm平式油管，光杆以下1-5根抽油杆更换为大修22mm抽油杆。更换部分油管，抽油杆2、控躺扶躺工作从作业发现的情况显示管杆泵的腐蚀是造成油井躺井的最主要原因。此外也有部分井存在结蜡、偏磨等情况。运行组针对现场发现问题，主要采取了以下措施开展控躺扶躺工作：1） 根据作业起出管柱情况，运行组工作人员到现场评估管杆等设备是否能够二次使用，不能二次使用的进行更换。1-2月合计共更换新管863根、新杆489根、新泵7套。2） 对偏磨严重的油井，安装防偏磨井口1-110井，降低偏磨对工况的影响，延长检泵周期。3） 对CO2含量超

19、过10%的井P1-42、PX1-54、P5-145等使用阴极防腐器；腐蚀严重的井1-401试验碳纤维防腐管100根。4） 生产油井定期按方案严格落实加注缓释剂。5） 一体化管柱井P1-301、P5-145、P1-104作业时在座封前加500Kg缓蚀剂预膜防腐。6） 油井扫线15井次，降低井口回压。通过控躺工作的开展，生产管柱及设备得到了维护，加药防腐工作趋于合理，油井工况得到了有效改善，检泵周期明显延长。其中效果较好的井有P1-110、P1-C317等，其作业情况对比见表4。表4 2015年6月1日起2口控躺见效井最近两次作业情况对比情况井号2015年6月1日起控躺见效井最近两次作业情况对比情

20、况第一次作业第二次作业作业时间周期发现问题措施情况加药情况作业时间周期发现问题措施情况加药情况P1-1102015.9.28-10.160101根杆断更换油管（自上而下1-136根），更换抽油杆（自上而下76-160根），换新泵；厂家周期加药2016.2.1-2.3120抽油杆断脱、结蜡、偏磨更换油管（自上而下86-136根），更换抽油杆（自上而下57-76根），安装防偏磨井口厂家周期加药P1-C3172015.8.8-8.1083活塞对接器脱开更换油管（自上而下第85-104根），更换新泵；加药车定期加药目前正常运行（已正常运行203天）加药车定期加药四、沙一下油井1-2月产量分析1、输差情

21、况分析：试验区1-2月共计正常生产60天，目前油井开井29口，与采油二厂管理一区结算产油合计619吨，日均产量10.3吨；根据掌握的试验区二联进油和产量变化情况，绘制输差动态变化曲线和产量变化曲线。具体见图1 ，图2。图1 试验区1-2月输差变化曲线图2 试验区1-2月产量动态变化曲线从图上可以看出，试验区1-2月输差相对一区依旧偏高，井口产量与二联进油存在较大误差。2、井口产量数据分析：运行组对目前全部29口生产井1-2月的单井井口产量进行了分析对比：一月井口产量合计646.2吨，二月井口产量合计640.6吨，二月相比一月，所有生产油井井口产量合计减少5.6吨。通过对各井井口产量进行统计对比

22、，得到了以下数据：1）井口产量增加井情况：所有生产井中共计9口井井口合计产量有所增加。九口产量增加井中，P1-106、P1-310、P1-349、P5-623，4口井变化不大；P1-92为方案新开井，2月25日投产，P5-4为1月31日开井，此两口井一月没有生产；P1-321，P1-36，P1-42，3口井为高产井，有较大增幅，分别为32.5吨，28.7吨和18.8吨。 井口产量增加井具体产量情况见表5。表5 2016年1-2月沙一油藏井口产量增加油井产量对比情况井号P1-106P1-310P1-321P1-349P1-36P1-42P1-92P5-4P5-6231月合计产量22.322.64

23、5.517.825.543.200.102月合计产量22.8237818.554.2623.33.40.32月增加量0.50.432.50.728.718.83.33.30.3分析2月相对1月，井口产量增加主要因素：、1-321井井口产液量较为稳定，基本保持在280方左右，无明显变化；但含水率逐步降低，该井1月初含水率为99.6%至1月底逐渐降至99.1%，并在二月基本维持稳定，因此井口产量有较明显增长。、1-36井与1-321井类似，日产液量基本保持在270方左右，但含水率由1月初的99.8%逐渐降低，至2月初降至99.3左右，并基本维持稳定，因此2月井口产量出现明显增长。、1-42井受作业

24、影响，1月作业停井10天左右，且含水恢复较慢，正常生产时间有限。而2月该井前半段含水、液量均较为稳定，到22日至23日上作业电转抽后，日均产油量受产液量降低的影响，虽然有明显降低，但该井正常生产时间相对较长，作业影响时间较短，因此在产量体现上有明显增长。2）其余20口生产井，井口产量合计相对一月有所降低。井口产量下滑井占生产井比例达到了69%，超过了全部生产井的2/3。具体情况见表6。表6 2016年1-2月沙一油藏井口产量降低油井产量对比情况井号P1-110P1-120P1-2P1-301P1-306P1-314P1-343P1-401P1-76P1-C1021月合计产量41.315.534

25、.917.77.132.111.443.939.724.62月合计产量32.99.233.917.24.930.98.124.53718.72月降低量-8.4-6.3-1-0.5-2.2-1.2-3.3-19.4-2.7-5.9井号P1-C104P1-C30P1-C317P1-C68P1-FP1P5-145P5-175P6-5911PC1-334PX1-541月合计产量8.727.817.1204138.817.610.66.213.22月合计产量8.225.113.916.639.121.215.72.65.89.62月降低量-0.5-2.7-3.2-3.4-1.9-17.6-1.9-8-0

26、.4-3.63、综合分析，目前沙一产量整体偏低，主要原因有以下几点：1）、输差过高，井口产量与二联进油相差过大，存在较大误差，无法反映真实油量。2）、二联沙一污水日处理量2000方左右，污水含油达3000ppm，折合油量日均约6吨左右。 3）、作业占产影响产量：1-2月油井作业频繁，达到14井次，除去新开的2口井，主要影响产量的12井次作业井，作业影响产量如表7所示：表7 沙一下油藏2016年1-2月油井作业占产影响统计表作业井号P1-42P1-301P1-C102P1-110P5-145P1-C104PX1-54P6-5911P1-120P1-401合计影响产量一月影响天数84421.32日

27、均产量1.880.660.91影响产量15.042.643.64二月影响天数44333422111048.08日均产量2.480.691.270.820.320.380.370.511.29影响产量9.922.763.812.460.961.528.145.6112.9 4）、含水、产液量波动，影响产量。为了掌握产量出现下滑油井的生产动态，运行组对这部分井正常生产期间的产液和含水进行了统计分析，并将2月数据与1月数据进行了对比，具体对比情况见表8。表8 沙一下油藏2016年1-2月井口产量降低井含水及日产液量对比情况统计表井号P1-110P1-120P1-2P1-301P1-306P1-314

28、P1-343P1-401P1-76P1-C1021月正常生产天数31 313127313131313127正常生产含水（%）98.05%94.44%96.22%98.86%99.72%96.09%98.33%96.13%88.14%99.39%正常生产液量67.62 9.229.9255.0577.6526.5422.0836.210.6150.982月正常生产天数26203125292929192929正常生产含水（%）98.02%95.05%96.09%98.72%99.80%96%98.75%96.15%88.15%99.35%正常生产液量63.29 9.3629.9554.578.05

29、26.2622.136.8210.695.382月日产液与1月对比-4.33 0.16 0.03 -0.55 0.40 -0.28 0.02 0.62 0.00 -55.60 2月含水与1月对比（%）-0.03%0.61%-0.13%-0.14%0.08%-0.09%0.42%0.02%0.01%-0.04%井号P1-C104P1-C30P1-C317P1-C68P1-FP1P5-145P5-175P6-5911PC1-334PX1-541月正常生产天数27313131312731313131正常生产含水（%）97.50%93.55%99.13%97.14%97.10%91.03%97.45%

30、99.20%99.35%99.11%正常生产液量12.1513.6462.7722.5144.9816.5122.7742.7225.746.52月正常生产天数2929292629262972925正常生产含水（%）98.06%93.53%99.24%97.22%97.06%96.62%97.62%99.26%99.35%99.18%正常生产液量17.6613.1462.8822.6545.127.9822.7943.3725.747.322月日产液与1月对比5.51-0.50.110.140.1211.470.020.6500.822月含水与1月对比（%）0.56%-0.02%0.11%0.08%-0.04%5.59%0.17%0.06%0.00%0.07%从表中可以看出，含水上升较明显的井有：P1-120，P1-334，P1-C104，P5-145，P5-175等几口井；这几口井中，P1-C102由于电转抽，产液量有明显下降，属合理现象；而P1-C104