偏桥区套损水淹分析及治理
15.套损井预防与治理
临盘采油厂
（一）完ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ过程 高矿化度油藏
措施一 ：优化低密度水泥浆体系，提高水泥返高下限，人工井底 3000m以上的井下限为1000m。 近三年应用区块统计表
序号 1 应用技术 提高水泥 返高 应用区块 盘40-80块、盘40-斜93块、盘 40-99块、临95块、商25块 井数（口） 95 现状 平均水泥返高提高 845m，目前975m。
临盘采油厂
（三）套损原因 套变井
2、断层失稳滑移
对套管产生横向剪切作用，套管发生缩径、错断变形。
L13断块套损概况表
数量 油井 水井 套变 ( 口) 57 23 套漏 (口) 6 6 合计 (口) 63 29 套变井占套 损井比例 90.5% 79.3% 断块总井数 (口) 238 98 套变井占断块 总井数比例 23.9% 23.5%
出砂区块套变比例高于不出砂区块19.8%。
临盘采油厂
（二）套损特征 套变井
遭遇断层套变井统计表
遭遇断层井数（口） 套损位置与断点距离小于100m井数（口） 套管弯曲、缩径井数（口） 套变井占套损井比例 144 102 94 92.1%
遭遇断层井套损比例达到92.1%，离断点越近的地方越容易发生套变。
临盘采油厂
（一）完井过程 出砂油藏
措施一 ：完井套管射孔井段上、下100m套管壁厚由7.72mm增加到
9.17mm，套管钢级由J55或N80钢级增加到P110级。
措施二 ：采取先期防砂，增加地层胶结强度，降低套管有效工作应力。 措施三 ：射孔工艺采用有枪身射孔弹，60度相位角孔密小于16孔/m 。 近三年应用区块统计表
江家店油田 临南油田
日产1233t，影响日注15848m3，损失
套损区注采系统完善效果分析
套损区注采系统完善效果分析作者：徐井峰来源：《中国科技博览》2015年第12期[摘要]对大庆油田套管损坏原因的分析表明，超压注水、注采不平衡导致泥岩、页岩浸水和层间压力差异大是引起套损的主要原因。
针对套损情况，从确保套管承载能力和降低套管所受外部载荷两个方面系统地提出了在套管井寿命周期内和油田开发全过程中的套损预防对策。
实践表明，提高套管强度和质量、提高固井质量和应用防窜、封窜技术是预防套损的根本，通过注采系统调整合理注水，降低不均衡层间压差是预防套损的关键。
[关键词]套损，注采系统，套管强度，封窜，合理注水中图分类号：TE358 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）12-0128-011、前言大庆油田A开发区在开发过程中分别在1986年和1997年出现两次非油层部位套损高峰期。
之后，在非油层部位套损得到了有效控制的同时，油层部位套损速度有所加快，致使1999年套损井数达到了第三次高峰期。
针对套损对注采系统造成的破坏，1992年以来，先后对三个套损严重区块的注采系统进行了完善，在恢复油层压力、增加可采储量、减缓产量递减和控制含水上升速度等方面取得了较好的调整效果，为高含水后期A开发区进行注采系统完善工作提供了成熟的经验。
2、套管损坏成因、特点及对油田的影响2.1 套管损坏成因和特点2.1.1非油层部位套损主要集中在嫩二段底部油页岩。
该层套损主要原因：①与岩性有一定的关系。
嫩二底有10m左右的油页岩，在全区稳定分布，富含蒙脱石，吸水后其体积膨胀较大；且层理面发育，有助于注入水的迅速浸入，形成不断扩大的浸水域使套管受剪切损坏。
②部分注水井固井质量差导致注入水上窜进入嫩二底油页岩是诱发嫩二底套损的主要原因。
③错断嫩二底套损特点为“四个集中”：一是套损井平面分布集中，二是套损层位集中，三是套损时间集中，四是套损类型集中。
2.1.2油层部位套管损坏成因及特点A开发区油层部位套管损坏主要与异常高压层有关。
浅谈油田注水井套损的原因及治理优化
浅谈油田注水井套损的原因及治理优化摘要:在油田开采过程中可能会因为高压注水、压裂技术使用不当、防腐蚀措施不到位等原因出现井套损现象，这一问题会直接的影响到油田的水驱开发效果。
本文在对于油田注水井套损的原因进行分析的同时，探讨了可行的油田注水井套损的治理优化策略。
关键词:油田注水；井套损；原因；优化策略1、油田注水井套损的原因分析油田注水井套损的原因有很多，以下从地质原因、高压注水原因、施工作业原因、腐蚀原因等方面出发，对于油田注水井套损的原因进行了分析。
1.1 地质原因油田注水井套损在很多情况下都是因为地质原因所导致。
较为常见的地质因素多包括有断层活动、泥岩蠕变、地层出砂等应力因素。
在这一过程中诸如断层等因素对套损井的影响是深远的，并且在油田的开发过程中断层活动也属于直接造成套管损伤的重要因素。
其次，因为存在着吸水后岩石的膨胀和蠕变的情况，这回在很大程度上改变了泥岩的力学性质和应力状态，最终导致泥岩的位移和变形并导致了套管的变形、损坏地层出砂易导致套管弯曲。
1.2 高压注水原因油田注水井套损与高压注水的不当有着密切的联系。
通常来说高压注水会在很大程度上造成套管损坏。
如果存在这种情况则会在很大程度上破坏原地层的应力平衡，最终使套管应力不均匀和套管的严重变形。
其次，高压注水原还会在很大程度上导致整个断块的注采井网瘫痪，最终影响到油田本身整体的稳定性。
1.3 施工作业原因油田注水井套损多是施工作业不规范所导致。
一般而言工程施工方面的因素有很多，并且在长期完井和开发过程中容易受到生产压差和注水压差的影响，从而造成套管的损坏。
其次，如果存在着固井质量差和水泥环质量差的情况则有可能会造成套管受非均匀载荷破坏。
因此施工人员在施工和射孔过程中应当合理的控制射孔密度，从而能够避免不合理地选择和及时控制套管强度。
1.4 腐蚀原因各种腐蚀因素带来的负面影响是深远的。
因为矿化度会在很大程度上产生腐蚀影响，并且盐类也会对于套管产生不同程度的电化学腐蚀。
套损井的形成原因及防范措施
套损井的形成原因及防范措施摘要：随着开发时间的延长，套损井所占比例越来越高，成为制约油田稳产和高效开发的不利因素。
因此我们在对套管损坏机理原因分析以及研究的基础上，结合井筒现状、剩余地质储量和井网完善程度，合理优化和配套套损井治理和维护技术，树立了治理和维护相结合的操作办法，采取调整维护方式、合理设计泵挂深度、合适井下工具选择等方式多元化的维护治理套损井，使得套损井的免修期有了不同程度的提高。
关键词：套损井；维护方式调整；泵挂深度；免修期1.前言油水井投产后随着井的生产时间的不断延长，开发方案的不断调整和实施，特别是实施注水开发的油藏，由于不同的地质、工程和管理条件，油、气、水井套管技术状况将逐渐变差，甚至损坏，使油井不能正常生产，以致影响油田稳产。
截止2018年12月份，我厂累计发现套管损坏井1237口，占投产总井数的19.7%，其中油井套损627口，占油井总数的14.4%；水井套损610口，占水井总数的31.7%。
通过对近些年油田开发资料统计、分析、研究表明：导致油水井套管损坏的因素概括为地质因素和工程因素两类，其中地质因素有以下七种：泥岩吸水蠕变和膨胀、油层出砂、岩层滑动、断层活动、盐岩坍塌和塑性流动、地震活动、油层压实；工程因素有五种：套管材质问题、固井质量问题、射孔对套管损坏的影响、井位部署的问题、高压注水。
其中地质因素是导致油水井套管技术状况变差的客观条件，这些内在因素一经外部因素（比如：注入的高压水窜入泥页岩层）引发，使局部地区应力产生巨大变化，区块间产生较大压差，转移到套管上，使之受到严重损坏，导致成片套管损坏区的出现及局部小区块套管损坏区的出现，严重干扰油田开发方案的实施，威胁油田生产，给作业、修井、修井施工增加极大的难度。
当今，越来越多的的强化采油措施应用于油田生产，如高压注水、压裂、大型酸化、注蒸气等工程技术措施。
这些强化采油措施一方面提高油田产量，取得了明显的经济效益，另一方面也使油水井套管的工作环境不断恶化，诱发各种地质因素对套管的破坏作用。
桥梁水毁修复施工方案(3篇)
第1篇一、工程概况本工程位于某市某区，全长2.5公里，为双向四车道高速公路。
近年来，由于连续强降雨，导致桥梁部分构件出现水毁现象，严重影响行车安全。
为确保行车安全，降低事故发生率，决定对水毁桥梁进行修复施工。
二、修复工程范围1. 桥梁主体结构：包括桥墩、桥台、梁体等。
2. 桥面系：包括桥面铺装、伸缩缝、排水设施等。
3. 辅助设施：包括栏杆、照明设施、标志标线等。
三、修复施工方案1. 施工准备（1）组织机构：成立修复工程指挥部，下设施工、监理、质量、安全、物资等小组。
（2）人员配置：根据工程规模和施工要求，合理配置各类施工人员。
（3）施工设备：根据施工需求，配置足够的施工设备，确保施工顺利进行。
（4）施工材料：提前采购各类施工材料，确保施工过程中材料供应充足。
2. 施工工艺（1）桥梁主体结构修复1）桥墩修复：对受损的桥墩进行加固处理，采用碳纤维加固、钢筋加固等方式。
2）桥台修复：对受损的桥台进行加固处理，采用碳纤维加固、钢筋加固等方式。
3）梁体修复：对受损的梁体进行加固处理，采用碳纤维加固、钢筋加固、预应力加固等方式。
（2）桥面系修复1）桥面铺装：对受损的桥面铺装进行修复，采用沥青混凝土或水泥混凝土重新铺设。
2）伸缩缝：对受损的伸缩缝进行更换，确保伸缩缝功能正常。
3）排水设施：对受损的排水设施进行修复，确保排水顺畅。
（3）辅助设施修复1）栏杆：对受损的栏杆进行更换，确保栏杆牢固、美观。
2）照明设施：对受损的照明设施进行更换，确保照明效果良好。
3）标志标线：对受损的标志标线进行修复，确保行车安全。
3. 施工进度安排（1）施工准备阶段：10天（2）桥梁主体结构修复阶段：30天（3）桥面系修复阶段：20天（4）辅助设施修复阶段：10天（5）验收阶段：5天总计：85天4. 施工质量控制（1）严格按照施工规范和设计要求进行施工，确保工程质量。
（2）加强施工过程中的质量检查，发现问题及时整改。
（3）对施工过程中的关键工序进行抽样检测，确保施工质量。
浅谈高速公路路基水毁的成因与防治措施
浅谈高速公路路基水毁的成因与防治措施摘要：我国高速公路通车里程位居世界首位，在管养过程中常会遇到路基水毁问题，给高速公路养护工作增加很大困难。
本文结合多年工作经验，重点分析高速公路路基水毁的形式与成因，并提出相应的防治措施，确保高速公路的运营安全。
关键词：高速公路；路基水毁；防治我国经济社会迅猛发展，高速公路建设进入新的发展阶段，各地高速公路管理养护工作能为重中之重。
在我国多雨地区、山区丘陵等地方，高速公路管养过程中常遇到路基水毁的现象。
水毁现象的出现，轻则边坡冲刷塌陷，重则路基路面下沉严重影响行车安全。
水毁病害的成因，既有环境、气候等外在因素，也有设计施工阶段的影响，也有养护措施不到位造成的。
本文对高速公路常见的水毁现象进行总结，分析研究水毁病害产生的本质原因，从不同角度提出相应合理可行的防治措施，为高速公路养护管理提供参考经验，保证了高速公路的安全运营。
1高速公路路基水毁常见形式高速公路线路较长，地质条件又不尽相同，路基水毁表现出来的形式又各有不同，经过总结常见的路基水毁形式有：（1）路基边坡滑塌。
沿河路基边坡的坡度相对较大，由于水流冲刷的影响，坡脚填料被水流带走。
长此以往，路基边坡的稳定性极度弱化，进而出现滑塌的问题。
（2）路基边坡滑移。
路基在水流冲刷非常严重的区段中，或路基区域没有设置防护手段，河水就会一直冲刷路基边坡坡脚，因为长时间的冲刷使路基处于掏空的状态，在行车荷载作用下，路基会始终沿着某一破裂面产生向外滑移的现象，并且形成严重的缺口。
（3）路基沉陷。
由于被水流长时间浸泡，路基填料强度弱化，并且由于行车荷载的影响，路基处于严重的沉陷状态。
就沥青混凝土路面而言，主要是路面沉陷、波浪问题相对严重，这就会导致车辙的产生。
另一种是路基坍塌，路基的土体或者沿线的山体遇到水之后可能会发生软化的现象，在重力的作用下会发生坍塌现象，容易造成严重的安全事故。
2高速公路路基水毁的成因2.1水文环境问题如果在含水量较大的位置建设高速公路，需着重注意高速公路路基的建设。
南三区油水井套损原因分析及预防措施
南三区油水井套损原因分析及预防措施南三区油水井是我国石油勘探生产的关键设施，其安全稳定运行对于保障国家能源安全和经济发展至关重要。
在油水井的运营过程中，由于各种原因导致的套损问题一直是一个较为常见的难题。
为了有效预防和减少南三区油水井套损问题的发生，有必要对套损问题的原因进行深入分析，并制定相应的预防措施。
1. 接口腐蚀在油水井的运行过程中，由于介质的腐蚀作用，套管与管接头之间的接口易受到腐蚀，导致接口腐蚀而套损。
2. 井温井压在井温井压的作用下，套管材料易受到相应的压力和温度影响，容易产生蠕变和疲劳破坏，从而导致套损问题的发生。
3. 钻井施工质量钻井施工过程中，操作人员的技术水平、设备的质量、施工操作是否规范等因素都会直接影响到套管的质量和使用寿命。
4. 井下工艺操作井下工艺操作不当、操作人员经验不足、设备老化等因素也会导致油水井套损问题的发生。
5. 环境因素南三区油水井所处的地理环境、气候条件、地质构造等因素也会对套管材料产生一定的影响，从而引发套损问题。
6. 维护管理不到位油水井的维护管理不到位、检修周期不合理、维修材料质量问题等因素也会间接导致套损问题的发生。
二、南三区油水井套损预防措施1. 优化套管材料选用高强度、抗腐蚀、耐高温的套管材料，并加强对材料的质量控制，提高套管的抗腐蚀性和耐热性。
2. 定期检测和评估定期对井下套管进行检测和评估，及时发现套损隐患，加强对井下环境的监测，有效预防套损问题的发生。
3. 加强施工质量管理提高施工人员的技术水平，加强对施工设备的管理和维护，确保施工过程中的质量和规范。
4. 优化井下工艺操作加强对井下工艺操作的管理和规范，提高操作人员的操作水平和经验，确保井下工艺操作的安全可靠。
6. 完善维护管理体系建立健全的油水井维护管理体系，制定合理的维护周期和维护计划，确保油水井的安全稳定运行。
水电站厂房水淹风险分析及防范措施
水电站厂房水淹风险分析及防范措施摘要：水电站厂房水淹风险，是诱发水电站厂房危险事故的重要因素。
本文以水电站厂房风险分析以及防范举措为主要研究对象，针对水电站厂房水淹问题进行多角度、多层次、多内容的论述和分析，结合笔者多年从事水电站厂房风险防控领域的实践经验，提出一系列行之有效的风险防范举措和应用管控办法，助力从事相关领域的科研人员给予力所能及的帮助和支持。
仅供参考。
关键词：水电站；水淹风险；防范举措引言：水电站厂房水淹事故，是影响水电站安全性的重要内容。
一方面，水电站厂房设有大量的设备和人员，水淹事故发生后会直接或者间接引发一系列的风险，另一方面，水电站厂房的安全保障体系，是降低水电站厂房运行风险的重要举措，需要从水电厂的排水系统、安全保障体系等一系列内容中进行实施和应用。
1.水电站厂房排水系统水电站厂房排水系统，是降低厂房水淹风险的重要举措，需要根据水电站不同环境的客观需求进行选择和设定。
厂房排水系统的选择和设定，需要考虑水电站的安装位置、引水方式以及堤坝的建设形式等。
通常，水电站厂房排水系统包括检修排水系统、渗漏排水系统、防洪排水系统以及生活污水排水系统等。
1.水电站厂房水淹事故的主要原因1.水轮机以及关联部件的设备故障水电站水轮机以及关联部件的设备故障，会直接导致水轮机设备的运行事故，特别是在水轮机运行过程中，会直接导致部分密封设备的水淹事故，从而导致水流进入到水轮机的顶部以及顶盖位置，部分螺栓受到水的作用力而出现设备损害问题，进而造成厂房受到水流的冲击影响。
1.水电站厂房电力中断问题通常，水电站是借助水流的重力效应实现电力能源的转化。
当水电站电力储备不足或者电力设备运行事故等问题出现时，会导致水电站厂房电力中断，在此期间水电站厂房出现水淹事故的几率会成倍增加。
一方面，电力中断会导致无法实现水电站电力设备的有效运行，无法进行水体的快速排出，另一方面，水电站的大量设备需要电力资源的有效供给，当电力系统中断时，可能无法实现对水域流量的控制，进而会导致水电站厂房出现水淹事故。
油水井套损原因及治理优化策略分析
油水井套损原因及治理优化策略分析摘要：油井、注水井套损问题不但会造成注水井网的破坏，也会影响注水产量的稳定，同时还会影响到油田产量。
目前，油井套管的失效主要有变形、断裂和腐蚀穿孔三种类型。
影响油水井套损的主要原因有：地质构造应力、工程设计和腐蚀因子。
在这些影响因素中，“强注强采”扩张对油水井套管的地质构造力及内部压力差异是导致套管失效的主要原因。
针对套损的理论，采用相应的防范措施，降低油水井套损所带来的损失，对于油气藏的开发和设计都有一定的参考价值。
关键词：油水井套损；成因；管理；战略1油水井套损的主要原因1.1泥岩吸水后粘土膨胀造成的套管变形研究表明，在储层中，砂泥岩互层段和泥岩段是普遍存在的。
因此，当注入水逐步流向泥岩层时，由于黏土矿物的吸水量增大，会导致泥岩段的成岩胶结力降低，从而使其变形更加明显，并产生大量的非均匀应力，这些应力会影响油水井套管的性能，从而影响油水井的开采效率。
这极大地改变了套管的形状和强度。
1.2射孔原因当前，射孔作为一种重要的完井方式，其产生的高压能够严重破坏水管结构。
此外，射孔过程中，孔眼附近的固井水泥墙会遭到剧烈撞击，导致严重变形，进而大大降低其对套筒的保护；另外，射孔还会导致套筒本身位置的改变，进而导致套损。
1.3腐蚀原因通常情况下，注入的水和产出液中含有强腐蚀性物质，如盐和酸，这些物质可以与套管中的铁发生化学反应，导致套管壁厚减薄，从而降低套管的强度，加剧套管疲劳，甚至可能导致套管渗漏。
通常来说，侵蚀效应对于地面水和注油井矿化度较高的油井中来说更为严重。
1.4井眼周围岩石压力对套损的影响在钻井前，原先地面应力位场中的各岩体处在稳定状态，但是钻井后，由于应力释放，周边岩体形成了临空面，打破了原先的稳定状况，导致周边岩体位置重复布置，使得孔壁上的应力比原先大得多。
当应力集中在一个区域时，它会导致土层产生塑性变化或开裂。
这些变形和破裂由于水泥环的影响，并且由于周边岩体的反作用力的影响。
套损井形成原因及综合预防措施
套损井形成原因及综合预防措施作者：张亮来源：《管理观察》2010年第03期摘要:分析了套损井产生的原因及分布特点,并采取了相应防护措施和今后套管保护建议。
结合套损井综合预防措施和方法,油水井套损率下降了1.05个百分点,年套损率下降0.66个百分点。
抓好油层和套管保护,搞好套损井的综合治理工作,是油田开发的主要内容,是实现油田可持续发展的战略目标。
关键词:套损井分布原因综合治理一、套损井分布特点及产生原因1.1分布特点一是在时间上,统计2000以来某厂油水井的套损情况,2005年套损井数已经达到79口井,是“十五”以来套损形势最严峻的一年。
二是从纵向上分布看,主要集中在萨Ⅱ5及以上以及萨Ⅱ9-11井段为主,从岩性上看主要发生在未射孔的非油层部位。
统计套损比较严重的XN开发区萨Ⅱ5及以上以及萨Ⅱ9-11的地层压力已经达到16.96MPa和17.21MPa,分别高于平均地层压力1.28 MPa和1.53Mpa。
三是从平面分布看,主要集中部位在部分断层及井排。
1.2产生原因(1)油层部位及夹层、泥岩部位浸水导致套损。
由于注水开发后,注入水浸入泥岩,泥岩浸水后,其岩石力学性质将发生明显的变化,随着泥岩中含水量的增加,岩石的抗剪切强度降低,在剪切地应力及区域压差不均匀衡等因素影响下,造成水浸域上下界面的相对位移,使套管损坏。
这类井共63口,占套损井数的35.6%。
(2)高腐蚀地表层导致浅部外漏。
由于存在着高腐蚀地表层,大量的浅部套管外漏是由于套管外没有固井水泥,套管受地表水腐蚀作用的结果。
因地表水含有一定的溶解氧、二氧化碳、硫化氢、各种无机盐和细菌,与套管共存在浅表层湿度较大的地层中,形成了良好的化学、电化学腐蚀环境,使套管逐渐腐蚀穿孔外漏。
这类井共有46口,占套损井数的26.0%。
(3)嫩二段标准层出现水浸域导致套损。
由于嫩二段泥、页岩浸水,注入水沿层理面形成一定范围的水浸域,使岩层抗剪切强度和摩擦系数大幅度降低,在重力的水平分力和区域压差的影响下,形成成片套损。
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安全生产
134 | 2019年3月
即找到了出水点(图2)。其中，非自上水井，当灌满井筒后液面
会下降，出水点的水会往下流动，使得出水点之下的地温曲线
变陡峭；自上水井则相反。例如，3111井水淹关井，为一口自上
水井，铅模测试及井温曲线测试均显示该井井深455m处存在
套损且出水。
图2 3111井井温测试曲线图
研究过程中发现，偏侨区西北部分布3口回注井。出现套
变的水淹井主要分在距回注井1.5km范围内，呈面式分布且相
对集中，符合套损水淹油井的分布特点。
综上分析，偏侨区主要水淹成因为套损水淹。即回注井长
期大流量高压注水导致套管损坏，水泥环窜槽，注水通过水泥
环向上窜槽到长4+51层内一处厚度5～8m的砂体，形成高压
水层，进而挤压回注井周边的油井套管，导致多口油井套管破
裂、变形、错段，造成油井水淹。
3 水淹治理效果
偏桥区套损水淹治理主要采用机械堵水。首先，根据测试
结果，针对轻微套损内凹井，为了能让封隔器通过，需要利用梨
形胀管器胀管；对于严重套损井，需利用螺杆钻和钻头磨铣套
管壁。其次，通过套损井的初步修复，可利用小直径封隔器对套
损出水点实施机械封堵，实现水淹治理的目的。例如3111井由1 油藏概况南泥湾油田偏桥区位于陕西省延安市境内，勘探开发始于1992年10月，1998年7月开始注水开发；主要含油层位为上三叠统延长组长4+5、长6油层组，油藏埋深为460～813m，中部深度平均610m；储层岩石类型主要灰色细粒岩屑长石砂岩为主，储层物性差，非均质性强，油水分异差，无明显的油水界面，无边水及底水存在，油水同储同出；属典型的常温、低压、低孔特低渗、弹性-溶解气驱岩性油藏；目前总井数521口，注水井85口、采油井436口，其中水淹关井71口，油井水淹十分突出。2 水淹原因分析根据油藏地质和开发特征分析，发现本区水淹有个特征，即水淹井是在2008年10月前后大量出现。众所周知，由于油藏的非均质性、以及注水井投注时间、注水量等均有差别，正常开发时，单纯通过注水是很难把区域大量采油井在短时间内水淹。另外，注307和注305两个相邻井组，周边油井几乎全军覆没，如果是注入水引起的水淹，那么注307和注305的注水段压裂裂缝只能是水平缝，且必须注采关系对应良好，同时日注量必须大于15m3/d，而事实是注305和注307已经停注多年，但周边却还有自上水井。初步确定油井水淹另有其因。本区长6油藏是岩性油藏，储层原始含油饱和度高，地层水大部分为束缚水，油井投产含水低于20%。自然能量为溶解气与弹性驱，没有明显边底水。结合本区水淹特征，基本可以断定水淹来水不是同层水。现场工程测试主要采用铅模测试和井温测试两种方法。根据多口井铅模测试结果(图1)，水淹井存在不同程度的套损、套破，通过对多口水淹井套变位置进行海拔校正，发现套变位置均指向了长4+51层内部一处厚度5～8m的小砂体。图1 铅模图井温测试适用来水为非产层水的井，如套漏水淹，管窜水淹等。相比同层水，非产层水一般温度更低，找到地温梯度拐点
偏桥区套损水淹分析及治理
拓旺阳(延长油田股份有限公司南泥湾采油厂，陕西 延安 716000)
摘要：
南泥湾油田偏侨区为典型的低孔特低渗透岩性油藏,目前采用注水开发政策。注水开发油田必然面临着含水上升过快的问
题，偏桥区经过多年注水开发，受储层及井筒等因素影响，目前油井水淹问题突出。文章在动态开发分析的基础上结合现场工程测
试明确了套损水淹为本区特有的一种水淹类型，并取得了较好的措施治理效果。
关键词：
套损井；水淹分析；水淹治理
2019年3月 | 135
于套管内凹变形，铅膜测试其变形处最大通过直径为108mm，
现场上先用胀管器扩张套管，待118mm的胀管器通过后，最终
利用95mm的封隔器顺利通过变形点并在合理的位置上成功
坐封，实现了隔水采油(图3)。
图3 3111井井下管柱示意图
偏桥区实施了套损水淹井治理10口井。根据措施效果可
知，措施见效井8口，见效率80.0%，截止目前累计增油1590.34t，
见效井平均有效期16.2个月，其中3072井目前仍在正常生产，
措施效果显著。
4 结语
水淹治理作为一项系统性工程，需要进行油藏地质及开发
特征分析、工程测试验证、治理措施实施三个环节的研究工作。
本文根据油藏特点和实际开发现状并结合工程测试成果，明确
了套损水淹为偏侨区的主要水淹原因，提出相应的选井方案及
措施方案，在现场施工时及时调整和优化施工参数，最终取得
了显著的措施效果。
参考文献：
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濮城油田的应用[J]．油气地质与采收率，2004，11(4):68-70．
石化行业施工直接作业
环节的安全管理
易新军(中国石化销售有限公司华南分公司，
广东 广州 528248)
摘要：
通过列举石化行业直接作业安全事故，分析企业安全管
理中存在的薄弱环节，指出现场监管人员资质不符或盲目施工
等造成事故发生。文章从施工特点，控制方法及施工管理案例
说明如何抓好一个施工项目安全管理。并就主要负责人安全职
责修订，现场安全负责人承担的工作内容及上级部门如何抓好
监管理提出建议，做到高风险作业纳入全过程透明监控，确保
安全无事故。
关键词：
直接作业；安全管理；首席安全与成本管理服务官
0 引言
2018年5月底，国家应急管理部通报了中石化赛科“5·12”
闪爆事故。事故原因上海埃金科工程建设服务有限公司的作业
人员在对苯罐进行检维修作业过程中，违规使用非防爆工具，
遇上泄漏出的可燃气体泄漏形成爆炸性气体发生闪爆，造成在
该苯罐内进行浮盘拆除作业的6名作业人员当场死亡,现场直
接作业环节安全管理失控是事故发生的一个重要原因。
2018年10月， 应急管理部危险化学品安全监督管理司和
中国化学品安全协会汇编了2017年17起典型化工和危险化学
品事故资料，通过分析，事故发生与现场安全管理程序不当或
执行力不强有很大关系。
中石化上海赛科5·12事故单位以及部分化工事故发生表
明，事故往往都存在类似的安全管理缺陷：(1)主要负责人安
全管理：主要负责人没有积极主动下检修现场开展安全对接，
停留在施工方案和安全方案上线上审批(如OA系统)；(2)执
行层面：基层单位安全管理人员能力有限或主要负责人安
全知识存在欠缺，且未组织安全专业人员参与危害风险识别。
如现场安全监护人员为生产工担任，安全知识不全面，危害分
析能力弱，现场监管为“站桩”，不起作用，而真正造成事故
发生的往往又是现场风险因素发生变化而未能被识别出来。
(3)安全监督管理层面：安全部门主要负责人强调的“谁主
管谁负责”，倾向于施工期间督查安全，忽视施工前亲在参与
施工单位入场前安全条件审查，忽视安全过程管理，形成安全
管理盲区。
1 直接作业安全管理特点
石化行业直接作业环节一旦失控，容易发生事故。作为主
要负责人，更应清楚了解是直接作业环节特点：(1)从业人员复
杂：文化水平低，年龄偏向与40～50岁之间，安全意识淡薄；
现场施工负责人存在临时任命情况，很少接受专业的安全培
训。例如参与检修项目的部分工人，学历普遍不高，大部分是中
学或小学毕业，估计占到施工队伍的40%～60%之间。(2)作业
条件多变：没有变化就没有事故，直接作业环节多属于临时性
作业，且擅自改变施工工具或施工方法，造成安全隐患的发生。
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上接第133页(文章题目:基于HAZOP与LOPA的输
油站场风险分析)