油田早期评价

油田早期评价（精选三篇）

油田早期评价 篇1

聚合物驱已在中国陆上油田得到了广泛应用,并取得了较好的开发效果[1,2,3,4,5]。中国渤海海域蕴藏着丰富的油气资源,海上油田产量的持续增长已经成为国家石油产量增长和产量接替的重要组成部分[6]。对比各种提高采收率方式,渤海油田形成了以聚合物驱为主的提高采收率技术[7,8]。海上油田开发过程中,由于受到平台寿命的限制,海洋石油生产需要在较短的时间取得最大的采收率,决定了渤海油田实施聚合物驱技术应突出一个“早”字[9,10]。

现场应用聚合物驱时,聚合物的注入能力是影响其驱油效果的主要因素[11,12]。笔者以渤海油田某油藏为研究对象,模拟实际油藏条件,应用物理模拟和数值模拟方法对早期注聚注入压力的变化规律进行了研究,同时模拟研究了渗透率、原油黏度、注入速度、注聚黏度等对注入压力的影响,并基于代理模型方法得到了各影响因素与注入压力上升幅度的二次响应面数学模型。

1 早期注聚注入能力物理模拟研究

1.1 实验材料

1.1.1 流体参数

实验用油为人工配制油,65 ℃下模拟油黏度为70.0 mPa·s;水驱用水及配置聚合物用水均为渤海油田注水泵后水样,矿化度8 877.68 mg/L,65 ℃下测量黏度为0.8 mPa·s。

1.1.2 聚合物参数

聚合物类型选用AP—P4疏水缔合聚合物,分子量约1 250万,浓度1 600 mg/L,经熟化剪切后测定65 ℃下黏度约为10 mPa·s。

1.2 实验仪器

由恒速驱替泵、岩心夹持器、中间容器、压力表及阀门等组成的驱替装置。

1.3 实验内容

1.3.1 直接注聚

饱和油后,以稳定的注入速度进行聚合物驱替。

1.3.2 注0.12 PV水后注聚(fw=0%)

饱和油后,以稳定的注入速度,先注入0.12 PV的水,再以相同的注入速度进行聚合物驱替。

1.3.3 注0.50 PV水后注聚

饱和油后,以稳定的注入速度,先注入0.50 PV的水,再以相同的注入速度进行聚合物驱替。不同时机聚驱实验条件见表1。

1.4 实验结果分析

直接聚合物驱注入压力变化曲线如图1所示,注入压力持续升高,出口端稳定产出后,注入压力保持在较高水平0.125 MPa,后继水驱稳定驱替后压力保持在0.050 MPa。

注0.12 PV水后注聚(见图2所示),转注聚后注入压力持续升高,最后稳定在0.1 MPa附近,后继水驱稳定驱替后压力保持在0.052 MPa左右。

注0.50 PV水后注聚(见图3所示),早期水驱稳定产出后,注入压力保持在0.02 MPa附近,转注聚后,压力持续上升,达到最高点0.095 MPa,之后压力减小,最后稳定在0.073 MPa,后继水驱稳定驱替后压力保持在0.038 MPa。

聚驱稳定后压力梯度见表2所示,先注水后注聚可有效降低驱替压力。

在实际海上油田注聚开发过程中,受海洋平台及设施寿命、开发方式的影响,需要早期就采用化学驱提高采收率,而渤海油田的开发实践和相关学者的研究[7,8,9,10]也证明早期聚驱较中后期聚驱可以获得更好的开发效果。但通过前面实验研究得到,聚合物注入高黏油地层需要较高的注入压差,在满足一定的配注量条件下,过早注聚可能造成井底压力大于地层破裂压力,产生地层破裂,这就需要先注水一段时间,当满足井底压力不高于破裂压力时才可以注入。

2 注聚压力变化影响因素数值模拟研究

注聚后注入压力有较大上升幅度(见图4),运用油藏数值模拟研究注入压力相对上升幅度(Pp-Pw)/Pw与渗透率、原油黏度、聚合物浓度(黏度)、注入速度的关系。运用试验设计方法,结合数模结果,应用基于代理模型的方法建立注入压力相对上升幅度与各因子之间的数学模型,可快速获取不同油藏条件、不同注入参数下注入能力变化特征。

2.1 典型模型及其条件

为了便于研究,简化问题,参考渤海某油田相关数据,利用Eclipse数值模拟软件建立典型模型: ①无气顶和底水,层状油藏,构造顶深1 450 m,x、y、z方向网格数分别为30、30、5,网格步长分别为20、20、7 m; ②压力-体积-温度、相对渗透率曲线等岩石流体数据采用油田实际数据(地下原油粘度为70 mPa·s); ③平均渗透率为3 μm2,平面及纵向变异系数分别为0.5和0.6; ④注入聚合物质量浓度为1.75 g/L(地下粘度约为8 mPa·s),不可及孔隙体积为0.18 Vp(Vp为孔隙体积),残余阻力系数为2.5; ⑤五点法井网,油水井井距300 m; ⑥注入速度0.035 Vp/a,注采比1.0。

2.2 注入压力上升影响因素分析

渗透率对注入压力相对上升幅度的影响见图5。可以看出,渗透率小于2 000×10-3 μm2,随渗透率的增大,聚驱和水驱两种方式注入压力均大幅度减小,但聚驱减小幅度更大,即渗透率对聚驱的影响程度大于水驱;大于2 000×10-3 μm2,两者注入压力均缓慢降低。注入压力相对上升幅度亦表现出此规律。

原油粘度对注入压力相对上升幅度的影响见图6。随原油黏度的增大,聚驱与水驱注入压力呈直线增加,注入压力相对上升幅度呈增大趋势,但趋势减缓。

注入聚合物溶液黏度对注入压力相对上升幅度的影响见图7。随着注入聚合物溶液黏度的增大,聚驱时注入井注入压力近似呈直线增大,水驱时保持不变。注入压力相对变化幅度近似呈直线增大趋势。

注入速度对注入压力相对上升幅度的影响见图8。随着注入速度的增大,聚驱与水驱两种方式注入井注入压力呈增大趋势,但聚驱增加幅度更大,注入速度对聚驱影响程度大于水驱。注入井注入压力相对变化幅度随着注入速度的增大呈增大趋势。

不同注聚时机对注入压力相对上升幅度的影响见图9和图10。不同渗透率下,注聚时机越早,聚驱和水驱两种方式注入井注入压力均呈增大趋势。随着渗透率的增大,注入压力相对变化幅度逐步减缓;因此,当油藏渗透率超过一定值后,对聚合物驱开发注入能力的要求就相对宽松。

2.3 注入压力相对上升幅度数学模型的建立

2.3.1 代理模型简介

代理模型是一种可以解决部分常规油藏数值模拟局限性的辅助工具。当模型中有一些低置信的输出变量,或者是在数值模拟过程中对结果精度要求不是很高的时候,以及在模拟次数减少的时候,通过基于代理模型的方法可以对模型进行简化[13]。

代理模型基于统计方法的一体化,如实验设计理论及响应面分析。实验设计方法用于减少油藏数值模拟的次数,通过合理布置试验点的位置从而利用少量试验点得到较高精度的响应面;而响应面方法能在分析决策过程中使代理模型替代油藏模拟器,是利用统计学的综合实验技术解决复杂系统输入(变量)与输出(响应)之间关系的一种方法。

2.3.2 数学模型的建立

运用中心组合试验设计方法,共设计50个实验样本,采用油藏数值模拟器进行计算,最后基于代理模型的方法建立响应值(注入压力相对上升幅度)与各因子之间的数学模型,可快速获取不同油藏条件、不同注入参数下注入能力变化特征。影响因素及取值水平见表3。

模型方差分析结果见表4。根据方差分析原理,F值越大,影响程度越高。显著性排序为:C-聚合物溶液黏度>A—渗透率>D—注入速度>E—注聚时机>B—原油黏度。

选择显著影响项拟合样本数据得到二次响应面公式:

$\sqrt{\text{注}\text{入}\text{压}\text{力}\text{上}\text{升}\text{幅}\text{度}}=1.59-4.26\times 10{}^{-3}A-4.04\times 10{}^{-4}B+0.52C+217.78D+0.032E+2.12\times 10{}^{-5}AB-8.19\times 10{}^{-5}AC+0.027AD-0.46BD-3.35\times 10{}^{-4}BE+2.59CD-7.07\times 10{}^{-3}C{}^2-1864.94D{}^2$。其中:A=渗透率(10-3μm2);B=原油黏度(mPa·s);C=聚合物溶液黏度(mPa·s);D=注入速度(PV/a);E=注入时机(含水率/%)。

2.4 注入压力相对上升幅度数学模型的验证

渤海油田某油田注聚井组注聚井J03,统计平均渗透率2 040×10-3 μm2,地下原油黏度为70 mPa·s,注入聚合物溶液黏度为8 mPa·s,注聚合物时含水率约为51%,在注入速度0.035 PV/a的条件下,应用建立的数学模型计算得到注入压力相对上升幅度为31.01%。

J03井2003年9月单井注聚试验前,注水压力为4.47 MPa,注聚后,注入压力于2003年12月稳定在5.79 MPa,相对压力升幅约为29.53%。模型预测值与实际数据相比,相对误差为5.0%。相对误差保持在10%以内,因此所建立的数学模型能够满足工程上的精度要求。

3 结论

(1)由实验结果看出,注入时机对聚合物溶液注入能力有较大影响,先注水后注聚可以有效降低驱替压力。实际高黏海上油藏注聚时,需要综合考虑早期聚驱提采效果和满足不超过储层破裂压力注聚两方面来优选合适的注入时机。

(2)储层渗透率越低,原油粘度和聚合物粘度越高,注入速度越大,注聚时机越早,聚合物注入能力越低,注入性越差。

(3)所建立的注入压力相对上升幅度二次响应面模型,可以较好的对渤海油田注聚井的注入压力进行预测,预测精度能够满足工程要求。

HSE风险评价报告(二号油田) 篇2

风险评价报告

采油一厂花土沟联合站项目工程

风 险 评 价 报 告

1、编制目的

为了预知预测和分析、识别公司和施工中的健康、安全、环境因素，将风险降为最低，选择合理、可靠的风险控制和削减措施，保证实现对各类事故的事前预防。

2、适用范围

采油一厂花土沟联合站项目工程。

3、引用标准术语和文件

3.1 SY/T2676-1997《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》标准和标准规定的术语。

3.2 油建Q/QH-HSE-G-B011-2000《风险评价管理程序》

4、职责

4.1 项目风险评价小组负责承担项目工程的风险评价。

4.2 公司HSE小组负责项目的风险控制及风险削减措施的编制及实施的管理工作。

5、项目风险评价 5.1 项目风险评价时机

项目工程在开工前进行风险评价、根据评价结果确定相应的风险削减措

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风险评价报告

施并实施。

5.2 确定判别准则 5.2.1 确定判别准则的原则

5.2.1.1 符合当地政策关于健康、安全与环境的法规、标准和规范 5.2.1.2 符合公司关于健康、安全与环境的领导承诺、方针和目标 5.2.1.3 满足双方合同的合法要求

5.2.1.4 在法律、法规允许下，考虑公司实际风险可承受能力。5.3 项目初始风险评价

对项目施工过程中的危险点、源，关键过程、特殊过程危险因素。5.3.1 防腐预制过程

5.3.1.1 预制现场危险点源图（见附图）

5.3.1.2 预制现场距基地食堂距离大约30m，现场防腐施工应注意

风向。

5.3.1.3 管材在拉运过程中，注意检查钢丝绳、绳卡是否牢靠，装载机要运行平稳，严禁急起急停。

5.3.1.4 站内作业应遵循业主的施工管理规定。5、4 风险评价与危害管理 5.4.1 油气区焊接用火作业风险评价

在油气区焊接用火作业，特殊情况下可能产生危险，或操作不当或劳保用品穿戴不全，可能引起人身伤害。

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风险评价报告

5.4.2 施工中重要生产环节的评价

防腐预制及施工中材料的拉运、吊装，确保安全，用电设备应及时检查、接地良好，若出现操作不当等，可能产生危险。

5.4.3 固体废弃物产生与处理过程中的有害因素 5.4.4 野外营地、作业环境对施工人员健康影响 5.4.5 所在地医疗条件的评价 5.5 危害管理及控制措施

5.5.1 施工中重要生产环节的管理与控制措施

5.5.1.1防腐材料应堆放在通风阴凉处，材料附近还应放置消防砂和灭火器等消防设施。

5.5.1.2动力设备在使用前其线路必须由维护电工进行认真检查。

5.5.1.3 设备材料在装卸过程中须有专人指挥，防止各种材料滚动伤人事件发生。

5.5.1.4 装卸材料、大型材料时要有专人指挥，禁止非施工人员进入现场，现场必须设各类警告标地志。

5.5.1.5 吊车、抓管机起吊前必须检查吊具、钢丝绳是否可靠，确保安全吊装。

5.5.1.6 起重操作要求平稳，禁止忽快忽慢和突然停车，起吊物下方及起吊物上禁止站人或有人走动。

5.5.1.7 使用手动砂轮机打磨时，要正确操作、用力平衡，不准撞击砂轮，清除焊渣时应带防护镜，以防止焊渣崩入眼睛和意外伤害，砂轮机用完后立即关闭电源。

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5.5.2 固体废弃物的管理及控制措施

5.5.2.1 营地的垃圾要定点堆放，统一消毒掩埋，垃圾处理池与营地的最小距离50m，垃圾处理池要在营地的下风向。

5.5.2.2 固体废弃物如：砂轮机片芯、电动钢丝轮等要定点堆放，不可丢弃于管沟内或站内。废弃的材料、设备包装箱等不得随意丢弃。

5.5.2.3施工现场的废旧材料不得随意焚烧。

5.5.2.4对环境有污染的防腐材料及生活垃圾等应进行深埋，埋深不得小于1.0米。

5.5.3 野外营地、作业环境对员工健康影响的控制措施

5.5.3.1 消灭各类传染病的传播途径，保证施工人员的身体健康。5.5.3.2 保证施工人员饮用水符合卫生标准。

5.5.3.3 改善野外劳动卫生、生活条件，落实保障职工健康的具体措施。5.5.3.4 按规定配备齐全劳动保护用品，以保证施工人员不受外界气候条件的影响。

5.5.4 所在地医疗条件的评价

5.5.4.1 施工现场距离花土沟职工总医院只有约10公里，防腐预制厂距离花土沟职工总医院只有不到1公里的路程。野外营地要备有急救药箱和常用的药品，施工现场应备有生产指挥车、对讲机等确保紧急情况下与营地保持联系。

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油田早期评价 篇3

1 对象与方法

1.1 对象 以新疆某油田噪声接触工龄 1 a 以上所有在岗噪声作业人员为研究对象。

1.2调查方法以 该油田2009年1月—2011年12月年在岗噪声作业人员的职业健康监护资料为依据对听力损伤状况进行回顾性调查,以此为基线调查,共调查2 582人次。采取早期干预措施后以整群抽样的方法对2012、2013年在岗噪声作业人员的听力损伤状况进行调查,共调查2 498人次。对早期干预前后所得资料进行纵向调查分析。

1.3听力损伤判定标准在GBZ 49-2007《职业性噪声聋诊断标准》[4](下称“标准”)及GBZ 188-2007《职业健康监护技术规范》[5](下称“规范”)的基础上,为了描述的方便,根据噪声性听力损伤的发生发展过程将噪声性听力损伤划分为A、B、C、D 4段。1A段A1:一个或几个高频听阈≥30 d B HL,每一耳高频平均听阈都≤25 d B HL;A2:出现以上听力表现,且伴有耳鸣。2B段B1:至少一耳高频平均听阈>25 d B HL,双耳高频平均听阈<40 d B HL,B2:出现以上听力表现,且伴有耳鸣。3C段C1:双耳高频平均听阈≥40 d B HL;C2:出现以上听力表现,且伴有耳鸣。4D段较好耳语频平均听阈≥26 d B HL。

1.4 干预方法

1.4.1常规干预噪声性听力损伤发展到D段,语频听力损伤时,在“标准”里有明确的处理原则,C段,即双耳高频平均听阈≥40 d B HL者,为观察对象,“标准”里的处理原则仅对伴有耳鸣者(C2段) 建议调离噪声岗位,为了与早期干预区分,我们将“标准”的处理原则(对D段和C2段)定义为常规干预。

1.4.2早期干预对于C段的高频听力损伤人员,因高频听力损伤程度比较严重,很容易出现语频听力损伤,为预防其发展为语频听力损伤,干预措施为:不论是否伴有耳鸣都调离噪声岗位,并进行临床治疗。对于A1段和B1段的高频听力损伤人员,因都是较为早期的听力损伤者,对其干预措施为:使其认识到已经出现听力损伤,工作期间必须配戴防护用品,按时进行听力检查。对于A2段和B2段的高频听力损伤人员因伴有耳鸣,对其干预措施为:调离噪声岗位,进行临床治疗。

1.5现场噪声监测方法根据GBZ/T 189.8-2007《工作场所物理因素测量第8部分:噪声》,用国营红声仪器厂生产的HS5670积分声级计对工作场所进行噪声监测。稳态噪声测其A声级,并记录噪声接触时间,计算8 h等效连续A声级(LAeq);非稳态噪声,分别测定每个工作地点的A声级,根据不同地点的接触时间计算8 h LAeq。

1.6 职业体检方法 依照“规范”进行检查,填写《职业健康检查表》。询问一般情况、职业史、既往史等,进行内科、耳科检查,排除非职业性因素引起的听力损伤。同时进行血、尿常规,肝功能,心电图,纯音听力测试等检查。纯音听力测试由专业听力检查技术人员,采用经计量部门检验合格的丹麦耳听美公司生产的科丽纳听力计在本底噪声为26 d B(A)的隔音室内进行,要求受检者脱离噪声作业环境24~48 h以上,测试结果按照GB/T 7582经年龄、性别修正。

1.7统计学分析所有数据均采用SPSS 20.0统计学软件进行χ2 检验和趋势χ2 检验,以P<0.05为差异有统计学意义。

2 结 果

2.1一般情况干预前回顾性调查的2 582人次中,2009年793人,2010年877人,2011年912人;早期干预后2012年调查1 211人,2013年调查1 287人。本研究2011、2012、2013年检出听力损伤的1 059人,其中早期干预1 010人,占95.4%;常规干预49人,占4.6%。见表1。干预前后噪声作业人员性别构成、接触噪声工龄及接触噪声强度分布差异均无统计学意义。

注:()内数字为百分率(%)。a其中31人接受早期治疗。

2.2现场噪声监测结果对该企业主、辅业63个岗位共335个噪声作业场所进行了监测。噪声来源主要为电磁性、机械性、混合性噪声,以稳态噪声为主,频谱特性以中高频为主。接触噪声岗位主要有输油、输气、采油、油泵、试压、锅炉、发电、机工、维修、焊接、检验等。所有岗位均计算其8 h等效连续A声级(LAeq),范围为75.9~99.3 d B(A),其中8 h LAeq在“75.9~85 d B(A)”的岗位18个,占28.6%;在“86~90 d B(A)”的岗位25个,占39.7%;在“91~95 d B(A)”的岗位12个,占19.0%;在“96~99.3 d B(A)”的岗位8个,占12.7%。2009—2013年不同噪声强度岗位人员的构成差异无统计学意义。

2.3防护用品佩戴情况见表2。

2.4 听力损伤状况

2.4.1早期干预前听力损伤状况早期干预前对2009—2011年的听力损伤状况按年进行统计分析后显示,高频听力损伤及语频听力损伤检出率都在逐年增加,3年听力损伤检出率之间经趋势χ2 检验,差异具有统计学意义(P<0.01);2011年听力损伤检出率显著高于前2年,表明随着年份的增加听力损伤检出率呈上升趋势。见表3。

2.4.2早期干预后听力损伤状况早期干预后高频听力损伤各阶段检出率及语频听力损伤检出率由前3年逐年上升转为近3年逐年下降,语频听力损伤检出率2013年降为零。经趋势χ2 检验,近3年听力损伤检出率间差异有统计学意义,2013年听力损伤检出率与前两年比较差异有统计学意义(P<0.01),表明随着年份的增加听力损伤检出率呈下降趋势。见表4。

2.5 治疗情况

2.5.1治疗方案方案一:单纯药物治疗:予以促进内耳微循环、改善细胞营养和代谢的药物[6]。复方丹参或葛根素、三磷酸腺苷、辅酶A静脉滴注,伴耳鸣者加利多卡因静脉滴注,同时服用B族维生素,1周为1疗程,2个疗程无效停止治疗,常规治疗3疗程。方案二:药物加高压氧联合治疗[7]。

2.5.2疗效判定因接受治疗的听力损伤人员均为高频听力损伤者,语频均正常,且部分伴有耳鸣症状,因此在判定疗效时,伴有耳鸣者,以耳鸣症状消失为治愈,耳鸣症状减轻或次数减少为有效,耳鸣症状无改善为无效[8]。对于无耳鸣症状的高频听力损伤者,以双耳高频平均听阈提高<10 d B为无效,双耳高频平均听阈提高≥10 d B为有效,双耳高频平均听阈恢复到正常范围为治愈。

2.5.3治疗结果经3~6个月随访,结果伴有耳鸣的高频听力损伤人员有49人接受治疗,有效20人,治愈14人,有效率为69.4% ;单纯高频听力损伤人员有71人接受治疗,有效26人,治愈8人,有效率为47.9%,两部分合计治疗120人,有效46人,治愈22人,有效率为56.7%。两部分有效率之间经χ2 检验,差异有统计学意义(P<0.05),提示伴有耳鸣的高频听力损伤者临床治疗效果明显好于单纯高频听力损伤者。见表5。

3 讨 论

噪声对人体听功能的损害是一个缓慢的过程,听觉系统受到噪声的损伤后先出现暂时性听力下降,后逐渐发展为永久性听力下降,最终导致感音神经性听力损伤[9,10],即噪声性听力损伤。因此,对长期接触噪声的人员一旦出现上述情况就应该尽早采取更有效的干预措施,尽可能防止或减少听力继续受到损伤。

注:趋势χ2值=17.237,P<0.01。

注:趋势χ2值=11.050,P=0.001。

本研究共对5 080人次噪声作业人员进行了调查,通过对2009、2010、2011年职业健康检查资料进行回顾性调查分析,取得基础性资料,掌握了噪声作业人员听力损伤发生、发展情况,认为该油田噪声作业人员听力损伤情况呈逐年加重的趋势[11]。以此为依据,结合噪声性听力损伤的发病机制、发生过程、影响因素以及该油田的实际情况,制定了早期干预措施。2011、2012、2013年共检出听力损伤1 059人,对其中1 010人实施了加强个人防护、早期调离、早期治疗等早期干预措施,早期干预率为95.4%。经过对听力损伤人员的早期干预,所有噪声作业人员防护用品佩戴率也明显提高,由干预前的11.5%提高到45.9%~62.9%;3年共早期调离听力损伤人员89人;早期治疗120人,治疗有效率为56.7%;该油田噪声作业人员听力损伤状况明显改善,听力损伤发生率逐年上升趋势得到控制,且转为逐年下降。语频听力损伤2013年降为零,预防了职业病的发生,已调离的听力损伤人员经合理治疗听力状况及耳鸣症状有所改善。由此表明,该油田工人噪声性听力损伤情况有逐年加重的趋势,但经过加强个人防护、早期调离、早期治疗等干预措施后既可控制听力损伤状况,也可预防职业性噪声聋的发生。即噪声所致听力损伤可控,噪声所致职业病可防。

本研究对发现的听力损伤人员及时告知本人及企业,让劳动者认识到自己的听力已经出现损害,在工作中要加强防护,防止听力继续受损。让企业认识到噪声职业危害状况,引起重视,主动采取措施,确保防护用品的配备,监督劳动者合理使用防护用品。对有治疗机会的听力损伤人员采取调离噪声岗位接受治疗,使其受损的听力尽可能的恢复。切实维护了劳动者的身体健康及相关权益[12]。

作者声明本文无实际或潜在的利益冲突

摘要：目的 了解新疆某油田噪声作业人员听力损伤状况,研究噪声性听力损伤早期干预效果。方法 以某油田2009年1月—2011年12月年在岗噪声作业人员的职业健康监护资料为依据对听力损伤状况进行回顾性调查,以此为依据制定早期干预措施;采取早期干预措施后以整群抽样的方法对2012、2013年在岗噪声作业人员的听力损伤状况进行调查,对早期干预前后所得资料进行纵向调查分析。结果 对2009—2011年2 582人次噪声作业人员调查后显示听力损伤检出率逐年增加,经趋势χ2检验,差异有统计学意义(P<0.01)。2011、2012、2013三年检出听力损伤1 059人,早期干预1 010人,早期调离89人,早期治疗120人,治疗有效率为56.7%;早期干预后听力损伤检出率逐年下降,语频听力损伤检出率2013年降为零,经趋势χ2检验,近3年听力损伤检出率间差异有统计学意义(P<0.01)。结论 噪声所致听力损伤可控,噪声所致职业病可防。