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 一月 二月 合计 产油（t） 产油 329.3 289.8 619.1 日均 10.62 9.99 10.3 配注量 17420 16270 33690 注水（m） 实注量 14782 15068 29850 177785 日均 476.8 519.6 498.2 配注量 10230 7490 17720 3注CO2（m） 实注量 9296 6212 15508 72234 日均 299.9 214.2 257.1 3加缓蚀剂（t） 23.6 28.025 51.625 180.925 累计 6232.4 1-2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 水井维护 拔管焖井 备注 正常检泵作业（周期690天以上） 油井生产维护 作业周期100-500天 腐蚀频繁作业井（不到100天） 方案新开井 作业井次 2 1 3 5 5 1 1-2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
施工目的 上次作 业日期 功图解释 作业 周期 井号 上修日期 施工简况 主要问题 备注 P1-42 检电 2016.1.5-12 2015.12.31 该井检电泵；起出原井管柱及电泵机组，电机烧，电缆绝缘2×1000MΩ，1 4 ×0MΩ。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）。 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，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 2016.1.21-24 2015.11.19 无内液面，外液面：2000m。）；下卡漏一体化管柱+Φ50mm过桥泵×1502.25m管漏 60 （油管240根），套管替抗二氧化碳油井缓蚀剂30m，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Φ73mm一级试压加厚管，抽油杆全部为原井抽油杆。） 3油管腐蚀管漏 P1-C102 转抽 2016.1.23-26 2014.3.6 690 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，转抽正常检泵转抽，
下Φ70mm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。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。 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，P1-110 检泵 2016.2.1-3 2015.9.29 断脱 122 内液面150m，外液面750m，结蜡井段0-500m。下Φ56mm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）。 搬上该井起出原井泵管柱（起完抽油杆，解封后热洗井，自上而下第234根封隔P1-301 检泵 2016.2.11-13 2016.1.24 器失效 18 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+Φ50mm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。） 搬上该井；起Φ25mm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；起封隔P5-145 检泵 2016.2.5-7 2015.8.13 器失效 180 出原井杆管，抽油杆未发现问题，油管严重腐蚀，悬挂井口下第87根油管中下部有Φ6mm的穿孔；下Φ56mm（信宇新）过桥泵，带（采油院Y221-114）油管严重腐蚀封隔器，（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Φ73mm新加厚油管，第138-247根为送井Φ73mm一级加厚油管，第248-249根为送井Φ73mm清洗平式油管；光杆下第77-86根为送井Φ25mm大修杆。 搬上该井，起出原井管柱，Φ25mm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580m,外液面未见,原泵深P1-C104 强检 2016.2.15-17 2015.8.27 漏失 165 1701.25m。下Φ44mm×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Φ73mm新加厚管76根,第更换181至204根为Φ73mm新加厚管24根；更换抽油抽油杆腐蚀、偏磨，油管结蜡、偏磨 穿孔 更换10套阴极防腐 油管腐蚀穿孔 抽油杆断脱，结蜡，抽油杆偏磨 安装防偏磨井口
