1月16日，吉林油田二氧化碳开发公司已开展9个月的CCUS老井高风险隐患治理工作，仍在紧锣密鼓持续进行。
2024年4月，油气和新能源分公司下发《CCUS井完整性管理技术要求（试行）》文件中指出：二氧化碳捕集埋存及提高采收率等新技术新工艺的应用，出现许多新的隐患类型及大量风险隐患，制约低碳油田发展，并影响总体隐患治理目标的实现。
CCUS是吉林油田的战略性新兴产业，对于油田绿色低碳转型发展至关重要。文件下发后，吉林油田立即组织识别CCUS注采井存在的各类隐患，经梳理得出，CCUS注采井主要存在非CC级井口、非标准套管头、非高压盘根盒、水泥返高未到井口四类隐患。并逐一采取针对性措施进行治理，将非CC级井口更换成CC级井口，提高耐二氧化碳腐蚀性；将非标准套管头利用造扣机造扣后进行更换，形成标准的造扣式再造套管头，实现风险销项；将非高压盘根盒更换成耐高压、耐二氧化碳腐蚀盘根盒；尽快对水泥返高未到井口情况采取二次固井现场试验，扩大效果降低隐患。同年6月，吉林油田在二氧化碳开发公司针对第四类隐患，在黑79-22-8与黑79-3-3井开展现场试验，通过试验结果进行井口受力分析，更换标准套管头后，可有效降低水泥返高未到井口的隐患。在试验成功的基础上，吉林油田针对此项隐患展开大范围治理。
2024年10月，集团公司在文件下达基础上又给予吉林油田政策性支持，要求扩大CCUS老井高风险隐患治理规模。吉林油田公司高度重视迅速行动，由开发事业部牵头统筹，二氧化碳开发公司为主体，生产运行部、物资供应公司积极配合，迅速排出计划节点，组织队伍进行实施，一场针对CCUS老井高风险隐患治理的攻坚战就此打响。
按照常规组织方式，造扣和更换套管头时，作业队伍需要等停，平均每口井的隐患治理时长为15天。事关吉林油田CCUS产业的效益发展，吉林油田各部门各单位打破壁垒、协同合作，机关与基层纵向协调、基层单位间横向联合，结合实际采取流水线作业，第一轮小修队伍上修，起原井杆管打桥塞；第二轮造扣队伍上修造扣；第三轮小修队伍上修，安装套管头打捞桥塞，安装CC级注采井口，不影响作业进度。截至去年年末，完成70口CCUS老井高风险隐患治理,其中非标准套管头销项70项、更换CC井口70个。平均单井处理时间缩短三天，整体工期缩短近百天，终于把不可能完成的任务变为可能。
今年，吉林油田CCUS老井中的非CC级井口全部销项，其余隐患计划于2026年底全部完成治理。吉林油田将集中优势力量，利用三年时间，彻底打赢CCUS老井高风险隐患治理攻坚战，坚决为保障能源安全贡献力量。
