(A3版)提高埕南超稠油區(qū)塊油井開井時率2012.9月

1、QC成果材料提高埕南超稠油區(qū)塊油井開井時率河口采油廠2012年質量管理成果材料提高埕南超稠油區(qū)塊油井開井時率小組注冊號：HK2012080小組類型：現場型發(fā) 布 人：劉鳳臣工藝所機采QC小組河口采油廠工藝研究所機采室前 言超稠油，國外又叫“重油”，其定義為：溫度為50攝氏度時，動力粘度大于50000mPa.s的稠油。超稠油的開采是一個世界級難題，目前國內已經探明難動用超稠油儲量目前尚有5億多噸，其中勝利油田1億多噸。隨著常規(guī)原油資源的日益減少，超稠油開發(fā)越來越受到人們的重視，這種儲量高達1億多噸的烴類資源將逐漸成為勝利油田上產的主要接替陣地。埕南91塊及埕911塊的超稠油是整個河口采油廠乃至整

2、個勝利油田原油粘度最高的井，該塊油井在50攝氏度時，脫氣原油粘度在20104mPa.s，油層埋藏較深，約1900米至 2100米左右，儲層存在非均質性，泥質含量較高（11%-28%），油層開采難度大。由于原油粘度高，確保油井平穩(wěn)正常生產成為超稠油開發(fā)的重要工作，如何保證超稠油區(qū)塊油井開井時率，是區(qū)塊開發(fā)水平的重要指標，所以提高埕南91塊及埕911塊油井的油井開井時率是該塊開發(fā)的重點工作。油井開井時率為實際生產天數與日歷天數的比。 目 錄一、小組概況：3二、選題理由：4三、現狀調查：4四、活動目標：6五、原因分析：11六、要因確認：13七、制定對策：19八、對策實施：20九、效果檢查：24十、鞏

3、固措施：25十一、活動體會及下步打算：26一、小組概況：1、小組簡介建組時間2012年1月3日小組名稱工藝所機采QC小組注冊時間2012年1月課題類型現場型提高埕南超稠油區(qū)塊油井開井時率注冊編號HK2012080TQM取證率100%活動時間2012.12012.9活動情況2次/月活動方式集中與分散相結合小組成員10人圖1：小組簡介圖制圖人：劉鳳臣 時間：2012年1月3日2、小組成員： 表1：小組成員表序號姓名性別年齡文化程度程度職稱組內職務職務組內分工分工1劉鳳臣男30大學工程師組長活動組織2遲洪利男43大學高級工程師副組長綜合分析3莊棟男39大學高級工程師副組長活動組織4程永紅女30大學工

4、程師組員資料錄取5李彬男26大學助理工程師組員資料錄取6高強男25大學助理工程師組員質量監(jiān)督7盧新甫男40大學高級工程師組員現場施工8趙德林男35大學工程師組員現場施工9曹陽男27大學助理工程師組員現場施工10魏長林男26大學工程師組員現場施工制表人：程永紅 制表時間：2012年1月日二、選題理由河口采油廠的超稠油區(qū)塊埕91塊和埕911塊，共有超稠油井38口，開井28口，日產液量836方，日產油量232.4噸，綜合含水72.2%，占全廠產量的3.3%，超稠油的開發(fā)逐漸成為我廠上產的主戰(zhàn)場。從2010年埕南91塊及埕911塊超稠油井逐步投入開發(fā)以來，我廠已經逐步形成了一套較完善的超稠油開發(fā)的管理

5、體系：HDCS注汽熱采、電熱桿降粘舉升、地面升溫、日常管理及停井應急預案。但是隨著超稠油區(qū)塊的全面開發(fā)，超稠油區(qū)塊油井開井時率僅為76.9%，相對采油廠平均95%的油井開井時率，有不小的差距，這影響超稠油區(qū)塊油井產量，所以提高超稠油井的油井開井時率，具有很大的現實意義。因此，我們QC小組把提高埕南超稠油區(qū)塊油井開井時率作為本次活動課題。三、現狀調查：2011年埕東超稠區(qū)塊油井開井時率僅為76.9%，約影響產量1.4萬噸，拋除注汽轉周影響的時率，2011年油井開井時率為86.8%(見表2)：表2 埕南超稠油井油井開井時率統(tǒng)計表井號生產時間(天)日歷天數（天）注汽時間（天）油井開井時率%油井開井時

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 合計4630.8 6018594 86.876.9 制表人：程永紅 制表時間：2012年1月10日對2011年埕91塊和埕911塊的超稠油油井，影響開井的因素進行統(tǒng)計，導致油井停井的問題調查表（見表3）。表3 超稠油井問題調查表序號問題名稱頻次比例（%）單次累計單次累計1空心桿故障212145.65%45.65%2電纜故障163734.78%80.43%3井場道路條件不具備4418.7%89.13%4地

10、面流程問題54610.87%100%合計46100%制表人：莊棟 制表時間：2012年1月11日根據表3，做出埕南超稠油井存在問題餅分圖（見圖2）。圖2 埕南超稠油井存在問題餅分圖制圖人：盧新甫 時間：2012年1月11日通過以上圖表可以確定：空心桿故障和電纜故障是導致我廠超稠油井油井開井時率低的主要問題。四、活動目標：（一）、制定目標針對目前埕南超稠油區(qū)塊油井開井時率較低的現狀，通過細致的研究分析，改進電熱桿舉升工藝，降低空心桿及電纜故障頻次，提高現場管理水平，我們的目標是將埕南超稠油區(qū)塊油井開井時率由86.8%提高到92%（見圖3）： 圖3 活動目標柱狀圖制圖人：李彬 時間：2012年1月

11、12日目標依據： 1、采油廠下達開井時率指標為95%，超稠油井開井時率遠遠達不到采油廠要求。 2、會戰(zhàn)要求提高油井開井時率，增加原油產量。 3、現場要求降低工人勞動強度，減少處理故障頻次；（二）、目標可行性分析1、對埕南超稠油油藏特點的調查河口深層特超稠油區(qū)塊埕91塊和埕911塊，埕91塊含油面積1.02km2，地質儲量260104t，東二段埋深17701820m，孔隙度平均26.6%，滲透率平均127010-3m2，含油飽和度平均63.1%，80原油粘度10000mPa.s。埕911塊含油面積0.5Km2 ，地質儲量135104t ，Ng10砂組埋深16001700m，孔隙度平均29%，滲透

12、率平均94610-3m2，含油飽和度平均63.1%，80原油粘度6252mPa.s 。通過現場取樣觀察，原油在地面常溫常壓下為黑色固體，常溫系統(tǒng)下無法進行管網輸送。2、對超稠油進行粘度與溫度之間關系的調研我們通過對埕南91-平1井取樣進行試驗。試驗方法：在不同溫度下對埕南91-平1井的原油粘度進行測試。（見表4）表4 埕南91-平1井溫度與粘度關系數據表溫度（）地面粘度（Pa.s）溫度（）地面粘度（Pa.s）606710095253065368001001750702500012537875132001501218091001754985569020025903810制表人：劉鳳臣 制表時間：

13、2012年1月13日根據埕南91-平1井溫度與粘度關系數據表，制作出了超稠油井粘溫曲線，見下圖。圖4超稠油粘溫曲線圖制圖人：劉鳳臣 時間：2012年1月13日試驗結果（見圖4）：由上圖不難看出，當溫度由60上升到80左右的時候原油粘度下降明顯，達到10000Pa.s，隨著溫度的繼續(xù)升高，粘度變化不明顯，確定拐點溫度為80。所以原油溫度在井筒舉升過程以及地面運輸過程中，確保原油溫度達到80左右，能夠確保超稠油井的正常生產。3、對目前超稠油區(qū)塊開發(fā)工藝的調查對埕南超稠油井的開發(fā)我們應用了先進的HDCS技術，該項技術是勝利油田領先國際石油開采領域的先進技術，HDCS的全稱是超稠油強化開采技術，其中H

14、代表水平井，D代表降黏劑，C代表二氧化碳，S代表蒸汽。先進的開發(fā)技術有效的提高了注汽效果，加大了蒸汽吞吐驅油面積，是超稠油井持續(xù)穩(wěn)產的前提保障的應用是超稠油油藏開發(fā)的前提。超稠油插管密閉注采一體化工藝，它有效減少了注汽后作業(yè)對地層造成的冷傷害，確保原油由地層進入井筒后，起到了保溫的作用。超稠油插管密閉注采一體化舉升配套模式：由密封插管+高溫插管封隔器+高真空隔熱油管+桿式泵等配套工具組成。管柱由密封插管及插管封隔器為核心，分為留井管柱和生產管柱兩部分， 留井管柱：高溫插管封隔器+投球安接+隔熱管+注汽安接+隔熱管+油管+喇叭口； 生產管柱：隔熱管+桿式泵泵座+兩根新型隔熱補償管+反洗閥+密封插

15、管。舉升管柱：加熱電纜+空心桿（配套雙向保護接箍）+桿式泵圖5 埕南超稠油密閉插管注采一體化管柱制圖人：程永紅 時間：2012年1月15日4、對超稠油井應用的空心桿進行調查埕南超稠油插管密閉注采一體化舉升管柱應用的空心桿為順鑫公司的空心桿，該空心桿采用為摩擦焊工藝，接箍和接頭分別和本體焊接在一起，管柱使用的空心桿雙向抗磨接箍為三和公司生產，空心桿高溫密封圈由長龍公司生產，空心桿按照空心抽油桿標準生產。圖6 空心桿配套管柱制圖人：程永紅 時間：2012年1月16日5、地面管理加熱體系調查埕南超稠油井通過加熱電纜、加藥、干線爐升溫三個方面進行一體化管理。加熱電纜：在井筒內用電熱桿為井筒加熱，保證原

16、油從泵吸入口抬升至地面時的溫度。當溫度低于77時，調整電熱桿電流，提高井筒溫度，加熱電纜為濟南華聯(lián)生產。加藥：井口安裝連續(xù)加藥裝置，連續(xù)的加降粘劑，從而降低原油在管線中的粘度。干線爐：為保證埕南超稠油井溫度，我們在干線上加了干線加熱爐，為外輸稠油進行了二次升溫，有效降低了井口回壓，確保了稠油井的正常生產。加熱電纜升溫在超稠油井舉升過程中，能夠確保溫度達到80，所以確保電熱桿正常運行，能夠保證超稠油井正常運行，有效提高油井開井時率。6、實現目標的依據（1）埕南超稠油開發(fā)屬于采油廠近年來開發(fā)的重點，單井費用投入高，單井產量高，埕南超稠油區(qū)塊產量是采油廠完成全年原油生產任務的保證，提高區(qū)塊油井的開井

17、時率，不僅提高區(qū)塊油井的貢獻度，而且降低作業(yè)材料費用，各級領導都很關注該課題的進展情況，廠領導多次組織會議，聽取該課題的進展匯報，從上到下各級領導都大力支持活動的開展。（2）小組成員都是生產崗位上的骨干力量，平均崗位工作年限11年，具備豐富的專業(yè)知識和實踐經驗，參加QC活動平均年限在5年以上，完成并發(fā)布過多項QC成果，并且都是直接參與埕南超稠油開發(fā)，并負責方案設計工作，具有得天獨厚的優(yōu)勢。（3）目前我們小組同采油院廣泛合作，采油院給予技術支持，對比采油廠油井的平均開井時率，超稠油區(qū)塊油井的開井時率有很大的提高潛力。因此，我們有足夠信心完成以上課題。五、原因分析：針對導致我廠超稠油井油井開井時率

18、低的兩個主要問題（“空心桿故障”、“電纜故障”），小組全體成員進行而全面深入的分析，并繪制出如下關聯(lián)圖。圖7 導致超稠油井“空心桿桿故障”和“電纜故障”因素關聯(lián)圖分析人：劉鳳臣、莊棟、遲洪利、趙德林、程永紅、李彬、李大偉、盧新甫、高強、曹陽、魏長林 繪圖人：劉鳳臣 分析時間：2012年1月20日通過關聯(lián)圖分析，我們得出如下結論:導致埕南超稠油井“電熱桿故障”和“電纜故障”的末端因素有14項，表5表5 末端因素統(tǒng)計表序號末端因素1空心桿未分類管理2空心桿偏磨3空心桿密封圈失效4生產參數不合理5作業(yè)施工質量差6空心桿質量不合格7電纜三通故障8系統(tǒng)停電9溫度監(jiān)控不及時10電熱桿控制柜壞11電機燒皮帶

19、12電機控制柜燒13缺少生產應急預案14抽油機不平衡六、要因確認：確定要因為四個：空心桿未分類管理，空心桿密封圈失效，電纜三通故障，現場溫度監(jiān)控不及時。 末端因素1：空心桿未進行分類管理確認方法：現場調查空心桿發(fā)放記錄。驗證內容：2011年空心桿混發(fā)造成空心桿故障的頻次。驗證過程：2011年我廠空心桿主要在摻水井及電熱桿井上應用，由于超稠油井粘度及溫度均較高，對空心桿的要求也相對較高，因此要求使用的修復空心桿不能為摻水桿或者使用時間過長的空心桿。表6 空心桿混發(fā)情況統(tǒng)計表序號井號故障原因頻次1埕南91-平1空心桿混發(fā)22埕南91-平2空心桿混發(fā)23埕南91-平28空心桿混發(fā)14埕南91-平32

20、空心桿混發(fā)15埕南91-平40空心桿混發(fā)26埕南91-平8空心桿混發(fā)37埕南911-平2空心桿混發(fā)28埕南911-平3空心桿混發(fā)3合計8口16井次2011年由于空心桿未進行分類管理，新舊混發(fā)，造成的空心桿故障共有8口井，16井次，占空心桿故障的76%。確認結果：要因。驗證人：莊棟 驗證時間為：2012年1月21日-2012年2月3日末端因素2：空心桿偏磨確認方法：現場調查對起出空心桿進行觀察測量。驗證內容：2011年超稠油井空心桿起出后觀察是否偏磨，偏磨程度如何。驗證過程：通過對埕南超稠油井現場跟蹤觀察，結合作業(yè)隊施工總結，僅發(fā)現偏磨1井次，埕南91-平28井由于偏磨造成空心桿進油。確認結果：

21、非要因。驗證人：高強 驗證時間為：2012年1月22日-2012年2月5日末端因素3：空心桿密封圈失效確認方法：現場調查對起出空心桿密封圈進行觀察。驗證內容：2011年超稠油井空心桿密封圈起出后觀察是否有破損、掉落等導致空心桿進油的狀況。驗證過程：上井跟蹤觀察埕南超稠油井起出空心桿密封圈情況，共計調查21井次，其中空心桿密封圈破損或掉落造成空心桿進油共計12口井，共計14井次，沾空心桿故障的67%。圖8 埕911-平2井密封圈斷繪圖人：劉鳳臣 時間：2012年1月25日表7 密封圈失效情況統(tǒng)計表序號井號故障原因頻次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合計12口14井次確認結果：要因。驗證人：曹陽 驗證時間為：2012年1月28日-2012年2月6日末端因素4：生產參數不合理確認方法：現場調查對超稠油井生產參數進行觀察測量。驗證內容：2011年超稠油井生產參數情況是否合理。驗證過程：通過對埕南超稠油井現場參數跟蹤觀察，對抽油機型號、泵掛深度的選擇，結合功圖、液面情況，

23、得出埕南超稠油井均在合理生產參數下運行。未出現因參數不合理造成超稠油井故障停機。確認結果：非要因。驗證人：高強 驗證時間為：2012年2月3日-2012年2月15日末端因素5：作業(yè)施工質量差確認方法：現場調查施工過程。驗證內容：對施工過程進行全程跟蹤，確定施工過程符合超稠油井施工標準。驗證過程：通過對超稠油井施工過程的全程跟蹤，施工過程符合超稠油井施工標準，空心桿絲扣保護較好，密封圈安裝到位，僅一口井埕南91-平8因電纜下如過快，出現跳槽。確認結果：非要因。驗證人：魏長林 驗證時間為：2012年2月10日-2012年2月13日末端因素6：空心桿質量不合格確認方法：現場調查抽樣檢測空心桿數據。驗

24、證標準：空心抽油桿標準SY/T5550-1998。驗證內容：空心桿入井前對空心桿進行抽樣檢測，是否符合空心抽油桿標準。驗證過程：通過對應用于超稠油井空心抽油桿的抽樣測量，空心桿測量數據均達到空心抽油桿標準SY/T5550-1998，符合驗證標準。確認結果：非要因。驗證人：盧新甫 驗證時間為：2012年2月13日-2012年2月19日末端因素7：系統(tǒng)停電確認方法：現場調查生產運行記錄。驗證內容：2011年以來系統(tǒng)停電造成油井故障頻次驗證過程：通過生產運行記錄的統(tǒng)計發(fā)現，系統(tǒng)停電未造成超稠油區(qū)塊油井出現故障，根據停電預案，上報生產辦，積極搶修電路，并用泵車及時替凈管柱及管線內原油，開井時，電熱桿預

25、熱兩小時由低沖次慢慢生產。確認結果：非要因。驗證人：程永紅 驗證時間為：2012年2月16日-2012年2月18日末端因素8：電熱桿控制柜壞確認方法：現場調查生產運行記錄。驗證內容：2011年以來電熱桿控制柜壞頻次。驗證過程：通過對現場電熱桿控制柜所處環(huán)境，架高狀況以及防雨措施進行觀察，結合生產運行記錄統(tǒng)計情況，電熱桿控制柜壞共計4井次，主要為防雨措施不得當，占總故障率的8%，通過整改均已達到要求。確認結果：非要因。驗證人：李彬 驗證時間為：2012年2月12日-2012年2月18日末端因素9：溫度監(jiān)控不及時確認方法：現場調查井口溫度。驗證內容：現場對井口溫度、電熱桿電流、電壓進行測量，觀察電

26、熱桿電流是否與井口溫度相匹配。驗證過程：通過現場對29口油井井口溫度的測量，發(fā)現有12口井溫度較高，沒有及時下調電熱桿電流，有5口井溫度已經低于80，需及時上調電熱桿電流，電流過高，影響電熱桿電纜使用壽命，加熱電纜長期在高溫狀態(tài)下運行使得電纜故障幾率加大，溫度過低則達不到加熱降粘的效果，易發(fā)生桿卡、桿斷。確認結果：要因。驗證人：趙德林 驗證時間為：2012年2月16日-2012年2月20日末端因素10：電纜三通故障確認方法：現場調查電纜三通處故障次數。驗證內容：現場對電纜三通的結構、電纜三通處電纜容易燒毀的原因分析，確定電纜三通。驗證過程：通過現場對29口油井電纜三通處故障次數統(tǒng)計10次，電加

27、熱三通是連接在空心光桿上端斜向穿電纜的接頭，空心光桿在隨著抽油機往復運動時，空心光桿下部的空心抽油桿會伸縮，而加熱電纜不會伸縮，因此，加熱電纜與接頭內壁會有相對運動，接頭內壁會磨損加熱電纜，造成加熱電纜經常被損壞，需要經常更換檢修，影響油井生產，增加油井管理難度，油井經濟效益差。確認結果：要因。驗證人：趙德林 驗證時間為：2012年2月21日-2012年2月29日末端因素11：抽油機不平衡確認方法：現場調查抽油機平衡率。驗證內容：對超稠油井進行平衡率調研，平衡率在80%120%之間為合格。驗證過程：通過埕南超稠油井上下行電流測量，計算出抽油機平衡率，對29口油井逐一進行測量，達到平衡率要求的井

28、21口，不平衡的井主要是由于開井初期含水較高，平衡較輕，見油后未及時調整平衡塊重量。確認結果：非要因。驗證人：趙德林 驗證時間為：2012年2月22日-2012年2月29日末端因素12：電機燒皮帶確認方法：現場調查抽油機運行記錄。驗證內容：抽油機電機燒皮帶造成電熱桿故障的頻次。驗證過程：通過對埕南超稠油井2011年抽油機運行記錄進行統(tǒng)計，抽油機電機皮帶燒后，更換皮帶最短時間為15分鐘，最長時間為1個小時，均未造成電熱桿故障。確認結果：非要因。驗證人：盧新甫 驗證時間為：2012年2月15日-2012年2月19日末端因素13：電機控制柜壞確認方法：現場調查生產運行記錄。驗證內容：抽油機電機控制柜

29、壞造成電纜故障的頻次。驗證過程：通過對埕南超稠油井2011年生產運行記錄進行統(tǒng)計，電機控制柜壞共計16井次，主要原因為風暴潮影響，造成控制柜進水損壞，控制柜更換及時，未對電熱桿造成影響。確認結果：非要因。驗證人：劉鳳臣 驗證時間為：2012年2月18日-2012年2月25日末端因素14：缺少生產應急預案確認方法：現場調查超稠油井生產應急預案。驗證內容：檢查是否編寫了超稠油生產應急預案，預案是否行之有效。驗證過程：采油一礦以埕南91-平1井的成功管理經驗為依據，編寫了超稠油井停井生產管理應急預案，方案全面細致，達到了確保超稠油井停井后恢復正常生產的目的。確認結果：非要因。驗證人：程永紅 驗證時間

30、為：2012年2月20日-2012年2月28日七、制定對策：小組成員根據確認的 4條要因制定了相應的對策。對策一：建立空心桿分類管理制度。針對要因對策名稱對策制定負責人計劃實施時間空心桿未分類管理建立空心桿分類管理制度實現空心桿分類發(fā)放莊棟劉鳳臣2012年2月-2012年9月過去我廠空心桿新舊混發(fā)，修復桿未進行分類擺放，我們建立空心桿分類管理制度，把空心桿進行分類擺放，單獨分離出應用于埕南超稠油井的空心桿，確保應用于摻水的修復桿不再用于埕南超稠油井上。對策二：應用高溫空心桿密封圈針對要因對策名稱對策制定負責人計劃實施時間空心桿密封圈失效應用高溫空心桿密封圈把常溫空心桿密封圈更換為高溫密封圈劉鳳

31、臣曹陽2012年3月-2012年9月我廠埕南超稠油井空心桿密封圈一直應用的為常溫密封圈，該類密封圈與空心桿配合使用后過盈量較大，且耐溫性能差，在高溫狀態(tài)下塑性降低，失去密封作用，容易造成空心桿進油，通過改用高溫密封圈后，解決了由于空心桿密封圈失效造成的空心桿進油情況。對策三：建立遠程溫度監(jiān)控報警系統(tǒng)針對要因對策名稱對策制定負責人計劃實施時間溫度監(jiān)控不及時建立遠程溫度監(jiān)控報警系統(tǒng)通過遠程溫度監(jiān)控報警系統(tǒng)，及時獲得實時溫度變化情況盧新甫遲洪利2012年3月-2012年9月建立埕南超稠油井建立遠程溫度監(jiān)控報警系統(tǒng)，登錄系統(tǒng)，油井生產參數、溫度電流等數據均能實時顯示，做到了對溫度的實時全方位監(jiān)控，解決

32、了由于溫度監(jiān)控不及時使得油井發(fā)生故障的問題。對策四：研制新式電纜三通針對要因對策名稱對策制定負責人計劃實施時間電纜三通故障研制新式電纜三通研制新式電纜三通，減少電纜在三通部位的磨損。莊棟魏長林2012年4月-2012年9月研制新式電纜三通，其彎管和本體電纜插入孔的直孔中裝有耐磨襯管，耐磨襯管為非金屬材料，它的表面很光滑，硬度低。改進了電纜插入孔的上斜角度，加熱電纜穿入其內后，加熱電纜與耐磨襯管相對運動時，不會被磨損。八、對策實施：實施一：建立空心桿分類管理制度。采油廠為實施空心桿分類，專門制定空心桿分類管理制度，設定在油管廠，由作業(yè)科負責監(jiān)督，工藝所負責質量鑒定，埕南超稠油應用空心桿清洗后單獨

33、存放，避免了其他區(qū)塊摻水空心桿混入其中，避免油井因為空心桿造成的故障。根據空心桿分類管理制度，我們更好的對埕南超稠油井空心桿的使用有了全面的掌控，對入井時間較長的空心桿由于強度降低，密封性能下降，我們及時更換為新桿，舊桿修復后轉為摻水空心桿，這樣能夠延長空心桿的使用壽命，最大限度的提高空心桿的使用價值，降低成本。實施二：應用高溫空心桿密封圈圖9 焊接式空心桿及其規(guī)格尺寸制圖人：李彬 時間：2012年3月12日我廠埕南超稠油井空心桿密封圈一直應用的為常溫密封圈，其尺寸及耐溫性為：36.5mm*3.24mm，耐溫為120。而我們使用的空心桿密封槽深度為2.1mm，空心桿與常溫密封圈配合過盈量達到1

34、.24mm，且由于常溫密封圈耐溫性能最高為120，超稠油井均注汽吞吐熱采，井筒內溫度遠遠超過密封圈耐溫極限，造成密封圈塑性降低，失去密封作用，在很短的時間內造成空心桿進油。高溫密封圈其尺寸及耐溫性為：36.5mm*2.65mm，耐溫在250 ，過盈量為0.55mm，且高溫密封圈耐溫性能較好，能夠滿足空心桿密封要求，通過改用高溫密封圈后，解決了由于空心桿密封圈失效而造成的空心桿進油的情況。在作業(yè)施工過程中我們加強管理，要求作業(yè)隊必須將密封圈全部更換高溫空心桿密封圈，并且高溫空心桿密封圈完好無損方可下入井內，此外空心桿使用雙向保護接箍主要是保護隔熱管由于偏磨造成損害，但應用雙向保護接箍管柱的密封點

35、增加一倍，由于稠油有潤滑性，桿管泵處于直井段，采用慢沖次生產，桿管偏磨幾率小，因此不再應用雙向保護接箍，進一步降低了由于人為因素造成的密封圈失效的問題。實施三：建立遠程溫度監(jiān)控報警系統(tǒng)在工藝所自動化室的幫助下，采油廠建立遠程溫度監(jiān)控報警系統(tǒng)，該系統(tǒng)適用于現場生產，不受惡劣環(huán)境、作業(yè)施工等客觀因素影響，能穩(wěn)定運行且便于維護的監(jiān)控系統(tǒng)，實現了多種電參數的測量和計量，尤其是單井的電量計量，為采油生產電量管理提供了原始數據支持。每個沖程周期電流曲線的建立，可使技術人員實時了解井下運行狀態(tài)并配合工況圖對油井進行初步診斷，為抽油機正常生產提供有力保障，大大提高埕南超稠油區(qū)塊的管理水平，避免溫度因素給生產帶

36、來的不利影響，為管理直接提供支持。圖10 遠程溫度監(jiān)控報警系統(tǒng)圖制圖人：李彬 時間：2012年4月10日圖11 遠程溫度監(jiān)控報警系統(tǒng)界面制圖人：李彬 時間：2012年4月21日目前已在埕91塊25口油井安裝應用半年多的時間，經現場應用證明，設備沒有因注汽、作業(yè)施工遭到破壞，運行平穩(wěn)，數據采集準確，適合于油田大范圍推廣應用。系統(tǒng)對稠油油井溫度及開停機狀態(tài)進行實時監(jiān)控，減少因管理不及時不到位而出現的停機、停產損壞設備的現象，提高開井時率，結合埕南超稠油的地理信息系統(tǒng)，以采油礦、隊為單位的監(jiān)控畫面的建立，給生產調度搭建了千里眼，管理者能夠全面及時的掌控生產現場，信息獲取效率、突發(fā)事件響應效率得到極大

37、提升。實施四：研制新式電纜三通圖12新式電纜三通制圖人：李彬 時間：2012年5月18日電纜三通故障頻發(fā)的主要是由于電纜固定不好、三通安裝不規(guī)范、抽油機上行時三通與驢頭碰撞等原因，造成三通處電纜磨損燒斷或電纜零線線鼻子燒。為解決電纜三通故障頻發(fā)的問題，我們在規(guī)范了光桿外露、電纜三通安裝及電纜固定制度的前提下，對電纜三通做了如下的改進：1、安裝了電纜的耐磨空心光桿接頭，避免加熱電纜磨損，提高加熱電纜的使用壽命，減少油井停產和檢修，提高經濟效益。2、研制新式電纜三通，采用整體結構，其彎管和本體電纜插入孔的直孔中裝有耐磨襯管，耐磨襯管為非金屬材料，具有安裝方便的優(yōu)點。他的表面光滑，硬度低，加熱電纜傳

38、入其內后，與耐磨襯管相對運動時，加熱電纜不會被磨損，有效降低了電纜磨損程度，延長了加熱電纜使用壽命。 新式電纜三通主要具有以下優(yōu)點：防止加熱電纜磨損，解決目前電熱桿井光桿接頭處電纜經常燒斷問題，提高開井時率。具有固定加熱電纜的功能，解決目前加熱電纜的火線和零線固定困難的問題。通過以上改進措施，由于電纜三通問題造成的加熱電纜燒的問題得到了解決，起到了保護加熱電纜，降低故障頻次，提高開井時率的作用。九、效果檢查：1、目標檢查：目標實現了！QC小組人員統(tǒng)計了截止到2012年9月，我廠超稠油井拋除注汽轉周影響，平均開井時率為93.6%（附表），通過本次活動，超稠油井開井時率由活動前的86.8%，提高到

39、目前93.6%，達到了我們QC小組制定的目標。見活動效果對比圖：活動前 活動目標 活動后圖13 QC小組活動效果圖制圖人：莊棟 制圖時間：2012年9月2日2、效益分析：（1）經濟效益分析：通過一系列工作的開展實施，超稠油井開井時率提高到93.6%，增加了原油產量，降低了油井故障頻次，降低了作業(yè)井10井次，作業(yè)一口電熱桿井作業(yè)費及材料費用平均為35萬元，活動期間節(jié)約費用10井次35萬元350萬元。提高了原油產量，按平均每天生產原油210噸計算，開井時率提高93.6%-86.8%=6.8%，生產時間為365天6.8%=24.82天，增加原油產量5212.2噸，按原油2000元/噸計算，經濟效益為

40、：5212.2噸2000元/噸=1042.44萬元所以經濟效益為：350萬元+1042.44萬元=1392.44萬元(2)社會效益分析：通過延長提高超稠油井開井時率，降低了超稠油井故障率，提高了原油產量，完善了超稠油井管理體系，為超稠油井的全面開發(fā)提供技術支持，有效降低了作業(yè)頻次，減少了工人勞動強度。十、鞏固措施：經過這次活動，我們QC小組取得了顯著的效果。為了鞏固QC活動成果我們將推廣如下管理模式：1、嚴格執(zhí)行空心桿分類管理制度，加強對空心桿的管理力度，特別是超稠油井空心桿。2、超稠油井空心桿密封圈均使用耐高溫密封圈，并且嚴格按照要求確保密封圈完好無損后方可下入井內。跟蹤分析耐高溫空心桿密封圈性能，確定密封圈有效期。3、提高職工工作責任心，嚴格要求電纜固定制度，推廣使用新式電纜三通，并取得國家專利，并在全廠范圍內推廣應用，降低電纜磨損故障率。4、充分發(fā)揮遠程溫度監(jiān)控系統(tǒng)的監(jiān)控職能，時時監(jiān)測超稠油井生產狀態(tài)，及時發(fā)現并處理故障，提高埕南超稠油井的開井時率。5、加大培訓力度，提高職工對超稠油井管理能力。十一、活動體會及下步打算：通過本次活動，小組的質量意識、QC知識、解決問題的能力、團隊精神、改進意識、HSE管理等方面均比活動前有了明顯的提高，發(fā)揮了QC小組活動的積極作用。表8：職工綜合素質評估表項 目自 我 評 價活動前（分）