采油厂井下作业井控存在问题及对策研究

摘要：本文深入剖析辽河油田锦州采油厂井下作业的井控风险，借助作业现场实际案例及管理数据，精准梳理出设备老化、技术滞后、管理漏洞以及人员素质不足这四大关键问题。参考国内外先进经验，提出智能化监控系统升级、全流程管理体系优化、三维动态风险预警模型构建等一系列针对性强的对策，致力于为油田安全生产筑牢科学依据，助力其可持续发展。

关键词：辽河油田；锦州采油厂；井控管理；风险对策

一、引言

辽河油田锦州采油厂在我国能源产业格局中占据关键地位，是重要的稠油开采基地。其年作业井次超3000口，开采活动十分活跃。然而，2022年统计数据显示，井下作业事故里井控相关事故占比高达37%。随着开采进入中后期，地层压力系统愈发紊乱，硫化氢泄漏风险不断攀升。目标层埋深处于2800-3500m，压力系数在0.95-1.35之间，这种深层系开发面临高温、高压等复杂条件。同时，72%的作业井存在套管变形，高含硫井占比达18%，复杂井况进一步加剧了井控管理的难度，对井控技术和管理提出了更高要求。井控管理在油田生产中具有举足轻重的地位，紧密关联人员安全、环境保护以及油田经济效益。以锦州采油厂为例，单次井喷事故直接经济损失可达800-1500万元，更严重的是，可能引发严重生态灾难，对周边土壤、水源和空气造成难以挽回的破坏。加强井控管理研究，提升管理水平，是保障油田可持续发展、维护生态平衡以及确保人员生命安全的必然要求。

二、锦州采油厂井控管理现状

2.1作业环境特征

深层系开发：锦州采油厂目标层埋深900-1500m，压力系数0.95-1.35。深层开采面临高温、高压，对井控设备的耐压、耐温性能和密封性能提出严苛要求，常规设备难以满足需求，需研发和应用新型耐高温、高压的井控装备和技术。

复杂井况：72%作业井存在套管变形，影响井内流体正常流动，增加压力波动和井控风险。高含硫井占比18%，硫化氢具有强腐蚀性和毒性，不仅腐蚀井控设备，缩短使用寿命，还威胁作业人员生命安全，需配备专业的硫化氢防护设备和监测仪器。

设备配置：防喷器组平均服役年限8.2年，远超行业建议的5年更换周期。设备老化导致密封件磨损、金属部件腐蚀，性能下降，难以有效应对井控突发事件，如在紧急关井时可能出现关闭不严、动作迟缓等问题。

2.2现行管理机制

锦州采油厂执行《中国石油天然气集团公司井控管理规定》，构建了班组-作业区-厂级的三级应急响应体系。在人员培训方面，年培训覆盖率达85%，但实操考核通过率仅63%。这表明虽在培训覆盖上取得一定成果，但在将理论知识转化为实际操作能力的培养上存在较大提升空间，培训内容和方式可能与实际作业需求脱节。

三、井控管理存在问题分析

3.1设备与技术层面

关键设备性能退化：2023年检测数据显示，环形防喷器密封失效率达14.3%，节流管汇腐蚀减薄量超标准值2.1mm，井口装置故障导致关井延迟平均达47秒。这些关键设备性能退化，在井涌、井喷等紧急情况发生时，无法及时、有效地控制井口压力，延误最佳抢险时机，增加事故扩大风险。

监测技术滞后：现有压力监测系统采样频率≤0.5Hz，难以实时、精准捕捉井下压力快速变化。硫化氢检测盲区占比井筒长度15%-20%，存在较大安全隐患。同时，缺乏井下实时成像技术，无法全面、直观了解井下情况，如套管损坏位置、地层流体流动状态等，给井控决策带来困难。

3.2管理机制层面

风险识别滞后：85%事故前24小时无预警记录，说明风险识别机制存在严重缺陷，未能及时察觉潜在井控风险。风险评估方法可能过于传统，依赖人工经验判断，缺乏对大量数据的有效分析和挖掘，无法提前发现风险隐患。

应急预案可操作性不足：演练达标率仅58%，反映出应急预案在实际操作中可行性较低。应急预案可能缺乏针对性，未充分考虑不同井况、不同事故类型的特点，导致在实际应急处置中难以有效指导工作，各部门、各岗位之间的协调配合也存在问题。

承包商管理松散：第三方作业事故占比达41%，表明对承包商管理不够严格。缺乏完善的承包商准入标准和监督考核机制，对承包商的技术能力、安全管理水平审核不严格，在作业过程中监督不到位，导致承包商违规操作现象时有发生。

3.3人员素质层面

基层员工应急处置能力不足：基层员工持证率虽达92%，但应急处置正确率仅69%，说明员工在实际操作中的能力有待提高。培训内容可能侧重于理论知识，缺乏实际案例分析和模拟演练，员工在面对真实井控事故时，无法迅速、准确做出反应。

工程师队伍数字化技能欠缺：工程师队伍中数字化技能达标率不足40%，在数字化时代，这将影响井控技术的创新和应用。随着智能化井控设备和技术的发展，对工程师的数字化技能要求越来越高，如数据分析、软件开发、自动化控制等，技能欠缺将制约新技术的推广和应用。

管理层决策缺乏数据支撑：管理层决策依赖经验判断，缺乏数据支撑，难以做出科学合理的决策。在大数据时代，大量的生产数据、设备运行数据、安全监测数据未能得到有效收集、整理和分析，管理层无法基于准确的数据评估风险、制定策略，导致决策存在盲目性。

四、优化对策与实施方案

4.1技术升级路径

智能井控系统构建：部署分布式光纤传感网络（DAS/DTS），利用光纤的传感特性，实现对井下温度、压力、流量等参数的实时、高精度监测。开发井筒压力场三维重构算法，基于监测数据，通过数学模型和计算机模拟，准确掌握井下压力分布情况，为井控决策提供科学依据。应用数字孪生技术建立虚拟井控模型，对真实井控系统进行数字化映射，实现对井控设备运行状态的实时监测、故障诊断和预测性维护。

装备更新计划：2024-2026年分阶段更换70MPa级别防喷器，提高设备的耐压能力，满足深层系开发和复杂井况的需求。引入磁记忆检测技术评估管柱完整性，利用金属材料在受力变形时产生的磁记忆效应，检测管柱内部的缺陷和损伤，确保管柱安全运行。配套自动灌浆系统，将误差控制在≤±2%，实现灌浆过程的自动化和精准化，减少人为因素导致的误差。

4.2管理机制创新

全生命周期管理体系：建立设备电子档案，包含3D建模数据，对设备从采购、安装、使用、维护到报废的全过程进行管理。实施风险矩阵动态评估，采用R=PSL分级法，综合考虑事故发生的可能性（P）、事故后果的严重性（S）和风险控制措施的有效性（L），及时、准确评估风险。构建“双盲”应急演练机制，每月进行1次演练，演练过程中不提前通知时间和内容，检验和提高应急处置能力。

承包商准入标准：设置技术能力权重≥40%的招标评分体系，优先选择技术能力强、安全管理水平高的承包商。推行作业过程区块链存证，利用区块链的不可篡改、可追溯特性，确保作业过程的每一个环节都可追溯。建立黑名单共享数据库，对违规承包商进行记录和公示，实现信息共享，对其进行有效约束。

4.3人才队伍建设

开发VR井控模拟培训平台：平台包含20类典型工况，利用虚拟现实技术，为员工提供沉浸式的培训环境，让员工在虚拟场景中进行井控操作练习，提高实际操作能力。设立井控专项技术创新基金：年度预算200万元，鼓励员工开展技术创新，对在井控技术研发、管理创新等方面取得成果的团队和个人进行奖励，提升井控技术水平。

五、应用效果预测

通过三年期改造计划（2024-2026），预计可实现以下目标：井控事故率下降至0.8次/千井次（当前2.3次），应急响应时间缩短至15秒以内，人员误操作率降低65%，年节约维修成本约1200万元。这些目标的实现将显著提升锦州采油厂的井控管理水平，降低事故风险，提高生产效率，保障油田的安全生产和可持续发展。

六、结论

本文提出的“技术-管理-人才”三位一体解决方案，通过引入智能监测、重构管理体系、强化能力建设，形成闭环式井控管理模式。该模式具有科学性和可行性，能够有效解决锦州采油厂井控管理中存在的问题。建议优先开展试点井组验证，在试点成功的基础上，逐步推广至全厂作业区域，以实现锦州采油厂井控管理水平的全面提升，为油田的可持续发展提供有力保障。

参考文献

[1]康保全.油田井下作业井控存在的问题及对策[J].石化技术，2016，23（2）：101.