《采油工程工作汇报》由会员分享，可在线阅读，更多相关《采油工程工作汇报（23页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。
1、.十一五工作回顾及20XX及十二五工作规划部署金马油田开发公司20XX3月3日.目 录前言第一部分：十一五工作回顾一、主要指标完成情况二、主要工作及成果三、取得的认识第二部分：存在的主要问题及技术潜力一、工艺技术二、采油管理第三部分：20XX工作部署一、工作思路二、工作目标三、重点工作第四部分：十二五工作规划一、工作思路二、工作目标三、重点工作前 言十一五时期,金马油田开发公司认真贯彻油田公司专业工作部署,紧密围绕公司两保一降一提工作主线,在专业主管部门的指导和支持下,工程系统按照精细管理挖潜力、创新增效促发展、优质低耗上水平的工作思路,真抓实干,锐意创新,全面实现了采油系统工作目标。以技术配
2、套为重点,加强成熟技术的集成应用和技术攻关,工艺系统实现3个转变、形成四大体系、取得5项技术突破；以高效运行为重点,强化对标管理,采油注汽系统实现自动化运行；以质量安全为重点,完善制度建设和强化质量安全监管,作业系统向规范化、效益化推进。开创了油田持续稳定发展的新局面。第一部分：十一五工作回顾一、主要指标完成情况十一五时期,以良好的业绩完成了生产、科研、采油、作业系统考核指标,有效推动了公司的主营业务持续稳定发展。生产业绩指标,公司累积生产原油万吨,对比业绩考核指标万吨,超产万吨。完成原油商品量万吨,对比业绩考核指标万元吨,超产万吨。投资万元,发生运行费用亿元。单位运行成本元/吨,对比油田公司
3、考核指标降低元/吨。科研管理指标,共完成技术推广项目30项,1927井次,累计增油29.1104t；开展新技术研究与试验35项,127井次,累计增油2.487104t；优化措施结构节约资金596万元；取得油田公司级以上技术创新成果17项,取得授权专利4项；8人被聘为厂处级以上技术专家。采油管理指标,累积实施油井机采优化539井次,使整体系统效率由18.9%提高到25%。泵效达到59%,平衡率90.2%,躺井率7.7%,油井检泵周期延长56天。开展群众性挖潜5298井次,累积增油2.95万吨。作业管理指标,累积完成作业工作量1155井次,作业一交成功率99.1%,有效率90.2%。有效开展修旧利
4、废活动,累计创效1236万元。二、主要工作及成果十一五时期是金马公司技术发展最快、成果取得最多、规模效益最大的五年。五年来,采油系统管理一路工作取得丰硕成果,科技创效形成规模、生产效率明显提升,作业质量显著提高,人才培养富有成效,为油田质量效益发展提供了技术和人才保障。一坚持技术完善与难点攻关并重,推动科研创新发展1、立足开发实际,实现三个转变一是由单项技术应用向多项技术集成应用转变。开展了选层调剖、对应调堵、堵驱结合、防砂堵水一体化技术研究与应用。五年累计实施163井次,累计增油92292t,降水90913m3。二是由单一介质驱动向多元介质驱动转变。开展了氮气采油技术、二氧化碳采油、微生物调
5、堵试验。五年累计实施12井次,累计增油2716t。三是由直井配套开采技术研究向水平井配套开采技术研究转变。开展了水平井举升、注汽、控水技术研究与应用。十一五期间,围绕新海27块水平井二次开发,重点开展了水平井堵水技术攻关。阶段试验3口井,见到明显的降水效果,累积降水44923m3。2、加强集成应用,形成四大体系一是形成了以调堵为主导的有效注水配套技术体系。针对海外河油田注水开发,坚持注、堵、调、驱多元化技术集成应用,提高技术应用效果。5年来,累计实施调剖、堵水、分注、解堵、调驱有效注水配套技术5项,345井次,措施有效率86.4%,累计增油199113t,累计降水1271380m3,取得较好的
6、开发效果。二是形成了以调排为主导的有效注汽技术体系。针对小洼油田注汽开发,坚持调排一体化的技术思路,进一步改善高轮次吞吐井生产效果。5年来,累计开展有效注汽配套技术,239井次,有效率83.5%,累计增油65312t,累积增排水14.11104m3,提高油汽比0.03,回采水率55%。恢复长停井8口井,增油2063t。通过多元开发技术手段的规模应用,实现了十一五期间小洼油田生产形势的稳定,原油产量始终保持在500吨/d以上。三是形成了以防砂为主导的油井防排砂配套技术体系。针对两个老油田油井普遍出砂的问题。十一五期间,海外河油田形成了地层深部防砂为主导,防砂泵、螺杆泵为辅助的防排一体化技术体系。
7、小洼油田形成了高温人工井壁防砂为主导,筛管挡砂为辅助的防挡一体化技术体系。通过规模实施,有效恢复了一批停关井,保证了油井的正常生产。5年来海外河油田累计实施防砂技术455井次,有效400井次,有效率87.9%,累计增油248564t。四是形成了以注采为主导的水平井采油配套技术体系。围绕水平井开发,配套开展了水平井均匀注汽、大泵举升、驱油助排技术应用与试验,十一五时期,累计实施水平井配套措施3项176井次,有效165井次,措施有效率93.8%,累计增油372410t。通过水平井配套技术的开展,有效保证了油田水平井的高效开发。3、注重难点攻关,取得五项突破一是温固型油井防砂技术,满足了稠油油藏防砂
8、工作的需求。针对洼38块稠油井防砂技术有效期短的问题,研发了适宜的温固型树脂防砂技术。其技术特点是： 抗压强度达到68MPa； 渗透率4050m2； 耐温350； 挡砂最小粒径0.07mm。固化条件由酸固化转变热固化。适有于稠油热采、水平井防砂。20XX以来累计应用44井次,有效率97.5%,累计增油64173t,平均无砂生产685d,阶段投入产出比1：5.5。二是可动凝胶+活性水调驱技术,实现了向多元开发的转换。针对注水油田双高开发阶段措施稳产难度加大的问题,十一五时期,应用该项技术在海外河油田共开展了9个井组的调驱试验。海1块调驱设计3个井组H8-16、8-17、23,含油面积为0.34k
9、m2,地质储量为139.1104t,对应采油井13口；海31块设计6个井组H10-31、11-34、13-35、13-38、10-37、10-35,含油面积为1.2km2,地质储量为165104t。20XX以来9井组化学调驱试验累计增油85758t,降水1187793m3,投入产出比1：2.9。三是多级分层注水技术,提高了注水分注级别。针对注水分注级别低的问题,研发了三管四配技术和新型多级分注技术。在三管分注技术基础上形成了三管四配注水工艺。其技术优势：可实现对井段长、层数多、层间干扰大的注水井进行细分、定量注水,且不受油稠、出砂、水质影响。其缺点是：三管四配分注技术无法对中间两层实际注水量进
10、行有效控制。为此,又开展了采用恒流堵塞器与偏心分注相结合的多级分注技术,其技术特点是：注水级别可达到四级以上,6个月内无须进行流量测试。累积试验三管四配、多级分注技术19井次,对应油井94口,分注合格率92.8%,累计增油5345t。四是聚合物微球调堵技术,改变了传统调驱的作用机理。针对油田调堵技术单一的问题,聚合物微球调堵技术是以白油作为分散介质的水溶性高分子微凝胶。聚合物微球具有尺寸小、易注入、选择性强、逐级封堵的特点,可以实现堵驱综合作用。20XX以来开展调剖试验8口井,累积增油5110t；开展堵水试验7口井,措施有效率达到100%,累积增油2390t,降水7665m3。五是双基团二次交
11、联调剖及定位投放技术,实现了真正意义上的深调。针对常规调剖技术适宜性变差的问题,研发了一种新型调剖技术。与常规调剖剂相比,双基团二次交联调剖剂性能指标明显提高,具有二次交联、稳定性好、处理半径大、封堵率高的特点。在50h左右完成一次交联形成有机铬弱冻胶,125h左右酚醛树脂开始二次交联,形成强度大的网状冻胶；成胶时间由72h提高到300h以上；突破压力由1MPa提高到10MPa以上,封堵率由95%提高到98%以上；140条件下,220d体系强度在G级以上；预测提高采收率15%以上。通过数学模型及可视化物理模型设计出深部调剖定位投放工艺。处理半径由注采井距1/10处提高到1/2处,调剖剂段塞长度
12、设计为5%10%。研究成果改善了调剖技术性能、增加了处理深度,又节省了药剂用量,是一项集经济性、适用性兼备的新型调剖技术,具有较好的应用前景。二坚持对标管理与技术达标并重,促进生产协调发展1、实行分级管理,油井泵效连续3年位列第一根据各区块实际情况将所辖油井分为高泵效井、边缘井和不达标井,按照保持高泵效井,稳定边缘井,提升不达标井的工作思路重点针对不达标井严密监控,建立了油井动液面跟踪曲线图,通过建立坐标曲线找准泵效最佳点,同时以措施提效、控套提液、降压增产、降参提效为手段努力提高油井泵效,使得油井泵效达到59%以上,在油田公司一直处于较高的水平,已经连续三年名列第一名。2、配备软件和节能装置
13、,系统效率明显提高十一五期间,公司累计投入专项资金300多万元配备机采系统效率优化设计、预测与评价软件,400多台变频器,用于抽油机井机采优化工作,累计实施油井机采优化539井次,使得整体系统效率由18.9%提高到了25%,提高了6.1%,输入功率降低至7.9kw,系统效率实现率达到72.7%；水平井机采优化48井次,系统效率由22.5%提高到27%,提高4.5%。稠油井系统效率位居油田公司第二名。3、应用节能设备,吨液单耗有效控制20XX公司吨液耗电19.7kW.h/t,在油田公司处于第二名,主要得益于节能设备的广泛应用与资金投入,在产液量逐年上升的情况下,吨液耗电由24kW.h/t降低到目
14、前的19.7kW.h/t。具体做了以下四个方面的工作：一是应用机采优化设计,并创新应用于水平井。二是全部应用井口变频装置和无功补偿装置,使采油系统的节电设备普及率达到较高水平。三是应用转油站输油自控技术。四是应用液体粘性调速离合器和高压变频技术。4、完善管理制度,躺井率明显降低。公司建立了日汇报、周小结、月通报的躺井管理制度,通过一井一议的方式对躺井原因梳理归纳；对检泵周期频繁、产量较高的油井建立预警档案,对进入危险期的油井重点加强维护管理；按照四把关、两围绕原则加强井筒日常精细管理。20XX公司躺井率降至4.9%,取得了较好的经济效益。5、依靠技术创新,生产系统全面实现自动化十一五期间,通过
15、对所属三个油田现有工艺的优化、运用PLC编程控制技术,50座采油站全面实现计量、加热、外输、注水、化验、资料录入等六项工作的自动化控制。一是规模应用称重式油井计量器,实现远程自动连续量油、无人职守、减轻劳动强度的目标。二是规模应用自控相变加热炉,热效率由原来的77.6提高到90.3,日均节气300m3。三是规模实施自控输油系统,实现转油站自动、连续、平稳输油,输油泵效提高了8.1%。四是全面实施掺稀油LZK流量自动控制系统,实现了掺稀油五分六清的精细化管理。五是首次实施GLZ高压注水流量自控系统,注水合格率达到100%,实现精确注水、平稳注水的目的。六是高效应用采油站资料录入系统,实现采油生产数字化管理,降低了工人的劳动强度。6、开展对标管理,注汽单耗有效降低注汽系统开展关键技术指标对标管理,针对燃料单耗、动力消耗,从可控因素入手制定强化措施降低注汽单耗。一是实施标准运行参数管理,由两对比确定出六个关键指标,把关键指标以标牌形式挂于锅炉操作盘,通过对标调整、定期分析、限期整改,以刚性操作保证燃料完全燃烧,各台锅炉热效率控制在82%以上；二是实施烟气监测对标管理,组织自控仪表管理小组每月应用烟气分析仪对每台锅炉进行监测,填写锅炉效率检测通知单,提出处理意见,制定调整方案,严格监督实施,锅炉含氧均控制在3.5以下；三是制定清理积灰标
