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1、应对气候变化工作开展情况汇报气候变化既是环境问题，又是发展问题，但归根到底是发展问题，最终要靠可持续发展加以解决。我国坚定不移地走可持续发展道路，结合国民经济和社会发展规划，制定了应对气候变化的国家方案，采取了一系列政策和措施，取得了积极成效。针对油水井高度分散、注采系统不配套等诸多问题，顺应国家发展形势，紧紧围绕节能降耗和降低生产成本这一目标，创新管理方法、优化调整开发方式， 加强使用先进设备等一系列措施和办法， 使应对气候变化工作作取得了良好效果。一、一、创创新管理方法，新管理方法，强强化基化基层层管理，降低成本消耗管理，降低成本消耗一是加强“一块一法”、 “一井一策”的管理方法，科学制定
2、油井生产制度。加强日常生产动态管理，落实过程监控措施，从油井生产事前预防、事中控制、事后分析工作入手，强化油井生产全过程精细管理。首先 2012 年对 ZJ25-11、HH262、HH373 等 27 口井间抽制度进行调整，主要根据油井动液面、上液情况摸索间抽制度，在保持油井产量不变的条件下，最大限度地减少油井生产时间，节能降耗。其次将抽油机“五率”工作日常化，2012 年共进行抽油机平衡调节 147 井次，平衡指标高出 20 个百分点。从统计数据来看，单位液量生产电耗从2011 年的 75.3 千万时/吨降低到 33.8 千万时/吨。通过以上配套措施起到了很好的节能降耗作用。二是红河油田是超
3、低渗油田常规注水开发效果差，为改善裂缝性超低渗油藏驱油效果，采油厂选取砂体连通性好，砂体厚度大，注采井网比较完善的 SP1-3 注水井组展开高效驱油剂试验。选取的 UT8-1型驱油剂可以有效降低原油界面张力，增加原油在地层中的渗流能力，从而提高原油产量并最终提高原油采收率。目前日产量已由试验前的 0.35t/d 升至 1.23t/d，初步达到试验效果。三是改变发油流程工艺，提高发油效率。建设过程中，针对生产速度快，发油点处理量不能满足生产需求的问题。将原有的单泵装车循环流程改为双发双循环流程，并在新建发油点中实施。使单座发油点的处理量由原来的每天 23 吨提高到 60 吨，处理效率提高到原来的
4、 2.6 倍，实现了 1+12 的效果,提高了发油效率，减少了发油点建设投资。四是充分利用昼夜电价差异，实施“错峰填谷”，将 61 口间抽井全部调整为夜间生产，节约电费 46 万元。五是安装使用多功能罐 32 台，做到了计量、加温、发油一体化，利用罐内收集的伴生气加热脱水，既减少了燃煤消耗，又降低了油气损耗，实现了安全清洁生产。 二、精二、精细细油藏开油藏开发发管理，有效减管理，有效减缓缓油田自然油田自然递递减减一是积极开展油藏开发精细管理，降低自然递减。采油厂探索建立了致密砂岩油藏“一块一法”、 “一井一策”管理办法，针对延安组、长6、长 8、长 9 四种油藏类型的不同特点，科学制定油井生产
5、制度，落实过程监控措施，强化油井生产全过程精细管理，严格落实油水井日观察、周分析、月总结、半年比武制度，建立了水平井产量递减模型，提出了高产井重点管理、低产井精细调整、低效井分类治理的油井管理思路，有效控制了水平井自然递减。加强计量监督管理、躺井工况分析和油水井措施治理，对红河 37P19、红河 55P1 等 5 口砂堵井实施连续油管钻铣滑套冲砂作业，红河 42P3 井电泵提液等多项措施，恢复和增加油井产能 2.7 万吨。充分利用现有探评井和开发井资料，开展油田地质综合研究，实施油井措施 31 井次，增加生产能力 73.92吨。实施低效井捞油措施 145 井次，全年捞油 408.6 吨，有效挖
6、掘了长停井、废弃井和低产井增产潜力。二是调整注采关系，提高地层开采率。采油厂通过对镇泾 5 单元8 口油井转层长 6 油层效果评价，确定了该区域长 6 油层的措施潜力，在对镇泾 5 单元低产低效油井长 6 油藏进行对比排查的基础上，2012年在红河 103-镇泾 5 单元继续开展上返长 6 油层的计划，共选定 2口油井转层长 6 层。其中镇泾 5-14 井累积增产油 157.68t；镇泾 5-9 井累积增产油 54.39t；2013 年对 ZJ5 井区长 6 层注采井距进行优化调整，计划油井转注 3 井次，油井补孔 2 井次，水井补孔 2 井次，保持合理井距，保证注采对应性。2012 年对红河
7、油田 105 单元 3 口油井进行了上返长 6 油层措施，措施三口油井共累计增油 201.56t,其中红河 105-23 井长 6+长 8 合采，累积增产油 62.83t；红河 105-25 井长 6+长 8 合采，累积增产油 101.22t。红河 105-34 井单采长 6 层，累积增产油37.51t。2013 年计划对 3 口油井长 6 进行补孔压裂，调整注采井网，保证注采对应性。三是开展水平井出砂治理研究，提高单井产量。红河油田新投水平井部分井出砂，造成水平井水平段砂埋，水平井产量低，增加了管、杆、泵的机械磨损，作业频繁，经过研究决定对部分出砂严重的水平井实施钻铣球座冲砂作业，2012
8、年对 HH55P1、HH37P19 井进行钻铣球座后，产液产油有了较好的恢复，HH37P19 井累积增油271.02t，HH55P1 累积增油 397.37t。2013 年对 HH55P4、HH36P110等水平井实施钻铣球座冲砂作业，有效治理由于水平井出砂导致水平井低产低效的情况。三、加三、加强强使用先使用先进设备进设备和技和技术术，达到降本降，达到降本降费费1. 开展新技术应用试验，解决油井偏磨、结垢、腐蚀、低效问题，延长油井免修期。一是 2012 年对 HH60、ZJ2-13、ZJ3-5-9、ZJ3-6-10 等 13 口长期频繁作业井实施了杆柱底部加重、安装旋转井口、扶正器优化、清蜡防
9、垢等综合配套措施，其中 HH60 井的修井周期由之前的 73 天延长至224 天，ZJ3-5-9 井的修井周期由 36 天提高至 136 天，这 13 口井的平均修井周期由 55 天提高至 112 天，这些专项配套技术的应用取得好很好的效果及经济效益，2013 年继续加强对长期频繁作业的井防偏磨、防腐防垢等配套措施工艺的试验及推广，提高油井免修期，节能降耗。二是 2012 年共对 6 口采油井应用斜井泵生产，取得了较好的效果，其中 HH42P1 井应用斜井泵生产后稳定产油由之前的 1.1t 提高至 2.7t，并连续生产 8 个月，累计产油 356t，增油效果及经济效益明显。HH37P4 井应用
10、斜井泵生产后产油由之前的 2.1t 提高至 4.3t，连续生产 5 个月，累计产油 453t，效果较好。斜井泵能下至较深位置，对于能量下降较快的低产低效水平井可以推广应用，2012 年应用的6 口水平井都取得了较好效果，累计增油 986t，对应用斜井泵积累了经验，2013 年计划继续推广斜井泵的应用。三是全面开展控躺治躺工作，取得较好效果一是将频繁躺井低产低效井拔管捞油。截止目前，共进行拔管作业 33 井次，有效捞油井32 口，大大降低了维护作业工作量，有效节约了作业费用和电力成本。二是合理优化工作制度，提高泵效，减轻液击现象，减少杆管摩擦频率，延长杆管使用寿命。共对抽油机井工作制度调整 18
11、3 井次，平衡度调节 147 井次，有效的延长了检泵周期。三是大力开展群众性扶躺工作，有效的降低了维护作业频次。共进行群众性扶躺作业 119 井次，成功扶躺有效井 40 井次，成功率 33.61%，节约维护作业费用 165.6万元。2、加强节能技术改造，为节能降耗保驾护航。一是推广高性能矢量变频器 61 台，解决 10 型抽油机启动难、能耗高的问题。10 型抽油机启动时需要大力矩、高电流，用 50 千瓦发电机才能带动，并且抽油机启动时产生冲击电流、冲击载荷损伤发电机和抽油机；而正常运转时，所需功率下降，又造成了 50 千瓦发电机电能浪费。为此，采油厂推广使用高性能矢量变频器调节电压和电流，达到
12、软启动、降低启动电流、消除冲击载荷的目的。目前变频器配合30 千瓦发电机，带动 10 型抽油机运转。50 千瓦柴油发电机油耗为 8-9 升/小时，30 千瓦柴油发电机油耗仅为 4 升/小时，10 型抽油机使用变频器可节约 50%柴油。二是继续推广永磁电机，使低产井实现低耗高效。从 2009 年到2011 年，经过三年的实验与论证，证明永磁电机转速 500 转，最小冲次 1.7 次/分的低转速低能耗的特点，正适合于采油厂地层能量不足、产液量低的实际情况。并且永磁电机节能效果明显，平均节电率超过15%。2012 年采油厂新井投产全部使用永磁电机，截止到年底共新投油井 271 口，永磁电机使用比例已
13、经超过 80%。三是引进塔式抽油机，在延 9 油层和新投产水平井进行应用。由于塔式抽油机具有长冲程、低冲次的特点，可以应用于延 9 层偏磨严重的油井，并且它的理论排量在 2 方至 75 方之间调节，在水平井前期排液与后期稳产期间应用性很强，不需要更换抽油机电机，省时省力，方便快捷。2012 年采油厂对 5 口井安装塔式抽油机，平均泵效由49.45%提高至 79.67%，SP1-5、ZJ1-3-4 两口井油井免修期延长了近 3倍，共计节省油井维护费用 22.8 万元。四是开展高压光杆密封器的推广试验。目前采油厂的井口不耐高压，压裂前临近生产井需停抽后更换高压井口，以防地层压窜时出现井控事故，压裂
14、结束还需换回生产井口，费时费力并产生大量作业费用。采油厂井距小、待压裂水平井多，使得压裂井控的工作量大增。高压光杆密封器的投用则可提高标准井口对压力的承受力，压裂时不再需更换高压井口。此举不但可增加油井生产时间，节省大量更换井口的劳务费用，还能降低井控工作的压力与风险。五是使用新工艺新设备降低机采系统偏磨。红河油田目前主力生产井均为水平井，结构特点表现为大井斜、深泵挂，导致机采系统偏磨严重。红河油田高含水、高矿化的地层更加剧了腐蚀与偏磨。特别是延 9 层产液腐蚀性很强，已多次出现油管磨穿，每年需花费大量成本进行维护。针对这一现状采油厂引进内衬油管、HY 型高强度抽油杆、多功能双向保护节箍，提升
15、管杆的耐磨、耐腐蚀性能，延长管杆寿命与检泵周期。六是通过破乳剂选型、改善加药方法提高破乳剂使用效率。因原油产量快速增长、温度持续降低，采油厂进行原油脱水所需要的破乳剂量持续增大。为提高效率、控制消耗，针对产量最大的长 8 原油，进行了一系列破乳剂选型试验工作。首先寻求药剂成本低、加药量少的破乳剂降低费用；其次选用性能好效能高的破乳剂降低后续处理成本；最后选用能够低温破乳的药剂减少能耗。首先从材料配比进行技术选型，其后实验室进行测试选型，最终进行现场试验。对多型破乳剂不断进行尝试，在破乳效果、速度、温度、用量间寻求平衡。最终优选出为 SHZ-20 型破乳剂，不但改善了脱水效果更使加药浓度从 30
16、0ppm降低到 120ppm 节约了成本。选定新型破乳剂的同时改变加药方式与工艺，降低加药浓度。利用废旧塑料桶和输液管改造成破乳剂加药装置，改一次加药为持续加药。在原油循环过程中可以使破乳剂与原油混合更充分，减少原油脱水时间，并减少了破乳剂的使用量。四、加强安全环保施工，杜绝环境污染，走持续发展道路一是红河油田地处黄土高原，井场土壤多为盐碱土，存在地表径流冲刷侵蚀、暗穴陷穴侵蚀、土堰崩塌、坍塌侵蚀等，干燥的时候板结坚硬，遇水则无黏结能力。加之井场地表不平整，周边多为回填土，破坏了土壤的自然节理，虽然表面被机械压实，但是下面存在许多缝隙和暗穴，遇到积水则容易形成贯通的暗流通道，随着冲蚀时间的延长则很容易形成上述形式的流失现象，为解决该项问题，一方面采油厂聘请甘肃省水土治理部门对井站场进行整平，并引导雨水汇集进入集雨坑内，在外延做挡水土埂，坡面种植护土植被，解决水土流失问题，达到可持续发展。另一方面自行对进站场进行统一建设，达到标准化井场。二是针对部分油井出砂、污水池污泥较多、钻井试油中产生的含油水增多，影响储水池泄水等情况，采油厂引进甘肃省有固体废物处理资质的专业原油回收队伍，对储油罐
