油田油水井

油田油水井（共9篇）

油田油水井 篇1

摘要：随着社会经济迅速发展, 社会各个领域取得了进一步发展, 对石油等能源的需求量日渐增加, 油田、油水井作为石油企业管理的重心, 其管理水平高低直接影响企业发展。精细化管理作为现代企业管理的新模式, 在提高管理水平及效率等方面具有重要作用。因此, 将精细化管理运用于油田、油水井管理过程中具有重要意义。本文将对油水井存在的问题进行分析和研究, 并提出油田、油水井精细化管理的有效对策, 从而促进我国石油企业进一步发展。

关键词：油田,油水井,精细化管理,对策

近年来, 石油领域作为我国国民经济发展的支柱产业, 在促进工业领域发展等方面发挥着重要作用, 可石油企业传统管理模式暴露出许多不足, 特别是对油田、油水井的管理, 在很大程度上影响企业进一步发展, 进行精细化管理显得尤为重要。

1 油水井存在的问题

油水井作为油田工作顺利开展的重中之重, 其管理水平直接决定油田工作。然而, 油水井管理尚存在以下问题, 首先, 管理制度及方式复杂, 实操难度较高, 制度无法发挥指导作用, 精细化管理水平偏低;其次, 油水井日常管理工作, 如:设备维护等, 无法实现量化考察;管理责任缺乏细化及量化, 问题难以得到有效解决, 影响油田油水井工作效率和质量。由此可见, 加强对油水井进行精细化管理势在必行, 只有采取精细化管理, 重视对每一个环节的管理, 强化工作细节, 才能够有效提高油水井管理水平, 为油田工作奠定坚实的基础[1]。

2 油田油水井精细化管理的有效对策

实现对油田油水井的精细化管理, 主要从日常、分析工作两方面入手, 逐步完善工作细节, 实现油田精细化管理目标。

(1) 强化分层注水井管理, 提高工作效率注水井作为油田油水井管理工作的基础, 只有落实好注水井管理工作, 才能够奠定扎实的基础, 并为精细化管理做好铺垫。首先, 合理控制注水水压, 将其控制在合理范围内, 并稳定泵压, 保障油井注水的稳定性;其次, 管理人员要引导工作人员加强对水源井的管理, 并将水源井工作实际情况记录下来, 及时发展运行故障, 开展修复工作, 有效控制故障率, 确保油田油水井工作可靠运行;再次, 分注井中的污垢需要定期清除, 采用水泥车、高压洗井车开展定期洗井工作, 一直清洗到水质与标准符合为止, 控制水质, 是实现精细化管理的一部分;最后, 工作人员不仅要注重对注水井的清洗, 还需要加强对水质的监督, 每天进行抽样检查, 检测水质情况, 确保水质与油水井生产要求相符合。除此之外, 还需要加强分层注水井的管理, 结合高效职能测调工艺, 进行井下层段流量、压力等参数进行采集, 并结合实际情况进行调整, 突破了传统方式弊端, 并用陶瓷水嘴测调方式代替传统方法, 实现井下免投捞流量调节, 不仅能够有效提高工作效率, 而且能够极大地减轻岗位工人的劳动强度。

(2) 重视日常管理工作, 规范工作程序日常工作是油田油水井工作的重中之重, 其工作质量直接决定精细化管理目标的实现。因此, 石油企业要格外重视日常工作。首先, 结合企业实际情况, 制定科学、合理的测试方案, 实现日、周、月结合测试制度, 测试油井动液面, 每天检查油井网络动态变化情况, 完成任务后及时向上级汇报工作, 相关部门对数据信息进行分析和研究, 并综合考虑电流、含水率及单量等因素, 确保结果的科学性;其次, 动态管理作为精细化管理的重要内容, 在提高井筒管理水平方面起着重要作用, 应确定合理流压, 并加强对各类参数的观察, 及时进行调整和优化, 特别是在折算液柱高度时, 应参考采层区等部位的调整情况, 确保泵挂深度在合理范围之内, 激发井筒潜能, 另外, 还需要建立单井信息平台, 及时将井筒实际情况上传到平台中, 与其他部门信息共享, 从而实现精细化管理目标[2]。

(3) 深入分析研究, 提高决策科学水平对油水井进行深入分析和研究, 能够为油田制定生产计划等工作提供支持和帮助。因此, 重视精细化分析极其关键。首先, 制度作为油田工作顺利开展的依据, 能够确保工作有序进行, 可以开展周会议、月总结等工作, 对油水井产量进行深入分析、对比产量变化情况, 明确企业产油量及销售量等情况, 为下一步工作提供支持和帮助;其次, 加强对管理流程的分析, 将实地考察资料整理、分析后, 明确开发目标, 并绘制相关图表, 了解油藏变化情况, 为油水井开发工作提供支持, 并加大对开发工作的动态监督工作, 及时发现问题, 并提出解决方案, 从而不断提升石油采收效率, 提高企业经济效益;最后, 落实责任制, 由于油水井工作复杂、工作量较大, 一旦其中某一个环节出现问题, 直接影响整个工作正常运行。因此, 积极落实责任制, 能够确保工作顺利进行, 规范工作人员行为, 促使工作人员明确自身职责, 在其执行检查工作之后, 要将实际情况汇报至相关部门备案, 为实现精细化管理目标奠定坚实的基础[3]。

3 结语

精细化管理作为油田油水井管理重要途径和手段, 在提高管理水平等方面具有重要作用。因此, 石油企业管理者要明确精细化管理的重要性, 并找到自身存在的不足之处, 采取有针对性的措施, 加强分析和日常管理等工作, 着重对关键环节的管理, 弥补不足, 提高管理水平, 从而促进石油企业发展更上一层楼。

参考文献

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[2]张丹丹, 姜志.关于加强油田安全环保管理的意识和措施的分析[J].中国石油和化工标准与质量, 2012, 20 (05) :12-14.

[3]毛宏鹏.如何做好油田地面建设工程的施工项目的管理[J].中国石油和化工标准与质量, 2011, 10 (8) :158-159.

油田油水井 篇2

今年采油厂为我矿下达的作业成本指标为529井次 万元，为圆满完成采油厂下达的作业成本指标任务，最大程度地发挥作业成本费用的作用，我们某采油矿油水井作业管理效能监察项目组在上级有关部门的指导和支持下，采取有效措施、不断强化监察监督职能，通过精细科学管理，建立健全各项检查、监督规章制度和动态管理运行机制，本着“坚持效能监察关口前移、着眼于源头治理、注重超前防范，坚持抓重点、解决主要矛盾，坚持部门协作配合、齐抓共管，坚持纠建并举、标本兼治，坚持经济效益与社会效益相统一”的跟踪监督检查工作原则，紧密结合采油矿所辖油区井下作业管理工作的特色，积极开展油水井作业管理效能监察工作，在今年油水井作业管理效能监察工作中，取得显著的工作成绩和经济效益。现将油水井作业管理效能监察工作的运行情况向上级部门汇报如下：

一、明确效能监察目标和任务、建立健全领导组织体系和检查监督规章制度、为有效开展效能监察工作提供组织和制度保证

今年以来，我们某采油矿认真贯彻执行采油厂纪委监察科关于年效能监察工作的各项文件精神，严格落实效能监察工作的各项工作部署和要求，进一步强化组织领导，成立了以矿长任组长、各相关职能部门为成员的油水井作业管理效能监察领导小组，下设由专职纪检干事任主任的效能监察活动办公室，确定了效能监察工作全年分阶段的任务目标：

第一阶段：广泛宣传发动，不断提高广大干部职工节能降耗的成本意识、效益意识，创造出人人参与、上下互动的良好氛围；广泛调研、深挖细找，结合本单位实际，精心、科学的进行选题立项工作，充分做好实施前的准备工作。第二阶段：确定效能目标，根据所制定的措施、规划分工协作，细检查、严要求，将计划合同的审核、施工管理、实施过程、重点工程工序、与结算及整改建议作为日常检查监督的重点工作，同时做好日常资料的收集、整理、分析与使用。

第三阶段：认真总结评比，对在效能监察工作中取得显著成绩的部门或个人给与及时的表彰和奖励。

二、严把全矿油水井井下作业施工过程中的重点工序、重要施工环节的质量关，强化和完善油水井作业管理工作全过程的监督体系

今年，为了能够开好头，我们决定首先从井下作业管理人员人员素质的提升抓起。首先，明确岗位职责，教育所有员工树立起强烈的事业心和责任心，能够对自己从事的工作敢于负责、科学严谨、兢兢业业、竭心尽力。其次，加强了人员技术业务培训工作，一方面要通过采油厂、采油矿领导的帮助让所有人员及时参加专业技术培训，取得岗位资格证书，成为专职的作业监督人员，可以充分胜任本职工作；另一方面通过加强与有关专业职能部门的交流与学习，及时掌握各种新工艺措施的技术质量要求，适应郑王新区不断开发和利津老区日益复杂变化的作业市场形式。另外，树立了“既监督更重服务”的管理理念，在充分做好监督工作的同时积极为作业队伍提供好各项相关服务，以求达到不断提高作业运行速率和施工质量的最终目标。

（一）、优化井下作业工程设计方案，从源头做好成本控制 井下作业工程设计的编写与发布是所有井下作业管理工作的出发点和作业成本控制的关键点，为此，结合我矿油水井的实际情况，优我们采取化作业工程设计方案的措施，建立健全了设计的编写、审核、批准、发布制度（未经审核批准的设计一律不准发布），实现对作业成本的有效控制。首先，我们严格从地质设计的要求出发，简洁合理地编写设计，对于多余的工序、无效的工序要严格杜绝在工程设计中出现，使设计编写合格率达到100%；其次，结合作业井实际情况，制定有针对性的压井、洗井、冲砂施工方式、生产管柱参数的合理匹配，使作业施工设计的实施有效率达到100%；严格控制好作业队伍喜欢投机省略的作业工序，尽量在设计中避免出现，始终遵循“少投入、多产出”的经济设计原则，做好源头作业成本的控制工作。

（二）、合理治理利津老区出砂问题，搞好老油田稳产工作 我矿所开发管理的利津老区在经历了多年持续高强度开发以后，许多生产井出现了不同程度的出砂现象。出砂已成为影响老区稳产工作的重要因素。由于地质特点和资金投入的实际情况，在老区不可能象在郑王新区那样进行大规模的先期防砂治理。因此，要治理老区的出砂问题必须要采取简单而又合理有效的工艺措施。在总结以往老区出砂治理工作经验的基础上，我们决定采取如下做法：对于地层漏失严重、出砂不是很严重的井采取不污染地层的捞砂措施；对于地层漏失严重、出砂不很严重、采取捞砂措施不能完全清理出砂的井，采取使用暂堵剂封堵油层彻底冲砂的措施，以延长油井无砂生产周期；对于地层胶结较好、中等出砂、化学防砂有效期长的井继续采取挤固砂剂、稳定剂等有效化学防砂措施；对于地层坍塌、出砂较为严重、化学防砂有效期短的井采取割缝管、金属棉滤砂管等简单机械防砂措施；对于极少数产能好、出砂特别严重、采取以上措施不见效的井，建议采取复合防砂的工艺措施彻底治理。只有这样，分清层次、类别、有的放失，才能充分利用好有限的资金，搞好利津老区开发后期的稳产工作。

（三）、加强新工艺技术交流合作，为生产注入新鲜的活力 投资少、见效快的新工艺技术会给我们的生产工作注入源源不断的活力。在信息技术发达的今天，加强技术交流合作十分便宜。随着我矿王庄油田的生产规模的进一步扩大和利津老区情况日益复杂，加强技术交流合作已是势在必行。为此，我们在今年，我们不断加强了与采油厂各技术智能部门、各个采油矿、技术赞助商、科研部门之间的交流合作，为科技增效打下了坚实基础。

（四）加强了全面质量管理工作

今年以来，为进一步提高全员综合质量素质，营造采油矿浓郁的全面质量管理氛围，我们从普及全面质量管理教育、宣贯执行质量管理新标准和广泛动员开质量管理改进活动入手做了大量工作。我们将TQM知识普及教育的有关内容纳入了各基层单位的日常质量教育，使全矿职工的综合质量管理素质得到了普遍性的提高；随着一系列质量管理新标准的颁布与实施，全面质量管理工作被赋予了新的内涵，为实现与质量管理发展要求的同频共振，我们采取了分级宣贯、以点带面的灵活方式对新标准进行了系统全面的宣贯执行，有效的提升了我矿的全面质量管理水平；为提高广大职工参与质量管理活动和质量改进活动的积极性，我们成立了由技术监督、采油股、地质队、矿团委共同参与的采油矿“QC成果”、“五小成果”研讨小组，将两项活动有机地结合在一起，在研讨小组的组织发动下，10多项适应生产需要、解决生产难题、降本增效的“QC”活动、“五小”活动在各个基层单位进行了广泛地开展，为我矿生产经营工作和全面质量管理工作注入了新鲜的活力。

为进一步适应企业变革和市场发展的需求，不断提高我矿的工程质量、产品质量、服务质量水平，我们以注采监督、作业监督、产品质量监督三大核心工作任务为突破口，创新日常监督管理工作运行模式，为我矿全面质量管理工作增添了新的亮色。在注采监督方面，紧密结合季节变化对采油矿原油生产的影响，我们有针对性明确了不同季节的考核细则、岗位职责和工作范围，不断调整工作中的监督重点，确保监督到位。同时，每项工作都要力争做到“六 有”，既：有计划、有措施、有落实、有监督、有检查、有考核。这样以来，不仅完善了监督管理机制，而且加强了监督管理工作的力度。今年以来，我们共计：检查监督计量站209座次，检查监督油水井833井次，其中，检查监督油井回压高的375井次，检查监督掺水情况226井次，检查监督炉子升温情况183井次，检查监督群管挖群工作质量112井次；检查仪表、送检计量器具710件次，自检1305件次；检查现场标准化312井次，共查出问题272个，及时整改问题272个，整改率达到100％；查找各种管理缺陷643项，整改451项。针对145项潜在的不合格或潜在的不期望事情发生，共查找原因339个，已全部制定了预防对策，并已组织实施。

在作业监督方面，确定了“规范作业市场运行机制，努力实现经济效益最大化”的工作目标，以创新和发展的长远思路探索实践作业市场管理新模式，建立了一整套适合我矿发展形势的新作业监督管理程序。该监督管理程序囊括了作业上报程序、作业设计程序、作业监督程序、作业交接井程序及相关管理程序、作业结算程序、作业市场管理程序、新工艺技术推广应用程序等作业监督管理工作的方方面面，详细具体、科学完善，不仅适合当前的作业市场形势，而且非常有推广应用的价值。该监督管理程序的有效实施，使我矿的作业监督管理工作水平有了大幅度的提升，切身利益得到了有效的保障与维护，经济效益的不断提高也得到了切实的体现。今年以来,我矿共监督作业井286井次，全过程监督重点作业施工工序1176道，查出问题78个，及时整改问题78个，协调解决问题50个，提供现场技术服务60次。

在产品监督方面，为适应市场供应形势变化，满足采油矿生产实际需求，我们强化产品质量监督、建帐的力度，完善了产品质量管理、监督体系，推行了产品质量监督网络化管理。该项管理对于采油矿所有材料的购置都设置了网络化管理程序，从基层队申报计 划、领导审批、材料到货入库、基层队发料，所有环节都必须要遵循网络化管理程序的要求，确保实现对所购置产品的全过程质量监督；同时，我们还进一步完善了产品质量抽查体系，在各基层队专门增设一名技术干部和成本核算员共同担任产品质量检验员，负责产品的抽查工作。由于管理方法科学周密，实施过程组织有序，我们的产品质量监督工作取得了很好的成效。今年以来，我们共抽查产品652批次，合格620批次，不合格产品有的已经换货。

今年1月至9月，通过对《油水井作业管理》项目的效能监察与监督，我们共挽回经济损失55万余元，避免经济损失79.1万余元，增加经济效益30.5万元（主要是优化油水井地质、工艺设计和推广应用新工艺技术所取得）；同时，进一步规范了我矿油水井作业管理运行机制，营造了和谐有序的作业市场环境，取得了很大的经济效益及社会效益。

油田油水井 篇3

通过对西部油田各区块历年腐蚀结垢情况进行统计表明, 大部分高含水井都存在腐蚀结垢现象, 腐蚀严重部位主要是油管丝扣、抽油杆丝扣和接箍, 主要集中在葡北、神泉区块;结垢一般发生在油管内外壁、筛管、气锚、抽油泵及抽油杆等部位, 主要集中在红连、神泉、火焰山区块。

从历年腐蚀速率测试结果来看, 腐蚀速率从2004年的0.256mm/a已增加到2008年的0.342mm/a, 各区块腐蚀严重。

2 腐蚀结垢原因分析

2.1 油水井腐蚀原因分析。

(1) 氯离子的影响。室内研究表明:油井产出水氯离子含量为404~10000mg/l时, 能在金属表面发生优先吸附, 再加上它的强穿透性, 使腐蚀加剧。见图1。西部油田油井产出水氯离子含量在5000mg/l左右, 是氯离子较为活跃的腐蚀含量。 (2) p H值的影响。油田产出水含CO2, 多数油井产出水p H值为6~7之间, 存在酸性腐蚀。见图2。 (3) 硫化氢的影响。采出水中含硫化物, 存在硫化氢腐蚀, S2-的存在将强烈促进腐蚀作用, 导致钢材的局部腐蚀。实验结果表明, 水中的硫化氢即便是在含量很少的情况下, 对金属的腐蚀作用也十分显著。 (4) 硫酸盐还原菌腐蚀。垢样分析中存在Fe S垢, 证实存在硫酸盐还原菌细菌腐蚀。 (5) 影响注水井腐蚀的因素。引起注水井腐蚀的原因主要有:清水溶解氧超标、污水SRB、TGB含量超标、有机杂质含量超标。红连、葡北油田清水含氧量的严重超标提供了腐蚀的条件。

2.2 油水井结垢原因分析。

(1) 西部油田采出水中富含HCO3-、Ca2+和SO42-等成垢离子, 提供了成垢的基本化学条件。 (2) 在油井生产过程中, 流体从高压地层流向压力较低的井筒时, CO2分压降低, Ca CO3溶解度下降, 析出沉淀, 在井筒内产生结垢。 (3) 在油井生产过程中, 流动状态变化也会导致油井结垢。现场调查发现, 结垢段主要集中在气锚, 抽油泵、6′抽油杆上。

3 防腐防垢技术对策实施

3.1 固体缓蚀阻垢技术。

固体缓蚀阻垢技术是将固体缓蚀阻垢剂填装在悬挂于油井尾管底部的上下释放器之间的油管内, 通过释放器进行缓慢释放固体缓蚀阻垢剂起到防腐防垢的技术。见表1、表2、图3。

3.2 牺牲阳极阴极保护技术。

牺牲阳极阴极保护技术是通过在油井泵座以上腐蚀结垢严重的部位连接牺牲阳极阴极保护器, 牺牲阳极阴极保护器内铝合金材料充当油井内电化学腐蚀中的原电池的阳极, 油管和抽油杆作为阴极免于腐蚀, 得到保护。见图4。

4 现场实施

今年西部油田现场应用5井次, 目前使用效果良好, 继续跟踪观察。见表3。

神274井是神泉油田实施的第一口化学防腐防垢井, 前期已对该井垢型做了分析评价, 选择适应性较强的CFD-Ⅱ缓蚀阻垢剂。该井2009年5月19日挤封补孔时起出检查泵座与杆式泵在第一根尾管内卡死, 无法卸开, 第二根尾管及气锚、气锚以下两根尾管结垢严重, 最后一根尾管内有大量结垢。

施工步骤:a.从下至上连接管柱。连接方式为:73mm (平) 导锥+下释放器+73mm (平) 油管×3根+上释放器+73mm (平) 油管×2根+偏心气锚+73mm (平) 油管×2根+泵座。b.从下第一根73mm (平) 油管开始, 填装固体缓蚀阻垢剂。c.重复以上步骤, 共下3根油管。d.投完后, 连接上释放器, 将上释放器与73mm (平) 油管相连。e.正常下入生产管柱。

5 结论与认识

5.1 西部油田油井进入高含水期, 腐蚀结垢问题加剧。今年新发现结垢严重区域四个:大2块、红南2块, 红南9块、七泉湖区块, 防腐防垢工作急需加强。

5.2 防腐防垢技术应用处于起步阶段, 有效期及经济性满足不了需要, 固体缓蚀阻垢剂费用支出大, 每口井平均费用4万, 固体缓蚀阻垢剂井下释放速度难以控制, 有效期为4~6个月, 有效期后只有通过作业才能重新添加药剂, 难以实现长期保护。

5.3 油井采出液水体偏酸性, SRB较多, 矿化度高, 且溶有腐蚀性气体如CO2和O2, 这些都是引起井筒腐蚀的客观原因。其中SRB存在引起细菌腐蚀以及结垢的影响引起垢下腐蚀是油井腐蚀结垢的根本原因。

5.4 引起垢下腐蚀原因有三:其一垢的存在容易引起各种形式的浓差电池;其二在垢下相对贫氧, 有利于SRB的生长繁殖, 造成细菌腐蚀;其三垢的成分既有各种沉积物, 又有腐蚀产物, 且腐蚀产物的电位比钢铁低成为阴极, 而钢成为阳极受到腐蚀。

5.5 注水井防腐防垢首先要从水源抓起, 对水质处理设施进行扩建和定期检修, 污水处理系统工艺进行优化, 以确保水质处理系统的正常运转, 注入水质合格。

5.6 防腐防垢工作应增加对防腐蚀的人力、物力和财力的投入, 形成“缓蚀阻垢剂评价优选”、“油田水结垢预测”、“点滴加药工艺”、“化学吞吐工艺”、“强磁防垢工艺”和“酸洗除垢工艺”等适合西部油田的特色工艺技术。

摘要：西部油田具有井深 (油藏埋深2500米) 、产出液温度高 (40～60℃) 、矿化度高 (4～11×104mg/l) 等特点。经过十几年的开发, 油田已逐渐进入中高含水期 (71.3%) , 油水井腐蚀结垢现象日趋严重, 开展油水井防腐防垢工作已迫在眉睫。通过对西部油田油水井腐蚀结垢现状进行调查, 开展系列固体缓蚀阻垢技术、牺牲阳极阴极保护技术等防腐防垢技术的研究与现场应用, 解决部分油水井腐蚀结垢严重等问题, 延长了检泵周期以及杆管柱的使用寿命。

关键词：腐蚀,结垢,固体缓蚀阻垢技术,牺牲阳极阴极保护技术

参考文献

[1]朱义吾, 赵作滋, 巨全义, 等.油田开发中结垢机理及其防治技术[M].西安:陕西科技出版社, 1995.

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[3]何爱江.阻垢剂性能及机理研究[D].成都:四川大学, 2006.

油田油水井 篇4

检查通报

为了切实加强对油水井的现场管理力度，提高抽油机的利用率和使用年限，确保设备的安全、平稳、高效运行，结合正在开展的“打非治违”专项活动，我队于2012年6月28日至6月30日对所属油水井进行了安全设备大检查，现就检查工作通报如下：

一、检查重点：

生产过程中有无违规违章行为；抽油机机体、井场是否保持干净整洁；是否存在跑、冒、滴、漏、乱排乱放等现象；抽油机各部件的连接与螺栓紧固；上双皮带及皮带的松紧度；各轴承润滑情况；减速箱润滑情况及润滑油量。生产井上液情况是否正常，有无无故停井现象；采油工是否能完整准确填写报表，做好油水井测产、安全培训等记录。

二、具体情况及奖罚：

（一）奖励情况

各采区均能精心组织、认真安排落实，油井现场管理明显提高，部分采区、班组、个人工作优秀。现予以奖励，具体如下： 岳屯采区，在此次油水井检查活动中能按要求达标，未发现油水井不上现象，抽油机保养较前有较大提高，决定给予奖励500元，以资鼓励。

康台采区1班，岳屯采区4班，汾川采区3班在此次检查中，井场卫生良好，设备保养到位，测产计量工作认真准确，无违规违章行为，各项记录完整准确，整体工作优秀，决定给予以上3班组班长各奖励400元，以资鼓励。

康台采区采油工张真兵、张亮、杜海云，岳屯采区采油工艾成、景延安、何延庆、曹振军，汾川采区采油工刘生兵、何志军、张永富、王峰同志在此次检查中，井场卫生好，设备维护保养到位，测产计量准确认真。决定给予以上11位同志各奖励200元，以资鼓励。

（二）处罚情况

检查发现，个别设备未保养到位；个别采油工工作责任心差。巡井不彻底，有跑、冒、滴、漏等现象，现对付飞飞等17位同志进行处罚，具体如下：

汾川采区4班采油工付飞飞，所照护的汾138、汾140井地角螺丝各松3道，汾136测产计量所测液面不实，决定给予该同志取消当月奖金400元的处理。该班班长负有领导责任，决定给予班长周维博同志取消当月奖金50元处理。

康台采区3班采油工刘刚，所照护的阳729-

2、703-2井地角螺丝各松3道，决定给予该同志取消当月奖金300元的处理。

汾川采区1班采油工任喜旺，对所照护付103、付105、付111测产计量所测液面不实，决定给予该同志取消当月奖金300元的处理。该班班长负有领导责任，决定给予班长李军同志取消当月奖金50元处理。

汾川采区5班采油工霍登峰，所照护的碾18 井，无故停井，决定给予该同志取消当月奖金200元的处理。

岳屯采区6班采油工李虎所照护的阳605、607井，抽油机底座有杂物，阳630-3井防喷盒漏油，决定给予该同志

取消当月奖金300元的处理。

岳屯采区5班采油工姬宝军所照护的阳683-1井地角螺丝松3道，康台采区3班采油工鲁绍峰所照护的阳737-1-2-3井地角螺丝各松1道，康台采区3班采油工苏峰所照护的阳758-1井地角螺丝松1道，758-5井地角螺丝松2道，决定给予以上3位同志各取消当月奖金150元的处理。

岳屯采区1班采油工余跃龙所照护的阳63井防喷盒漏油，岳屯采区6班采油工冯晓明所照护的评118井防喷盒漏油，汾川采区5班采油工高娟娟所照护的碾8井防喷盒漏油，康台采区2班采油工李旺明，所照护的评61-2井抽油机底座有杂物，汾川采区2班采油工刘光琴所照护的付76井地角螺丝松1道，缺2道，汾川采区1班采油工李二梅所照护的付

48、石28井地角螺丝各松1道，决定给予以上6位同志各取消当月奖金100元的处理。

岳屯采区6班，4口油水井存在井号标注不规范现象，部分抽油机底座有杂物，决定给予该班班长郝玉前同志取消当月奖金50元的处理。

我大队的油水井管护工作整体良好，采油工对设备的保养以及安全意识较上一阶段有了显著提高。但仍有个别班组、采油工所照护的油水井存在地角螺丝短缺、松动；测产计量所测液面不实；防喷盒漏油；抽油机底座放杂物等违规违章现象。检查中对存在问题根据实际情况进行了现场整改。大队要求全体采油工务必要树立“安全高于一切，生命重于泰山”的安全思想，立足本队的实际，切实做好对油水井的现场管理工作，在今后的使用中，务必要严格按照抽油机管理要求和操作规范把油水井管护工作做实、做好，确保我队原油生产任务的顺利完成。

采油一大队

油田油水井 篇5

1 资料的监督与管理

采油厂建立油田开发管理实际的分类监督管理网络体系势在必行, 这一点是毋庸置疑的, 全面的做好这方面的工作也是未来油厂发展的必经之路, 当然, 作为油田的管理者必须要做好前期工作, 结合好采油厂油田开发的现状, 制定合理的网络体系。采油厂规定, 地质研究所必须要全面的做好现场资料的质量监督和管理工作。包括油田开发的方案设计, 月度季度年度的资料录取, 现场质量监督等等一系列的工作, 采油厂小队也要做好油水气井的资料录取和油井动液面, 示功图分析的取样工作。作业小队要重点监护好油水井维修, 已经实施过程的的资料描述与工作总结工作。监测大队必须要根据相关的要求, 严格把关, 重点做好监测工作, 流体分析化验等等方面的工作, 以确保在采油过程中安全性和实效性。

2 针对油田开发现场资料质量监督管理提出的几项措施

2.1 建立合理的网络系统完善相关制度

建立合理的网络监督体系这一点是很重要的, 必须要结合采油厂的实际采油情况, 通过对现场资料的严格分析, 来制定最有效的管理网络。专门成立质量监督小组, 来确保油田开发的现场工作, 同时还要结合现场资料录取质量的监督管理实际, 由主管地质方面的高层担任决策者一职, 甲方为采油厂, 乙方为作业大队, 监测大队外协部门共同担当, 第三方就是地质所。各个作业小队采油队都要设立各自的质量监督员, 这样就可以形成了油田开发现场资料录取质量监督管理网络。另外还要制定监督员的职能权限内容等资料录取考核办办法的相关规定。

除此之外还要制定油田开发现场资料监督验收结算管理网络。这一点也是非常重要的。建立这样的网络要根据市场的运作要求, 这样才会更有实效性。该网络的体系要点是厂监测大队作业大队外协部门的所有现场资料录取都要由采油小分队签字盖章来确认, 然后再有地质研究所来严格把关, 达到要求, 并且符合集团公司以及采油厂内部规定的, 予以签字盖章。所有手续过关后再由施工单位拿着相关的凭据到结算中心结算。

2.2 全面提高技术培训

应当确立现场开发资料质量监督网络后, 我们应该着手的第一项工作就是对甲方的监督员工进行业务培训, 相关部门的专家要对在岗的监督员进行多次任务培训, 从而达到强化的作用。这样不仅会大大的提高了工作水平, 还能全面保证工作的效率。任何一个企业的发展都离不开完善的管理制度, 油田开发更是一样, 除去为完善的制度外, 更对油田现场开发资料录取质量进行严格监督, 对工作人员的技术要求素质要求, 也要全面提高, 大量招聘相关专家进行培训, 丰富工作人员的各项知识, 提高基本素质。要真正的做到合格上岗, 持证上岗, 这些做到了才能让我们在未来的油田开发中, 更有效, 更节约, 在老区的油田开采中自然递减的状况, 才会得到最有效的缓解。

3 加强健全监督措施

完善各种监督措施, 是一个必备的过程, 油田开发现场资料录取质量监督内容, 在大致上可以分以下三大类, 一是以采油队为主体的油水井现场的第一手资料录取, 第二是一作业小队为主体的, 第三类是外协部门厂监督大队的动态资料监测。对这三大类的监督必须要采取完善的管理办法, 例如采油小队对作业井口的监督, 要从维修开始到生产进行全程监督, 整个过程要全方位监督, 详细的做好记录工作, 以备不时之用, 。我们通常所说的阶段质量监督验收例如修井作业是每一个月一次质检, 厂监测大队外协部门每月质检一次, 采油队资料是每一个季度进行一次质检, 另外还采取了抽样检测的监督措施。通过各种各样的质量监督工作, 来确保油田开发现场资料录取质量的提高, 同时还保证了工作人员的质量意识。

4 结语

在根据油田的开发现状和油水井现场管理资料的实际情况下, 建立合理有效的相关网络化管理制度, 是未来油田开发的大势所趋, 通过合理的制度, 来提高监督水平, 坚强对技术人员的技术业务培训, 加强对现场资料录取的质量监督, 完善的油田开发现场资料质量监督网络, 和有效的管理, 对一个油田的开发有着至关重要的作用, 也占据的相当重要的位置, 它是油田开发的主线, 自始至终的贯穿在整个开采过程中。在开发工作的后期更是如此。严格按照管理方案的规则进行管理, 在提高全员质量意识的同时, 更大大的提高了工作人员的基本素质, 只有适应油田开发管理市场经济的前提下, 才能真正的做到有效扎实的开展工作。在这方面可以说任务是异常的艰巨和繁重, 但是潜力更是巨大, 只有坚持不懈的开展这项工作, 才能最大幅度的减少工作中的不必要的失误, 将损失减小到最少。才能将老区产量自然递减的情况逐步减缓, 从而进入到油田开发的正式轨道。

参考文献

[1]谭秋艳, 刘慧玫, 于忠.石油产品闪点测定方法的研究分析[J].现代测量与实验室管理.2006 (06)

[2]佘庆东.提高油水井测试效率的工艺方法和工具[J].油气田地面工程.2010 (01)

[3]李晓春, 姜小兵, 刘远颖, 张丽萍.优化内控测试方法降低内控测试成本[J].北京石油管理干部学院学报.2007 (02)

油田油水井 篇6

近几年, 随着开发的不断深入和操作成本的控制, 锦州采油厂利用老井眼侧钻井数明显增多。老井开窗侧钻小井眼是近年来调整注采方案、挖潜剩余油、提高原油采收率的有效措施。锦州油区小井眼侧钻井数量平均每年增加25口, 随着进一步的开采, 小井眼侧钻井会有相应的调整措施和增产措施, 因此, 必然面临小井眼的修井作业。而辽河油田针对小通径侧钻井 (外径101.6 mm套管) 的井下作业技术还不完善, 这类井在作业过程中困难较大, 修井成功率低。2011—2013年期间, 锦州采油厂部分油水井因打捞失败、小管冲砂卡断以及缺乏配套的井下工具等原因, 造成4口井报废, 给采油厂带来了巨大的经济损失。

2 技术难点

结合锦州采油厂修井作业现状, 目前, 侧钻小井眼修井工艺技术主要存在以下技术难点: (1) 由于侧钻开窗是利用原来139.7 mm的油层套管作业的, 小井眼后期的完井油层套管以101.6 mm的套管 (内通径为86 mm) 为主, 限制了修井配套工具的外径尺寸, 井下工具强度难以满足施工要求, 可靠性差; (2) 井眼通径小, 小井眼井下工具少, 特别是用于101.6 mm套管的卡堵水工具几乎空白; (3) 受限于常规螺杆钻具的最大外径, 无法在小通径内磨钻施工。

3 研究内容

为了更好地解决以上小通径油水井作业过程中的技术难点, 我们研究了与之配套的井下作业技术。

3.1 小通径冲砂技术

结合上述小通径油水井作业技术难点, 我们在该类井作业时, 尤其是冲砂、洗井循环作业时, 作了如下改进: (1) 针对锦州油田30余口外径为101.6 mm的油水井, 专门引进了N-80级别的60.3 mm的加厚油管, 用于侧钻开窗点以下的正常作业; (2) 研制出72 mm的小通径螺杆钻具, 保证101.6 mm套管内钻塞等旋转作业的顺利进行; (3) 对目前的井口低压自封封井器作了进一步的改进, 研制出耐压21 MPa的井口自封封井器。以上这些配套设备与锦州采油厂的连续循环冲砂配套, 保证了小通径套管井的正常循环冲砂作业。

3.2 小通径堵水、防砂技术

石油开采的诸多工艺措施, 比如机械防砂、分层采油等均在直径为101.6 mm的小直径套管内完成。其中, 最常用的一种石油开采工具为封隔器。封隔器是在井筒中将不同的油层、水层分隔并承受一定压差的井下工具。对于需要防砂和分层采油的油井, 利用封隔器可将井下油层、水层分隔, 再通过封隔器的中心管下入洗井、采油等石油开采工具进行石油开采。但是, 现有封隔器的尺寸和结构只适用于小直径套管, 这就需要将其直径缩小, 这时就会产生很多问题, 尤其是设置有双向卡瓦结构的封隔器。这种封隔器结构复杂, 通常有内中心管和套设置于其外部的外中心管内, 采油设备通过内中心管下入井下, 内中心管和外中心管分别设置有卡瓦, 构成双向卡瓦结构。现有双向卡瓦封隔器的侧壁比较厚, 因此, 当将双向卡瓦封隔器缩小成适用于小直径套管的封隔器后, 其外径变小, 但封隔器的侧壁厚度没有改变, 导致封隔器的内径变小, 很多现有的采油设备不能经由其下入井下, 进而无法正常采油作业。

为此, 我们研究并设计出一种小直径封隔器 (专利:201420158418.0) , 主要包括四大机构: (1) 中心管总成机构。这一机构包括由上至下连接的上中心管、限位套和下中心管。所述限位的上部套设置于所述上中心管外, 并与上中心管滑动配合, 且限位套与中心管之间设置有限位装置, 限位套的下部套设置于下中心管外; (2) 密封机构。套设置于上中心管上部的外壁上; (3) 坐封机构。套设置于下中心管下部的外壁上, 并与下中心管滑动配合; (4) 双向卡瓦锚定机构。该机构包括上卡瓦和下卡瓦。其中, 上卡瓦固设于上中心管外, 并与密封机构的下端相接;下卡瓦与所述坐封机构相接, 限位套上下两端设置有与上卡瓦配合的上锥体和与下卡瓦配合的下锥体。

这种小通径封隔器可以实现101.6 mm套管内的机械防砂、堵水和分层采油作业, 目前已经形成了一项专利技术, 保证了锦州油田小通径作业井的正常作业。

4 现场应用及经济效益

2013—2014年期间, 锦州油区现场累计进行小通径井下作业共9井次, 成功率为100%.其中, 机械防砂2井次, 机械卡堵水3井次, 日常维护作业4井次。所有作业井后生产正常, 平均检泵周期达261 d, 9口井截至2014-10, 累计产油2 624.7 t, 直接经济效益达866.151万元。

5 结论和建议

结合小通径单井作业施工经验, 研制了与之对应的小通径打捞、冲砂等技术, 经现场应用后, 均达到了预期效果。2013—2014年期间, 现场累计进行小通径修井共9井次, 创造经济效益866.151万元。下一步将继续攻关研究小通井作业井的配套工艺, 形成规范化的作业技术, 以更好地指导小通径油水井施工作业。

参考文献

[1]刘景三, 徐孟策.侧钻井作业施工及井下事故的处理[J].钻采工艺, 2002 (01) .

油田油水井 篇7

随着油田开发的不断深入, 地下油水分布越来越复杂, 加上大港油田构造复杂, 部分油田储层发育较差, 砂体分布零散, 给油田动态分析和动态调整造成一定困难。为了提高油田动态分析的正确性、了解油层动用状况、制定科学合理的综合调整方案及优选油田挖潜措施, 近年来, 我们在不断优化油水井监测系统的基础上, 不断提高油水井监测资料的应用水平。

大港油田采油一厂所开发的唐家河油田, 涉及的开发问题较多。2013年我们针对层内层间矛盾愈加突出, 油藏、井筒和地面矛盾相互交错的现实, 围绕采油厂提出的“建井网, 提五率, 降递减”主题, 结合油田开发形势的变化, 突破原有思维, 尝试以区块为目标的立体式监测技术综合应用的模式实验, 通过以点带面的方式突显监测技术的应用效果, 促进了对油田开发新的认识。

一、监测资料的应用

2013年大港油田采油一厂有一个重点治理单元即唐家河油精细油藏描述项目。为了确保这个项目能获得良好治理效果, 大港油田采油一厂地质所与测试公司通过提前沟通、超前安排、积极协调, 使得与项目配套的动态监测方案的完成率取得了令人满意的成绩。唐家河油描区块完成了77%的工作量。

1. 唐家河油田开发的所存在的问题:

唐家河油田构造面积33km2, 整体表现为一被断层复杂化的鼻状构造。从明化镇—沙河街均有油层发育。含油面积11.4km2, 探明动用地质储量3131万吨。主力油层东三段, 地质储量占55%。近几年来唐家河油田存在着以下三类问题:

(1) 以边底水为主的馆陶组采液速度高, 含水上升快。

(2) 东三段主体区块水淹程度高, 平面及纵向用程度不均

(3) 沙河街单元储层分布状况不清, 储量动用程度低

2. 油水井测压资料在唐家河油田开发的应用效果

为了解决上述开发上的问题, 大港油田采油一厂地质所在2013年启动了唐家河油田动态监测计划。

(1) 完成工作量

2013年唐家河油田动态监测计划111个井次, 完成86个井次。完成计划工作量的76.8%, 未能完成的工作量的主要原因:油井部分主要是需要结合作业;水井部分主要是水井本身注不进或是管柱有问题等不能正常施工。

(2) 取得的几点认识

通过对唐家河油田动态监测资料的常规资料分析和应用, 我们取得了以下几点认识:

认识一:唐家河油田压力状况保持良好, 压力在各层系间及层系内平面上的分布状况与开发生产特征吻合

2013年唐家河油水井静压资料, 资料显示唐家河油田压力状况保持良好, 压力集中在饱和压力附近及以上, 地层压降在6.89MPa—-5MPa之间。其中沙河街因注水困难, 能量低, 目前地层压降较大;而明馆单元 (测试井目的层主要为馆陶) 为构造断块油藏, 边水能量充足, 油水井静压与原始地层压力基本持平;东营段受断层切割, 平面上划分为5个断块, 其中采出程度较低的港新508X2断块、四断块等地层压力水平保持较高。见下表:

认识二:东三段未细分开发层系, 开发系统不合理

唐家河油田分明馆、东一二、东三、沙河街四套层系开发, 8个开发单元, 明馆主要以边底水天然能量开发, 东一二、东三为人工水驱开发, 沙河街主要为溶解气驱枯竭式开发。虽然已划分四套层系开发, 但对于主力开发层系东三段, 含油井段长, 储层非均质性强, 许多井油层为一次性射开, 多层合注合采, 层间矛盾十分突出, 开发系统仍不合理。

认识三:主体区块主力层水淹程度高, 纵向动用程度不均

从历次数值模拟结果可以看出, 主力油层、主体区块已大面积水淹。而结合产吸剖面可以看出纵向上主力油层东三4、5水淹程度高, 非主力层动用程度低。

(3) 监测资料在唐家河的实施效果

综合应用多种监测手段, 指导低动用区整体调整

通过构造精细解释在港深18-2断块东发现新断块, 部署侧钻井港5025K2, 由于本区位于滩海地区, 大斜度井多。为保障钻井轨迹的精确度, 实施6井次工程测井。为落实地质认识的准确性, 实施4井次压力测试。

港5025K2借助工程测井进一步优化轨迹, 投产后日产油达到20t。港5048K2和港5025K2同期测静压, 两口井目前地层压力相差较大, 且港5025K2地层压力接近港深18-2断块东三段原始地层压力, 分析港5025K2井所在港深18-2东断块为新块。

应用压力监测资料指导高水淹区剩余油挖潜

唐家河油田东三段主力区块水淹程度高, 剩余油高度分散。在东三段高淹区通过吸水剖面和压力监测工作, 进一步认识平面和层间剩余油潜力。例如唐三断块港531井区通过压力分析, 实施挖潜措施, 效果好。

根据压力监测资料可见, 注水井港531井在港68K井投产后压力下降, 在港68K井停采本层后压力逐渐恢复。说明在油井停采后由于注水井的连续注水, 地层能量已恢复。因此2013年2月港68K井放开本层, 日产油由1t增至4t。

3、沙河街组应用压力监测资料确定合理的压裂时机

沙河街组为枯竭式开发单元, 油井初期产量高, 动用程度低。采取先期注水, 恢复地层压力, 实施井网调整。为及时掌握地层能量恢复情况, 指导调整方案的实施, 13年上半年在沙河街组部署压力监测工作共9井次, 完成4井次。例如在深3井区, 水井先期注水, 长停油井压力监测资料, 根据地层能量恢复情况实施压裂, 见到的显著效果。

港深3井1987.1月首次压裂后日产油由17.2t增至60.2t, 压裂有效期5年, 累计增油4.1万吨, 后因无注水补充能量1998.7月低能停产。该井区唐30-22于2007年7月先期转注对该砂体进行治理, 6月对港深3井实施二次压裂, 初期5mm油咀自喷, 油压4.9Mpa, 日产液28方, 日产油15.3吨, 含水45.5%, 该井压裂成功证明先期注水治理是提高油层动用程度有效手段之一。

结论

(1) 充分利用油水井测压资料, 指导注水调整和注采系统调整工作, 对指导低动用区整体调整有着重要意义。

(2) 应用压力监测资料指导高水淹区剩余油挖潜, 提供了重要的数据支撑。

(3) 应用压力监测资料确定合理的压裂时机, 根据地层能量恢复情况实施压裂, 起到了良好的效果。

摘要：随着油田开发的不断深入, 地下油水分布越来越复杂, 加上大港油田构造复杂, 部分油田储层发育较差, 砂体分布零散, 给油田动态分析和动态调整造成一定困难。为了提高油田动态分析的正确性、了解油层动用状况、制定科学合理的综合调整方案及优选油田挖潜措施, 近年来, 我们在不断优化油水井监测系统的基础上, 不断提高油水井监测资料的应用水平。

关键词：压力监测,注入剖面,产液剖面,动态调整

参考文献

[1]缪飞, 赵建华.储层伤害诊断技术研究与应用.断块油气田, 2000.

[2]王树海.注水井分层测压资料应用.石油仪器, 2004.

油田油水井 篇8

在标准化高度发展的今天, 谁掌握了先进的标准, 谁就掌握了竞争的主动权, 因此, 企业实现高效、长远的发展, 必须全面提高标准化程度, 油田企业的油水井措施施工也不例外。

1 中原油田主要措施井企业标准现状分析

中原油田主要措施井年度工作量:油水井酸化约300井次、挤堵约160井次、调剖 (驱) 约150井次、压裂约180井次。

1.1 现有油田企业标准状况

中原油田现有油田一级企业标准1 035项, 其中涉及油水井酸化18项 (其中有关施工规程的10项, 有关酸化用料技术要求的6项) 、挤堵9项、调剖 (驱) 13项、压裂14项。这些标准中大多是涉及药剂检测技术要求、施工规程方面。

1.2 存在的问题

1.2.1 存在标准空缺的现象

追踪源头, 措施施工从油藏基础参数和生产资料录取着手, 针对不同的油藏, 地质特征不同, 措施不同, 录取资料的侧重点也不相同, 不同的员工录取的资料也有所不同, 目前油田一级企业标准中针对油水井酸化、挤堵、调剖 (驱) 措施井的资料录取方面没有统一的标准加以规范。

资料录取后, 组织由地质和工艺技术人员参加的措施论证会, 根据该井及周边井的概况, 讨论确定相应的工艺措施。措施施工的地质方案尤为重要, 目前油田一级企业标准中只有挤堵措施有地质方案编写的标准, 其它主要措施井在地质方案编写方面没有统一的标准, 存在标准空缺的现象。

措施施工后, 及时效果分析与评价。为了正确的评价措施效果及效益, 资料录取的方式和内容尤为重要, 需要对评价方法进行规范, 目前油田一级企业标准中挤堵没有效果评价的标准。

1.2.2 酸化施工规程的标准存在交叉现象

工艺上要做好工程设计的编写、酸化方式及酸液配方的选择、酸化施工方案的编写, 以确保做到“两个提高”, 即:提高措施有效率、提高措施有效益率, 因此对酸液的选择、施工方案的编写及施工规程应加以规范。目前油田所用的酸化方式种类较多, 工艺方面有相同的要求, 现有的施工规程方面的标准较多, 有的主要内容基本一致、有交叉现象, 如:Q/SH 1025 0577-2008《酸化施工工艺技术规程》、Q/SH 1025 0498-2007《分层酸化施工技术规程》、Q/ZY 0907-2000《气举井不动管柱酸化施工规程》等[1,2,3]。有的酸化方式已多年未实施, 如:Q/SH 10250346-2010《缩膨降压增注施工技术规程》、Q/ZY0742-1998《硝酸粉末酸化施工工艺技术规程》。

1.2.3 有的标准已不能满足油田生产的需要

随着油田开发难度的加大及新工艺、新技术的出现, 有的油田一级企业标准已不能满足勘探开发生产的需要, 如:Q/ZY 0376-1999《油水井酸化选择条件》, 该标准内容已不能满足酸化工艺发展的需求;Q/ZY 0375-1999《油水井酸化效果评价方法》, 该标准的评价基分已不能正确评价酸化的效果, 不能为管理部门和技术人员提供有效的数据, 不能满足生产实际的需要。

2 采取的措施与改进方法探讨

为了提高油水井措施的有效率, 根据中原油田主要措施井的生产情况及现有相关标准的概况, 对采油主要工艺措施的技术现状和工作流程进行深入调研, 对主要工艺的现有标准进行分析、研究, 形成具有油田特色的采油工艺技术的系列标准, 对主要工艺措施的工作流程进行统一的规范。

2.1 搜集现有油田一级企业标准

搜集、整理油水井主要措施的现有油田一级企业标准的目录和文本, 对标准的数量和质量进行分析, 对同一标准化对象进行分析。对同类措施的标准进行归类、整理。

2.2 分析现有标准实施情况

对相关管理部门、科研单位、生产单位进行调研, 组成由油田的标准化管理人员、科研单位的技术人员、生产单位的技术人员和操作人员组成的系列措施标准起草组, 结合采油主要工艺措施技术现状, 对现有标准进行研究分析, 对标准的实施情况进行调研与分析;对主要技术指标存在交叉现象的标准, 进行整合;对不能满足油田生产需要的标准进行修订, 多年不用的标准提出废止的处理意见。

2.3 提出标准制修订项目

由于工序的特殊性、复杂性、地域性的不同, 油水井措施更多的执行企业标准。对于行业标准, 主要是涉及效果评估和质量验收方面的, 如:SY/T 6334-1997《油、水井酸化设计与施工验收规范》、SY/T5289-2008《油、气、水井压裂设计与施工及效果评估方法》、SY/T 5849-2002《油水井化学剂解堵经济效果评价方法》[4,5,6]。对上级标准进行适应性分析, 对操作性不强的上级标准进行转化, 转化为油田一级企业标准, 增强标准使用的针对性。通过对现有标准的梳理、分析, 结合工作流程的各个环节, 提出标准制修订项目。

2.4 形成油水井主要措施的系列标准

开展主要措施相关标准的研究, 根据每种工艺措施的具体情况, 从资料录取、地质方案编制、工艺方案编制、所用药剂的验收、作业施工规程、质量验收到效果评价, 制修订相关标准, 形成覆盖油水井主要措施工艺过程的系列标准。

3 工艺措施系列标准编制方法探讨

结合油田生产实际和现有标准的实施情况, 应从以下几点提高措施标准的编制:

3.1 深入调研

标准编写项目组除了对现有标准、标准的实施情况进行调研外, 还应对生产单位的管理人员、相关技术人员及操作人员进行调研, 深入了解不同的油气藏、不同措施的资料录取方法;每种措施的方案论证的主要内容、编写方法及施工的主要环节等;主要工艺措施的评价方法和评价内容;对现有措施无效井进行调研, 原因分析;对每种工序、每个环节都要深入细致的调研, 做好调研资料的记录。还应调研主要工艺技术的现状和发展趋势。

3.2 确定标准化要素

召开会议, 参加会议的人员至少包括:管理人员、标准编写项目组成员、参加调研人员、标准化研究人员、相关的技术人员和操作人员。研究、分析、确定每种主要工艺措施应包括的系列标准名称、每项标准的主要技术内容及标准的主要章条目次。根据调研情况进行讨论, 对现有标准提出继续有效、废止、整合、修订的处理意见, 对空缺、需要修订、整合的标准化对象提出标准制修订计划。

3.3 标准的起草

根据调研情况和会议确定的主要事项, 标准编写项目组的每个成员按照“怎么做怎么编写”的原则分头起草标准草稿, 同时根据工作日志和主要技术指标的确定编写标准的编制说明。项目组反复讨论每个成员编写的标准初稿, 对主要技术指标的方法反复验证, 根据讨论情况, 对标准初稿修改完善后, 最终择优确定标准的每项内容, 在项目组成员内部做到“协商一致”, 形成标准征求意见稿。

形成的标准征求意见稿, 在油田内部相关单位征求意见, 项目组开会讨论, 对征求的意见分析研究、汇总处理, 进一步修改完善标准内容和编制说明, 致使标准在油田内部达到“协商一致”, 形成标准送审稿。

油田标准化管理部门组织相关专家对标准的送审材料进行审核, 项目组成员根据专家提出的修改意见, 完善、修改标准的主要内容和编制说明, 形成标准报批稿。

3.4 形成系列标准

根据对现有标准的梳理、分析及标准的制修订, 形成了采油主要工艺措施的系列标准, 从措施前的资料录取到措施后的资料录取及效果评价, 覆盖了每项措施的各个环节, 做到了每项工作程序都有标可依, 只要是按照标准实施, 不管谁来做, 达到了结果的“唯一性”, 做到了工作程序化、环节标准化。

4 结论和认识

1) 将生产实际中好的做法、经验做法形成标准, 提高了标准的编写质量, 提高了员工的标准化意识。

2) 形成覆盖油水井主要工艺措施、工艺过程的系列标准, 使每个环节都有标可依, 为提高油水井措施的有效率、降低施工成本、安全施工等提供了有效保障。

3) 修订后的主要措施系列标准更加适合中原油田的生产实际, 对促进科研开发、提升措施效果起到积极的指导作用。

4) 通过油水井主要措施的相关标准的研究, 梳理油田企业标准, 为油田其他生产、管理方面系列标准的研究提供可借鉴的方法, 起到了积极地推动作用。

摘要：分析了中原油田现有一级企业标准中主要工艺措施相关标准的现状及存在的问题, 从标准化的角度提出了采取的对策。结合油田实际, 对每项相关标准进行研究, 形成了适合油田生产的主要措施系列标准, 使油田主要措施井的各个工作环节都有标可依。

关键词：中原油田,工艺措施,企业标准

参考文献

[1]Q/SH 1025 0577-2008酸化施工工艺技术规程[S].

[2]Q/SH 1025 0498-2007分层酸化施工技术规程[S].

[3]Q/ZY 0907-2000气举井不动管柱酸化施工规程[S].

[4]SY/T 6334-1997油、水井酸化设计与施工验收规范[S].

[5]SY/T 5289-2008油、气、水井压裂设计与施工及效果评估方法[S].

油田油水井 篇9

1 环境保护技术不断完善

1.1 作业过程中的预防控制技术措施

1.1.1 在应用自封、半封、全封、新式简易自

封封井器的基础上, 改进了封井器的密封件性能, 提高承压能力及使用寿命, 使承压能力达到10MPa, 解决低压井环空控制问题。

1.1.2 配套应用了井底双作用不压井开关、

井口自封封井器, 可以实现抽油机井不压井、不放喷起下作业, 既保证无落地油污, 又能保证安全生产。

1.1.3 对聚合物驱及三元复合驱高压油气

井作业施工时, 作业施工队伍配备了承压达18~21MPa的作业用小型液压〈球形〉万能封井器、液压单、双闸板井口防喷器, 解决了高压井环空控制、大尺寸工具的起下问题。同时根据生产管柱的实际情况加装了相应的井下开关、帽型活门或防喷脱接器, 改进并提高了上述装置的密封件性能、工作可靠性及使用寿命, 解决了管柱起下时管内喷的问题。

1.1.4 为解决聚合物驱、三元复合驱、气井

改造作业的问题, 提高不压井作业可靠性, 提高作业装备的现代化水平, 已规划进口国外液压不压井作业设备。设备能力达到行程3m、最大举升力不小于300k N、最大下推力不小于200k N。

1.1.5 为低压井井下生产管柱装备了泻油

器, 减少了管内液体溢流井场。应用上述控制技术之后, 解决了抽油杆起下、油管起下、压裂管柱起下时的喷溢问题, 使低压井井口作业施工基本无溢流, 高压井作业井口实现可控制、少量放喷, 对周边环境造成的污染较小或者没有造成污染。

1.1.6 推广应用泄油器。作业过程时在没有

泄油器的情况下, 油管内的油气水将全部落到井外, 在起泵完后, 泄至地面的油、气、水总体积理论上为:

式中:V-外泄油水体积, m3;H-泵挂深度, m;C-油管内容积, m3/m;V杆-油杆体积, m3;K-原油油气比, %。

按以上理论公式推算若不使用泄油器, 均将油管内液体排泄至地面, 每口井可造成面积至少为250m2的污染。因此, 低压井井下管柱适宜安装泄油器。

1.1.7 推广应用抽油

杆、井口刮蜡器。抽油杆、井口刮蜡器可有效地将抽油杆和井口原油和结蜡清除, 为一种理想的环保工具。

1.2 落地原油处理的技术措施

落地油污染治理方案可综述为3种方法 (表1) 。

1.3 水井作业废水污染的处理方法

采用注水井外排污水连续软管回收技术。该方法是将水井外排污水用连续软管输送到就近油井, 由回油管线打入油井生产流程, 以达到节约水资源、防止污染的目的。

1.4 水井洗井液废液的处理方法

目前国内油田有4种不同的洗井处理方案 (表2) 。

2 效益分析

2.1 预防控制措施的经济效益

安装泄油器后, 以单井作业一次为例, 按泵挂深度800m, Φ73mm油管, 综合气油比42m3/t, 排放污水仅考虑石油类一项, 按单因子收费标准, 其浓度按照20mg/l计算, 对使用泄油器前后的井场污染程度进行对比 (表3) , 使用泄油器后, 控制溢流量20m3, 污染面积为零, 避免了水资源的浪费和被征收排污费的投入。单井应用抽油杆刮蜡器解决了抽油杆的残留原油量和结蜡量, 避免了作业现场清理。

2.2 治理落地原油的经济效益

大庆油田每年实际单井产生落地油400kg, 不考虑原油损失费、被征收排污费和环境污染带来无形损失费用, 仅计算单井清理费用为5000元。在使用加拿大油污处理剂来处理落地油以后, 只需134kg/井的油污处理剂即可, 费用为1470元/井 (表4) 。

2.3 洗井液废水处理的经济效益

罐车拉运和车载式污水处理设备在喇嘛甸油田现场应用结果对比见表5、表6。

2.4 水井作业外排污水处理的经济效益

应用注水井外排污水连续软管回收技术, 按油水井间距200m, 连续软管每米100元, 高压水龙带0.5万元/10m, 污水回收装置18万元, 折旧年限10年, 2人上井操作, 考虑污水进入联合站需配增压泵1台, 费用5万元, 在联合站处理污水成本0.5元/m3, 则年水井作业一次性投资33.6万元, 按水井单井作业排放60m3, 注水费6元/m3计算, 实施该方案后, 每年节约39.9万元, 年净收入为6.3万元。

3 结论

3.1 近年采油工程通过不断完善油水井作

业的预防控制技术、落地油处理技术、水井作业废水污染处理方法、水井洗井废液处理方法等环境保护技术, 使大庆油田的油水井作业废水和落地原油得到有效的治理。

3.2 通过一系列采油工程环境技术利用,