二00八年采油管理工作总结
及二00九年工作规划
一、油井基本生产概况
1、抽油机井生产状况
2、电泵井生产状况
二、08年的工作回顾
（一）、主要指标完成情况
1、1-10月份躺井比例指标及同期对比
2、1-10月份长寿井管理指标及长寿井特点
3、平衡度合格率指标
（二）、主要工作量完成情况
1、井筒配套工作量及目前井筒配套情况
2、井筒地面维护工作量完成情况
3、地面隐患查改工作量
4、现场规范达标所做工作
（三）、重点井筒隐患分析
1、井筒腐蚀状况分析
2、井筒偏磨分析
3、井筒结蜡分析
（四）、工作经验总结
三、目前存在问题
（一）、井筒管理方面
（二）、地面现场达标及井口流程管理
四、明年工作规划
（一）、井筒隐患治理工作规划
（二）、提高机采系统效率工作规划
（三）、现场规范工作规划
（四）、控躺管理完善执行规划
（五）、工作目标
（六）、工作建议
08年1-10月份以来，我区工程技术系统紧紧围绕年度工作规划，以强化日常管理，提高井筒量化指标，降低生产成本为主线，以作业井、地面停躺井隐患治理为手段，全面运作采油管理工作。1-10月份共躺井51井次，躺井比4.13％。
一、油井基本生产概况
截止目前，全区共有油井131口，开井 120口，平均日产液2573吨，日产油197 吨，平均单井日产液21.4吨,平均单井日产油0.98吨，综合含水92.3%。
1、抽油机井生产状况
抽油机井128口，占总井数的97.7%,其中开井117口,占总开井数的91.4%,平均下泵深度1895米(去年同期1859米), 平均动液面1363米(去年同期1404米),平均沉没度532米(去年同期 455米),平均免修期414天(去年同期328天),平均单井泵效76%(去年同期52.8%)。平均单井日产液19.1吨,日产油1.59吨。
抽油井指标均呈“三升一降”趋势，即：免修期、泵效及动液面上升，平均泵挂下降。结合躺井发现问题（油井出砂井、腐蚀井增多）表明加强了今年注水开发工作加强了，油井的整体生产状况得以改善。同时表明井筒况防治工作下步更需加大治理力度，管杆的投入及现场停躺井隐患治理到位虽是影响控躺关键因素，同时油井参数优化工作需进一步加强。
2、电泵井生产状况
电泵井总井3口,占总井数的 2.3%,开井3口,占总开井数的2.5%,平均泵挂1999米,平均动液面1236米,平均沉没度763米,免修期221天,平均泵效107.8%。
二、08年的工作回顾
（一）、主要指标完成情况
1、1-10月份躺井比例指标及同期对比
08年1-10月份以来，我区工程技术系统紧紧围绕年度工作规划，以强化日常管理，提高井筒量化指标，降低生产成本为主线，以作业井、地面停躺井隐患治理为手段，全面运作采油管理工作。1-10月份共躺井51井次，躺井比4.13％。去年同期2.99%，上升了1.14个百分点。
2、1-10月份长寿井管理指标及长寿井特点；
管理指标：截止到2008年10月份我区共有长寿井16口，平均免修期695天。具体情况见下表：
井
号 参数 泵挂深度 动液面 沉没度 免修期 井下配套工具
泵径 冲程 冲次 泵效
12-C31 38 4.8 3.5 12.8 2004 2010 (6) 664
12-43 38 4.8 4.0 9.4 2201 顶封 554 激光割缝防砂器
12-C108 38 3.0 3.5 12.3 1998 1980 18 666
12-171 38 4.8 4.0 42.9 2091 1961 130 650 38防砂泵
12-166 38 4.8 4.0 23.0 2126 WCC 825 固体降粘防蜡器
7-229 38 3.6 4.0 9.1 1905 1890 15 738
10-15 38 2.6 5.5 43.8 1798 顶封 505 固体降粘防蜡器
C12-79 38 3.0 5.0 26.7 2106 顶封 598
12-36 44 3.0 5.0 62.7 1599 1545 54 543
12-C124 44 4.8 3.5 10.4 1977 1975 2 563
12-146 44 3.0 4.0 17.7 1798 1780 18 1128 镍合金防砂管
10-C7 44 4.8 4.0 8.3 1598 1440 158 934
12-102 50 4.8 5.0 50.2 1553 顶封 566 固体防腐器
12-153 50 4.8 5.0 74.2 1799 0 1799 919
10-21 50 4.8 4.5 83.4 1700 1080 620 748
12-32 56 4.8 4.0 57.3 1204 1130 74 520
长寿井表现出的特点：
井筒特点：多表现为直井，历次作业发现管杆未发现明显偏磨井。如12-146免修期1128天，本月补孔发现管杆轻微偏磨。
管柱优化：多表现在上次作业时更换管杆比较彻底。如：12-153免修期919天，2006.4.26日回采时下如新杆一套。旧清洗管一套。
日常维护：地面维护措施到位。每月热洗和加药五小措施结合到位。
总体特点：抽油机在井筒条件好，小泵径、长冲程、慢冲次，供液能力不强，日常有维护措施的井。
3、平衡度合格率指标
截止到2008年10月份，我区共开抽油机井118口，其中平衡率达标78口，达标率66.1%。其中16口井平衡调到头。24口井需要结合停井调平衡。
（二）、主要工作量完成情况
1、井筒配套工作量及目前井筒配套情况
截止到10月份，我区共下入井筒配套工艺137井次，其中防砂卡配套工艺48井次；防蜡降粘配套7井次、防偏磨配套51井次、防腐蚀配套24井次；防砂卡新配套2井次（12-174下防砂泵、7-218化学防砂）更新一井次（12-57化学防砂）；防蜡降粘配套更新一井次（x7-142）；防偏磨配套，扶正器、注塑杆等新配套7井次（12-169-132-177-80-214、7-142），油管扶正器更新2井次（x12-71、10-18）；防腐配套：新配套4井次，更新3井次。
2、井筒地面维护工作量完成情况
蒸汽热洗 小排量热洗 油剂清蜡剂 破乳剂 控套 调参
井次 79 25 35 60 350 82
井数 34 14 11 6 35 59
3、地面隐患查改工作量
08年共发现停躺井隐患89处，其中治理81处， 7口因停井问题未治理（主要是光杆断和有旋转悬绳器无法安装双悬挂井），治理率91%。其中调平衡48井59次.
4、现场规范达标所做工作
（1）、年初制定了油水井现场达标标准，截止到10月份共开油井120口，其中小井场达标98口，大井场达标67口，警戒沟达标24口。
（2）、6、7、8月份组织了采油组油水井现场达标活动，每月要求采油组上报2口井的达标。月底技术组和政工组对达标井进行检查验收。对达标的井每口井奖励200元，对不达标的罚款100元。通过3个月的活动。全区油水井达标现场增加了20井次。为我区现场规范化管理又提升了一步。
（3）、修改考核标准，充分调动采油组积极整改油水井现场主动性。把原来缺警戒沟的一律-2分的考核，建立为每缺一面扣一分的考核。确保了采油组逐步整改警戒沟的行为习惯。
（三）、重点井筒隐患分析
维护井检泵原因分类（按直接原因分类）
今年1-10月份共躺井51井次，躺井比4.13％。
检泵原因 2007年 井号 2008年 井号
杆问题
杆断 6口
(17.1%) 12-c127-140-59-c39-53 18口
(35.3%) 12-121-c39-c79-21-159-177/H22(2次)/C7-38-X71/H90/62-7
杆脱 12-83 12-169-149-167-59-c27/x7-142
管问题
管漏 14口
(40%)
12-xc61-171-c34-80-102-c17-102-32-c95-140-167-156-c34\10-15 16口
(31.4%) 12-83-C95-C41-45-132-80-75-62-142/X7-71-X23/10-17-C6
管断 12-135/7-218-214
泵问题
活塞 7口(20%) 10-18/90-5/H52/12-142-c39 9口
(17.6%) 7-218-214/12-109-C4-X131-20-12/10-30
泵 10-15/12-45 12-C41
电泵 0口 2口(3.9%) 12-142-140
卡堵 8口
(22.9%) 12-106-c158-139-132-13-62/10-5/7-c106 6口
(11.8%) 12-174-X29-157-132-C57/7-C38
合计 35口 51口
今年的控躺形式不容乐观，明年是我们工作的重点，特别是对出砂、腐蚀和偏磨的井筒五防配套和治理。
有上表不难看出，我区08年躺井率高的原因
1、抽油杆断脱18井次，占今年躺井井次的35.3%，比07年的17.1%上升了18.2个百分点。其中活塞拉杆与活塞脱扣的4井次（12-149-59-C27/7-X142）占杆短脱比例的22.2%，；本体断5井次占杆断脱比例的27.8%；
2、油管问题的16井次，占躺井井次的31.4%，比07年的40%下降了8.6个百分点。其中最突出的问题是因偏磨腐蚀造成的漏失达8井次。
3、泵问题的9井次，占躺井井次的17.6%，比07年的20%下降了2.4个百分点。其中发现活塞腐蚀的5井次。比如12-62的拉杆双备帽，在强腐蚀条件下，下备帽腐蚀剥落导致活塞脱；12-109上凡尔罩在管钳咬痕处发生断裂，12-C4的活塞下凡尔搭口处穿孔。
4、卡堵类问题的6井次，占躺井井次的11.8%，比07年的22.9%下降了11.1个百分点。其中出砂导致砂埋油层的达4井次，表现突出。
一）井筒腐蚀状况分析
1、作业井筒发现腐蚀井分析，统计表见附表1(去年12口，今年14口)
（1）今年以来，作业发现腐蚀井表现特别突出，特别因腐蚀造成的躺井越来越多。去年10月份全区月产液量为70168方，综合含水91.8%。今年十月份月产液量80445方，综合含水92.5%。由此可以看出液量和含水上升，是造成我区腐蚀加剧的主要原因。
2、08年三季度局监测公报分析
对本区油井管线、计量站外输管线、输油干线监测数据进行分析。
位置 08年三季度腐蚀速率（mm/a） 07年三季度腐蚀速率（mm/a）
12-36 0.0226 0.0057
90-4 0.293 0.0073
12-32 0.224 0.0196
10-13 0.0269 0.0093
14#外输 0.200 0.0037
51#外输 0.0225 0.0080
31#外输 0.0216 0.0048
21#外输 0.0125 0.0073
19#外输 0.0223 0.0056
28#外输 0.0233 0.0062
胡12掺3队来液 0.0260 0.0060
胡12掺11队来液 设备坏 0.0049
由上表可以看出08年我区无论从单井还是外输腐蚀速率都是呈上升趋势的。
二）井筒偏磨分析
统计2008年作业发现偏磨井，统计表见附表2
1、偏磨井与同期对比；（详见井筒发现问题调查表）
偏磨井去年发现15井次，今年发现19井次，比去年同期增加4井次。
2、偏磨简要原因分析
（1）、顶封井因座封问题造成油管井下中间部分弯曲，直接造成抽油杆偏磨，缩短了抽油机检泵周期，增加了油管杆费用投入。
（2）、
三）井筒结蜡分析
1、2008年发现结蜡井数，结蜡程度变化
截止到10月份，作业发现结蜡严重的井3井次，比去年同期上升1井次。08年1-10月份我区共蒸汽热洗34井79井次、常规热洗14井25井次、油剂清蜡剂11口35井次。目前我区低产低能井34口，占开井数的28.3%。其中低产低能井中顶封井占7口，占低产低能井的21%。
2、分析评价防蜡降粘工艺效果
热洗清蜡是采油管理中日常惯用的管理措施，常规清水循环热洗，洗井用水量大与地层配伍性差，洗后易造成水锁影响产量，造成不可逆的永久伤害。我区08年采取了蒸汽热洗的清蜡措施。效果明显。
低伤害热洗工艺从温度上分为蒸汽、高温热水、气液混相三种，从操作方式上分为强行注入、油套循环、外排进罐三种，适用范围如下：
温度分类 操作方式 适用类型
蒸汽 强行注入 日产液大于3方，无套压、400m以上井段结蜡严重的油井
高温热水 日产液大于3方，套压大于0.2兆帕
气液混相 日产液大于3方，套压在0.1-0.2兆帕
蒸汽 油套循环 日产液小于3方、无套压的油井
气液混相 日产液小于3方、有套压的油井
气液混相 外排进罐 蜡卡不同步、电流异常上升、外排不出液
案例分析： 12-C4井07.1.1-6.30期间的产状变化：
该井工作制度44mm*4.8*4.5*2001，日产液9.8方，油5.7吨，含水40%，套压0.2Mpa，回压和产液量每11天有一个下降变化，热洗周期确定为15天。自从06年10月以来，做每月热洗2次的效果比对实验。从07年5月根据产量变化调整为每月1次，07年累计热洗10次。增油效果最明显，日增生产能力达到2.1吨，有效期13天，累计增油225吨。07年3月份该井日产液低于10方，增油效果不明显，但是从进站温度曲线上看每次热洗后都有上升的趋势，保持5-7天的时间，说明仍然见效，但是增油效果变差。每次热洗后含水最高波动到1.5％，说明了热洗对含水无显著影响。
该井的油气比高，原油在管柱内有强烈地脱气现象。回压0.6MPa，停井关闭回压阀门后升至1.6 MPa；热洗30-50分钟出现间出现象，套压从0.1升至0.3-0.5 MPa。操作要点是：采用硬接头，注意蒸汽外泄伤人；采用100℃临界状态下形成的气液混合相态对管柱加热；热洗结束后，关闭套阀焖井2小时，防止温度下降过快。
同一层位、类似产状的油井多次出现蜡卡，但是该井在2008年7月检泵时油管内壁仅附着了1-3mm明黄色的蜡质，抽油杆接箍墩粗处残存一些块状死蜡，说明热洗工艺成熟。
（四）、工作经验总结
（1）多措并举抓防腐
根据胡十二块CaCL2水型、PH值偏酸的特点，一是改善金属的本质，选择不同的材质的耐蚀合金工具。二是改善环境，改善环境对减少和防止金属腐蚀有重要作用。用控制含水的办法减少腐蚀介质的浓度。通过措施使综合含水降低到90.13％，腐蚀速率降低到0.006。控制井筒温度、湿度，合理地采取控套，避免大气中的氧进入环空。三是大量使用防腐工具，目前我区在下入固体防腐器12台，FHD-1缓蚀阻垢器5台，阴极保护器11台。
（2）优化五防工艺配套，提高顶封井周期
我区目前有顶封井33口，占全厂总数的56%,顶封井平均检泵期189天,远远低于平均检泵周期的344天。顶封井井下管柱复杂, 日常维护难度大，随着油田的开发，封堵井日益增多，顶封井已成为制约延长免修期提高采油管理水平的瓶颈，由此，采取了顶封井五防工艺配套的综合性配套。
一是参照油井结蜡、腐蚀、偏磨、出砂机理，结合以往井史，综合拟定年初五防配套计划。二是固体防蜡降粘器的推广更新，三是对液面大于300米的可考虑蒸汽热洗，四是把好坐封关，严禁超负荷坐封。五是建立井下结构图、综合档案，对偏磨部位有个直观、清楚的认识，根据作业现场描述，下入有针对性的井筒五防配套工具。实施后大量资料录取，对效果进行连续跟踪。总结分析，优选出最价方案加以推广。
（3）调整采油管理思路
“本质管理，分级实施”。深入剖析问题，从注采动态中分析生产趋势，从井史变化中寻找生产特点，在作业过程中进行工艺技术配套，把问题尽可能地消除在源头，就是本质管理。以井下管柱结构为横坐标，五防特点为纵坐标进行分类，按照隐患调查、分工负责、有效反馈、总结评比的流程组织管理，就是分级实施。
加强岗位间的协作能力。一是重申各项管理制度和程序，明确岗位分工。二是通过建立单井井筒状况数据记录，形成五防配套的调查、治理和反馈制度，确保配套到位率100％。
（4）规范管理制度
要求各班组站在全局角度，加强组织内部的沟通协调，发挥集体优势抓管理。一是规范工作程序。与注采配套有机地结合起来，建立地质工程旬度分析制度，使各岗位及时掌握油水井动态，和施工过程中注意事项。学会用制度管人，建立作业井措施反馈记录，做为落实配套措施的依据。三是建立重大问题的会诊程序，对重大问题的决策进行规范。
二是形成实用的日常工作程序。以隐患调查为起始点，全员参与，最大限度地发现问题；按照班组的分工，把查找到的问题以指令的形式传达下去，开展隐患治理；结合岗位和个人特点，建立岗位评价办法，规范考核评价程序，落实责任。
三、目前存在问题
（一）、井筒管理方面
1、顶封井维护井次大大超出历史同期水平
顶封井发生维护的井次大幅增加是导致今年维护费用超支的主要原因。目前共有28口顶封井，平均检泵周期246天，远低于全区400天的平均水平。
2、特殊井的更换，增加了作业成本
我区存在一批特殊井，一是例如7-C9-C106为代表的高产井，每次作业都要更换一套新油管杆，两口井在08年上修3次，更换了6057米的新油管杆；二是以52-9、12-26为代表的特殊油质井，每次上修也要更换全套油管，08年更换了5418米。合计发生了99.26万元的泵具费用，占发生费用的18%。52-9因为油质差，在08年的2次措施中，为了不影响进度，更换了2套油管，合计34.22万元。特别是第二种的更换，把新管替换成新旧混杂，不利于控躺和成本控制。
3、防腐在躺井问题上表现突出：
截止到10月份综合含水92.5%，比去年上升了0.8%百分点。从腐蚀速率上看出，腐蚀在逐年加剧。今年表现出的腐蚀躺井更为突出，因腐蚀造成的躺井16井次，比去年的14井次上升了2井次。措施井的偏磨腐蚀更为突出。同时因偏磨腐蚀造成的躺井增加，偏磨加剧了腐蚀。在今年的躺井中，抽油杆节箍腐蚀特别严重（特别表现为22加重杆节箍）分析为液量冲刷对节箍造成的腐蚀。
4、新旧油管的重复使用，造成躺井的机率增加。油管漏失的检查手段匮乏。
油管漏失，如果有明显裂缝在起管过程中可发现，而油管的丝扣老化密封不严或油管本体的轻微缝隙不易发现，丝扣又是油管监测的盲点，现场只能依靠经验，将见到内液面上下的10-20根油管甩掉，下井时对油管分段试压，以免造成返工。这样的油管检查手段是不能满足以后的现场需求的。所以，采取更有效，更先进的油管监测手段是我们下一步应该探索的目标。
5、目前缓蚀剂的配备无法满足现场需求。
（二）、地面现场达标及井口流程管理
1、油水井现场警戒沟缺失十分严重，一方面是有部分井场因工农问题无法到位，另一方面采油区人员紧张，人工无法大精力投入，造成虽有部分井警戒沟不全。
2、现场新工艺保养虽有不到位情况，双悬挂因各类原因虽有没安装井。
四、明年工作规划
（一）、井筒隐患治理工作规划
1、现有工艺配套及明年井筒五防工艺配套
（1）、防腐工作安排（详见2009年防腐工作安排）
根据历次作业发现问题，明年预计下阴极保护器8井次64节；固体防腐器3井次6节，加防腐缓蚀剂32井384井次，全年加药37.8吨。
（2）、防偏磨工作安排（详见2009年防偏磨工作安排）
根据历次作业发现偏磨，而没有治理井，预计明年需更换注塑杆5480米。
（3）、防蜡工作安排（详见2009年防蜡工作安排）
预计需固体防蜡器12井次24根，固体降粘防蜡器6井次12根；常规热洗1井12次；套管灌水6井38井次；蒸汽热洗14井77井次；破乳剂8井192井次（预计明年这一块破乳剂用量2.4吨）
（4）、防砂工作安排（详见2009年防砂工作安排）
预计明年化学防砂5井次；下微孔结晶防砂管8井次；激光割缝防砂管1井次。
完善攻关内容：
（1）、顶封井检泵周期如何延长，如何治理。改变目前封隔器座封方式；顶封井如何清蜡，保持合理的生产方式。
（2）、如何保证参数优化的到位率和有效率。参数需要下调不能降到应降的参数；参数优化前如何保证措施的有效率，需要制定技术标准。
（3）、继续摸索防腐工具的使用有效期；投加缓蚀剂单井单次的有效期；含铁值与管杆腐蚀之间的关系。
（4）、摸索不同油井更适合那种清蜡方式，找到结蜡井最佳的清防蜡方式。
（二）、提高机采系统效率工作规划
序号 井号 工作制度 产状
泵径 冲程 冲次 泵挂 液 油 含水 液面 冲次优化
优化方式 冲次
H12-C4 38 4.8 5.0 2148 25 2 93 1178 换44泵*2000 ↓4.5
H12-C7 38 2.6 5.5 2000 1 1 39 1855 更换皮带轮 4
H12-12 44 3.0 5.5 1603 33 0 99 150 换大机 4
H12-13 38 4.8 5.0 2202 27 2 93 1300 换44泵*2000 4.5
HC12-41 50
3.0 4.5 1899 5 1 87 1810 换低速电机 3
H12-99 38 4.8 5.0 1999 29 1 96 1469 换44*2000 4
H12-106 38 4.8 5.5 1994 32 1 97 1244 44*1900 4.5
H12-168 38 3.0 5.0 1999 4 0 100 换低速电机 3.5
H12-170 38 3.0 5.0 2002 5 2 54 1913 换低速电机 4
H62-3 38 3.0 5.0 2105 13 0 98 1516 44*2100 4
H10-10 44 4.8 5.5 1517 42 3 93 760 50*1500 4.5
H10-32 44 4.8 4.0 1797 7 2 79 1788 减速装置 3
H12-66 38 4.8 5.0 1896 32 2 93 1330 44*1900 4
H12-173 44 4.8 5.5 2005 36 4 90 1151 50*1800 4.5
HC7-38 32 3.0 5.0 1994 5 1 81 减速装置 3.5
H7-218 44 4.8 5.0 1892 25 1 96 693 50*1700 4.5
H7-22 50 4.2 4.5 1602 15 1 96 880 57*1500
H10-15 38 2.6 5.5 1798 10 2 83 270 换皮带轮 4.5
H62-5 44 4.8 6.0 1902 13 5 62 1190 换皮带轮 4.5
泵升级提液10井次；换低速电机下调4井次；安装减速装置的2井次，换皮带轮3井次。
（三）、现场规范工作规划
1、地面工艺配套安排
完善7口井双悬挂，年底所有井全部安装；完善抽油机简易防雨棚，明年4月份之前全部安装。安装6口点滴加药箱的安装，9口井的新型盘根盒的安装。
2、现场达标安排
全年全区井界沟达标率达60%，（72口井）一季度到达30%（36口）二季度达标40%（48口井）三季度达标50%（60口）四季度达标60%（72口）。长停井地面配套全部到位。
（四）、控躺管理完善执行规划
管理思路：围绕控躺这一管理主线，建立以“隐患治理”为核心的管理流程。完善井筒配套方案和地面配套方案控躺总纲，强化“躺井跟踪诊断、方案设计优化、入井质量控制、作业跟踪治理、完井分析配套、日常维护管理”六个环节的管理，减少并消除躺井隐患，降低躺井，提高采油管理指标及机采系统效率，
具体做法：
1、理顺工作流程，控制好工作中的几个节点（对控躺直接起作用的几个环节）
2、完善采油管理制度，落实责任主体，提高采油组及作业监督对产量的把握能力。
（1）、完善技术管理考核公报（对采油组的考核共分为9个部分）
地面停躺井隐患整改率。每周技术组对采油组抽查停躺井隐患，对发现的问题进行通报整改。月度考核分隐患发现率和治理率。
参数优化考核：根据各采油组调参月度工作量
长寿井考核：对于免修期大于600天的井，如果本月未发生躺井进行奖励。
平衡率考核：按每个采油组平衡达标率进行排名考核。
资料差错考核：主要是控套井、顶封井、电流数据抽查和报表对口考核
水井管理考核：
计量仪表考核：计量仪表的完好率和使用率。
长停井考核：对现场规格化采油组排名
采油组技术副组长月度排名考核。
（2）、完善对作业监督班考核公报
对作业井发现问题与治理问题考核；作业监督单资料差错考核。
3、坚持好两个总结一个例会
（1）、每周技术组各管理岗上周工作总结和下周工作计划
（2）、每月技术组各管理岗上月工作总结和下月工作计划
（3）、每月召开一次技术管理例会
4、完善好三个台帐
（1）、地面新工艺实施及效果跟踪台帐
（2）、完善井筒五防工具动态分析台帐
（3）、建立作业井设计及工序验收单台帐（每口井一个资料袋）
（五）、工作目标
1、争创金牌采油区队；
2、维护作业费力争不超；
3、维护比：控制在5.5％以内，躺井比控制在4.5％以内；
4、油井免修期：抽油机450天以上，电泵260 天以上；
5、油井地面隐患率治理率＞90％，井筒隐患治理率＞95％，有效率80%；
6、“六小”措施到位实施率100％，管理增油措施每月不少于6井次；
7、井界沟达标率＞60%，长停井地面配套率100%。
（六）、工作建议
考核体系建议：
季度基础工作考核：
1、油井检泵周期延长这项指标取消，根据目前计算方法，不能主观体现技术人员能力，措施井、新井、转抽井越多，检泵周期延长越慢，而我区历年来都是作业井最多的，指标不好控制。建议这项指标不予考核。
2、油井维护作业频率指标。今年我区躺井率指标在全厂累计排名第二，但单井维护作业频率指标却排名最后。建议这项指标不予考核。
3、油井现场基础工作考核。目前油井现场基础工作考核在技术组，但目前我们认为油井现场没有技术性，而要搞好油井现场基础工作又需投入大量精力，我觉得油井现场不应划入技术组管理。不如解放技术人员，使技术人员精力投入到井筒管理及停躺井隐患治理中。
4、测试费用和技术组无法控制。关键控制在地质组，建议测试费用归为地质组。
