“采油五大系统”调控增效建设与管理

低渗透油田采油“五大”系统调控 增效建设与管理 中国石油长庆油田分公司第三采油厂：常彦荣 郑明科 张兴华 唐 鑫 李秀锦 采油三厂管辖着陕西、宁夏、内蒙三省区的12个油田和部分探区，油田区块分散，点多、面广、地形复杂（兼有荒漠、丘陵、山区），东西跨度200km，南北跨度150km。拥有集输管线约900km，注水管线近500km，共开油井1168口，气井2口，注水井306口，年产原油195.6万吨，系统管理难度大。其中宁夏境内是70年代投入开采的老油田，包括红井子、王家场、大水坑、摆宴井、马坊等油田区块，目前合计产量仅8.7万吨/年；油坊庄、吴旗、胡尖山、靖安等油田在陕西境内，是我厂的主力油田区块，尤其是靖安油田开发于1996年，短短五、六年的时间目前已发展成为百万吨的大油田，其地形多属丘陵、山区，采油方式和集输工艺均有别于老油田，且主要生产层位为三叠系延长组与侏罗系延安组油藏，属特低渗透、低压力、低产量的“三低”油藏，投入较高，开采、生产难度大。 一、低渗透油田采油“五大”系统调控增效管理与建设产生的背景 作为上市企业，实现投资资本回报最大化和股东权益最大化是企业追逐的终极目标。重视技术创新、重视优化结构和投入产出效益是实现目标必要的手段，同时必须以市场为向导、严格遵循经济规律。只有这样，企业才能生存、才能发展。 市场的竞争是价格的竞争，价格取决于成本。要参与国内、国际石油公司的竞争，确保市场份额，在竞争中立于不败之地，降低成本是采油厂生产和发展的必然选择。而成本的降低是要通过节能、增效等手段来实现的，我厂油田的油藏特点与追求最大利润形成反差。我们认为关键应具有一流的管理、综合配套的工艺技术、有特色的开发稳产技术等来保驾护航。 几年来我们在继承、发扬传统经验的基础上，坚持以“转观念，抓改革，强管理，增效益”为工作主线，不断探索创新，研究推行了一些较为有效的技术管理办法，在一定意义上实现了管理创新，但在很多方面还有待于进一步细化和完善，有鉴于此，我们坚持“以人为本，培训为先导，立法为依据，执法为根本”，从规范规章制度、严细的考核 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 、科学的工作程序出发，在管理理念、管理体制、管理方法和管理手段上进行了探索和实践，形成了具有自身特点的管理体系——采油“五大”系统调控增效与管理。该管理，是从企业整体出发，以实现基层规范化技术管理为目标，以“采油五大系统”的有效整合为手段，通过 计划 项目进度计划表范例计划下载计划下载计划下载课程教学计划下载 、指挥、组织、控制和协调，对采油系统进行全方位、全过程管理的整体管理方法。这个实现了观念、体制、组织、制度、手段和方法创新的管理办法的实施，使我厂采油技术管理工作纳入了“规范化”轨道。 二、低渗透油田采油“五大”系统调控增效管理与建设发展历程 以机械采油为主的采油厂的原油生产过程是通过机械采油系统、油田集输系统、注水系统、井下作业系统、电力系统的不同规格、不同型号，点多、面广、分散的机械设备来实现的，他们控制着采油过程的每一个环节，简称采油五大系统。 （一）项目研究阶段 2000年我们通过对采油五大系统的各个环节进行系统研究，找出了“降成本、增效益”的环节点，编制出《采油五大系统作业指导书》，制定了调控增效的管理方法；应用新工艺新技术，减少无用功，最终实现了增效的目的——通过2000年五大系统的调控增效工作，可算效益9477.69万元，并使各项技术指标不同程度的得到提高。 （二）推广应用阶段 通过应用《采油五大系统作业指导书》，对采油、注水等五大系统的认真调研，找出现场存在的不足，提出解决问题的突破点，并制定整改 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 ，取得了显著的成绩，可算经济效益11530.21万元。 三、低渗透油田采油“五大”系统调控增效管理与建设主要做法 （1） 确立新理念，强化责任 基本内涵是：通过对采油五大系统各系统环节点的剖析，解决、完善各环节存在的问题，并将各系统有机的结合起来，达到节能、增效、减员、降低生产成本的目的。因此我们首先通过开展“岗位、效益、责任”为主题的大讨论；引导技术人员、岗位员工从思想上树立“技术就是第一生产力”、“科技就是效益”的理念，激励广大员工爱岗敬业，多做贡献，共同实现少投入、多产出，获得尽可能高的采收率和最佳经济效益。 （二）构建了规范化目标管理模式 1、编制作业指导书 针对采油五大系统内容广泛又具有相互独立性，我们对每一系统以框图的形式将系统内容用各环节点联系起来，理顺相互关系，并以集团公司、油田公司、厂发标准为依据，根据我厂现场实际编制了操作标准和技术管理规范，对控制点进行规范运作。基本做到了通过对环节点的监控，达到对生产过程的控制，实现对整个系统的宏观调控。并编制了《采油三厂五大系统作业指导书》，包括“宏观控制图”，“设备操作规程及技术规范标准”，“技术操作标准及 管理制度 档案管理制度下载食品安全管理制度下载三类维修管理制度下载财务管理制度免费下载安全设施管理制度下载 ”三部分主要内容。绘制了采油五大系统的514个环节点的宏观控制图位置关系；集中完善汇编了98项设备操作规程、技术标准、管理制度规范。确保了生产过程“有章可循、有法可依”，并将每一系统的各环节串接起来，对关键控制点按照制度规范进行监控，形成一个实践性很强的现场操作指导系统。 2、建立管理网络和模式 为了使该系统工程良性运转成立了以总工程师总负责的6级管理网络（网络组成见图一），建立了由基础小队为起点的闭路循环管理模式（见图二）。对照现场实际与指导书标准找差距，并层层分解调控指标，分级分类控制，每季落实进度，实现动态调控；做到长期安排和短期效益相结合，目标明确，思路清晰。 图一：采油五大系统管理网络图 图二：采油五大系统管理模式图 （三）低渗透油田采油“五大”系统调控增效管理与建设的实施方法 近几年，随着我厂生产规模的不断扩大，新区建设大部分属靖安油田——全国最大的整装特低渗透油田，地层孔隙度差，非均质性严重，层间矛盾突出，地质情况复杂，油井自然递减快，单井产量低，这些不利因素制约着油田的发展。因此采油系统优化管理方法的实施将对油田的稳产高产起着重要的作用。 1、机采子系统的优化、实施与调整 我厂采油生产以机械采油为主。机采系统是油田生产的主要部分，而采油井既是油田生产的最小单元，又是机采系统的主体。加强机采井的生产管理，对完成原油生产任务，和提高油田管理水平具有重要意义。 从油田生产过程中，可将机采系统分为七大类，每类从管理和技术方面又进行细分，详细内容见以下框图（其他环节图略）： （1）通过对采油系统各个环节进行分析找出存在的不足： 1）井筒状况恶化，治理费用增加 随着油田开发年限增长，井筒状况日益恶化，在实施进攻性措施时，处理井筒周期长、费用高；油管杆泵的更换也逐年增加；套损井数量逐年增多（4—5口/年），治理难度逐年增大，作业费用逐年增高。 如大水坑、油房庄等油田已处于开发中后期，大部分油管杆服役已超过十年。由于杆管老化严重，2000年因杆管问题检泵井次占总检泵井次的40.6%。大水坑周围油田杆柱断脱、油管漏失分别占总检泵井次的28.7%、20.9%，油房庄油田杆柱断脱、油管漏失分别占总检泵井次的27.8%、16.7%。 2）特殊生产井所占比例较大 定向斜井1068口，占总井数91.4%；套损在用井67口，占总井数5.7%；结蜡井689口，占总井数59%；结垢井159口，占总井数13.6%；产液量低于3m3/d的油井404口，占总井数的34.7%——这些井的共同特点是：供液严重不足（液面低），产液量低，泵效低（均低于20%）；主力区块油气比较高，抽油泵效低32%；总之，这些特殊井的存在造成采油成本高，技术管理难度大。 3）油井计量现状及存在问题 目前我厂油井计量通常有以下几种计量方式： 70%的油井采用双容积分离器量油，20%的油井采用增压箱量油，10%的油井采用大罐量油。大罐量油虽准确可靠，但岗位工人劳动强度大，双容积分离器量油性能较好，增压箱量油次之，但均不适合于油气比较高的油井计量。 4）抽油机工况差 目前由于抽油机出厂所配电机功率余量较大，且大部分均在高档位工作，油井实耗功率仅占装机容量的1/3，平均功率因数在0.5以下。电机容量与抽油机负荷不配套，处于“大马拉小车”的运行状态，其结果导致电机的负载率、机采效率和功率因素均很低，有功损耗和无功占用造成大量的电能无效浪费。 （2）措施方案，现场实施 A控制作业成本，延长检泵周期 建立健全抽油机井从日常管护到检泵作业全过程的管理制度、技术标准：1）系统规范并完善了《油井加药、热洗和清防蜡技术操作规程》、《井下作业质量标准》等一系列标准、制度，使油井从日常管护到井下作业质量管理有制度可循，有标准可依；2）厂与作业区签定检泵周期目标 合同 劳动合同范本免费下载装修合同范本免费下载租赁合同免费下载房屋买卖合同下载劳务合同范本下载 ，与作业区责任工程师直接挂钩考核奖惩，强化油井管理责任。 综合应用“八防一降”配套工艺技术对症下药，综合治理有效延长检泵周期：1）引进油气院研制的《定向井诊断及优化设计软件》，该软件应用三维空间分析，充分考虑定向井井深结构的复杂性和管杆受力的特殊性，建立科学先进的定向井模型，进行定向井的故障诊断和优化设计，具有钢杆混合设计及故障诊断功能，并能形象地描绘出三维井深曲线图。经现场实践，软件符合率在85%以上。通过该软件的优化，对油井进行合理的防磨杆柱组合，大力推广三扶六限制防磨抽油杆、滚轮扶正器、高强度旋转扶正器、标准光杆、加重杆、专用拉杆等成熟工艺，对油杆进行全方位的综合治理，有效地防止了油杆的偏磨和断脱。应用低冲次皮带轮125口，全厂平均冲次下降3.3%，使供采关系进一步协调，2001年累计更换油管12.8万米，更换防磨杆14.1万米，添加扶正块4.2万块，添加高强度旋转扶正器550个，调整防磨组合136井次；在新投油井中，普遍应用“767”杆柱组合技术，减小杆柱下行阻力。2）逐渐摸索出“液体防蜡剂为主、热洗清蜡为辅，固体防蜡、磁防蜡为补充”的清防蜡工艺，油井平均清蜡周期由初期的不足100天延长到目前的400天以上，尤其是温控短路热洗清蜡技术，克服常规热洗存在着诸多缺点：一是因井深、油层压力低，热洗时相当于低压注水；二是洗井液未经严格处理，必然造成近井地带的污染。使热洗时间缩短1/2，热洗液节约1/2，热洗效率提高，且保护了油层，目前在40口井上得到了应用，效果较好。3）防气工艺技术的摸索：靖安长6油藏原始饱和压力较高，油气比高，井筒普遍脱气严重。鉴于此，近年来应用气锚+防气泵、螺旋式气锚、防气泵、低冲次皮带轮、油井间开等防气工艺技术，开展现场防气试验180井次，使靖安油田抽油泵效由30%↑39%。 针对低产低效井，除合理调整抽汲参数，实施地下、地面调参力求供采平衡外，对部分油井实行间开制：通过研究摸索低产低效油井地层渗流规律，充分利用其渗流特点，采取间停间开的生产方式，将油井连续开抽变为周期性间歇开抽，充分利用有效开抽时间，最大发挥抽油设备能力，将停井时间内渗入井筒的液量以及开抽时间内渗入的液量短时间集中采出。从而达到合理有效利用抽油设备，节约电能，降低抽油设备机械损耗及人力物力浪费，提高低产低效油井综合开采效益的目的。目前对188口实施间开，平均泵效提高3.7%，下部将油井间开范围拓宽到中产或高产油井上。 通过研究改进研制出“高转差档位开关”并推广应用。有效地解决了抽油井“大马拉小车”的现象，实现了电机容量与油井载荷的合理匹配。截止2001年在靖安油田共安装了303套，经测试单井平均视在功率下降7.58kva，无功功率下降8.44Kvar，平均功率因数提高0.32，单井日节电50.64Kw·h，平均单井节电率达32.3%。 杆式泵采油技术的应用，降低检泵费用：杆式泵可应用与高油气比、斜井及含砂井，下井时整体随抽油杆下入油管，检泵作业时不起油管，缩短了检泵时间，减少了油管丝扣的磨损，延长了油管使用寿命，降低检泵费用。目前在我厂试验应用23口，老井泵效提高5.7%（30.2%↑35.9%），新井平均泵效达到47.9%。 引进、优选计量仪器，减少计量误差：由于接转站外输采用腰轮流量计，检修频繁，无法正常进行区块连续计量， 2000年通过对涡轮流量计、靶式流量计、气液水三相流量计在接转站、增压点、联合站对比试验，初步得出试用结果：涡轮流量计性能稳定，计量误差小；靶式流量计稳定性能效差，设备质量也存在问题（在接转站、增压点安装使用14台仅有4座接转站运行正常、计量误差小，且在增压点安装使用的靶式流量计计量误差大）。因此我们在靖安油田接转站计量均改用涡轮流量计，三相流量计计量技术有待于继续研究。 2、原油集输子系统的优化、实施与调整 油气集输系统的主要任务是单井生产的原油、天然气的汇集、处理、和产品的外输。油气集输系统分为四个过程，即丛式井组（增压点）至接转站、接转站至联合站、联合站及长输管线、集输系统的参数优化，在四个过程里寻找调控增效控制点并针对控制点采取的各种具体措施。集输系统具体框图如下： （1）通过调研对比，突出的问题，有以下几点： 1）靖安油田伴生气资源丰富，而产建中未设计原油密闭集输工艺。尽管大部分站、点具备密闭条件，但采用的输油设备不具备混输能力，除个别站、点实现密闭输送外，大部分站、点及单井伴生气直接排放到大气中。 2）老油田区块设备、管网老化，能耗较大 王家场油田、红井子油田、摆宴井油田、油坊庄油田、吴旗67#井区等油田区块，经历近20年的开发生产，储罐、输油泵、加热炉等设备和部分管网均存在不同程度的老化、维护困难（老泵配件已很难组织），加上油田产量递减，原有设备存在不同程度的“大马拉小车”现象。 3）长距离输油管线输油效率低，能耗大，并且油红线、大马线存在着产大于输的问题；红惠线存在着单输输不及，分输不够输的问题。 （2）相应措施及效果 应用油气密闭集输技术，回收油田伴生气：靖安油田有丰富的油气资源，初期气油比为71.4m3/t，预测伴生气资源量9.6×104Nm3/d，因而开展油气密闭混输技术试验势在必行。油气混输泵是实现油气混合输送、降低油气损耗的一种重要设备。 继99年在南二转成功投用1台油气混输泵后，创造性地在增压点、转油点应用了油气混输泵，改变了其开式流程，使其实现了油气密闭混输。至今先后在13个站点安装了油气混输泵，日回收伴生气约10650Nm3，并在下游建设了油田气回收设施，使油田伴生气得到了合理利用。 丛式井采油技术应用于新区块产建 ：针对靖安油田地貌差、土地征用难度大的情况，普遍采用了丛式井钻井工艺技术。一般每个井场布井3到8口，最多14口（盘古梁油田），井口距3-5m。该技术的实施，共减少井场约535个，即减少了征地、道路费用，又节约了钻井、试油、地面工程配套费用。 优化维护、改造管、站设备，实现节能降耗：1）大马输油线整体改造大马线管线热损失大，运行费用高，虽经近几年的更换但仍为从根本上解决这一问题。加上①原红中段利用φ114×5钢管线输油，存在破损和输不及的问题，现正常情况下用玻璃钢管线输油，热损失大，中间站进温低（冬季22—23度），中间站两边输油，易发生凝管事故；②大东首站是70年代建的老站，面积大，结构松散，土墙低矮，房舍陈旧，站内标准化程度低，附近老乡常来骚扰，管理困难。因此提出将大马线整体更换为Φ133×5的黄夹克管线，并对大马线进行整体改造（包括红惠中间站），以降低燃油消耗，提高输油能力。2）摆宴井联合站地面系统改造：因摆宴井供水管线常遭老乡偷水和破坏，实际生产用水（包括注水）年费用仅80万元，而实际注水结算费用高达256.64万元/年。加之该站已生产运行20多年，站内设施、管网腐蚀严重，能耗高，运行效率低下，经过现场调查和理论论证，提出了摆宴井联合站停用原清水系统，实行回注污水和地面系统改造方案。目前方案正在进行前期准备，实施后将使系统运行更加合理、简化，并有效解决牛毛井集中处理站的污水回罐问题，年降低成本费用200万元。 应用水煮炉加热技术，降低井口回压：因受地形、布井等因素的影响，造成部分井组冬季油井回压高，影响油井的正常生产。针对这种情况，在坚持投球清蜡和加降粘剂的基础上，采用自制简易煤气两用常压水煮炉，利用井组套管气安装于井场，达到提高原油温度，降低井口回压的目的。目前在单井和井组共安装水煮炉76台，井口回压普遍降至1.0MPa左右，个别单井降至2.0MPa左右，投资少，效果显著。 优化管线运行参数及地面设备配置，提高集输系统效率，降低损耗：1）根据季节的变化，利用成熟的加剂降凝工艺，经过理论计算，优化长输管线运行参数，在油红线、红惠线、大马线提出并实施“6141输油方式”，达到了降低输油温度，延长管线低温输送距离，年节约燃油1454吨。2）针对油红线目前已处于满负荷运行（31万吨/年），而上游明年产建将增加5万吨（相当于每天增加164 m3液量）的形势，更换大排量输油泵的。3）输油泵：采用高效、无泄露、原油自动冷却的DYK系列离心泵，减少了原离心泵冷却系统、排污系统的建设。2）加热炉：利用油田伴生气资源，在转油点、增压点、接转站采用油气两用高效水套炉，在联合站采用油气两用锅炉，有效地解决了站内采暖和原油加热问题。 3、油田注水子系统的优化、实施与调整 整个注水系统调控工程分为三个部分：油田注水、污水处理、节能降耗。内容包括现使用的所有油田技术管理和注水工艺技术，并根据相互关系绘制出环节控制点，通过分析环节点找出影响因素，从而达到解决生产问题的目的。 （1）注水系统存在主要问题 清水注水工艺大都采用水源井采水→水源站集水（供水）→注水站精细过滤（泵网）→配水间（配水）→单井的注水模式。在水源站和注水站的储水罐安装有饼式隔氧气囊，管网全部采用防腐处理，井下管柱全部使用涂料油管。油田污水处理采用溢流沉降罐脱水→除油罐除油→污水过滤器过滤→污水回注（回灌）的传统工艺流程。 1）个别区块能力欠缺，水源井管理存在缺陷，饼式隔氧气囊已出现破埙。 2）目前全厂清水水质情况较好，可达到或高于注水水质要求，污水处理系统运行不理想，部分站污水处理后的水质难以达标，污水处理工艺尚需进一步的研究和试验。 3）由于腐蚀、结垢等因素的影响，老区注水泵效偏低（75%），单耗较高； 4）电子水表没有标定系统。 （2）整改及效果 建立了三级质量管理体系，加强注水技术管理：1）多年的低渗油田注水经验，使我们深知注水管理对油田注水生产的重要性。为此，我们建立了三级质量管理体系，各作业区工程组和采油队指定专职注水工程技术人员，负责注水系统的正常运行以及注水日常动态资料的收集、整理，及时发现问题，随时调整。作业区机动组负责注水设备正常检修，确保注水设备完好。2）水源井的管理和维护从系统框图分析影响水源井运行的因素是井况（动液面）、出砂、管理和施工作业质量。我厂首先解决了出砂对电潜泵损坏的问题：技术人员经过试验筛选，采用高目数铜丝布夹装“棕丝”包裹抽水泵进水口的方法；在井口加装和更换高标准单流阀使电潜泵平均使用寿命提高到12-16个月；编制了水源井资料录取规定、管理细则提高管理水平；编制了施工作业技术规范，提高了水源井使用寿命。 注重设施配套，优化注水系统运行参数，提高注水系统运行效率：1）挖潜靖北水源采水量：针对ZJ2井区水源不足、大量注水井欠注的情况，在现有水源井上挖潜，现已将38-45、37-44两口机械采水井深井泵分别由Φ44更换为Φ70和Φ56的大泵，增加产水108m3/d ，修复1#、7#、9#水源井增加产水220m3/d ，使ZJ2井区产水量达到1000m3/d，基本满足生产、生活最低用水需求。2）注水系统宏观调控工程我厂在吴八转、靖南二注安装变频调速器，安装前平均运行电流250A，电压405V，变频运行平均电流160-180A，电压404.7V，频率35HZ，年节电费23.6万元（投入40万元），两年可收回全部投资。3）2000年6月3日完成靖南五里湾一区注水泵网“221”优化运行：三个注水站联网运行方式：1注起动一台泵 2注起动2台泵（变频控制） 3注起动一台泵（中心变频控制两端保证系统平衡）。此运行方式可使全井区在南二注的变频控制下较原运行方式少起一台注水泵，年节电89万元。 完善污水处理工艺技术，搞好工艺配套确保注好水：1）完善靖一联污水处理工艺，ZJ2井区实现全面回注：靖北ZJ2井区由于水源井故障率高，水源井产水量不足，长期影响油田注水，2000年配注合格率只有74%，因欠注影响了ZJ2井区的稳产。另外，由于含水上升污水量增加，日回灌量达到700m3，但全井区只有一口回灌井。由于长期注入不达标的污水，回灌压力已经升到6.0Mpa，存在回灌不及的隐患。2000年我厂在靖一联开展了污水絮凝处理工艺试验，完善了地面工艺，提高了污水水质水平（机杂10-15mg/l、含油8-10 mg/l），并适时开展了小范围污水回注试验，获得了成功。2001年6月开始全面污水回注，目前已投注23口井，日注水728m3，累积回注129866m3。通过观察，至今注水压力平稳，配注合格率达到93%， Y9层地层静压由2000年的5.28 MPa上升到目前的6.91MPa，Y10层地层静压由2000年的7.67MPa上升到目前的8.01MPa。2）全面实施污水综合处理，全厂基本实现污水零排放：完善牛毛井集中处理站、大东总站、宁定油田污水回注设施，实现污水就地回注。 引进水表检测仪：高压电子、干式水表在我厂各油田区块普遍应用，但一直没有校验检测手段，无法保证注水计量精度，今年我厂引进了5套检测仪对水表显示部分开展检测工作和水表效验台。水表检测工作已全面展开。 4、井下作业子系统的优化、实施与调整 井下作业是油水井新井投产、保证正常生产和旧井修复必不可少的工作，也是油田开发调整挖潜和对油层进行技术改造的进攻性措施。 井下作业的对象是油水井。由于井位分布、野外施工和工艺复杂，使施工质量的重要性更为突出。其主要质量指标包括施工井一次合格率、全优率、有效率、资料全准率和抽油机井免修期。井下作业的质量控制包括编制方案、施工设计、生产准备、施工作业、验收评价和质量回访六个过程，作到指标逐级分解、工序层层展开，责任落实到岗，对全过程进行质量控制，以保证井下作业质量。 井下作业系统从质量控制方面可分为五大方面，每个方面逐级分解，工序层层展开，祥见以下框图： （1）运行环节存在的主要问题 1）企业重组后，原来一家的井下作业大队归属技术服务处管理，为了适应市场经济发展需要，出台、完善了一系列标准、制度，主副业签订了目标技术合同，并建立多种监督体系。如：井下作业监督管理体系、施工质量监督体系等。但由于体制的问题，关联交易存在的问题诸多，而使我们在部分管理工作及管理制度还没有制定到位，部门的衔接还存在问题。 2）进攻性挖潜措施选井选层困难大，特别是主力区块靖安油田长6层由于地层属“三敏”油藏、地层压力普遍较低，造成措施效果不明显，急需加强增产措施方向的研究。 3）老井套破严重须加大治理力度提高油水井两率。 4）底水油藏含水上升、结垢严重须加大井筒治理力度。 （2）针对性的解决问题 我厂井下作业系统出台了或完善了一系列标准、制度，签定了技术服务合同：修订了第三采油厂《井下作业质量标准》和《井下作业定额工时》。完善了《油水井维护性作业管理办法》、《油水井增产措施实施办法》、《大修井实施细则》和《井下作业事故井管理办法》等适合井下作业市场运作的制度。这些制度的实施，强化了关联交易双方的效益优先的观念，提高了职工的积极性，有力的保证了井下作业系统的良性循环，使井下作业监督有章可循，劳务结算有据可依。还与采油三处先后签订了《关于提供井下作业工程技术服务协议》、《关于提供油水井维护性作业工程技术服务合同》、《关于提供油水井措施作业工程技术服务合同》、《关于提供油水井大修作业工程技术服务合同》，其中大修作业实行了老井招投标、竞标。这些协议、合同等运作方式的开展，正确的处理了关联交易双方经济关系准则，价格公正、公平有竞争力，符合市场法则和监管要求，使甲乙双方均获益匪浅。 建立健全井下作业监督管理网络，使井下作业由质量保障型向质量监督型转变。实施井、站岗位员工—采油队—作业区修井监督岗—作业区主管修井副区长—厂井下作业质量监督查委员会的五级质量监督把关制。促进井下作业施工和质量管理步入“精、严、细、实”的良性循环轨道。实现全厂井下作业市场规范、有序、公平、合理的运作。 不断完善费用结算制度，充分发挥调控职能。油井维护作业费用的结算要经过作业区四级审核：小队认可工作量、作业区工程认可工作量及质量、作业区主管修井副区长审查认可、作业区主管经营副区长宏观控制费用结算。通过作业区层层把关，严格执行费用结算制度，充分发挥经济调控职能，保证了油水井维护作业质量。 完善“三抽”设备质量检测工艺技术，提高检测、修复水平。近几年来，我们逐步认识到提高井下设备检测质量和修复油管质量的重要性（2001年因油管漏失检泵309井次，占检泵总数的19.9%）。相继建立了管杆修复厂，并着手开展旧油管的修复工作。投用了6套油管无损探伤仪，对在用油管进行现场探伤，有效地防止了油管漏失。 为确保措施有效率，实现措施目标管理，对措施方案实行“三三把关”即先由地质技术人员设计→地质所领导审核→总地质师审批；再由工程技术人员设计→工艺所领导审核→总工程师审批；对措施施工实行“三下功夫”，一是下功夫优化工艺方案，二是下功夫搞好井筒处理，三是下功夫搞好残液返排。从而实现了 “地质精心选井→工艺优化方案→现场监督施工→及时跟踪分析”的良性闭路循环。为降低成本、提高效益，对措施井费用实行 “四定一挂钩”的管理办法，即：“定施工工序、定建井周期、定工序质量、定施工费用，施工费用与措施效果挂钩”，从而提高了措施增油量和有效率。对大修井经过方案论证和经济评估后实行厂内招投标制度，降低了大修费用、缩短了建井周期，达到既控制成本又保障措施增产的目的。2000年措施122井次，可比井次119井次，有效井次108井次，有效率90.8%，累增油8.74万吨，总投入费用1828.7万元，投入产出比5.25，达到历史最高。 开展套破井治理，提高油井利用率：多年来针对油水井套损先后开展了水泥挤封、阴极保护、打更新井、小套管更新井眼等多项治理工作。基本维持了套损井的正常生产，但随着套损井的进一步套破恶化，治理效果变差。进几年，在原有套损井治理工艺上大胆创新，支柱式封隔器与小套管组合又使一批套损起死回生。目前共有套破井在用油井66口，正常开抽生产46口。 5、地面电力子系统的优化、实施与调整 油区动力电网渗透到原油生产的每个角落，是油田生产的主要命脉。采油三厂主要油区地形复杂，油田区块分散，点多、面广、线长；油区高压电网归贺旗电厂与第三技术服务处管理，各区块仅管辖电网的低压系统，造成管理上难度较大，能源浪费较严重。 （1）存在主要问题 1、随着新区块不断延伸，油区供电线路超过供电半径，负荷上升，电压降低，线路损耗加大。 2、部分变压器不是节能变压器，负荷分配不合理，相当一部分存在大马拉小车现象，损耗比较大。 3、部分线路无无功补偿装置，功率因数低。 4、部分油区用电与农用电分不开计量不清，农用电管理混乱，电费收不上，农民私自在井上接电，盗电现象严重。 （2）采取的主要措施 针对以上存在的问题我厂实行了 加强内部管理：1）建立了以厂生产运行科为龙头的三级管理体系， 制定《采油三厂用电管理制度》；对各单位用电进行定额管理，纳入单位成本并和单位领导业绩考核挂起钩来，严考核硬兑现；2）进行节能宣传教育，实施节能降耗：各作业区狠抓用电管理，把节电降耗做为控制成本的主要手段：油房庄作业区实行作业区领导分片承包，谁主管，谁负责的原则，定期检查考核，杜绝井站电炉子、长明灯及设备无效运转的现象；吴旗作业区对生活区300个用户采取限电措施，恢复限额供电，超用自付电费，起到很好的节电效果；靖南根据油田的低透性，部分井液面恢复时间长的实际，选择55口井制定出不同的工作制度，共计每天少开电机844小时，全年至少节约电费200万元。 外部整治：加强农用电管理，整顿农用电秩序，实行实行工农线路调分，安装高压计量箱逐步使农民由无偿用电转向有偿用电，并签定了供电协议有效的制止了农村大电炉、长明灯的现象，年节约电费300多万元。 创建吴135节能示范区，推广应用国际上先进的用电管理方法DSM及IRP管理方法，科学用电，取得了明显的节能效果。 进行技术革新和技术改造，推广应用节能新技术，先后在靖安油田、吴旗油田安装低压电容动补装置20套，低压限电器30套，高压电机5台，油井节电控制器30套，年可节约电量50多万度，节约资金30多万元。抽油机电机节能档位开关200套、更换节能变压器10台、安装注水泵变频调速装置2套、1.14KV高压变压器井口防盗电装置5套（配套高压电机11台）、电容补偿750kvar、油井间开97口，这些项目的实施，年可节电500×104 kw.h，节约资金300万元；对盘古梁、宁定作业区、王洼子等柴油机自发电点实施接大电，年节约资金320万元。 (四)、优化科技人员的配置 1、在基层班子中设立了主管技术的责任工程师。 采油三厂党政组织从2000年初开始，对基层领导班子逐渐进行了调整、充实。在选配好党政一把手的基础上，为各作业区（大队）增设主管技术的责任工程师。使精细管理、科技兴油、兴厂从组织上得以保障。加强了基层班子技术管理力量，把一把手从繁忙的事务中解脱了出来，使其能够有更多的精力和时间投入到抓管理和重大事项的决策中，提高了工作效率和整体管理水平。 增设主管技术的责任工程师后，加大了技术的管理力度，为精细油藏管理，深入油藏研究，最大限度地发挥油藏潜力，进一步提高了油田开发水平，为油田稳产高产做出了新的贡献。加强了对工艺技术改造及井下作业的监督把关，提高了工程质量，延长了油井的检泵周期。还加强了对专业技术人员及员工的技术培训。通过培训、考试、考核、技能达标、技术比武等形式，在全厂范围内掀起了“学技术、比贡献”的高潮，为进一步提高员工的技术素质，推动科技创新向纵深发展和2002年原油产量实现200万吨、2005年实现300万吨的目标，做好人才、技术上的储备。 2、实行技术人员集中管理 增强科技攻关能力 近几年，随着我厂生产规模的不断扩大，主体专业技术人员紧缺的矛盾也日渐突出。由于油田公司内部推进减员增效工作，每年输入我厂的主体专业技术人员数量也减少；油田公司因组建新公司从我厂协调抽调的专业技术人员及每年产能建设项目组抽调的专业技术人员也不在少数，因此，造成我厂专业技术人员总量紧缺。尤其是采油工程、开发地质两个主体专业矛盾更加突出。鉴于这种状况，为了适应我厂生产发展、规模扩大的总体要求，缓解专业技术人员紧缺的突出矛盾，从1999年开始对采油作业区主体专业技术人员进行了集中管理。 （1）、改革技术人员管理的模式 　　将原作业区技术人员的管理模式（作业区技术组——基层队技术员）改变为将技术人员集中到作业区，成立技术室，实行集中管理的新模式。一是作业区（大队）成立技术管理室。将原采油作业区（大队）工程组、地质组、机动组合并，成立采油作业区（大队）技术管理室。负责管理采油作业区（大队）采油工程、开发地质、井下作业监督、机械设备管理等技术及技术管理工作。二是撤销采油队（生产井区）技术员岗位。将采油队或生产井区的技术人员集中到作业区技术管理室集中管理，增强技术人员攻关的合力。 （2）、理顺技术人员管理的方式 一是理顺技术室的管理。为了提高各作业区技术管理室的技术含金量，采油三厂采取了归口管理与行政管理相结合的做法，即各作业区技术组室行政上由作业区负责管理。业务上的指导、培训、考核上由地质、工艺两所负责管理。 二是加强两所与各技术室之间的人才流动。基层技术人员集中管理后，地质、工艺两所有选择性地从基层技术管理室抽调部分主体专业技术人员补充到两个研究所,加强“两所”的技术力量；同时，两所适时派驻专业人员到各作业区，使两个研究所的技术研究及管理职能得以延伸，增强上下之间的技术交流。 三是拓宽了技术人员培训的渠道。对采油作业区主体专业技术人员实行集中管理后，地质、工艺两所分批为基层技术人员提供到两个研究所进行专业技能培训的机会。既拓宽了技术人员的知识面，又能快速有效地提高专业技术人员的业务工作能力。 四是制定了专业技术人员集中管理后的考核办法。专业技术人员集中管理后，由于管理方式发生了变化，因此，采油三厂又重新修定、完善了专业技术人员考核办法。实行日常考核与年终考核相结合的，行政考核与业务考核相结合的措施。缩短考核周期，以此促使专业技术人员快速提高业务工作能力。 对专业技术人员实行集中管理后，取得了明显的成效：一是作业区技术室的成立，分担了地质、工艺两所的生产技术的日常管理职能，使两所集中精力抓好技术研究；二是先后从基层抽调16人充实到两个研究所，使两个研究所人员短缺的矛盾得到了缓解。对充分发挥两个研究所科技优势起到了决定性的作用；三是使基层专业技术人员从繁杂的事务性工作中解脱出来。使他们能集中精力，专门从事专业技术工作。形成技术合力，集中攻关。解决、研究现场工作中出现的技术难题；四是使专业技术人员横向上有可比性，便于考核管理。形成较明显的竞争态势，进一步调动了他们工作的积极性、主动性、创造性；五是基层技术人员业务上受两个研究所的直接指导，便于开展双向交流，有利于提高技术人员的整体素质；六是有利于克服基层一线实行轮班制后，技术人员倒休所造成的技术岗位暂时空缺，保持了基层技术工作的连续性。 5、加大科技支撑，提高开发效益 “科学技术是第一生产力”，科技进步已成为我厂前进和发展的主要轮子，我厂已形成了“五项先导性开发技术”和“十大成熟采油配套技术”（① 低渗油田注水开发技术；②高含水期剩余油分布的描述和挖潜技术；③开发数据库的建立及应用技术；④堵水调剖技术；⑤油井防磨工艺技术；⑥油井增产技术；⑦油井计算机诊断技术；⑧油井清防蜡、清防垢综合治理技术；⑨原油脱水技术；⑩高效的节能技术。），并应用新技术成功地开发了新油田，稳住了老油田，将继续为我厂下一步寻找高产富集区和稳产高产发挥巨大作用。这些技术的成熟应用，为“三低”油田高效开发发挥了技术支撑作用。 科技成果水平显著提高。1996年—1999年取得了局级科技成果进步奖40项144人次。其中96年6项16人次，97年9 项25人次，98年11项47人次，99年14项56人次。2000年10项26人次。 科技增油逐年上升，保证油田的稳步发展。 1996年---1999年累计科技增油 127165 吨：其中，96年21350吨，97年29451吨，98年37002吨，99年39353吨；科技投入产出比，96年为3.4，97年为4.1，98年为4.8，99年为5.3，2000年 8.4 取得了十大成果 三、取得的效果 通过以上努力，应用采油系统整体优化管理，对采油、注水等五大系统的认真调研，找出解决问题的突破点，通过强化注水,积极开展进攻性措施，油田稳产基础进一步夯实；通过加强井筒综合治理，机采井举升水平进一步提高；集输系统越趋合理；生产用电系统逐渐走向正规化，提高了采油五大系统效率，降低了成本，为实现油田的效益开发做出了贡献。 1、原油产量逐年上升，检泵周期大大延长、井下作业投入产出比逐年提高，而单位产量能耗趋与平稳且有下降趋势。 表1 1996—2000年采油系统部分指标罗列表 项 目 1996年 1997年 1998年 1999年 2000年 2001年 检泵周期(天） 167 250 252 305 337 408 措施效果投入产出比 2.19 4.91 4.63 4.9 5.23 3.41 单井作业井次（井次/年） 2.3 1.59 1.43 1.35 1.32 1.33 表2 1996-2001年完成生产任务指标罗列表 项 目 1996年 1997年 1998年 1999年 2000年 2001年 原油产量（万吨） 54.56 79.5019 111.0018 128.1899 136.3311 工业总产值（万元） 20543 28892 33435 35093 燃油（吨） 19096 22261 20340 20840 22200 产液量（万吨） 127.1206 175.3603 223.8808 237.1375 252.2123 292.3450 生产液量单耗 （千克标煤/吨） 45.39 44.13 43.71 44.58 47.32 51.56 吨原油耗费 （千克标煤/吨） 102.99 95.7 88.8 87.66 82.346 92.71 2、各项能耗指标均好与往年： 表3 历年能源测试表 序号 项 目 部级标准 1996年 2000年 2001年 1 机械采油系统平均运行效率 ≧20% \ 23.54% 28.145% 2 输油系统平均运行效率 ≧30% 22.4 36.8% 63.48% 3 注水系统平均运行效率 ≧40% 40.9 41.09% 48.86% 4 加热炉平均运行效率 ≧65% 69 80.8% 72.2% 5 锅炉平均运行效率 ≧64% \ 79.1% 84.9% 3、吨油操作成本、采油、注水耗电量逐年降低 表 4 历年采油三厂原油操作成本及采、注电耗统计表 时 间 1998年 1999年 2000年 2001年 操作成本（元/吨） 312.74 292.75 271.37 271.17 采油耗电量（kw.h/t） \ 87.66 83.01 82.3 注水单耗（kw.h/m3） \ 6.8 6.3 5.7 由此可见，采油系统整体优化管理，通过对采油五大系统控制的采油过程的每一个环节的管理调控，运用科学管理和科学技术提高了系统效率、降低原油消耗和电力消耗，降低生产成本，获得最大效益。 总工程师 副总工程师 （采油工程） 副总工程师（井下作业） 采油工艺研究所 生产运行科 地质工艺科 采油作业区责任工程师 集输大队主管技术的领导 采油作业区生产组 集输大队生产组 基层队技术员 作业区筛选汇集 工艺所调研并提出方案 基层队提出问题 项目管理室实施 副总工程师审查 计划财务科立项 总工程师审批 抽油机井的计量 机 采 系 统 宏 观 控 制 框 图 抽油机井的投产 抽油机井的资料管理 抽油机井的现场管理 抽油机井的动态分析 抽油机井的效率分析 油气集输系统环节控制点框图 联合站及长输管线 丛式井组（增压点） 至 接 转 站 接转站至联合站 长输管线优化运行 简化流程 管线增输 库存容量 原油脱水 运行参数的自动监测及传输 长输管线输送方式 设备效率 库容能力 密闭集输 密闭集输 井口回压 井口加药 增压设备 密闭计量 设备效率 注 水 系 统 调 控 框 图 技术管理 井况情况 出砂损坏 水源井 过滤器运行 工艺配套 投注工艺 系统加药 设备维护 管理制度 腐蚀结垢 投产方式 技术管理 水质 油田注水 油田注水节能 技术改造 油田污水处理 系统维护 变频调速 系统调整 原油物性 处理工艺 技术管理 操作规程 管理制度 过滤器运行 沉降罐运行 注水联网 井下作业 油水井大修作业 进攻性作业 维护性作业 施工作业过程 生产（施工）准备 质量回访过程 验收评价过程 编制地质方案 编制工程设计 生产运行科专职 采油（集输）小队专职 采油作业区兼职 PAGE 7 _1057157235.unknown