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技术总结
我自2006年7月参加工作。在各级领导的支持下，在全队干部职工的帮助下，不断学习理论实践知识，业务水平有所提高。
三年来，我掌握了基本的试油作业施工工序、资料录取规范标准及方法、作业资料小结的编写，对在施工中需要注意的一些细节问题，有了深入的认识掌握，最重要的是收获到了许多现场施工经验。
一、试油：
至目前共参与探井施工10口，已掌握常规试油、地层测试试油、稠油井试油、气井试气工艺。
从现场工作中，我从基础知识和技能开始学习，诸如试油设备及工具、施工工艺、施工过程的质量控制、资料录取等。除掌握了常规试油工艺之外，还接触到了一些非常规的试油工艺，比如对稠油井所采用的电加热抽汲试油工艺。
稠油井排液求产时，不仅要形成足够的生产压差，确保稠油从地层流入井筒内，又要在井筒降粘，实现对稠油的降粘举升，同时，在地面既要进行准确的计量又要搞清液性，使稠油试油过程中的举升、降粘与取样难度加大。稠油的粘度随温度的变化非常敏感，温度升高，粘度急剧下降。所以我们于去年12月和今年3月对堡4井和邵深1井采用了电加热降粘工艺，这两口井均存在原油凝固点高、流动性差等明显稠油特征。电加热降粘工艺的原理是通过对井下电伴热工具（电缆）供电,将电能转化为热能,使电缆发热,提高管柱内原油的温度,利用稠油粘度的温度敏感性,降低原油的粘度,提高原油的流动性,以实现正常的抽汲作业。该工艺在邵深
1、堡4井的应用取得了良好效果。
认识和建议：
1、根据邵深1井的原油物性等实际情况，也可以考虑采用电加热螺杆泵试油技术。螺杆泵是一种容积式泵，它运动部件少，没有阀件和复杂的流道，油流扰动小，排量均匀。转子—定子间容积均匀变
化而产生的抽吸、推挤作用使油气混输效果良好，适合开采高粘度、高含砂和含气量较大的原油。以后再有类似的井可以尝试采用此工艺。
2、建议对保温隔热计量罐进行可行性评价。虽然电加热试油技术可以实现正常的排液，但是出口原油会在很短时间内凝固，对地面的准确计量上所起的作用具有局限性。在此，建议在地面使用具有保温隔热功能的计量罐，配合电加热抽汲技术，可以使原油从井筒抽出后保持一定的流动性，既提高地面计量的准确性，也免去了原油外输时需要耗费的大量人力物力。
在这方面，我们可以采用掺稀排液等稠油试油技术，掺稀排液在降粘举升和地面计量准确性具有一定的技术优势。
二、试气：
截至目前，我共参与试气井三口（纪X12、侧盐城
1、盐城1-3井）。试气是钻井完井以后，通过射孔、替喷、诱喷等多种方式，使地层流体进入井筒，流出地面，再通过地面控制求取气层资料的一整套工序过程。天然气的特殊性质，比如低密度、可压缩、易燃易爆、易中毒等，决定了试气工程比试油工程难度大、风险更大。通过这几口井的施工实践，我熟悉了试气的整个工艺流程，掌握了试气流程设备比如分离器、水套炉以及高压节流管汇的操作方法和注意细节，以及负压射孔、气井酸化、气举排液、修正等时试井等工艺。
认识和建议：
试气工程的高风险性决定了在施工前地面管线流程、防喷器、井口等必须经过严格的气水密封试压，施工过程中严格按照施工设计，重点做好井控防喷工作。另外，钻井固井时留下的分接箍在后续施工时应该注意，井筒试压设计时应考虑该因素（分接箍承压25MPa），并严格控制管柱的上提下放速度，防止因操作问题造成该处破损。
三、测试：
测试方面，除掌握了MFE测试的基本工作原理之外，我有幸参与了分别在纪X12、沙X51、侧盐城1井APR测试施工。并在实习期间
独立完成了沙X51井第二层下射孔-APR测试联作管柱的任务，此次APR测试目前保持了江苏油田使用射孔-APR测试联作射孔井段最长（35m）的记录。在几次的施工中，通过现场请教专家、查阅相关书籍资料，我逐渐认识了APR测试的适用条件、工作原理。APR测试可以不动管柱，利用控制环空压力实现开关井，具有操作压力低、操作简单的特点。
认识：
对于高压地层的测试，APR测试成功率高，能大大减少不必要的返工，并且提高了安全系数。MFE测试工具在强度及密封性上也可达到高压系统的要求，但是在上提下放开关井操作过程中可能由于井底高压而使自由点判断不准，容易提松封隔器或其它薄弱点，造成刺漏。并且MFE测试开关井时，井口敞开，如遇高压油气层，势必存在一定的风险。我队即将上阜宁X1井，该井进行的是APR测试，对于我进一步深入了解APR测试具有重要的意义。
四、深井作业
通过盐城1-3井及花深X1井两口井的施工，积累了一些大斜度深井、悬挂小套管完井的试油（气）施工经验。盐城1-3井，7“×3658.33m悬挂4 1/2”×3807.02。花深X1井，9 5/8″×3680.37m 悬挂5 1/2″×4354.02m。尤其是花深X1井完井时，井队将悬挂器位臵完成于造斜段（45.90-47.32)，且上层套管存在破漏段（2433.78-2491.64m），为后续试油施工增加了相当的难度。在克服困难的同时，我也在积累了一定的深井施工经验，比如打捞作业，认识了一些打捞工具，了解了它们的使用方法。
认识和建议：
1、目前深井、气井采用大套管悬挂小套管完井工艺在我油田的应用呈明显上升趋势。在大斜度深井作业过程中，井下管柱受力复杂，在管柱下入过程中，由于轴向力的存在，管柱可能发生正弦或螺旋弯曲，特别是在内压、外压和轴向力的作用下，管柱的强度降低，容易导致管柱的破裂、挤扁和永久性变形。因此设计试油测试管柱结构时
应充分考虑管柱力学因素，对井下管柱及井下工具进行受力分析，计算其在各种可能出现的工况条件下的受力状况，对其强度进行校核, 保证井下管柱及工具的安全性，最大程度上对工艺、管柱结构进行优化，以此进一步提升我油田深井试油整体实力。
2、建议以后再遇类似大斜度深井（比如周深X1井，设计井斜深： 4765.18 m，仍采用9 5/8″悬挂5 1/2″小套管）可以考虑采用钻杆进行试油作业，一可以满足管柱受力的需要，二是万一出现井下事故，采用钻杆可以增加解决途径，最大限度缩短施工时间，提高工作效率。
3、深井固井存在一定的问题。遇阻深度与提供的人工井底深度误差很大。侧盐城1井井队提供给我们的人工井底深度为3924.0，我们通井至3877.94m遇阻。盐城1-3人工井底为3789，通井至3605.53遇阻。花深X1人工井底深度4303.5m，通井至4221.67m遇阻。导致我们不得不增加磨铣等工序。建议钻井改进提高深井固井工艺。
4、在深井作业之前应该做好思想准备，充分考虑深井施工可能出现的各种困难，施工方案可以多方讨论，集思广益，优化设计。
五、措施维护：
已能独立完成常规维护作业，以及增产措施、找漏、注灰等多种措施作业。
当然，我还存在很多不足，例如对于某些技术性问题认识不够深刻，对于一些新工艺了解不够多。另外，在组织管理和协调能力上也存在一定欠缺。在以后的工作中，我会逐步提高自己的能力，克服缺点，为建设和谐井下贡献自己的力量。
以上是我三年来的一点总结。
请领导专家批评指正。
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