规范扶停机制
突出专业化单位支撑保障
长停井是指因井筒井况、油藏、地面及计关等原因，停产连续时间超过90天的油水井。
为规范长停井扶停工作，今年，油田出台《扶长停井管理实施指导意见》，重点从扶停选井、方案设计、合作管理、实施要求、产量核实、结算与效益评价等方面规范内部扶停工作程序，有序高效推进长停井治理，提升扶长停井质量效益。
扶停前，技术人员对停井原因、工艺技术、油藏潜力、井筒状况和地面状况等情况进行调查；扶停时，做到对潜力不落实、风险不清、效益不明等“五个不干”；扶停后，避免治理无效、责任不明、产量不清、总结不全、效益不好……
胜利油田将1700口扶停井目标分解到各油气开发单位，定期召开扶停井方案论证会，每月在作业工作运行例会上通报完成情况，要求欠计划运行及扶停效果欠佳单位分析原因，制订下步措施。
区别于自主扶停，内部扶停实行产量单计、成本单核、效益单算的独立运营管理模式。
胜利油田创新内部扶停机制，实现核算模式、扶停主体、合作模式等“三个转变”。其中，扶停主体由各开发单位转变为油气井下作业中心，内部扶停由油气井下作业中心出资、组织作业上修、恢复长停井生产，突出专业化单位支撑保障作用。
针对内部扶停井ST3-2X722井，专家小组第一时间制定针对性措施，扶停效果良好，施工周期缩短10天，作业成本节约近20万元。
油气井下作业中心副总工程师兼扶长停井项目部党支部书记张广辉介绍，作为内部扶停的运营主体，他们强化扶长停方案优化论证，形成从建设扶停仓到做大储备库、做优实施库、做快运行库、做强评价库的流水线作业模式，为扶停工作提速开展奠定基础。
坚持目标同向
提高长停井扶停质量效益
独木难成林，扶停效果的改善离不开合作模式的转变。在滨南采油管理八区利33斜80井生产现场，油气井下作业中心扶长停井项目部与管理区携手，为该井量身定制了扶停方案。今年7月，该井作业补孔开井后，日产油量从0.8吨提高至7.4吨，含水从98%下降至47.7%，真正实现从长停井到高产井的跨越。
“通过一项技术的突破，带动一种类型的长停井治理。”油气井下作业中心扶长停井项目部经理芦维国介绍，利用内部扶停政策，他们积极发挥井筒处理优势和油层改造技术服务特长，不断探索和完善适用于不同类型长停井的高效恢复工艺技术。
油气开发单位是长停井管理的主体，负责本单位长停井的管理与治理，也是自主扶停的发起单位和责任单位。目前，各油气开发单位成立了长停井扶停项目组，负责长停井潜力摸排、效益测算，并制定长停井扶停运行流程，加快扶停运行节奏。
围绕恢复可采储量，东辛采油厂提出怎么选、怎么干、怎么管，精细评价，强化配套，细化管理，实现扶停工作提质增效。
按照增存量、油水井整体部署扶停完善井网、联动调整协调流线，莱1-225井组通过补网补能调流线，日产油增加7.4吨，年自然递减率从正变负。
技术人员坦言，以往，更多考虑单井扶停和单井当期效益。如今，他们考虑更多的是井网流线和整体全周期效益。
近年来，长停井扶停工作呈现出从“注重单井增油”向“注重统筹协调、夯实稳产基础”转变，技术人员由措施摸排向措施培养转变，从区块整体治理的角度出发，结合油水井生产情况、井网完善情况、层系动用情况，选择扶停井和常规井实施顺序，提高整体实施效果。
今年前8个月，胜利油田累计扶停1000余口油水井，平均单井扶长停费用同比降低10%左右。
沉寂了六年之久，长停井GO4-17X291被重新“唤醒”。日前，孤东采油厂GO4-17X291井在洗井、放压后，通过防砂作业成功扶停，实现日增油6.2吨，摇身一变成为上产“新星”。
“不仅盘活闲置资源，还有效恢复了失控储量。”今年以来，胜利油田创新构建“自主扶停+内部扶停”长停井扶停机制，攻关完善大修及侧钻技术体系，高效盘活报废、长停、套损等存量资产。
大众新闻记者 顾松 通讯员 田承帅
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