2011年技术总结
×××××局井下作业公司×××××队
当新年的钟声一步又一步向我们慢慢走来的时候，不经意间我们已经迈到了临近2011年的岁末。2011年，整个××队技术团队部门的运转是正常的，严格执行了公司的技术管理制度。下面就我队2011年的工程技术方面的工作情况作一个简单的总结。
1、实物工作量分析：
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 井号 D12-46 D12-47 D12-47 D66-152 D66-152 D66-152 D66-158 D66-158 D66-158 DP26T DPS-5 D10-18 D10-18 D10-18 D10-18 D1-4-129 D1-4-129 D1-4-129 D66-178 D66-176 D10-17 D10-17 D10-17 D10-17 层位 山1+山2+盒2 马五 山2 太1 太2 山2+疏通井眼 太1 太2 山2+疏通井眼 太2 山1 太2 山2 盒1 上石盒子+疏通井眼 盒1 山1 盒3及疏通井眼 太1+山1+盒3 太1+山2+盒3 太2 山1 山2 盒1+疏通井眼 作业类型 机械分压、投产 压裂、投产 压裂、投产 压裂、投产 压裂、投产 压裂、投产及疏通井眼 压裂、投产 压裂、投产 压裂、投产及疏通井眼 分段压裂 分段压裂 压裂、投产 压裂、投产 压裂、投产 压裂、投产及疏通井眼 压裂、投产 压裂、投产 压裂、投产及疏通井眼 机械分压、投产 机械分压、投产 压裂、投产 压裂、投产 压裂、投产 压裂、投产及疏通井眼 工程质量 良 良 优 优 优 优 优 优 优 优 优 优 优 优 优 良 优 优 优 优 优 优 优 优 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 D12-60 D12-60 D12-60 D66-172 D66-172 D66-167 D66-196 D66-196 DP7 D66-203 D66-203 D66-203 D66-185 D66-185 D66-185 D66-206 D66-206 D66-206 D66-206 D66-205 D66-205 D66-205 D66-215 D66-215 D66-215 DPS-7 山1 山2 盒2+疏通井眼 盒1 本溪组 太1 太2 山2+疏通井眼 山1 太1 山1 山2+疏通井眼 太1 太2 山2+疏通井眼 太1 太2 山2 盒3+疏通井眼 太1 太2 山2+疏通井眼 太1 山2 盒3+疏通井眼 山1 压裂、投产 压裂、投产 压裂、投产及疏通井眼 压裂、投产 压裂、投产及合采 压裂、投产 压裂、投产 压裂、投产及疏通井眼 老井重复压裂、投产 压裂、投产 压裂、投产 压裂、投产及疏通井眼 压裂、投产 压裂、投产 压裂、投产及疏通井眼 机械分压、投产 压裂、投产 压裂、投产 压裂、投产及疏通井眼 压裂、投产 压裂、投产 压裂、投产及疏通井眼 压裂、投产 压裂、投产 压裂、投产及疏通井眼 水平井压裂，完井，投产 优 优 优 优 优 优 优 优 良 优 优 优 优 优 优 优 优 优 优 优 优 优 优 优 优 优 2011年工作量比2010年同期工作量增加15层，增加30%；验收49层，45优4良，优质率由去年的80.6%提高到目前的92%，2011年同比2010年优质率增加11.4%； 2、 工程质量分析
2.1 至2011年12月15日我队共完成试气作业50层次及12个疏通
井眼，工作量较上年度同期增加30%；通过验收49层次，验收质量
为46优4良，优良率100%，优质率由去年的80.6%提高到目前的92%，2011年优质率同比增加11.4%。截止第8次工作量验收，我队完成货币工作量1156万，较上年度全年货币工作量增加32%（去年全年完成626.52万）。
2.2 质量验收四口良好井原因分析
2.2.1 D12-46井山1+山2+盒2机械分压：压裂途中采气井口
出现刺漏，导致压裂中途停止。
2.2.2 D12-47井马五层：含H2S井作业，未获得工业气流。 2.2.3 D1-4-129井盒1层：压裂后未能自喷，换管柱冲砂，探
砂面后砂埋，冲砂后抽汲6天未能获得地面产量。
2.2.4 DP7井山1层：按设计要求压裂后进行换管柱进行气举诱
喷，在试提多次后压裂管柱未能提动，未完成设计要求。
3、工艺分类 3.1 水平井试气
水平井是指井斜角达到或接近90°，井身沿着水平方向钻进一定长度的井。井眼在油层中水平延伸相当长一段长度。有时为了某种特殊的需要，井斜角可以超过90°，“向上翘”。一般来说，水平井适用于薄的油气层或裂缝性油气藏，目的在于增大油气层的裸露面积。在技术成熟、地址条件均相同的条件下，水平井单井产量是常规直井的2-3倍。
大牛地水平井开发刚刚起步，我们的钻井、压裂及试油气技术在水平井技术方面和其他同行相比存在一定差距。但即便这样，仅从我们队来看，仅DP26T井没有形成产能外，其他井都达到工业涌出气流标准，有的甚至产量有所突破。
3.1.1 DP26T井
DP26T井是华北分公司部署在鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，陕西省榆林市神木县尔林兔国营林场的一口裸眼开发水平井。我队于2011年2月27日-2011年4月18日对DP26井太2气层进行了组下压裂管柱、分段压裂、五次气举排液与多次抽汲排液交替施工等施工作业。但结果是未能获得地面产能。
分析可能原因如下：①无产能：在经过6段压裂，五次气举排液
及多次抽汲排液的情况下，未获地面产能，说明地层可能是干层，不具有含油气饱和度。
②产能很小：井底无法聚集大量气体溢出井口形成产能。 ③有较大产能：水平段压裂后放喷期间出砂过多，6段连通后在井底高温高压条件下压裂砂将通道堵死，无法建立产能通道。 ④井壁垮塌：由于水平段是裸眼完井，无套管支撑，井下工具及连接短接直接暴露在井壁环空，射孔过程中弹药产生的冲击及震荡有可能使井壁垮塌将工具掩埋，高温高压下碎石及垮塌井壁重新压实甚至胶结，导致改造目的层失败。
⑤井下水平段工具质量不过关或损坏（但水平段距离长，磨阻大，暂时没有起出工具进行确认）。
3.1.2 DPS-5井
地面无阻流量7.7万方每天 ，比压裂投产设计中的产能预测无阻流量高出2倍多，实现了水平井气产量的重大突破。
3.1.3 DP7井山1层
属于筛管完井的老井，是大牛地气田首次使用国内压裂工具，在不动管柱情况下成功完成3段水力喷砂射孔压裂，压裂后地面无阻流量2.5万方每天,是改造前气产量的10倍以上，开创了大牛地气田水平井（筛管完井）压裂改造成功的先河。
3.1.4 DPS-7井（10段压裂）
大牛地水平井从原来的3段，6段，8段压裂，到现在的10段甚至已经顺利完工的12段压裂，标志着大牛地水平井技术日臻成熟。 DPS-7井是华北分公司部署的重点水平井之一，我们队在接到任务后，认真研究设计，仔细严密施工。十段压裂顺利完成后，地面产能达3万多方每天，顺利实现了水平井超常规多段压裂并顺利建产。
3.2 直井试气 3.2.1 机械分压
随着压裂技术及试油气技术的进步发展，直井机械分层压裂技术已经日趋成熟，这项技术的应用不仅节省了成本、缩短了作业周期，而且提高了储层的改造程度，特别适合于多层薄互层的压裂改造。 但该技术在大牛地应用历史较短，并且在大牛地气田机械分压压
裂施工实践运用中发现，机械分层压裂技术仍存在封隔器滑套打不开、砂堵以及不能大排量施工等问题。但我队D12-46井、D66-176井和D66-178井的机械分压及试油气顺利完成并完成工业产能建井，标志着大牛地机械分压及相关配套试油气技术的日益成熟。
3.3 单层压裂（重点突破井层）
3.3.1 D66-167井太1层：地面无阻流量突破14.6万方每天，比
压裂投产设计中的产能预测无阻流量高出6倍多，实现大牛地气田奥陶系马家沟组太1层出高产能气零的突破。
3.3.2 D66-172井本溪组：是大牛地气田首次对奥陶系马家沟组
本溪组气层进行开采，首次开采实现了压裂后自喷，地面无阻流量突破1.1万方每天，为以后开采本溪组气层奠定了基础。
4、 特殊井事故原因分析
4.1 D12-47井封隔器座封未成功原因分析。
2011年4月9日13:00-4月10日3:00 按设计要求组下压裂管柱，4月10日3:00封隔器已下到预计位置，完成封隔器中胶井深：2680.2m，完成接球器井深：2710.57m。4月12日8:00-12:00 配合胜利压裂队进行压裂施工，封隔器试坐封三次，放喷口返液均无变化，三次座封失败，提前结束压裂施工；申请工程处，要求更换封隔器；4月13日6:00 上提全部压裂管柱286根，封隔器出井，现场检查封隔器三个胶筒全部脱落入井。
现场分析事故原因：
（1）、数据核对：封隔器中胶座封井深：2680.2m，与封隔器设计位置相近的套管节箍位置：2673m/2684.9m，封隔器中胶距最近节箍为4.7m，排除胶皮坐到套管节箍上的可能性；
（2）封隔器长期浸泡在90℃高温中，可能使胶皮损坏。2011年4月 10日3:00封隔器已下到预计位置（2680.2m），4月12日10:00才进行压裂施工，这期间封隔器在2680.2m处浸泡将近55个小时，而2680.2m处的温度可高达90℃左右，分析主要原因：封隔器长期浸泡在90℃高温中，可能使胶皮损坏；
（3）封隔器本身存在质量原因。①、宝鸡瑞林Y344-115mm封隔器理论工作环境温度不得高于150℃，但实际根本达不到那个温度；
②、根据往常对完成压裂后出井封隔器的观察，封隔器上至少存在一块完好胶皮，但此次封隔器出井三块胶皮均脱落入井。
（4）D12-47井山2气层组下压裂管柱的时间为4月9日13:00-4月10日3:00，共计14小时，组下管柱289根以及压裂工具，平均下钻速度为：20根/h，实际下钻速度符合《试油气安全操作规程》中要求的25根/h，排除下钻速度过快而导致胶皮破损的可能性。 经现场分析，造成本次封隔器不座封的主要原因是：①、封隔器长期浸泡在90℃高温酸性液体中，可能使胶皮损坏；②、封隔器本身存在质量问题；这是本次事故的事故原因分析及经验教训。谨供领导审阅及同行们借鉴参考。
4.2 D12-47井压裂途中油管脱落入井事故分析。
2011年4月8日，按调度处计划对D12-47井山2层进行氮气伴注加砂压裂，井口试压合格并完成低替作业后，提高排量座封封隔器，第一次座封后套管返水，座封失败；接着进行了两次座封，第三次座封，当泵压达到20MPa时，突然压降，同时套管起压，再次进行打压，油、套同时起压；现场分析油管可能脱落入井；请示工程处，决定上提油管查找原因，并重新组下压裂管柱。
4月8日15:00拆除井口采气树，安装紧固液压防喷器；试提井内油管，上体吨位：5吨，确认油管落井。
4月8日17:00提出落鱼以上油管60根，对提出60根油管现场检查，其中有14根油管丝扣有不同程度的损坏和被捋现象，特别是第60根油管公扣基本被捋平。
现场分析事故原因：
（1）、D12-47井最下层为马五层，属于酸压井，且含有较高浓度的H2S（放喷排液期间，经化验室人员现场取样分析，H2S浓度高达20PPm）,井筒内残留的酸液和较高浓度的H2S，造成对油管的腐蚀和脆化，降低油管的钢性。
（2）、送井油管不符合API标准，存在着质量问题，首先、油管本体标注：油管外径73mm,壁厚6.50mm；但现场测量后外径为73mm，壁厚为5.50mm,本体标注与现场实际测量不符；其次、在马五层进行试气作业时就存在多根油管丝扣磨损和损坏现象（已挑出）；4月9
日对打捞上来的288根油管进行了仔细检查，有31根油管丝扣存在不同程度的损坏和被捋现象；通过现场对油管的仔细检查，发现有关可能是翻新油管。
经现场分析，造成本次事故的主要原因是：①、井筒残留酸液和高浓度H2S对油管的腐蚀和脆化，降低了油管的钢性；②、油管本身存在质量问题，可能是翻新油管；这是本次事故的事故分析及经验教训总结。
4.3 D66-196井压裂中途油管爆裂原因分析。
7月31日华北井下202压裂队对D66-196井进行液氮伴注加砂压裂施工, 井口试压70MPa，不刺不漏；在09:55提排量座封后，压力突然下降至4MPa，环空大量出液，再次提排量环空仍然大量出液，此时压力为6MPa，现场分析原因为油管脱落或油管爆裂两种，造成压裂失败，经请示，停止压裂施工。再请示，上提管柱检查油管及工具，并更换封隔器；13:00-16:00限速上提检查井内管柱，在上提至第54根时，发现其尾部距离公扣以上15cm处，有一长18cm，宽3mm的裂缝，现场分析其裂缝是造成压裂失败的原因；16:00-23:00继续限速上提检查井内管柱，提出井内全部管柱及工具封隔器时，未发现另有损伤，封隔器无损伤；
现场分析原因最终归属于油管质量问题。
4.4 打桥塞失败井次分析
4.4.1 D12-60井打桥塞失败成功试压未能试住原因分析。
2011年7月27日19:00-28日12:00 按设计要求组下打桥塞管柱，7月28日12:00桥塞下到设计砂面位置，完成桥塞座封井深2797.33m。7月28日12:00-13:00 配合HB-1401固井队打桥塞作业，从油管投φ38.1mm钢球，正循环打压，排量200L/min，打压至22MPa时桥塞打掉；上提5米悬重正常，下探桥塞加压1.5吨桥塞无位移，确认桥塞打掉；28日13:00-18:00对桥塞进行试压，排量170L/min，入井液量1.2m³，泵压4.2MPa，反复打压五次,泵压上涨平缓（备注：更换水泥车后打压，泵压仍然上涨平缓），现场分析：可能桥塞没有完全座封；申请工程处批准更换桥塞；7月30日6:00提出全部打捞桥塞柱296根，桥塞出井（经检查：桥塞3块胶皮全部完好无损，且
外表无刮痕）；现场分析事故原因：
（1）、数据核对：现场组下打桥塞管柱296根，桥塞座封井深2797.33m，与桥塞设计位置相近的套管节箍位置：2794.5m/2805.3m，桥塞座封位置距最近套管节箍为-2.83m，排除桥塞胶皮坐到套管节箍上的可能性；
（2）、D12-60井山2气层组下打桥塞管柱的时间为7月27日19:00-28日12:00，共计17小时，组下管柱296根及桥塞，平均下钻速度为：17.5根/h，实际下钻速度符合《试油气安全操作规程》中要求的25根/h，排除因下钻速度过快降低桥塞座封稳定性的影响。
（3）、D12-60井井深结构为直井，排除在组下管柱时在造斜点以下桥塞磨损降低座封稳定性的影响。
（4）、桥塞本身存在质量问题：桥塞出井后现场进行了仔细检查，三块胶皮完好无损，桥塞表面无刮痕，桥塞卡瓦牙未张开且无磨损迹象。
经现场分析，造成本次桥塞试压不合格的原因是：桥塞本身存在质量问题，桥塞在井内没能完全座封，导致试压失败。这是本次事故的事故原因分析及经验总结，谨请领导审阅和同行们借鉴参考。
4.4.2 D66-205井打桥塞失败原因分析。
现场情况介绍
D66-205井太2层10月5日完成填砂、侯沉,10月6日完成打桥塞、桥塞试压作业，完成桥塞面位置2844.90m(第297根方入1.1m)；10月11日008射孔队上井射孔，校深桥塞面位置2829.8m,与前期打桥塞探到的桥塞塞面位置相差15.1m,留有口袋3.8m,无法进行射孔作业；经请示工程处指示打捞桥塞，冲砂，重新打桥塞；
现场分析事故原因
1、现场管理不到位是本次事故出现的主要原因，我队领导负有不可推卸的责任；
2、其次出现本次事故直接责任是现场技术员的疏忽大意，责任心不强，违反了技术员职责中的“入井工具、数据核算及油管接收等记录工作”要求造成的。导致入井油管数据出现错误，少下一根填砂管柱，是出现本次井内事故的主要原因；
3、出现本次事故另一原因：加砂计量不准确，累计加砂量出现误差；本次加砂口袋110m，加沙量1.34m³，加砂计量不准确，导致砂面上移3m左右；
4、打桥塞时，探到砂面上提2m,正打压桥塞打掉，打桥塞管柱探桥塞面，桥塞上移2.3m；
5、经过与射孔对两次比对桥塞面数据，实探到的桥塞面位置与射孔队校深桥塞面位置误差3.6m左右。出现此误差可能的原因：一是丈量油管小数点后两位有误差，其次是2850m的油管伸长量大概在2m左右。
以上是本次事故的事故原因分析及经验总结，谨请领导审阅和同行们借鉴参考。
综上所述，我队今年事故井5例，其中因工具本身质量问题造成事故井4例，技术问题事故井1例。这让我们认识到不仅要严把入井工具质量关，更要提高自身的专业知识水平。俗话说“没有金刚钻，不揽瓷器活”，这就说明技术的关键性与重要性。争取做到“层层出高产，井井创精品”，技术工作万无一失是首要保障。所以技术的尽善尽美和与时俱进的创新是日后我们奋斗的目标及方向。
5、下步工作重点
1、增强责任心
树立技术标杆，发扬每位技术人员吃苦耐劳精神。增强大家责任心。在工作之余加强学习，正确认真对待每一项工作，按时出勤，有效利用工作时间，坚守岗位。保证能够按时完成上级领导安排的每一项施工任务。我们队的技术员比较年轻，经验不足，但对待工作丝毫不敢怠慢马虎。
2、改进工作方式方法
⑴、工作方法：把工作中的得失和每次出现的问题记下来以便吸取经验教训，遇到疑难问题要及时查阅相关资料并与他人沟通，耐心的听取他人提出的建议。在平常工作中要多了解工程程序、步骤，便于今后更好的服务于工作。
⑵、工作方式：在进行每一项施工任务前，先摆正自己态度，树
立工作目标，然后再投入到生产活动中去，在施工过程中要经常提醒自己不能犯错。
6、结语：
综上所述，将我队2011年技术工作总结整理如下： （1）、工作量
目前我队已完成试气层次45层，完成去年全年工作量的113%（去年全年完成40层）。
（2）、新工艺、新纪录
我队今年8月份施工的DP7井，属于筛管完井的老井，是大牛地气田首次使用国内压裂工具，在不动管柱情况下成功完成3段水力喷砂射孔压裂，压裂后地面无阻流量2.5万方每天,是改造前气产量的10倍以上，开创了大牛地气田水平井（筛管完井）压裂改造成功的先河；
我队今年 5月份施工的DPS-5井山1层，地面无阻流量7.7万方每天 ，比压裂投产设计中的产能预测无阻流量高出2倍多，实现了水平井气产量的重大突破；6月份施工的D66-167井太1层，地面无阻流量突破14.6万方每天，比压裂投产设计中的产能预测无阻流量高出6倍多，实现大牛地气田奥陶系马家沟组太1层出大气零的突破；9月份施工的D66-172井本溪组气层，是大牛地气田首次对奥陶系马家沟组本溪组气层进行开采，首次开采实现了压裂后自喷，地面无阻流量突破1.1万方每天，为以后开采本溪组气层奠定了基础。
（3）、施工时效、优良率、货币工作量
今年我队出队以来，在队伍管理上做了重大调整，合理安排，生产无缝连接，目前已完成试气层次45层次，施工时效89.7%，比去年提高了5%个百分点；出队至今完成货币工作量834万，完成去年全年货币工作量的130%（去年全年完成626.52万）；至今进行了7次工作量验收，共累计验收43层次，优秀39层，良好4层，优秀率91%，优良率100%；
（4）、打桥塞一次成功率及打捞一次成功率
出队以来我队共有9层次打桥塞，由于各种原因导致打桥塞失
败，打桥塞成功率67%；吸取打桥塞失败原因，实现桥塞一次打捞成功率100%。
在今后的工作中，×××队技术团体一定会以技术管理与创新应用为重点，严把工程质量控制关，竭尽全力，迅速执行，全面推进项目部各项工作的开展，及时完成领导交给我们的工作任务，为明年大牛地大会战的顺利开展打好坚实基础。
××××队 2011-12-10
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