精细注采管理提升开发管理水平.docx
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精细注采管理提升开发管理水平
精细注采管理提升开发管理水平
2012年，注采管理系统以原油生产为中心，以精细管理为重点，不断强化注采管理基础工作，努力践行“创先争优促发展，打造一流立新功”活动精神，积极推动和提升科室工作水准，注采管理水平稳步提升。
一、2012年开展的主要工作
（一）推行“一体化”管理，精细节点控制，水质指标稳中有升
1、树立污水处理系统“一体化”管理理念。
做到油站、水站一体化，站内、站外一体化，污水处理与沿程水质控制一体化。
2、大力推进水质井口达标治理工作。
确立了“稳定上游水质、控制沿线污染、线路重点治理”的工作思路，先后在盘二污--盘四注系统、临中污--盘三注系统建立了水质井口达标治理示范区。
制定了《临盘采油厂水质管理规定》，执行情况列入注采检查的重要内容，为推进井口水质达标提供了保障。
3、在考核上，完善分公司、采油厂、采油矿、污水站四个层次的检测考核机制。
将水质考核指标下移至井口，变滤后考核为井口考核。
4、组织“水质管理经验现场交流会”，促进整体管理水平提升。
2012年5月，组织四个采油矿、工艺所、输油科等单位在采油三矿召开了“水质管理经验现场交流会”，与会人员参观学习了临南污水站的先进管理经验。
随后，采油厂《信息简报》专题介绍了临南站注水水质基本达标、稳定达标和系统提升三个阶段的管理经验。
通过学习交流，提高了全厂污水系统管理人员的全员水质意识，促进了全厂整体管理水平的提升。
1-11月，全厂外输水质达标率95.9%，比计划高0.9%；井口水质达标率91.7%，比计划高1.7%，相比2011年提高3.7%。
2012年1-11月全厂水质指标统计
单位
局水质达标率，%
排名
井口达标率，%
排名
腐蚀达标率，%
采油一矿
93.0
4
89.3
4
96.92
采油二矿
98.5
3
90.6
3
98.76
采油三矿
99.9
2
100
1
100
采油四矿
100
1
96.6
2
100
全厂
95.9
91.7
98.07
（二）加强注水工作，夯实稳产基础
1、实行有效的激励措施，强化水井措施工作量的运行
5月份，采油厂召开了注水工作会。
会后，开发管理科立即组织各三级单位及相关科室全面梳理分析注水工作量，排出了5-11月份的工作量月度运行计划，并按照计划逐月对各单位进行督促和考核。
5-11月，计划完成各类水井措施98口，实际完成165口，超计划67口。
另据作业科统计，1-11月，全厂完成水井作业工作量407口（分公司下达年计划430口，可超额完成），其中投转注、措施、大修共计完成239口，同比增加40口。
2012年1-11月水井作业工作量统计
时间
总井数
开井数
水井作业工作量
日注水量
维护井
措施井
新投
转注
大修井
合计
2011.1-11
800
624
224
111
17
43
28
423
25381
2012.1-11
866
681
168
140
20
46
33
407
27131
对比
66
57
-56
29
3
3
5
-16
1750
2、加强注水基础管理，在全厂开展“注水管理百日竞赛”活动
为进一步促进2012年注水基础管理工作，落实分公司开展的“比学赶帮超”和“基础管理增效年”活动，开展了“注水管理百日竞赛”活动（4月1日至7月10日）。
各采油矿、队在调查摸底的基础上，制定了本单位的注水管理百日竞赛工作量规划，排出了运行大表，并积极推进各项工作量的实施。
围绕注水系统贯彻标准、洗井、水井计量、污水站管理、水井作业、攻欠增注、分注井管理、注水安全隐患治理等方面开展了劳动竞赛，指标月度评比，奖罚兑现，见到了明显效果。
3、积极推进各类攻欠增注措施，确保欠注井数稳中有降
1-11月，不动管柱酸化5口，工艺酸化64口，增压水井14口（调整商23-3站、商852站、临95-9增压泵系统，初期减少欠注井12口），共更新管线11口井、管线除垢3口（管线更新、除垢减少欠注井5口），全厂欠注井数由年初的128口一度降至8月份的118口，但9月份以后，伴随着治理工作量的减少，欠注井出现回升势头，11月份欠注井数达到125口。
12月控制欠注井的主要工作量为正在实施的地面增压工作量：
L9-8站、S44站、盘16-4站、盘2-3站。
4、制定跨区域输水考核机制，实施“北水南调”工程，推动大系统产注平衡，满足中低渗区块注水需求
“西水东调”工程投运后，受主客观因素影响，向采油二矿输水工作一直不理想。
2012年3月，为提高各矿之间跨区输水的积极性，开发管理科制定并实施了跨区域输水考核机制。
考核规定：
一矿向二矿输水至少1300m3/d（7月开始提至1500m3/d），三矿向一矿日输送污水200m3/d，开发科根据输水完成情况进行月度考核，提高了跨区输水的积极性，确保了各矿之间的供水需求。
（三）围绕生产，积极推进注采管理指标的培养和提升
以“树立理念、围绕生产、找准方向、抓住关键、措施跟进、调整不断”为工作方针，积极推进注采指标的过程控制和提升。
1、完善了注采指标管理系统，开发出了指标运行状况查询曲线
编写下发了《规范采油矿、队上报数据的通知》，每一项注采管理标指标均有相关部门审核把关。
开发出了指标运行状况查询曲线，实现了对任一单位、任一时间段内的任一指标或多项指标的曲线查询，更直观、更便捷地反映了采油队（采油矿、采油厂）注采管理指标的运行状况。
2、突出了对指标培养工作的检查与考核
把采油矿、采油队注采管理指标的培养和提升工作的开展情况列入了季度注采检查的重要内容。
对采油队的十项注采管理指标进行了季度综合排名。
如：
采油六队注重精细管理，强化指标过程培养，实施“三优化、三精细”工程，在1-9月份十项注采管理指标排名中，综合排名全厂第一。
3、成立了厂级控躺井项目组，启动了项目组工作例会
组织四个采油矿、工艺所、作业大队、准备大队等单位完成了2009年-2012年上半年的躺井情况分析，形成了《强化技术配套，深化精细管理，切实降低油井躺井率》的分析报告。
从油藏、井筒、地面三部分对躺井因素进行了分析，分析了躺井率对油井时率、检泵周期、维护作业频次等相关油井指标的影响；总结了近年来控制躺井的主要做法，剖析了我厂制约躺井的主要因素，目前存在的主要问题；明确了全厂2012年控躺井重点工作和控制目标。
定期组织控躺井工作例会，由项目组成员通报项目实施进度，重点工作完成情况、实施效果情况及关键性指标完成情况，提出下步工作计划。
2012年1-11月，全厂躺井率4.67%，低于前三年平均值4.97%。
与2011年日均躺井占产比，1-11月躺井占产减少412吨。
4、组织进行了上半年技术员注采分析比赛
在四个采油矿半年分析比赛的基础上，7月20号优选出工程、地质、注水共18名技术员做了典型发言，总结了上半年注采工作，分析了指标的运行状况。
5、组织召开了二季度、三季度注采管理指标分析会
二季度注采管理指标分析会：
在生产办二楼会议室进行，四个采油矿、工艺所共9篇材料进行了现场发言。
各单位对重点指标进行了认真剖析，分析了存在的问题，提出了下步提升及培养指标的方向、具体措施和目标，达到了交流学习的目的。
三季度注采管理指标分析会：
在副厂长薛立河的带领下，开发管理科、地质科、经营管理科、工艺所、地质所有关人员参加，采取分矿交流发言的形式进行，共21个采油队队长，四个矿的分管领导分别做了多媒体发言。
此次注采指标分析活动，旨在推动注采系统“标杆管理”工作的深入开展，完善“三基”创建工作，强化注采指标的过程管理，促进9月份的上产活动。
各发言人结合本单位的实际，分别对自然递减率、含水上升率、油井综合利用率、躺井率、平均检泵周期、机采系统效率、平衡度合格率、泵效、油井工况合格率、欠注井数、增压泵时率、功率因数达标率等12项注采管理指标逐一进行了剖析，对比分析了各指标变化原因，总结了培养指标所开展的工作、取得的成功经验；结合上产活动及“三基”建设，自我剖析，查找了本单位的弱势指标，分析了指标偏低的原因及制约因素，提出了下步提升及培养指标的方向、具体措施和目标；同时，交流了推行“标杆管理”工作的心得体会，汇报了下步落实“标杆管理”工作的细则和办法，提出了对采油厂“标杆管理”工作的建议。
6、在采油系统、污水处理站试点、推行了标杆管理工作
确定采油矿标杆指标14项、采油队标杆指标13项、计量站标杆指标12项，污水站标杆指标5项，确定了各项指标的标杆值，明确了各项指标的统计口径与计算方法。
把标杆管理与注采管理指标的培养和提升工程有机结合起来，把标杆管理变成提升注采管理水平的有效载体和工作抓手。
采油16队、采油10队通过加强指标的过程管理，完善“分级分类控躺井体系”，努力做到油层动态清楚，井筒参数合理，地面管理有序，分别取得连续123天、190天无躺井的骄人成绩。
采油1队、采油6队、采油9队“标杆管理”工作扎实有效，形成了人人参与、班班追标的良好局面。
2012年主要注采管理指标对比
注采管理指标
2011年
2012年1-11月
指标对比
油井综合利用率（%）
86.98
86.29
-0.69
水井综合利用率（%）
86.26
84.92
-1.34
抽油机井平均泵效（%）
53.48
54.25
0.77
平均检泵周期（天）
756
776
20
躺井数（口/月）
91
91.2
0.2
躺井率（%）
4.85
4.67
-0.18
躺井日均占产（吨）
66.13
64.9
-1.23
两年以上长寿井
394
424
30
机采系统效率（%）
25.35（2012.1）
26.43（2012.11）
1.08
（四）开展竞比活动，精细现场检查，提升注采管理水平
1、开展了油水井现场、班组标准化管理上水平竞比活动
4月19日，在采油三矿组织召开了二季度注采管理上水平现场促进会。
现场参观了采油17队夏32-12站、夏52-23站红旗班组创建情况；采油17队汇报了《创建红旗班组，培育班组文化，提升注采管理水平》的工作经验。
随后，各单位认真学习借鉴采油17队的工作经验，对照标准找差距、查不足，在站容站貌、单井现场管理、井筒维护管理、班组文化建设方面找准提升的方向，积极推动管理水平的提升和飞跃，形成了各具特色的活动局面。
如：
采油四矿由两名副矿长带队、利用两个月的时间、联合对所有油水井进行了资料、井站面貌、油水井三标的全面检查，各队对检查出的问题限期整改，整改后上报质检组备案，质检组进行复查，全矿整体管理水平明显提升。
采油一矿开展了油水井站ABC达标评比活动。
设立了采油队井站达标情况公示台，每月对井站达标情况进行公示，出一期ABC井站评比情况简报，下发到每个采油班组，多措并举，激励干部职工的干劲。
ABC类井站评比自5月份开始实施以来，油水井站的基础管理水平有了大幅度的提升：
A类站由5月份的1个增加到10月份的11个，B类站由8个增加到21个，不达标站由21个减少到4个，A类油水井由329口增加到610口中，C类油水井由145口降至85口，不达标油水井由201口降至57口。
2、抓好采油井口标准化工作
至11月底，全厂已完成631口井的井口标准化治理任务。
3、根据季节性生产特点，精细现场检查，促进注采管理措施落到实处
组织进行了单井炉升温现状检查，掺水点关停情况检查，季度注采管理大检查，雨季加药热洗专项检查，长关油水井井控检查，冬防保温工作检查等，通过专项检查，总结和提炼了基层好的做法，发现了存在问题，提出了工作要求，达到了督促各单位相互学习，促进注采管理措施落到实处的目的。
（五）推进工况管理及能耗潜力评价工作，提高油井管理水平
1、推进PEOffice版油井宏观控制图网上应用系统
通过试运行PEOffice版油井宏观控制图网上应用系统，确立了不同区块及油藏的工况边界条件，解决了抽油机井工况分析图版边界条件单一、缺乏科学的评价体系等问题（全厂工况分析图版由1个增加为13个）。
该系统的使用提高了基层技术人员的工况分析水平，根据工况分析对存在问题的油井实施有针对性的调整措施，改善了油井工况。
按照分公司统一部署，从2012年9月起，油井宏观控制图网上应用系统重新修订了模板。
运行2个月来，我们先后两次组织相关人员进行讨论，11月13号与奥伯特公司结合，召开了油井工况管理系统运行分析会，21个采油队逐队、逐模板进行了分析会诊，对油井实际工况与所在区不符合等问题提出了科学合理的解决方法。
2、推进油井能耗潜力评价工作
完成1706口油井基础数据和生产数据的录入、修改、审核，完成1115口抽测油井的现场测试工作，完成计划抽测工作量的108.4%，完成1062口抽油机井能耗潜力评价。
5月份，历经一周分头到四个采油矿集中培训了PEOffice版生产参数优化与设计模块，2012年9月，又集中培训了江苏油田能耗最低机采参数设计方法。
通过优化设计方法的系统培训，为下步开展精细管理打下了基础。
（六）树立“大井控”理念，抓好生产井及长关井的井控管理
2012年，主要从完善相关制度，规范资料填写，做好日常检查，加强月度演练，丰富演练内容等方面，不断强化生产井和长停井井控管理工作。
1、督促各单位认真做好井控管理制度、标准的宣贯工作
重点宣贯了《中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定》、《胜利油田分公司油气水生产井井控管理规定》。
2、督促各单位开展井控培训和井控演练，提高基层井控技能
为增强职工井控操作水平及应变能力，各矿每季度组织1次井控演练，从演练方案、应急预案、演练记录等一一进行完善。
各采油队每月组织1次井控演练（更换套管闸门、胶皮闸门等），含H2S井结合HSE应急演练同步组织，提高了员工防伤害技能。
3、分类管理，严格落实井控隐患治理
（1）以现有巡回检查制度为依托，落实生产井的井控管理。
着重对生产井井口装置的完整性、灵活性、密封性进行检查，特别是新投及措施射孔井，确保井控装置齐全。
每月组织进行一次隐患井排查，对隐患生产井限期整改。
（2）全面摸底，落实长停井与废弃井的井控管理。
组织各矿进行了长停井普查，建立了长停井台帐。
对长停井和废弃井，从井位坐标、生产层位、生产方式、生产参数、井场状况、井口设施情况、道路状况、区域位置等方面全面掌握各井的实际情况，以利于井控工作的开展。
9月11-12日，对四个采油矿进行了为期两天的长停井井控管理专项检查，采取看现场、查资料、提问交流的方式抽查了12个采油队、66口长停井，出台了检查通报，制定了相应的强化管理措施。
（3）突出重点，严防死守，落实特殊井的井控管理。
一是落实高含硫化氢油井的管理工作，二是加强高油气比井的管理工作。
如：
新井P14-P10，投产之初硫化氢含量达到8700PPm，5月20日作业前测量，下降到2400PPm，采油五队在井场设置了警戒线和醒目标志，在进井路口设置了安全警示牌告知路人，对盘14站全站人员进行了正压式安全呼吸器的使用操作考核，干部跟班巡检、跟踪监测，保证了该井的顺利投产。
对唐1、肖4区块高油气比油井，与安全科、采油四矿一起逐口落实井控措施（如：
多轮次巡检、定时录取压力、加装油套同采流程、专人放压，油井盘根及时更换等），并作为日常检查的重点。
（七）发挥服务、协调职能，打造交流学习平台，全力为基层服务
1、充分发挥季度注采例会、月度欠注井治理例会、周工程例会的平台作用，及时解决问题，抓好注采管理工作。
2012年混输管线、注水地面工程完成情况
2012年完工投产的地面工程
目前仍在施工的地面工程
（混输4条、注水项目5个）
混输管线（14条）
注水工程（11个）
夏70-07站至1号阀组混输
商4-6计量点至商23-3站混输
夏42站至商73站混输
夏42-29计量点至夏42站混输
商88-7计量点至夏42站混输
商13-15站至商13站混输
临34站至临34-4站混输
临34-4站至临25-1站东阀组混输
临9站混输至临17站外阀组混输
夏503-X41站至夏503撬装混输
临95-9站至临76-2混输
唐7-X63站至唐7泵站混输
唐7-41站至唐6-4站混输
唐7站—唐7泵站混输
唐庄注水工程
夏42-27块产能注水工程
唐4－斜60块产能注水工程
夏72块产能注水工程
盘16-4站至盘40-4站注水干线更新
临东区块高压注水管网北干线更新
钱斜19块注水工程
商一区注水站建设工程
临86－1块注水地面方案
夏43－斜1块注水地面方案
夏704块注水地面方案
夏70-031站至19队队部混输
夏32-10站至临南联合站混输
采油8队混输管线
肖4站至唐7站混输
临中污水站外输南线工程
临中污泥回注扩建工程
夏502扩建工程
商30块注水地面工程
临95块注水地面工程
2、完善开发管理科网页系统，开设了通知公告、工作动态、检查公报、经验交流、分析比赛、学习园地六个栏目，网页的完善为更好地指导基层注采管理工作搭建了信息平台。
3、组织“基层创新成果交流会”，激励职工发明创新。
5月18日，开发管理科、采油厂技师协会联合组织召开了“基层创新成果交流会”。
创新成果发明人介绍了创新成果的设计原理、结构特点、现场应用情况，进行了现场演示和参观，调动了基层职工解决生产技术难题的积极性。
4、与培训科、信息中心、工艺所、作业大队结合，针对采油矿提出的培训需求，组织7次专题培训，促进了基层人员技术素质的提升。
二、2013年重点工作安排
突出精细管理，提弱促强，保井口水质、强注水基础、提注采指标、固稳产根基、促信息提升，推进开发管理水平的有效提升。
（一）持续加强水质“一体化”管理，实施临中污水站、商河污水站水质二次提升工程，强化井口水质管理与考核，确保滤后水质达标率>95%，井口水质达标率>93%，在水质管理上见到新成绩。
2011-2012年分矿水质指标情况（井口）
单位
采油一矿
采油二矿
采油三矿
采油四矿
采油厂
指标计划
86
90
95
95
90
2011年
81.1
90.5
99.1
97.9
88
2012年1-11月
89.3
90.6
100
96.6
91.7
1、推进商河污水站水质提升工程
2002年，该站污水改性工艺投运，处理能力达到5000m³/d，2007年实施污水改扩建工程，处理能力达到8000m³/d，随着运行时间的延长和污水处理量的增加，出现的问题越来越明显，主要存在污泥无法处理、部分设备老化、过滤能力不足等问题，严重影响正常生产。
主要工作量：
新建3DN-9/20注泥泵2台，污泥悬浮罐2座。
新建过滤器2台，更新4台过滤器的电动阀，拆除2座300m3供水罐，新建300m3玻璃钢供水罐2座，安装多相催化氧化紫外杀菌装置及其它配套，估算投资1350万元。
2、推进临中污水站水质提升工程
临中污水站，1997年扩建，扩建后规模为2.5×104m3/d，2009年整体改造，采用水质改性工艺。
2012年新建4500m3精细水处理系统（实施中）。
主要问题：
（1）由于新井及提液井增加，来水量急剧增加，2012年污水处理量达到24000m3/d以上，接近设备的设计处理能力，加上各罐放空、排渣、排泥与反冲水约4000m3/d需要反复处理，实际循环的处理量达到27000m3/d，已超过设备的设计处理能力，另外临中站内常规的清罐、清垢施工使部分设备停用，造成实际处理能力小于设计处理能力。
（2）精细水处理能力不足。
目前在建4500m3精细水处理系统只能保障临中南部区块及临南用水。
（3）部分设施老化、穿孔，2座事故罐腐蚀严重，外输管线经常穿孔。
治理措施：
（1）临中污水站处理能力由25000m3/d扩建到30000m3/d。
处理工艺仍采用水质改性工艺，处理后水质达到A3级。
（2）精细水处理规模由4500m3/d扩大到6000m3/d。
主要工作量：
（1）拆除2座2000m3一次除油罐，新建2座3000m3一次除油罐，将污水处理能力提高至30000m3/d。
将现有3000m3一次罐改为二次沉降罐，罐内安装内置刮吸泥装置。
（2）增加过滤器4台，更新过滤罐电动阀，配套自动反冲洗系统。
（3）新建700m3缓冲罐1座，与现有700m3缓冲罐并联使用，将现300m3反冲罐改为缓冲罐，现停用的200m3罐改为反冲洗罐。
（4）对2座事故罐进行维修改造，更换罐顶、罐底及罐内附件。
更新站内DN600输水管线150米。
（5）⑤配套视频监控系统及液位显示系统。
（6）扩建精细水处理系统，规模由4500m3/d扩大到6000m3/d。
合计投资2531万元。
（二）加大水井工作量，继续实施细分到井、落实到月的工作量考核激励机制，切实增加有效注水井点及有效注水量，促进注水数量上台阶。
2013年，实施两个方面的强化：
一是组织采油矿、地质、工艺及相关科室，每季度修定一次水井工作量计划，进一步增强工作量实施的针对性。
二是把考核工作量扩展至三年以上未动管柱水井，投转注作业后需上的注水管线，增强采油矿注水工作的紧迫感，相关人员攻坚克难的使命感。
（三）持续强化“防治结合”的欠注井治理措施，不断增加分注井规模化应用、测调一体化实施工作量，降低水井欠注率，提高水井分注率及层段合格率，促进注水质量上水平。
1、在欠注井的预防上，重点强化井口水质管理与考核
我厂欠注井，从欠注原因上来看，主要是污染堵塞和新投转注后欠注，分别占了欠注井比例的32.80%和29.60%，其次是出砂和特低渗，均占10%左右。
预防欠注井的发生，必须从减少污染堵塞上下功夫。
分析认为造成污染堵塞的主要原因：
一是井口注入水水质不稳定且超标，二是洗井不彻底。
2013年，开发管理科将从提高井口水质这一预防欠注井的源头上做工作。
主要措施是：
（1）增加水质检测点，扩大井口水质检测范围。
（2）专人检查、监控、考核采油矿储水罐水质检测情况、清罐情况，干线、注水管网冲洗情况，洗井、单井管损及除垢情况。
对采油矿的检查要求是：
（1）注水站储水罐要检测进出口水质，做到定期排污，每年根据生产情况清罐3-4次，保证罐内清洁。
（2）采油矿每月对水质检测线路沿干线→配水间→井口顺序依次进行冲洗，减少水质二次污染。
其它干线要结合洗井定期冲洗管线，做好管线冲洗记录。
对于重点低渗区块管网做到每季度至少冲洗一次。
（3）对于新投或刚补漏后的注水管线要从上一节点开始进行管线冲洗，直至水质合格后再倒入正常注水流程。
（4）水井洗井时，要先进行管网冲洗，待目视水质清洁后再倒入洗井流程。
（5）要定期核实单井管损情况，对结垢严重的管网要采取清垢措施，单井管损>1.0MPa的根据注水情况进行管线除垢或更换。
（6）采油队要建立管线冲洗记录，采油矿对管网冲洗情况进行定期检查考核，开发管理科对该项内容进行重点检查。
2、在欠注井的治理上，一是继续发挥欠注井治理项目组的重要作用，二是重点实施临13区块一体化治理工程
为提高临13区块注水压力，解决水井欠注问题（目前欠注井20口）。
拟在临41-36站新建注水站1座，实现25MPa注水；仍未达到压力要求的部分井采用局部增压至32Mpa系统的方式，实现多压力系统分布。
临41-36站新建25MPa注水站一座。
新建Q=22m3注水泵5台，200m3玻璃钢罐2座；新建临中站至临41-36站供水管线；新建注水干线4条。
主要工作量：
（1）新建临中站至临41-3
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