单井管理

单井管理（共10篇）

单井管理 篇1

摘要：本文结合油田钻井系统成本管理与运行实际, 提出了强化单井预核算管理的针对性措施。

关键词：成本管理,预核算,钻井单井

钻井系统是油田的重要经济支柱。随着油田勘探开发的不断深入, 施工环境越来越复杂, 井型、井深等钻井结构也发生了很大的变化, 导致在钻井成本控制方面的矛盾和问题日益突出, 加快推进钻井成本精细化, 实施“预算到单井、核算到单井、监督控制到单井、考核评价到单井”, 使钻井成本控制实现全方位、全过程, 可以大大提升钻井成本的管控能力。

一、建立单井预核算管理组织运行系统

一个先进的管理运行体系必须有良好的组织和制度做保障。为使单井预核算管理高标准起点、高质量运行, 要成立专门的领导、组织、管理与运行机构, 具体负责建立单井管理模式、再造单井预核算业务流程、明确预核算控制节点、强化过程管控、确立单井分析内容和方法、制定单井考核办法等。为确保单井预核算管理的有序运行, 要配套完善相应的制度体系作为保证, 如建立《钻井成本核算管理办法》、《钻井单井成本预算管理办法》、《单井标准成本实施细则》、《单井信息系统岗位责任制》等制度、规定, 这样, 即利于操作程序的规范, 也明确了控制责任。

二、精分细化钻井单井成本控制节点要素

管理节点是企业精细管理的根本。要抓好单井成本控制, 就要结合钻井生产工艺流程和经营特点, 对钻井成本控制流程进行要素梳理, 尽量减少管理级次, 规范生产保障措施, 对涉及生产运行的工农关系、搬迁、后勤保障等费用指标由专职部门直接管控;对钻头消耗、技术服务、油料等直接发生的费用指标要落实到每一个岗位、每一名职工, 同时, 还要明确责任指标、奖惩比例等项目, 从而为推行单井预核算管理提供可靠依据。

三、制定完善钻井单井标准成本构成体系

标准化管理是现代企业管理的重要基础。要想有效控制钻井单井成本, 最有效的方法就是确立单井标准成本。可以按照钻井生产工艺流程和成本属性, 将单井成本费用进行直接材料、职工薪酬等项目细分, 如对劳务支出等可直接计入单井成本, 对管理性支出、职工薪酬、折旧费等可按标准摊入单井成本, 从而实现单井完全成本核算。同时, 在结合以往单井成本测算的基础上, 制定出适合不同区域特点、不同井别、井型、井深条件下的成本预算标准管理流程。在对单井成本预算编制完成后, 可编入单井成本预算管理系统, 有相关职能部门按预算定额进行成本预算控制, 如, 钻井物资供应部门按照材料定额需求计划进行物资配送, 钻井公司可按照内部钻井成本定额组织生产, 一线钻井队要按照项目法施工模式进行施工, 对超出预算定额部分, 除钻井队要说明超预算原因外, 还要启动定额追加程序。建立钻井单井标准成本构成体系可为单井成本预算编制和实施提供真实依据。

四、强化钻井单井成本运行全员全过程控制

全员、全过程控制是油田钻井企业实现精细管理的实践保证。为确保钻井单井成本全员全过程控制:

一是要明确控制目标, 定额部门依据钻井工程设计书、钻井标准成本消耗定额等指标编制单井成本支出预算, 经相关领导审核、审批后, 确立单井成本控制目标。

二是落实过程管控责任, 财务、经营、物资、生产等部门按照单井预算指标联合实施这时监督和控制;钻井队要按照单井项目法施工要求, 将单井成本控制目标分解到每个班级、岗位、职工, 实现单井成本的全员、全过程控制。

三是明确单井成本控制重点, 如, 油田钻井总公司 (二级) 重点控制单井成本预算下达、专项指标管理和单井预算指标考核以及节超异常项目的追踪检查和分析等;钻井公司 (三级) 主要负责督促井队各种责任指标落实, 单项指标管理和控制等;钻井队 (四级) 负责各项成本控制节点设置、节点目标落实、单井预算完成情况分析等。在控制措施的实施上, 还要重点强化材料费管理, 物资供应部门要根据单井材料预算及井队提供的单井用料计划进行物资配送, 超出预算部分不处擅自超越程序配送。对各职能科室要强化专项费用管理, 把可控成本作为专项费用进行细化量化分解, 节奖超罚。

同时, 要定期组织经营、财务等部门深入钻井公司和钻井队检查成本控制与落实情况, 以控制措施实施情况等, 认真查代成本费用超支原因并进行通报, 以便使单井成本处于动态监控之中。在强化单井项目法施工管理中, 施工前, 要对口井工期、成本提前预算绘制成本运行大表, 施工中, 各班组要严格按成本运行大表进行作业施工, 并及时分析本班所用物资情况, 从而使岗位职工形成“班班算账、人人算账、口口算账”的好习惯, 节奖超罚。

五、坚持钻井单井成本分析常态化

成本分析是企业改进管理和提高效益的重要抓手, 也是不断提高企业经济运行质量的必要手段。要坚持每月召开单井成本分析会, 从总公司、钻井公司、钻井队三个层面对各项经济指标、成本预算指标和单井效益进行研究分析。在总公司、钻井公司层面, 对同区块、同类型井进行对比分析, 反映各级管理水平;对不同区块的同类型井进行对比分析, 真实反映不同区块的盈利能力;在钻井队层面, 按照单井成本预算, 对单井建井周期、泥浆费用、油料费用、钻头费用、一般材料、总体效益进行全面分析。同时, 要推动单井成本由定性分析向定量分析转变, 使分析更有针对性, 更有利于发现钻井队管理的差异和漏洞, 提高成本分析质量, 不断提升钻井成本管控能力。

六、健全完善钻井单井成本考核评价体系

考核评价体系是企业落实经营责任的标尺。要探索建立总公司、钻井公司、钻井队、班组等四级考核评价体系, 推行机关职能科室、钻井公司、钻井队“三位一体”的连带责任考核机制, 实行行职工盈亏账户管理, 将职工个人收入与单井成本直接挂钩, 做到严考核、硬兑现, 从根本上提高全员的成本意识。

实施钻井单井预核算管理, 成本项目完全明晰, 单井信息更加透明, 成本考核更加科学, 利于增强全员全过程成本控制意识。通过预算数据和实际数据无缝对接, 解决核算滞后, 财务管理和生产经营脱节的状况, 使钻井企业财务管理与生产经营衔接更加紧密, 纵深推进钻井成本的节点管理和过程控制, 利于提高整体经济效益。

单井管理 篇2

一、地质资料评价

1、地震资料

1)用地震测井、声波时差测井资料与地震所采用的时深转换速度进行对比分析，确定、验证地层层速度。

2)检验地震剖面解释方案、断点平面组合、构造形态及范围的符合程度。

3)用各主要反射层构造图与钻井地质资料进行对比，以检验目的层地震反射波组对应地层层位的符合程度。4)用地震特殊处理剖面特性与地质录井、测井、测试资料对比，分析其符合程度。

5)利用钻井地质资料对地层地层学研究成果进行信息反馈，修改补充完善已有成果。

6)根据钻井地质资料对构造、圈闭进行综合评价。

2、地质录井资料

1)建立综合柱状剖面图，对地层时代，岩性组合及沉积旋回进行划分及评价。

2)对油气显示的级别，产状及分布情况进行分析评价。3)研究储油气层的特征、产状；泥质岩的厚度变化、矿物成分、暗色泥岩地球化学特征；对生、储、盖的组合进行评价。

4)依据地震资料和钻井地层研究成果分析地层接触关系。

3、测井资料

1)对全井油、气、水层进行解释。

2)用孔隙度测井分析储层的物性并进行评价。

3)定量解释渗透层的有效厚度、孔隙度和饱和度，对油气层进行评价。

4)用地层倾角资料、裂缝识别资料的分析地层缝洞发育情况。5)用声波测井资料分析地层的层速度。

4、测试资料 1)分析测试层的产液性质及产能。

2)分析测试层的地层压力、流动压力，评价储集层的性质； 3)计算有效渗透率、地层系数、流动系数、表皮系数、堵塞比、堵塞引起的压力降，分析储集层的地质特征； 4)有条件的井要初步计算油水界面深度及预测储量； 5)对下步工作措施提出建议。

5、化验资料

1)岩矿分析：根据岩矿特征及结构确定地层沉积相； 2)研究古生物的种属、数量、组合及分布，对地层时代及沉积环境进行评价；

3)根据岩石组分、胶结类型、物理性质等，对储集层特征进行分析评价；

4)研究生油层沉积环境的地球化学特征，井结合沉积、岩性特征进行生油评价；

5)研究油、气、水的物理、化学性质及变化规律，对成油环境条件进行评价；

6)对岩石绝对年龄的测定及研究(时代不清的基岩)。

二、地质综合评价

1、区域探井：提供盆地(凹陷)构造发展史、沉积史和生油史，搞清砂岩体、三角洲等大的沉积相带分布概况，对全区油气远景进行评价，估算各二级构造带重点圈闭的油气储量，确定地震详查区带，选择最有利的构造带或圈闭提出勘探总部署意见。

2、圈闭预探井：根据钻井资料并结合地震成果进行圈闭评价，确定主力含油气层系及油气藏类型，对驱动类型做初步认识.对油气层油气藏的产能进行预测，计算控制储量，提出评价钻探方案和优选地震精查地区.三、单井地质评价的任务

1、区域探井评价任务：

1)划分地层，确定地层时代，分析沉积特征和沉积史； 2)确定岩石类型和沉积相，并借鉴地球物理勘探资料提供盆地(凹陷)构造发展史； 3)确定生油气层、储集层和盖层、研究生储盖组合，分析生油史；

4)确定油、气、水层位置、产能、压力、温度和流体； 5)确定储集层的性质，进行储层评价〔岩石矿物成分，特别是粘土矿物成分、含量；储集空间结构和类型等；探讨在钻井、完井和试油过程中保护油气层和改造油气层的可能途径；

6)分析油气藏的形态、相态、驱动类型； 7)计算油气藏的预测储量；

8)根据井在油气藏中所处的位置及井身质量，确定本井的可利用性；

9)通过投入和可能产出的分析，预测本井的经济效益； 10)提出下步勘探方向。

2、预探井评价任务： 1)确定地层时代； 2)确定岩石类型和沉积相； 3)对生储差组合进行评价； 4)确定油、气、水层位置；

5)确定油、气层的性质(岩石矿物成分，特别是粘土矿物成分，储集空间的结构和类型等)，以及在钻井、完井和试油过程中保护油气层和改造油气层的可能途径；

6)确定和预测油气层的相态和形态，以及可能的驱动类型； 7)计算油气藏的控制储量或探明储量；

8)根据井在油气藏中所处的位置及井身质量，确定井的可利用性；

9)通过投入和可能产出的分析经济效益； 10)指出下一步的勘探方向。.3、评价井的评价任务：

1)划分地层，对比确定地层时代； 2)确定岩石类型；

3)确定所评价油气层(藏)的位置和流体性质； 4)确定所评价油气层(藏)的厚度、孔隙皮、饱和度； 5)确定所评价油、气储集层的性质(岩石矿物成分，特别是粘土矿物成份，储集空间结构和类型等)，以及在结井完井和试油过程中保护油气层和改造油气层的可能途径； 6)计算所评价油气层(藏J的探明储量； 7)提出开发方案。

4、单井地质综合评价所必要的条件

1）必须提供齐全准确的10项基础资料及评价意见；（1）由录井单位提供全井地质录井资料，必须按有关规范取全取准各类各项资料数据，并要求提供地质录井资料评价意见；

（2）由钻井施工单位提供全井地层孔隙压力及破裂压力资料；

（3）由钻井施工单位及岩心化验分析单位提供取心资料。（4）由测井单位提供全井电测资料及其解释成果报告；（5）由测试单位提供DST测试资料；（6）由测试单位提供RFT测试资料；

（7）由化验单位提供全部化验分析资料，特别是与保护油气层和改造油气层的有关资料；

（8）由井下作业施工单位提供完井液、射孔、系统试油的全部资料；

（9）由施工单位提供油层改造资料；

（10）由物探施工单位提供地震资料、VSP(垂直地震剖面)测井资料、解释成果及相关图件。

2）必须提供5项评价报告：

（1）勘探单位提供地震资料评价报告；（2）录井单位提供地质录井资料评价报告；（3）测井单位提供泅井资料评价报告；（4）测试单位提供测试资料评价报告；（5）化验单位提供分忻化验资料评价报告。3）由油田研究院提供邻井资料及区域地质资料； 4）必须按规定选送化验分析样品；

5、区域探井地质综合评价报告的编写提纲 1）概况

(1)基本情况：井号、地理位置、构造位置、井位坐标、井别； 设计井深、完钻井深、完钻层位、开钻日期、完钻日期、完井日期、钻探目的、完钻依据、地面海拔、补心高度、补心海拔、人工井底等；(2)所在构造数据：构造闭合面积、闭合高度、闭合深度、油层顶底深度、油层总厚度及层数、油水界面深度、含油厚度(或高度)、含油面积、单储系数、储集层位、储集层岩性；

(3)分层数据、钻井液性能及井身结构表、包括层位、底界深度、厚度、岩性、钻井液密度及粘度和井身结构图；

(4)固井情况数据表，包括套管层次名称、尺寸、壁内径、下深、联入、套补距、水泥牌号、用量、水泥浆密、替量、钻井液性能、碰压试压、固井质量等；

(5)井斜数据表及井斜概况，包括最大井斜深度、方位、总位移与方位、油气层顶底位移；

(6)油气水层综合统计数据表，包括层位、录井和测井解释、综合解释等内容；

(7)碎屑岩油气显示综合表、非碎屑岩油气显示综合表，包括序号、层位、井段、厚度、岩性、含油气级别、钻时、气测、钻井液显示、荧光、含油气岩心长度、井壁取心、浸泡时间、测井解释、综台解释等项内容；

(8)钻井取心统计表，包括取心次数、层位、井段、进尺、心长、收获率、累计收获率，含油气岩心分级统计长度等内容；(9)井壁取心记录表，包括编号、油气级别、荧光等；(10)地层测试数据表，包括序号，测试日期、层位、射孔段、厚度、测试器类型、封隔器与压力计下深、温度、油咀、压力、油气比、产量、生产指数等；高压物性、油气水分析等；

(11)试油成果表，包括序号，层位、日期、基本数据、测试方法、工作制度、产量.结论、温度、含水或沙、油气比、油气水分析、高压物性等；(12)送样统计表，包括层位、井段、项目名称、分析数等；

(13)化验分析成果报告统计表，依次将分析成果填入统计表中。2）地层评价(1)地层的划分 a)岩性特征分析

①微观分析；按化验分析资料，②宏观分析：按沉积旋回、岩性组合、对岩性的纵向变化规律进行分析描述；

在编制综合柱状图的基础上，研究岩性特征，提出以古生物资料为依据的地层划分意见；

b)古生物特征：分段总结古生物，特别是微古生物(介形虫、孢粉)在纵向上的种属及数量变化、分布规律，提出确定地层时代的依据；

c)测井曲线特征：分段总结测井曲线特征，分析岩电关系，提出分层的具体意见；

6.地震地层学特征：利用声波测井资料，研究岩性界面与地震反射面的关系，编制人工合成记录剖面和时深转换的钻井地质地震综合图；

依据地震地层层序的划分，研究地层接触关系，提出地层划分及横向延伸、对比的意见.(2)沉积相的划分

a.岩石矿物标志：利用岩石类型、碎屑成分、粒度、颗粒定向排列、自生矿物、颜色等分析岩石的沉积环境及成为环境，对单井进行沉积相的划分；

b.沉积构造标志：原生沉积构造是判别沉积相和沉积环境的重要标志，特别是参考沉积期形成的构造及同生构造，对单井进行沉积相的划分；

c.古生物标志：根据标志古生物、生物组合、生态特征及演化，对单井进行沉积相的划分；

d.地球化学标志：根据沉积岩中的微量元素、同位素及有机组分含量变化，判别和划分单井沉积相； e.岩性组合及垂向程序：单纯研究岩石的成分、结构、构造特征来分析单井沉积相类型，往往具有多解性或不确定性，因此综合分沂剖面中的岩性、结构、构造、冲剧面等的组合形成和变化趋势--垂向层序特征〔旋回性或韵律性〕能增加相分析的依据；

5.测井相分析：利用测井资料划分沉积相，然后与岩心分析及其它资料所划分的沉积相进行相关对比。

6.地震相分析：根据上述各项相分析资料在地震时间剖面上划分地震相，分析地质体形态、结构、类型及延伸方向、平面展布，推测物源方向、古水流、预测有利的生储油区。

在地层划分沉积相后，要编制出该井的地层综合柱状剖面图及相分析柱状图。

3）生油层评价(1)沉积时代及环境分析

分层段总结生油岩的沉积特征；包活沉积厚度、沉积环境、以及岩石、矿物、古生物、构造、地球化学中的各种生态环境标志；(2)确定有机质类型

根据有关地球化学指标编制相应图件。(3)有机质丰度

按层段总结有机质丰度在纵向上的变化规律，有机质富集段的一般值、最大值、最小值、平均值。

(4)有机质的成熟度、成熟期

有机质成熟度及确定成熟期的依据，与邻区相同层位同类生油岩的成熟度及成熟期进行对比，确定适于本井区的生油门限值；(5)生油层的分布情况及厚度变化

按层段叙述各生油层系在纵向上的分布情况及厚度变化，单层生油岩的一般厚度、最大值、最小值，生油层集中段的生油岩层数及总厚度，生油门限传值内的有效生油岩在纵向上的分布状况及单层厚度变化；

(6)评价生油岩，指出生油中心

按层位将生油岩的各项指标汇总于生油岩评价综合柱状图上；(7)油源对比 利用原油及生油岩抽提物中的物性、原油孢粉、钒、镍及琉元素含量、族组成分类、正构烷烃及一般环烷烃类、基团类、同位素类、生物标记(化学化石)等进行对比，借以判别储集层原油来自何处；(8)计算生油量 4）储油气层评价(1)岩性、电性特征

按层段总结储集层的岩性、电性、岩电关系，油气显示程度及纵向分布规律；

(2)储油气层分布层位、厚度变化

按层位统计储油气层厚度及层数，叙述其一般厚度范围，单层最大、最小厚度；储油气层集中井段及层位；分析储油气层分布位置与地质界线的关系。

(3)油气层储集类型特征

按油气储集空间类型(孔隙、裂缝、洞穴、缝洞、缝隙)、类别、成因(原生、次生、内因及外因)、形状、大小及组合关系，分布规律、连通情况、相互关系、充填物及其性质、充填程度、张开程度、次生矿物及结晶程度、次生矿物性质及分布状况等，从微观分析延伸到宏观分析。对储油气水空间有较深较广的认识。(4)油层物性

叙述油层物性，主要说明孔隙度、渗透率、含油饱和度的资料来源，是岩心试验数据、测试分析数据，还是电测曲线推算而来。其它资料如：相渗透率、润湿性、储集层岩性、电镜扫描、铸体或铸体薄片等，均加注明，以提高储量计算的准确性及可靠性，加深对地下油层情况的了解。

(5)油层压力及产能

说明压力资料数据的来源，是中途测试、完井试油数据，还是按产量、流压推算得来。叙述计算产量公式的理论依据；编结深度与压力的关系曲线、产量与压力恢复曲线，分析产能、压力、深度的关系。(6)地面地下流体性质

a.地面流体性质--地层产出的油、气、水样在常压下的物理性质； b.地下流体性质--高压密闭取样条件下取出的流体样品，在地面实验室内用人工模拟地下高温高压条件测定的流体物理性质；

对资料来源进行分析比较，选其准确性、可靠性较好的资料应用于储量计算。

(7)油、气、水分布规律

对已钻穿底界的各油、气、水层，要论述油、气层在纵向上的分布规律，分析含油、气层的分布位置与地层界线、油气层与隔层厚度、单层产量与该层厚度的关系；

对未钻穿的油气界而、油水界面、油气藏底界的油(气)藏，要叙述油气界面、油水界面的推算原理、理论依据及计算公式，确定含油的有效厚度；对实测的油气界面、油水界面要说明判断依据。(8)油气层保护、改造措施

根据储集层化验分析资料及井下情况，提出改造油气层的措施。

最后要编绘该井油层综合评价图，其内容包括井深、层位、岩性、储层物性(孔隙度、渗透率、含油饱和度、含水饱和度、储层岩石的吸水性、润湿性)、储集层岩石的化学分析，矿物名称及含量、泥物性质及含量（包括粘土矿物性质及含量）、酸不溶物含量、碳酸盐含量，测井解释成果、试油情况，几条重要的能说明问题的测井曲线等。5）综合评价 1）区域地质背景

a.地球物理勘探程度：叙述该井所处凹陷地震测线密度，用地震地层学研究成果和钻井地质成果，确定地震详查和三维地震工区； b.地质沉积史及构造发展史：结合地质录井资料、测井资料、化验分析成果、测试资料，对该井所钻凹陷、局部构造的地质沉积史、构造发展史、沉积相、生油史进行概述，划分构造单元及沉积相带，叙述沉积凹陷边缘及基底的岩性、时代、埋藏深度、超覆情况； c.已钻构造与断层分析：利用钻井地质资料，结合地层资料对所钻构造层位、岩性、构造形态及类型，与断层的关系进行分析，说明油气的运移聚集与断层、构造的关系。(2)生储盖组合分析

a.生储盖组合特征：叙述所钻地层生储盖组合的套数及特征； b.含油气层组合特征及平面展布：叙述含油气生诸盖组合特征，并借助物探单位提供的资料，分析其形态与含油气面积的关系； e.最佳含油气组合层位及井段：详细叙述该井所钻地层含油气最佳组合分布的地层时代及井段，含油岩性特征，组合特征，地层接触关系，分析含油性最佳或含油最多的原因。(3)已钻油藏评价

a.油气藏相态及形态分类：借鉴地震资料及区域地质资料对油气藏进行构造类型及形态分类；

b.油气藏驱动方式分析：确定油气藏的驱动方式，分析影响采收率的各种因素，说明驱动方式的判断依据；

c.计算地质储量、预测储量：对已发现气层，并钻穿油气层底界或油水界面的区域探井，要计算所钻构造的预测储量，并估算该构造带的地质储量；概述计算公式的理论基础、基本原理、资料的可靠程度。

(4)综合评价，a.构造形成及油气聚集分析：分析构造形成与油气聚集的关系，利用油源对比标志、生油岩成熟期与构造形成期说明油气运移方向及可能聚集区；

b.有利含油气区的预测及预探意见：指出油气运移方向，预测本凹陷有利含油气区；

c.资源预测及经济效益：根据生油层评价报告提供的资料，结合地震资料，预测所属凹陷的资源量，根据预探方案，估算预探成本及经济效益。

6、预探井地质综合评价报告编写提纲

1）(内容同区域探井)2）地层评价(内容同区域探井)3）储油气层评价(内容同区域探井)4）综合评价(1)地质背景

a.地球物理勘探程度：叙述该井所处构造带的地震测线密度，应用地震地层学研究成果和钻井地质成果，确定地震精查及三维地震位置； b.已钻构造及断层分析：利用钻井地质资料，结台地震资料，对所钻构造层位、岩性、构造类型及形态，构造与断层关系进行分析，说明油气运移聚集与断层、构造的关系。(2)生储盖组合分析

a.生储盖组合特征：叙述所钻地层生储差组合套数及特征；

b.含油气组合特征及平面展布：叙述含油气的生储盖组合待征，并借助物探单位提供的资料，分析其形态与含油气面积的关系；

c.最佳含油气组合层位及井段：叙述该井所钻地层及含油气组合分布的地层时代及井段，含油岩性特征，组合特征，地层接触关系，分析含油性最佳或含油最多的原因。(3)油气藏评价

a.油气藏相态及形态分类：借鉴地震资料及区域地质资料对油气藏类型及形态分类；

b.油气藏驱动方式分析：确定油气藏的驱动方式，分析影响采收率的各种因素，说明驱动方式的判断依据；

c.计算预测储量及控制储量：对已发现碎屑岩油气层，并钻穿油气层底界或油水界面的预探井，要计算所钻构造的预测储量；若为碳酸盐岩层状或块状油气藏，只有一口井且钻穿了油水界面的，可将储量级别上升为控制储量或探明储量。(4)综合评价

a.确定主力合油气层系分析：根据测试、测井及地质录井资料，综合评定主力含油层系，说明主要依据；

b.提出评价钻探方案：根据构造含油情况分析，提出评价钻探的井位布置方案，并说明各井的钻探目的及任务；

c.对油气层、油气藏进行产能预测：综合分析试油、地震、地质录井资料，预测所钻油气层、油气藏的产能。

7、评价井地质结合评价报告缄写提纲 1)概况(内容同区域探井)2)地层评价(1岩性特征

按岩性、岩性组合、沉积旋回总结其特征(2)电测曲线特征

综合岩性及电测曲线特征，编制地层综合柱状图及地层对比图，分析地层变化情况。

3）油气层评价

（1）岩性、电性特征：按层段总结储油层的岩性、电性特征，岩电关系和油气显示程度及纵向分布规律；

（2）分布层位及厚度变化：按层位统计储油气层厚度及层数，叙述一般厚度范围，单层最大、最小厚度，储油气层集中井段及层位，油气层的有效原度及变化规律，分析储油气层分布位置与地质界线的关系，主力油气层与一般油气层的关系；

(3)油气层储集类型特征：按油气储集空间类型(孔隙、裂缝、洞穴、缝洞、缝隙型)、类别、成因(原生、次生、内因、外因)、形状、大小、组合关系、分布规律、连通情况、相互关系、充填物及其性质、充填程度、张开程度、次生矿物及结晶程度、次生矿物性质及分布状况等，从微观分析延伸到宏观分析，从而对储油气空间有较深较广的认识；

(4)油气层物性：叙述油层物性，主要说明孔隙度、渗透率、含油饱和度的资料来源，是岩心试验数据、测试分析数据，还是电测曲 线推算而来；其它资料如：相渗透率、润湿性、储集层岩性、电镜扫描、铸体或铸体薄片，均加注明，以提高储量计算的准确性及可靠性。

(5)油气层压力及产能分析：说明压力资料数据的来源，是中途测试、完井试油实测数据，还是据产量、流压推算得来，叙述计算产量公式的理论依据，编制深度与压力的关系曲线、产量与压力恢复曲 线、分析产能、压力、深度的关系；

(6)流体性质：叙述油气水地面、地下的物理化学性质及变化律，对原油性质进行评价。

(7)搞清“四性”：搞清岩性、物性、电性与合油性的关系，分析油气层有效厚度及变化规律；

(8)确定油水界面：叙述各油气层的油水界面位置及确定依据；(9)油气层保护、改造措施：根据储层化验与分析资料及井下情况，提出保护油气层及改造油气层的措施。

主力油层评价时，要综合各项油气层物化资料，绘制出油层综合曲线图、油层对比图、油层构造图、油藏剖面图。图上反映出油(气)层特征及其横向变化、油气水分布情况。

4）综合评价

(1)所评价油气层构造与断层分析：利用钻井地质资料，结合地震资料对主力油层构造形态、范围、面积、岩性进行分析，说明断层与构造的关系，油气运移聚集与断层构造的关系；

(2)确定含油范围、油层厚度变化情况：据钻井地质、测井、试油及地震资料，确定构造含油范围及油层厚度变化情况；

(3)搞请油气水分布状况：综合油层各项地质资料，说明各含油层的油气水分布状况及油气、油水界面深度；

(4)计算所评价油气探明储量：概述储量计算公式的理论基础、基本原理；

(5)估算邻近构造油气储量：利用所钻构造油气探明储量的各种计算参数，对邻区油气储量进行估算.(6)提出主力油层开发方案：根据主力油层的构造形态、油层厚度变化及油气水的分布状况，提出开发方案及井位部署，写明各井的钻井目的及任务：

单井管理 篇3

【关键词】海上集输;替挤;扫线;单井

0.引言

一般情况下，海上原油集输管线停输后可采用船舶动力用柴油或其它适用液体进行扫线，当海上受到恶劣天气等环境因素限制时，必须在平台上配备一套紧急状态时的扫线装置。与一般的抽汲、空气气举、提捞施工相比，高压氮气吹扫可完成深井的气举、助排作业，具有掏空深度大、作业周期短、安全性好、易于计量、不污染环境等优点，已成为原油排液吹扫的新型工作方式。

1.装置概况

针对连续生产海管，拟采用高压罐装氮气替代传统防冻液进行吹扫的方案。当紧急情况下，UPS后备电源启动截断阀，释放高压氮气，对海管实施吹扫。本实验重点研究在气体吹扫过程中不同流态下流量、压力、压降、管线内持液率等参数的变化。

氮气替挤试验装置主要是由介质供应系统、试验环道、终点的液塞捕集器、通球装置以及控制系统和数据采集系统组成。该试验装置能够进行气液两相和油气水三相流動的多种试验模拟。试验环道有水平环道和起伏环道两种，其中，起伏段倾角可调。在管道多个地方安装有检测仪表和观察玻璃管；试验采用压缩氮气作为吹扫气源。

2.分层流替挤试验

2.1流量变化

试验初始气、液流量分别为295Nm3/h和2.15m3/h，流型为分层流。瞬间增大气体流量，入口管线实测气体体积流量随时间的变化而变化，由于气体的压缩性与惯性，气量达到最大值后会发生小幅度波动，先缓慢下降，然后回升并趋于稳定。

2.2压力变化

从瞬态过程中实测的压力和压降随时间变化可以看出：气相流量突增后，管线各点压力快速升高，接近峰值压力时上升速率减小，曲线在峰值的斜率为0。然后压力由峰值较快下降，达到压力低谷后又略有回升，逐渐过渡到新的平衡状态。压力变化过程的显著特点是压力峰值高于新的稳态压力，二者之差称为压力过增量。压力的这种快速变化与气体的惯性效应与压缩性有关，在压力瞬变过程中伴随有气体弹性势能的变化和振荡。另外，气量突增时通过界面剪切作用加速液体，也会使压力出现过增。

2.3截面含气率的变化

从安装相分率仪的截面含气率随时间变化的实测曲线可看出：约在第25秒，空隙波到达某点，含气率单调上升。截面含气率的变化过程较长，达到稳定约需530秒，长于压力变化的322秒。只有含气率不随时间而变化，才能说明新的气液流动结构重新建立，系统达到相对稳定状态。可见瞬态过程时间由空隙波的发展过程决定，以截面含气率的稳定时间作为瞬态过程达到稳定的时间。

3.气团流替挤试验

3.1流量变化

该试验的初态气、液流量分别为110Nm3/h和31.6m3/h，流型为气团流。从气团流试验气量变化曲线和气团流试验液量变化曲线的瞬态过程中气量和液量的变化看出，气量增加至210Nm3/h，液量仅下降了1.5m3/h。

3.2压力变化过程

从瞬态过程压力和压降随时间的变化可见压力变化过程出现过增量。与分层流相比，在气团流下，近似不可压缩的液体在管路内占有较大的体积分量，并把可压缩气体分割为分散于液相中的气团。气量突增使液体加速，同时由于液体对流动的阻塞作用，气团受到压缩，压力上升。气体具有“弹簧”作用，属于储能元件，受到压缩后弹性势能增加。气团流下的压力过增量取决于流体的惯性与压缩性，惯性主要集中于液体，压缩性主要集中于气团中的气体。

3.3截面含气率变化

从气团流试验中某点截面含气率的变化曲线可知：在该点之后含气率变化非常微弱，可认为在该点处已达到准稳定状态，稳定时间约730秒，长于分层流试验所用的530秒。这是因为气团流试验瞬变中含气率的变化幅度约为0.074，而分层流试验仅为0.032，使气团流试验的稳定时间长于分层流试验。因而稳定时间的长短不仅和空隙波速度有关，而且和瞬变前后含气率的变化幅值有关。

4.段塞流替挤试验

4.1流量变化

段塞流试验的初态和终态均为段塞流，初态气、液体流量分别为318 Nm3/h和5.40m3/h。气量迅速增至441Nm3/h，液量迅速降至4.60m3/h后逐渐恢复到5.25m3/h，略小于初态液体流量。与分层流试验相比，分层流的液体流量比段塞流试验小1倍；与气团流试验相比，气团流的液体流量约为段塞流试验的5.8倍。

4.2压力变化

从段塞流试验中压力的变化曲线可知：气量突增后，压力升高，入口处的段塞首先加速，促使其下游液膜区的气体压缩，继而又加速液膜下游的液塞，如此进行增压波的传递。由于增压波的衰减，加上段塞流压力上下起伏，使下游点的压力增加时刻不明显。

4.3截面含气率变化

从某点截面含气率随时间的变化可知：含气率变化持续时间约460秒后趋于稳定。气率稳定时间与含气率的变化幅值、空隙波的传播速度有关。在分层、气团和段塞三种流型中，段塞流气液界面的能量交换最大，因而空隙波有较快的传播速度。与分层流试验含气率变化幅值0.032相比，该试验的含气率变化幅度为0.028。

5.不同流型参数对比

5.1增压波波速

通过比较气量增加试验中不同流型的特征参数可知：分层流下气体为连续相，增压波的传播速度较快；在段塞流和气团流中，气体为分散相，这种气液分布形式大大降低了增压波的传播速度。段塞流中由于液塞的存在、气液界面的强烈扰动和能量耗散，使段塞流的增压波速度小于气团流的增压波速度。

5.2压力过增量和压力变化幅值

通过比较不同流型下气量增加试验压力过增量的分布，分层流的过增量沿线递减，而气团和段塞流的过增量沿线增加；通过比较比较不同流型下气量增加试验压力变化幅值的分布，各流型下压力变化幅值沿线减小。气团流的压力变化幅值较大，分层流较小。由于压力过增的影响，间歇流试验中P1~P8管段压力变化幅值的衰减幅度很小。

5.3含气率变化时间

含气率变化时间由含气率的变化幅度和空隙波速度决定。若含气率变化幅值相同，则含气率变化时间由短到长的顺序是：段塞流、气团流和分层流。

6.总结

通过以上试验研究，得到以下结论：

（1）气量突增将导致管路各点压力剧增，出现压力过增量。压力过增量的大小与气量增幅和流型有关：分层流下压力过增量沿线递减，与气量增幅呈指数函数关系；在间歇流下，除了距出口较近管段外，压力过增量沿线增加。分层流下的压力过增量小于段塞流。

（2）由于气量快速变化的瞬态流动中各参数变化速率差别较大，因而可能出现对应准稳态变化没有出现的流型：气量突增时，分层流的瞬态过程可能出现段塞，段塞流的瞬态过程会出现高频不稳定段塞流；在段塞流工况下，气量突降产生的瞬态过程会出现短时间的分层流，下游点分层流的持续时间大于上游点。

（3）在气量突增的瞬态过程中，管线出口液量出现较大峰值；在气量突降的瞬态过程中，管线出口液量出现较大谷值。

单井节能达标管理的优化与应用 篇4

关键词：单井节能达标管理,三环五节点管理,油井耗能

石油开发中心胜海管理区采油二队目前开油井39口, 汇集到4个计量间, 共由4个班组负责日常管理, 机采日耗电水平为3.6万k Wh。由于油井多处于注采井网不完善的特殊断块, 平均液面1250米, 平均泵深1541米, 井况多为能量不足, 测不出液面的占到24.3%, 平均电机功率36KW, 平均有杆泵日耗比管理区高出28KW。

自去年以来, 采油二队以单井节能达标活动为载体, 积极落实单井挖潜和节能降耗工作, 形成了以班组为核心的“三环五节点”管理模式, 通过定期测试、分析设计、落实管理的三个环节循环巩固, 使的设施配套、设备运行、井况管理、工艺设计、参数设定五个节点的耗能控制趋于合理, 确保每口油井在各阶段处于最低耗能状态。

一、优化单井节能达标管理流程

单井节能要实现目标化、制度化、长期化必须要有人去负责、去督促落实, 因此我们把“三环五节点”管理模式着力点放到班组。班长活动前签订节能达标班组责任书, 实施月度自测, 季度考评。班组内落实承包, 明确分工, 促进班组长参与三个环节管理的积极性。第一环节由技术人员把月度的测试数据和评分情况交给班长确认;第二环节由队长组织班长和技术人员对不达标井进行剖析, 制定下步降耗措施;第三环节由班长督促日常管理以及措施落实, 再回到第一环节对改进油井重新评价, 循环巩固。

二、优化单井节能达标管理过程控制节点

严格的过程控制是促进精细管理、节约挖潜活动深入开展, 效益不断提高的有效手段。我们对影响油井节能达标的“设施配套、设备运行、井况管理、工艺设计、参数设定”五个节点进行了整改提高, 取得了好的效益。

1. 优化设备配套, 抓好“两结合, 一提高”的要点。

首先, 结合产液结构调整, 将关停低效井的节能机型调整到耗能高的抽油井上, 杜绝节能设备闲置浪费现象;将停产大型机及时调整到小型机上, 保障油井长冲程、慢冲次生产良好局面不下滑。其次, 加强与管理区职能组室的结合, 积极争取支持, 促进设备调整由队内调整向区内调整转变, 不断提高设备优化匹配力度、范围。第三, 提高电机负载率。针对大功率老化电机多, 电机负载率偏低的现象, 采用永磁电机替换并合理降低电机功率等级, 平均单井日耗电节约48k Wh。

2. 细化设备运行管理, 抓好"小技巧、小革新"。

结合已推广实施的“分层次分节点闭环式管理”, 建立起单井日常管理中的“人与人、人与节点、指标与节点”的动态对应关系, 其中以十字作业法为核心, 明确管理节点、规范工作标准, 建立了地面设备巡检记录, 严格监督考核, 并不断总结设备管理"小技巧", 五率管理水平不断提高。

3. 优化特殊井况管理, 做到“三勤和定时”。

针对油稠、结蜡、出砂特殊井多的现象, 实施了“三勤”管理。即勤测功图、勤测电流、勤加药。三低井每五天测一次功图, 出砂井每三天录取一次电流, 油稠井每3天加药一次。通过“三勤和定时”, 有效保障了特殊井管理措施有效性和连续性。

4. 优化工艺设计, 做到“三个清楚”。

在设计过程中做到三个清楚“油层能力认识清楚, 不断提高沉没度控制合格率;存在问题查找清楚, 加强节能工艺优选;下步措施掌握清楚, 维护后注采调整措施及时有效”, 杜绝不优化设计。针对供液变差、泵效降低的生产井, 采取了加深泵挂、减低生产参数和对应水井提水的注、采、地紧密结合的配套治理措施;针对偏磨油井, 应用双向保护接箍替代抗磨副抽油杆, 降低生产负荷2井次, 在井筒状况好的长寿井上应用连续杆替代普通杆, 降低生产负荷1井次, 平均3口井日耗电减少17.6k Wh。

5. 优化运行参数, 抓好“泵效提高”。

针对小断块供液差油井多现象, 按照“一增注、二降参”两步法进行治理, 尽量保障油井高泵效生产。对无法采取注采调整措施油井, 积极利用调速器、节能低速电机、变频控制柜开展降冲次工作。累计16口井工况得到改善, 平均生产电流下降3A, 平均单井日耗能减少37k Wh。

三、优化单井节能达标管理考核

要想确保“精细管理、节约挖潜”活动的长效性, 必须强化制度建设、严格管理考核, 为节能达标日常化、制度化提供有力保障。

1. 建立过程评价制度, 建立了跟踪测试、动态调整制度, 并通过班组和技术人员的单井评价“碰头会”, 将三环管理与过程评价紧密结合。

实施跟踪测试制度是指对节能达标整改措施通过测试进行跟踪。要求当生产参数发生变化、油井作业前后、日常维护措施前后、五率调整前后、耗能设备发生变化时, 必须进行测试, 测试结果在“碰头会”上公布并进行分析评价, 发现问题及时采取措施进行整改, 从而不断总结经验, 以此来提高节能达标管理效果。动态调整制度是指节能设备、地面设施、常规调平衡、调参等措施要根据油井生产变换情况及时调整实施。对供液不足井安装了变频控制柜后, 测试数据效果良好, 就没有必要用原来的永磁电机来重复提高功率因数, 而对于匹配电机偏小, 导致无功发热损失大的井及时更换电机, 在改层初期含水底、泵效低的井, 采取低速节能电机慢冲次生产后, 耗能大幅度下降, 泵效也明显上升, 由此实现了工况、节能双优化。

2. 建立完善节能考核机制。

将节约挖潜活动中好的经验做法纳入考核管理。如安装抽油机时将基础前面加高、负荷重油井皮带轮加槽, 补充到五率管理考核规定中;将特殊井三勤管理、参数优化三步法, 补充到日常维护管理考核规定中。为促进职工“制度节能”意识根深蒂固, 我们还定期开展节约挖潜培训、经验交流等活动, 不断从“软件”方面促进精细管理工作的全面开展。

单井节能达标活动开展以来, 采油二队的全体干部职工单井挖潜工作热情不断提高, 从设计源头和现场管理等方面做了细致工作, 最大限度减少各节点的耗能, 全队有93.5%的油井成为节能达标油井, 有3个班组成为节能达标班组, 班组职工的参与意识得到提高, 日常管理更加趋向于节能生产, 促进了采油队、班组节能管理水平的不断提高。

参考文献

[1]赵之善/论抽油机的合理拖动石油机械出版社.

[2]赵家礼译/电动机运行与节能技术北京机械工业出版社.

单井管理 篇5

由于厚度划分工作逻辑繁琐、复杂,测井曲线识别难度大,国内大部分油田的厚度划分工作仍然以人工为主,人工划分厚度速度慢、工作量大、效率低.为了提高解释效率,在研究小波分析理论的基础上,探索出了一套利用一维小波连续变换的`方法实现计算机自动划分厚度.利用该方法可以对大庆长垣喇萨杏油田表外厚度、砂岩厚度、有效厚度进行计算机自动划分.通过对3口取心井和30多口调整井的厚度划分对比表明,该方法一次划分厚度层数划准率超过了80%,具有良好的应用前景.

作 者：卢艳 刘传平杨青山 杨景强 LU Yan LIU Chuan-ping YANG Qing-shan YANG Jing-qiang  作者单位：大庆油田有限责任公司,勘探开发研究院,黑龙江,大庆,163712 刊 名：大庆石油地质与开发  ISTIC PKU英文刊名：PETROLEUM GEOLOGY & OILFIELD DEVELOPMENT IN DAQING 年，卷(期)： 26(4) 分类号：P631.8+1 关键词：一维小波连续变换   厚度划分   有效厚度   水淹层   大庆油田  

单井管理 篇6

近年来, 随着油田勘探开发的不断深入, 施工环境日趋复杂, 井型、井深结构也发生了较大变化, 原有的钻井成本管理模式无论在方式上, 还是在手段上都存在诸多弊端, 主要表现在:一是从管理基础看, 在预算和核算上仅是侧重于反映价值量而忽视了实物消耗量, 难以判断量价是否配比。同时各钻井公司的成本归集和费用分摊标准互不统一, 缺乏标准的单井消耗定额, 钻井成本的精细化管理缺乏有效支撑;二是从控制过程看, 以前只是针对成本费用要素进行整体控制, 缺乏对钻井单井成本的过程管理与节点控制, 很容易出现效益漏失点;三是从对钻井队的考核看, 由于缺乏有效的监控手段, 无法获取钻井队真实的成本支出信息, 导致考核依据不充分、不透明。此外, 随着胜利钻井外闯市场的工作力度不断加大, 也需要不断积累大量不同地区、不同区块、不同井型和井深的单井资料, 为外闯市场科学决策提供支持。

二、主要做法

(一) 建立完善组织保障体系

构建和实施钻井单井成本管理模式, 是涉及生产经营、钻井技术、财务管理、后勤保障等多个部门的系统工程, 为此, 在油田和钻井公司层面分别成立了由分管领导任组长, 生产、经营、财务、定额等相关部门共同参与的钻井单井成本管理领导小组, 同时组建了日常运行管理办公室。油田层面, 重点负责组织构建钻井单井成本管理模式、制定钻井单井预算管理实施办法、开发单井成本预算管理信息系统、组织油田层面单井成本分析等工作;钻井公司层面, 重点负责组织运行钻井单井成本管理模式、梳理完善业务流程并明确控制节点、配套完善钻井单井管理制度体系、确定单井成本控制目标与管理责任、强化钻井过程管理与节点控制、组织钻井公司层面单井成本分析、进行单井经营成果的考核与评价等工作。

(二) 梳理业务流程并建立控制节点

为做好单井成本控制工作, 油田本着“效益优先, 突出重点”的原则, 力求以最少的环节、最简约的程序、最优化的方案达到全员参与单井成本控制的目的。为此, 根据钻井生产工艺流程和经营特点, 对钻井成本控制流程按照管控级次进行了重新梳理, 明确了钻井成本控制的关键点。重点通过减少管理级次, 整合非在职群体管理、生产保障及后勤服务职能等措施, 将涉及钻井生产运行的工农关系、搬迁、后勤保障等费用以及特殊群体费用等由钻井公司相关职能部门直接管控;对钻头消耗、技术服务、油料、维修、一般材料等钻井队直接发生的费用, 承包落实到钻井队具体岗位、具体责任人, 并制定了岗位责任制。

(三) 配套完善制度体系

制度建设是单井成本管理工作规范运行的可靠保障。在梳理业务流程、建立成本控制节点的基础上, 结合钻井公司业务实际, 在油田、钻井公司层面, 分别就成本预算、成本核算、标准成本、材料管理、分析考核、单井系统管理等内容, 进一步配套完善了钻井单井成本管理模式的有关制度规定。油田层面统一制定了《钻井成本核算管理办法》、《钻井单井成本预算管理办法》等, 钻井公司层面制定了《单井标准成本实施细则》、《井队材料管理办法》、《外包技术服务管理规定》、《单井费用归集办法》、《单井月度考核办法》和《单井信息系统岗位责任制》等制度规定。完善的管理制度体系, 进一步规范了操作程序, 明确了控制责任, 确保了钻井单井成本管理工作的规范有序运行。

(四) 制定钻井单井标准成本

为了科学编制单井成本预算, 有效控制单井成本支出, 我们组织生产、经营、技术、财务、定额等部门开展了钻井标准成本制定工作。一是细化单井成本费用项目。按照钻井生产工艺流程和成本属性, 将单井成本费用细分为直接材料、燃料及动力、职工薪酬、钻前准备作业、其他直接支出、折旧及摊销、间接费用等7大类79个小项。对材料费、劳务费等能够明确区分受益对象的成本支出, 直接计入单井成本;对管理性支出、折旧费等不能明确区分受益对象的成本支出, 按照规定的分摊标准计入单井成本, 从而实现单井完全成本核算。二是制定钻井标准成本。在细化单井成本费用项目的基础上, 我们通过对近几年1700多口标准生产井进行测算, 制定了适合不同区域地质特点, 区分不同井别、井型、井深条件下的单井成本预算标准。该标准分为周期预算标准和费用预算标准两部分, 周期预算标准又细分为常规井钻井周期标准、搬迁安装时间标准和特殊情况附加周期标准, 主要用于计算与时间有关的成本预算项目;费用预算标准按照成本属性分为公司内部标准、量价分离标准和中石化石油工程定额标准。在编制单井成本预算时, 首先根据钻井周期预算标准确定建井周期, 以计算与钻井周期相关的各项费用支出;其次根据费用预算标准确定主要材料消耗、劳务支出等各项费用支出;最后将时间费用、主要材料费用、劳务费用、计提费用、分摊费用等各项支出进行累加, 即确定为单井成本预算总支出。

(五) 确立控制目标与落实管理责任

为了有效控制单井成本支出, 必须做好以下工作:一是制定单井成本预算控制目标。钻井公司层面依据钻井工程设计书设计指标、钻井标准成本消耗定额、单井收入预算等指标, 编制单井成本支出预算, 经钻井公司分管领导审核、主要领导审批后, 确立单井成本支出控制目标, 并将该目标通过局域网下达至财务、经营、物资等相关职能部门和钻井队。二是落实岗位控制责任。钻井队层面按照“项目法施工”管理模式, 将钻井公司下达的单井成本控制目标分解到各班组、各岗位, 并落实相关责任人, 从而实现单井成本支出的全员全过程控制。三是适时调整单井成本控制目标。在钻井施工过程中, 由于经常受复杂地质条件或发生设计变更等客观因素影响, 导致单井成本超预算运行, 此时需要启动单井成本预算调整流程, 合理调整单井成本控制目标, 并以书面形式通知相关部门和单位。

(六) 强化钻井运行过程控制

为了完成单井成本控制目标, 我们建立了自上而下、由点到面的钻井施工过程监控网络。一是实现了三个层面的控制。在油田层面重点监督检查单井成本管理制度的建立及执行情况、单井成本预算运行情况、单井成本考核情况等重点监督检查职能部门专项费用控制情况、效益及单项指标完成情况等;重点监督检查成本控制节点设置情况、节点目标控制情况等。二是采取了四个关键措施。其一, 加强材料费管理。材料费占钻井总成本的45%以上, 是钻井成本控制的核心。物资供应部门根据单井材料费预算及井队提供的单井用料计划进行物资配送, 超出预算部分, 按照单井预算调整流程进行追加, 如果物资供应部门超越程序进行物资配送, 按违规金额的5%进行处罚。其二, 加强专项费用管理。按照部门职能, 将47项可控成本指标, 作为专项费用分解到11个职能科室, 由职能科室负责管理、控制和分析, 并按照所控制指标节超额的5%进行奖罚。例如:技术部门负责钻头、钻具等费用的监督审核;技术监督部门负责柴油、水电等费用的监督审核;安全环保部门负责劳动保护、吊装索具等费用的监督审核, 等等。每月末, 由各部门对所负责的专项费用进行专题分析。其三, 强化两级责任管理。油田层面, 定期组织经营、财务等部门深入钻井公司, 督导成本控制责任落实情况、控制措施制定及实施情况等;钻井公司层面, 每月组织经营、财务、技术、纪检、审计等部门深入钻井现场, 督导成本控制节点的设置情况、控制目标和控制责任的建立情况、控制人员的落实情况等, 认真查找成本费用超支原因并进行通报。其四, 实施“项目法施工”管理模式。钻井队是单井成本预算执行的主体, 也是单井成本控制的关键环节。“项目法施工”管理模式, 就是以钻井队为施工单元、以施工过程为控制载体、以单井成本为控制对象的管理模式。该模式确定钻井队长为项目管理负责人, 将单井成本预算指标分解到14个岗位、252个成本项目控制点, 并落实相关责任人, 签订项目承包责任书。由承包人对各个成本项目控制点的成本指标实施管理、控制和分析, 完井后按照承包责任书对责任人进行考核。“项目法施工”管理模式的推广应用, 促进了全员成本目标管理工作的有效开展, 提高了井队职工的自我节约意识。

(七) 建立分层级单井成本分析机制

为了把钻井单井成本管理模式作为一个长效机制持续有效运行下去, 我们建立了“钻井队-钻井公司-油田”三级分析体制。在钻井队层面, 钻井队长要重点算好单井建井周期、泥浆费用、油料费用、钻头费用、一般材料、总体效益“六本账”。施工井完井后, 要对照单井成本预算全面分析各项可控费用实际发生情况, 认真分析成本差异, 不断改进和优化生产工艺流程;在钻井公司层面, 每月组织召开单井成本分析会, 从钻井队、钻井公司逐级计算分析单井效益, 同时对不同区块之间的同类型单井成本进行对比分析, 客观反映各层级管理水平;在油田层面, 按季开展单井成本效益分析, 通过对比分析各钻井公司同一区块同一类型单井效益的差异性, 查找各单位生产经营中存在的问题, 促使全油田钻井生产经营水平进一步提高。

(八) 建立激励约束机制

一是完善考评体系。按照“部门定位、层层考核、系统完善”的原则, 建立健全了油田、钻井公司、钻井队、班组四级考核体系。油田对钻井公司, 主要考核管理制度的建立健全及落实情况、月度指标完成情况、单井成本考核情况、问题整改落实情况等;钻井公司对钻井队, 主要考核单井成本预算分解及承包责任书签订情况、成本预决算报表的编制情况、台账建立健全及维护情况、完井分析报告编制情况、公示考核结果等;钻井公司对职能部门, 主要考核专项费用预算完成情况、承包井队经济指标完成情况等;钻井队对内部各项目组, 主要考核成本控制措施落实情况、承包指标完成情况、质量控制情况等。二是延伸考核结果。延伸考核结果是激励约束机制的重要组成部分, 为此, 油田建立了油田机关职能部室、钻井公司机关科室、钻井队连带责任考核机制。油田对钻井公司的考核结果, 与油田机关相关职能部室挂钩;钻井公司对钻井队的考核结果, 与钻井公司机关相关职能科室挂钩。考核结果分别在油田内部网站和钻井公司内部网站通报, 大大提高了油田各级管理部门确保“快打井、打成井、打好井、打便宜井”的责任感, 进一步提升了全员成本目标管理水平。

(九) 搭建钻井单井成本管理信息平台

根据目前的网络设施条件, 经过充分调研论证, 组织开发了独具胜利特色的《钻井单井成本预算管理信息系统》。该系统实现了与钻井生产指挥系统、物资供应系统、工程定额系统和工程劳务网上结算系统的相互对接, 搭建了一个由钻井队、钻井公司、油田共同参与的单井管理信息平台。该系统具有预算编制、实时反映、成本分析和考核评价等功能。钻井队施工期间, 每天产生的生产数据、成本费用数据等都可以实现实时记录和在线查询。纵向上可以实现对不同钻井公司、不同钻井队在不同历史时期的单井生产数据及财务数据的对比分析, 横向上可以实现对不同地区、不同井型或井深条件下的单井施工结算资料的对比查询分析。该系统的成功上线, 实现了财务数据和生产数据的紧密连接。

三、实施成效

胜利油田钻井系统推行单井成本管理模式以来, 初步取得了五个方面的成效:

(一) 提升了会计信息质量

配合推行钻井单井成本管理模式, 开发应用了钻井单井成本预算管理信息系统, 实现了财务数据和生产数据的紧密连接, 避免了因结算原因造成的实际消耗与核算信息不一致的问题, 同时, 各单井成本在同一个平台上进行比较和展示, 任何人为的增项和减项都能一目了然地被发现, 会计信息质量得到了较大程度的提高。

(二) 增强了基层队全员成本控制意识

实施单井完全成本考核后, 基层队更加关注施工井的成本发生情况。关心成本、珍惜成本、把成本当钱看的氛围空前浓厚, 全员成本控制的主动性和自觉性逐步增强, 全成本可控意识基本形成。

(三) 财务管理与生产经营的衔接更加紧密

管理部门通过单井预算实时监控每口井的成本支出情况;生产部门、基层队将生产数据、直接消耗数据实时录入单井成本系统, 预算数据和实际数据实现无缝连接, 产生差异的原因能够非常简单地分析清楚, 不仅为预算调整提供了合理依据, 而且实现了财务、生产、经营的高度融合。

(四) 为进一步提高钻井质量提供了基础保障

推行钻井单井成本管理模式, 建立钻井标准成本, 可以达到科学合理编制单井成本预算的目的, 确保在钻井施工过程中及时足额投入各种材料和劳务, 有效避免因材料和劳务投入不足而导致施工质量不合格现象的发生, 从而为保证及时向甲方提供优质高效的产品劳务, 进一步促进油田一体化的发展进程奠定了基础。

(五) 增强了经营考核的透明度

推行单井成本管理模式后, 由于开发了单井成本预算管理信息系统, 各种成本信息在系统中集中体现, 从公司领导、管理部门到基层队等不同层级, 都可以全面了解和掌握施工井的成本支出情况, 信息更加公开、透明, 考核更加公平、公正。

参考文献

单井管理 篇7

单井成本管理贯穿着生产财务管理的各个环节, 是一个全员化、系统化的工程。经过几年的探索和实践, 冀东油田通过规范单井成本核算中费用分摊和归集方法, 对单井效益分类方法进行改进和完善, 建成与油田开发生产紧密相联的单井生产运行成本分析系统, 已经初步形成了具有油田特色的单井成本管理体系, 并在实际运用中取得了积极的效果, 实现了油田企业成本管理新的突破。

一、研究背景和意义

“十一五”期间, 随着冀东油田开发程度逐渐深入, 综合含水逐年上升, 地层能量补充不足, 油田各生产区块逐渐进入高含水三次开采阶段。吨油成本随产量的下降而呈逐年上升趋势, 油田成本指标控制难度不断增大。进入“十二五”期间, 成本与产量结构性矛盾依旧突出, 油田开发难度加大, 非付现成本高居不下, 新井贡献率偏低, 增油措施工作量增加, 各种因素加重公司成本负担, 成本控制难度加大, 与其他油田对标综合相比排名较低, 经营形势不容乐观。

“十二五”以来, 冀东油田以科学发展为主题, 以转变发展方式为主线, 以经济效益为中心, 坚持效益优先和低成本发展思路, 强化价值管理和决策支持。面对油田严峻的成本控制形势, 倡导牢固树立“过紧日子”的思想, 落实低成本战略, 加大力度推进精细化管理。单井成本核算与单井效益分析是油田精细化管理的具体措施, 也是油田经营管理转变工作思路的具体体现。

单井效益最大化是油田企业效益最大化的基础。由于油气生产的复杂性, 油气井的成本和效益受地质地理条件、开采阶段、开采方式、管理水平等多种因素影响, 油田企业中每一口井对企业整体效益的贡献可能存在较大差异。从单井着手, 建立单井成本核算和管理体系, 追踪油田企业中每一口井的生产运行和成本动态, 评价价单井效益, 揭示出成本变化的的动因, 从而为生产管理决策提提供可靠依据。

二、单井成本核算管理体系框架与内容

冀东油田单井成本核算管管理体系是集单井成本核算与成本本效益分析为一体的管理信息化系系统。在这一管理体系中, 单井成成本核算是基础, 成本效益分析是是核心, 信息化系统是支撑。单井井成本核算管理体系框架如图1所示。

单井成本核算管理体系通过规范单井成本核算归集, 应用财务系统把发生的全部油气成本归集到单井 (站) , 再利用单井成本效益分析系统的融合功能, 把财务数据与生产数据有机结合, 展示现有生产成本情况, 分析数据背后实质, 预测未来趋势, 彻底弥补成本管理与生产管理相脱离的短板, 使生产管理措施制定具有针对性, 明确企业管理降本增效的方向, 最大限度地实现企业财富最大化。创建单井成本分析系统, 是油田企业成本管理工作的一项重要举措, 是运用现代化管理手段将成本管理与生产运行有机结合的重大突破。

(一) 单井成本核算

单井成本核算是从生产入手, 明确各个生产环节所发生的费用, 把能够直接计入单井的费用成本归集到单井, 把公摊费用按照科学合理分摊依据归集到单井的核算方法。

实施单井成本效益管理, 首先必须研究单井成本的核算和归集, 确定科学合理的单井成本核算和归集方法。长期以来, 油田企业只注重单井的生产运行数据, 单井成本核算没有落到实处。随着经营管理思路的转变, 油田企业越来越重视单井成本核算, 但由于油田企业规模较大、单井数据较多、公摊费用分配标准界定等因素的影响, 单井成本核算存在不规范、不准确等问题。如何分配和归集单井成本, 尤其是如何合理地分摊间接成本, 是单井成本核算需要解决的关键问题。

1. 成本分类

从油田企业角度, 单井成本核算的目标是将油田企业发生的全部成本费用归集到单井, 实现单井成本管理和控制, 这里的单井成本是指单井完全成本。为了实现单井成本核算和归集, 根据是否能够直接计入单井的原则, 将油气田所有成本费用划分为直接费用和间接费用两部分。

直接费用是指单井核算时能够直接计入单井成本的费用, 日常记账中主要包括井下作业费、井口加药费、单井拉油运费、动力费、材料费、修理费等。

间接费用也称为公摊费用, 是指单井核算时不能直接计入单井成本, 需要按一定标准分摊到单井的费用。日常记账中主要包括站、井区、厂矿和油田等发生的维修费、物业费、动力费、材料费、办公费等, 同时, 还包括构成单井完全成本的人员费用和折旧折耗等。

2. 间接费用分摊

解决单井间接费用分摊问题是实现单井完全成本核算的关键。单井间接费用的承担主体按照管辖行政区域划分为井区、厂矿、辅助和油田四个层级。井区是油田最小行政划分单元, 井区费用的分摊费用主要包括转油站、计量间、注水站及井区发生的维修费、材料费、通信费、住宿费等。厂矿主要是指油田作业区机关职能管理部门的统称, 厂矿费用主要包括为基层井区服务发生的办公费、通信费、物业费、通勤运输费、劳动保护费等, 同时, 直接折旧折耗和人工成本也统计在该层面。辅助费用主要是辅助生产单位为油气生产发生的全部成本。油田费用主要是油田安排的专项费用, 主要包括安全环保、道桥维护等专项费。

间接费用分摊的基本流程是:首先分摊至区块, 其次从区块分摊至单井。

间接费用分摊的基本思想是:按照区块原油产量比例将间接费用分配至区块;按照受益井的范围将归集到区块的间接费用进行两次分摊, 一次分摊是将间接费用按照油水井的井口数比例在油井和水井之间分摊, 二次分摊是将一次分摊的结果按照油井和水井各自的分摊标准进行单井分摊, 其中油井按照产液量分摊, 水井按照注水量分摊。如图2所示。

各层级间接费用的具体分摊方式如下所述。

井区费用的分摊:首先按照井区所在的区块, 将该部分分摊费用归集在对应区块上, 月末根据受益井进行区块二次分摊落实到单井上;其中站 (间) 费用按照受益原则直接归集到受益的单井上。

厂矿费用的分摊:首先, 确定作业区内部区块分摊比例;其次, 将本作业区需要分摊的厂矿费用分摊到各自对应的区块上, 月末根据受益井进行区块二次分摊落实到单井上。

辅助费用的分摊:首先, 确定油田所有区块分摊比例;其次, 将该部分分摊费用按照油田各区块分摊比例进行分摊, 月末根据各区块受益井进行区块二次分摊落实到单井上。

油田公共费用的分摊:首先, 确定油田所有区块分摊比例;其次, 将该部分分摊费用按照油田各区块分摊比例进行分摊, 月末根据各区块受益井进行二次分摊落实到单井上。值得特别说明的是, 该层面的专项费有些能直接落实到区块或单井上面的, 直接计入区块或单井, 不需要参与全油田区块分摊。

3. 单井完全成本归集

单井完全成本归集过程是, 先将单井直接成本和间接费用全部落实到油田对应的区块, 月末根据区块汇总成本剔除已落实到单井的成本费用, 将剩余未落实的间接费用按照区块受益井进行两次分摊, 实现单井完全成本归集。

(二) 单井成本效益分析

单井成本效益分析是依据单井成本核算结果, 分解单井成本构成的费用要素, 对影响单井经济效益的主要因素进行分析, 从而找出单井降低成本的对策, 由点及面地提高油田经济效益。其目的是让决策管理者清楚的掌握油田单井基本运行情况, 明确不同地质区块的单井经济效益, 为生产投资决策、控制油田成本提供量化依据。

1. 单井效益分类

常规的油井效益分类是通过对比单井年产油气的税后收入与单井的投入成本, 将油井分为无效益井、边际效益井、效益一类井、效益二类井和效益三类井进行评价。这种评价方法对油井效益分类细致全面, 但涉及的评价参数多, 经济概念专业性强, 一定程度上会影响到单井效益评价工作在基层的推广应用。

考虑到单井效益评价是一项长期的系统工程, 涉及工程、地质、经营核算等多专业和多部门, 其本质是单井产出效益与单井成本支出之间的对比。为了方便基层管理人员更好地理解和支持单井管理工作, 我们对单井效益评价工作进行了改进, 引入高成本单井的概念, 以简化单井效益评价工作。单井效益分类的流程和原则如图3所示。

(1) 高成本单井

高成本单井, 顾名思义, 是指单井成本较高的井, 具体定义为单井基本运行成本超过平均水平的井。

高成本井:单井基本运行成本>平均水平

这里的平均水平可以由所评价的油气井归属地确定, 既可以是整个油田, 也可以是某个作业区、采油区, 甚至是某个站或者平台, 不同的管理层面都可以根据自己的需要, 去定义自己所管辖范围的平均值。通过对比单井吨油成本与平均水平的差异, 分析影响差异的因素, 进而更好地指导生产。

(2) 低效单井和无效单井

按照单井投入与产出关系, 在高成本单井中划分低效与无效单井。具体划分依据如下:

低效井:吨油基本运行成本<平均销售油价

无效井:吨油基本运行成本>平均销售油价 (剔除相关税费)

2. 单井成本效益分析

单井效益分析以高成本井为分析重点, 通过分析油井中高成本单井的比重, 可以了解油田油井效益的基本状况。利用高成本井费用要素差异分析, 可以发现成本趋高的原因。

在高成本井中找出低效井和无效井, 并对低效井和无效井进行重点分析和管理。其中无效井的投入不抵产出, 造成单井亏损, 是单井研究管理的重点。

以2 0 1 3年一季度单井成本效益分析为例, 当年3月底油田油井共计1830口, 开井1238口, 累计生产原油39.77万吨。作业区油井基本运行成本18, 401.5万元, 吨油成本462.7元/吨。

通过单井效益分析, 排查发现油田共有427口油井的单位基本运行成本超平均水平, 属于高成本单井, 占油井总数的23.3%。

从单井投入与产出情况来看, 在高成本单井中共有146口油井属于无效井, 日均产量低于1吨或措施后无明显增油效果, 造成吨油成本较高, 无经济效益。无效井主要归类为三种情况: (1) 高含水、日产低于1吨的井; (2) 措施无效井的情况; (3) 其他费用较高井的情况。

对高成本单井各项费用要素分析, 发现井下作业费、材料费和动力费支出占到高成本单井基本运行成本的94%。

(三) 单井成本效益管理信息化

为了使单井成本核算管理工作实现信息化, 冀东油田开发了“单井生产运行成本分析系统”, 该系统成为油田单井成本核算管理体系的载体和平台。

单井生产运行成本分析系统利用油田现有成本核算和生产运行数据资源, 通过生产系统与财务系统数据交换利用, 建立起适合冀东油田的单井成本管理模式, 满足了单井生产与成本数据查询、分析、评价、跟踪、预测、报告等多方面管理需求, 补齐成本管理与生产管理相脱离的短板, 提高油田成本管理水平, 为油田生产管理决策提供坚实的财务数据支持。

单井生产运行成本分析系统分为生产运行分析、成本分析、效益评价、重点跟踪、趋势分析、智能报告六大模块。

(1) 生产运行。内容包含产油量、产气量、产液量、日产油、总井数、开井数和生产排名, 分析模型包括:构成分析、同期分析、环期分析、综合报表, 选择不同的模型展现不同图表。生产运行模块满足油田各级别与部门对于各项生产数据的查询与对比分析。

(2) 成本分析。内容包含直接费用、间接费用、分摊费用、完全成本、运行成本、成本排名、因素分析和交叉查询, 分析模型和生产运行相同, 其中直接费用查询到单井时可以对选中的单井图3单井效益分类做单据关联, 查询到单井费用要素构成的做账成本单据。成本分析模块满足生产经营管理部门对各项财务数据的查询与对比分析。

(3) 效益评价。内容包括总体评价、油田评价、区块评价、专项评价, 利用油价和吨油成本之间关系, 对单井不同效益类型进行评价, 全面查找和弥补经营管理上的短板, 缩短管理差距, 提升单井管理能力和水平。

(4) 重点跟踪。内容包括高成本井、新井、措施井、特殊井和重点区块的跟踪分析。系统以不同类型、不同内容展现用户关注的重点, 满足用户的个性化需求。

(5) 趋势分析。内容包括成本优化方案, 生产成本预测、总体趋势分析。根据冀东油田固定费用和吨油成本测算最佳开井数和产油量, 寻求产量与成本的最佳结合点;根据近期发生的实际生产和成本情况, 可以根据产量需求预测成本总额, 达到资源合理利用的目标。

(6) 智能报告。通过智能分析平台, 可实现多系统数据组织及加工。平台提供了强大的数据组织加工能力和信息转化能力。将数据转化成图形方式展示, 通过简洁的操作达到分析、辅助决策的目的, 提高现有数据的使用价值, 为领导决策提提供支持。

六大模块之间提供专业的B I工具, 支持数据的钻取与链接;随时随地可以以多种展示方式进行生产与成本数据的关联, 包括关联单井各项生产数据、关联单井各项成本数据、关联每口井每日生产情况、关联每口井每月作业停产等特殊情况及关联单井成本费用构成的单据等内容, 最大限度地满足系统使用者的需求。

三、单井成本核算管理体系的应用效果

单井成本核算管理体系的建立及相应的信息化管理系统——单井生产运行成本分析系统的上线运行, 对提升冀东油田成本管理水平起到了积极作用, 使公司在精细化管理方面迈上了新台阶。

单井成本核算管理系统在经济产量、优化作业量和成本控制方面的应用, 实现了单井分类评价、重点井跟踪、作业效果跟踪、高成本井跟踪等功能, 查找单井及区块成本超支原因, 做出具体生产决策建议, 为生产决策提供有力支持。

从实际应用效果看, 以2013年为例, 运用单井成本核算系统, 油田排查高成本井可治理措施348口, 通过实施高成本井治理措施, 见到明显效果140口, 治理前平均吨油成本为1447.05元/吨、治理后平均吨油成本为723.76元/吨, 平均吨油成本降低了723.29元/吨。通过对前期高成本单井进行“关、停、注、修”等具体治理措施, 有效地降低单井运行成本, 高成本单井各项费用控制效果比较显著, 切实提高单井成本效益。

四、结论

冀东油田为适应精细化管理要求, 持续不断提升管理效率, 通过几年的研究和探索, 初步形成了以单井成本核算为基础的成本效益管理体系。单井成本核算管理体系的研究取得了如下成果。

(1) 规范了单井成本的核算归集方法和流程, 提高了单井成本数据的质量以及决策有用性。 (2) 结合油田实际, 改进并完善了单井效益分析方法, 提高了单井效益评价的可操作性, 使单井效益评价更为简单且不失其有效性。 (3) 开发了具有油田特色的单井生产成本分析系统, 打造了单井成本效益分析的信息化平台, 促进了生产管理和成本管理相融合, 满足了单井生产与成本数据查询、分析、评价、跟踪、预测、报告等多方面的管理需求。

单井管理 篇8

根据链状采油生产的实际情况来看, 欢喜岭采油厂中欢127的采油作业区生产管理内容有单井产量动态分析与注采调整、监控与管理、原油处理、和油水井工艺措施等, 同时, 还需要对各组成结构涉及的科技、人力资源、成本、信息等进行有效管理, 以确保链状采油生产管理系统的有效运行。在实践过程中, 链状采油生产管理系统各组成结构之间有着较强的关联性, 也存在一定独立性, 在相互促进的情况下, 对于保障链状采油生产整个过程的安全性有着重要作用。因此, 在原油需求不断增长的大环境下, 油田开发力度必须不断加大, 并注重链状采油生产和管理, 将链状采油生产管理贯穿到油田开采的全过程, 才能真正促进各个环节的不断优化, 最终优化链状采油生产管理系统、提高企业经济效益。

目前, 链状采油生产管理系统的主要组成结构分为支持节点和主要节点两个部分, 其中, 支持节点是指人力资源开发、基础管理、成本等, 而主要节点是指油水井作业、地质分析与注采调整、原油外输和原油开采等, 是链状采油生产管理系统高效运行的重要基础。在实践过程中, 严格按照作业区发展战略目标执行, 将单井产量监控作为链状采油生产管理的重要支撑, 不断优化和整合各种资源, 才能在保证效益的情况下充分发挥各个节点的优势, 最终保障链状采油生产的整体效益。

2 链状采油生产管理支持节点的优化和实施

根据上述链状采油生产管理系统的组成结构可知, 欢喜岭采油厂中欢127的链状采油生产管理支持节点的优化和实施主要有如下两个方面:

2.1 人力资源开发方面

为了确保人力资源的有效开发, 根据实际生产情况进行人力资源开发的管理, 应采取的优化和实施策略主要包括如下几个部分:一是, 人员结构优化。欢127区的资料员由原来的10个精简到3个, 将其他人员安排到井区中, 因此, 井区的兼职资料员只有一个, 其需要对各类生产动态信息进行有效收集、对各种资料台账进行合理设置, 并在技术井区长将相关数据信息进行合理分析、整理等的基础上, 将它们传到各个部门, 是提高工作效率、充分利用人力资源的重要途径。二是, 井区动态系统的有效完善。通过井区来制定日常各种活动的动态资料台账, 并对相关技术进行有效处理, 严格按照相关制度执行和落实, 可以有效优化单井、井区、作业区的信息传递环节, 从而提高各种信息传递的可靠性和速率。三是, 合理制定规章制度。根据欢喜岭采油厂中欢127的链状采油生产管理的实际情况, 严格按照相关规定和标准执行, 才能有效明确作业区地质组、井区地质岗的工作职责, 从而确保链状采油生产顺利完成。

2.2 成本管理方面

对欢喜岭采油厂中欢127的链状采油生产的整体情况进行全面分析, 并根据其总成本、产量等进行生产能力的有效分配, 才能使链状采油生产成本被分解到各个环节。与此同时, 有效落实和推广预算制度, 提高执行资金预算的合理性和科学性, 严禁所有计划外的开支情况出现, 才能有效构建成本预警体系。在实践过程中, 加强电费、运费、材料费、井下作业费等主要成本项目的管理, 严格按照每月制定的成本控制计划操作, 并对超支、节余的情况进行全面分析, 才能更完善的制定下个月的成本控制计划, 以实现成本、产量、效益的协调发展, 最终不断提高欢喜岭采油厂中欢127链状采油生产效益。

3 链状采油生产管理主要节点的优化和实施

3.1 地质分析与注采调整方面

在合理实施老区精细油藏描述的情况下, 采用老井复产与试采评价的方式, 可以提高新储量增长点、产建有利区的有效开发与构建, 从而在复查老井、横向对比储层等的基础上, 提高老井试采资料的有效利用率, 最终达到降低储量发现成本、增加新区实施产建可靠性和减小投资风险等目的。目前, 油藏精细管理的有效实施, 是在自然递减得到有效控制的情况下进行的, 需要注重油藏研究的不断深入, 注重“油上出问题、水上找原因”思路的有效树立, 才能确保注水工作的有效开展, 从而在对相关动态进行有效分析的基础上, 有效落实相关对策, 最终确保基础资料考核管理力度的不断加大和注水管理的有效实施。与此同时, 对如下三个深化内容给以高度重视:注水见效后“整体温和、局部加强”的开发技术政策的灵活应用、以注水井为中心的注采单元的注采调控、油藏注水后工程论证, 才能为优化链状采油生产管理系统提供重要基础。在对油藏进行动态管理时, 需要对如下两个转变给以高度重视, 才能有效提高链状采油生产的总产量, 即从平面向着纵面进行潜力分析的转变, 需要对潜力去的油井进行检泵加深提液、调参等, 才能对井区的实际情况有更全面、更真实的掌握;从单一形式向着多样化发展的注水方式的转变。

3.2 原油开采方面

严格按照相关工作原则执行, 不断完善单井、宏观产量监控链状管理体系, 注重生产预警系统的有效构建, 才能不断提高有效采油的工作效率, 从而实现躺井、应对突发事件等能力的不断提高, 是减少损失、非增值点的重要途径。在实践过程中, 包井员工对油井的出液情况进行有效掌握, 必须在四个小时内完成;产液量在不低于5立方米的情况下, 计量站的第一次单量结果必须在八小时内完成, 第二次单量结果必须在16个小时内完成, 而产液量低于5立方米的油井, 计量站的第一次单量结果必须在16个小时内完成, 第二次单量结果必须在32小时内完成;产液量在不低于5立方米的情况下, 测井班的功图液面测试资料必须在8小时内完成, 而产液量低于5立方米的油井, 测井班的功图液面测试资料必须在16小时内完成;在进行单量的过程中, 计量站必须及时将个单量时间段的计量结果反馈给包井员工, 以在异常情况出现时降低意外安全事故发生率。

3.3 油水井作业方面

在有效提高井下作业施工质量的同时, 加强监督和管理, 并制定合适的追究制度, 才能促进井区、作业区监督体系的不断完善。在实践过程中, 对油井产量进行合理分析后, 如果出现上修情况, 5吨以上的必须在八个小时内安排上修, 并在一天之内完成上修, 而低于5吨的, 则需要在16个小时内安排上修, 并在36个小时内完成上修。

4 结语

综上所述, 通过合理构建和有效实施单井技术管理体系, 在结合经济产量方案的情况下, 链状采油生产全过程可以得到动态化管理和监督, 以在促进采油生产效益不断提高的情况下, 提高整个开采过程的安全性。

参考文献

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[2]李庆显, 游莉, 钱盛斌, 石艳.采油厂数字油田深化应用实践及效果[J].中国管理信息化, 2015, 05:123-124.

[3]郝继开.油田企业“三维一体”单井成本管理模式研究[J].经济研究参考, 2013, 70:88-91.

[4]黄家俊, 解庆阁, 王天柱.油田单井产量监控和管理[J].中国西部科技, 2012, 03:75-76.

单井注水流程的优化 篇9

关键词：注水井,优化

1 项目实施原因

随着油田开发力度的不断增加, 注水井逐年增多, 部分配水间已经满负荷运转无预留头。在施工过程中发现部分新水井, 就位于这些满负荷配水间附近, 在没有实现完全取消配水间单井注水管线串联依靠自动化实现单井计量与控制之前, 铺设这些井的注水流程时只能考虑较远的配水间, 增加了注水管线的长度, 根据实际情况这些单井流程压降都在0.5MPa以上, 不能满足GB50391-2006油田注水工程设计规范, 同时增加了工程成本。为了解决这一问题需对新建注水流程进行优化, 缩短单井流程距离, 从而节约工程投资, 降低管线沿程摩阻。

除此之外, 单井注水流程还要不断优化, 实现有效注水, 使水质达到标准要求, 并且要注重注水过程中油层带来的损害, 提出解决方案。还要不断提高注水技术水平, 减少注水系统的腐蚀及降低注水能耗。有关的油田部门在进行油田注水时, 应该在确定注水方案的前提下, 首先制定注水水质的标准, 标准的制定要依据油层的物理性质。然后要依据水质标准选择水源, 并对水进行技术处理, 使之达到要求。对注水系统的压力进行预测, 探讨注水水管柱的优化设计和注水井投注措施要求以及增效将耗措施和系统的生产管理要求等。

2 具体实施方案

通过管线沿程摩阻的计算公式可知注水管线越长摩阻越大。因此在新井流程设计时必须考虑尽可能的缩短距离。对于位于这些满负荷配水间附近的新水井, 可以通过实地调查, 对满负荷配水间的部分水井实施调站。近几年为满足油田发展需要新建了很多配水间, 这些配水间大多数还有预留头, 通过对老井就近进新配水间, 新井进原老井配水间, 可极大地缩短单井流程, 降低工程造价的同时减少管线沿程摩阻。

2.1 方案一

以今年转注井跃824井为例, 该井位于计配15站相距210米, 而该站已满负荷运行无预留头无法进站15站。方案一:进距离最近有预留头的计注1站外置配水间距跃824井约740米流程长不符合设计要求。

根据现场实地勘察计配15站跃723井距离计注1站外置配水间165米。方案二:将跃723井由计配15站调站至计注1站外置配水间, 跃824井利用计配15站原跃723井空头, 实现了两口井的注水流程。根据现场实地勘察计配15站跃723井距离计注1站外置配水间165米。方案二:将跃723井由计配15站调站至计注1站外置配水间, 跃824井利用计配15站原跃723井空头, 实现了两口井的注水流程。1050米相比缩短365米流程铺设。

对跃723井调站后完成跃723井、跃824井两口井的注水流程, 使单井管线沿程摩阻符合要求的同时节约工程投资约7.3万元, 像这样的调站井在近些年的注水系统调整改造工程中实施的很多极大的节约了工程投资, 使管线沿程摩阻符合相关规范, 进一步优化了单井注水流程。

2.2 方案二

某油田J2s层注入水中悬浮物含量小于0.5mg/L时对岩芯的损害程度很小。储层粘土的含量较高, 原油密度、粘度和凝固度较低, 物性好。油田的油层压力系数偏低, 油气比高, 地饱压差小。基于油田的特点, 该油田依据早期注水以保持地层压力、制定注水标准以提高水质、注水管柱简化、推广保护套管技术、设置单管注水流程和洗井车等原则, 对单井注水流程进行了优化。

2.2.1 注入水水源选择与水质要求:

水源选择应根据油田环境、设备条件等进行选择, 保证水源的充足;水质的控制内容包括含油量、腐蚀介质的量、细菌的量等, 防止水垢的形成。最终该油田制定了注水水质标准。

2.2.2 注入系统压力分析。

首先对注入水井的吸水能力和地层破裂压力进行预测, 在设计注水压力时根据配吸水指数、注量、油藏压力和管柱尺寸等来确定注水井的井口与井底的注水压力。并根据注水井的洗水能力计算注水压差。

2.2.3 注水管柱设计

首先进行注水管柱的抗内压强度、抗拉强度计算以及抗拉极限载荷的计算。然后进行结构设计, 由于该油藏分层注水时是采用固定式配水管柱的, 因此必须保证各级配水器的启动压力大于0.7Mpa, 以保证封隔器的坐封。

2.2.4 注水井投注措施及要求

注水井投注程序为:排液、洗井、试注、转注。排液和洗井的目的在于清楚井底的污染物, 以免造成堵塞, 影响注水。试注时要进行水井测试, 确定注水压力和地层吸水压力。若试注效果好, 即可进行转注, 若试注效果不好, 要进行调整或采用压裂、酸化等措施, 直至合格为止。

3 单井注水流程的优化

3.1 注水井恒流配水技术

为了使地面注水工艺简化, 撤销配水间, 需要对水井井口进行精确计量。例如, 大港油田开发了恒流控制阀、井口在线远传计量、多功能恒流配水器、恒流截止阀及等一系列注水井技术试验。结果表明, 多功能恒流配水器通过流量的设定可以帮助解决恒流注水技术上的困难, 满足生产的需要。该配水器是利用预压缩弹簧的弹力作用, 当注水压力变化时, 补偿阀柱塞在压力的作用下发生滑动, 从而使出水口发生堵塞。使水咀的前后压差保持基本恒定, 从而实现恒流。

3.2 油管柱的质量控制

随着油田注水压力的提高和井液的腐蚀性的增大, 对油管柱的质量也提出了新的要求。因此, 应该在对各类油管柱技术指标掌握的基础上, 展开对新旧油管综合机械性能以及抗内压试验的试验研究, 以满足油管柱的质量要求。另外, 还要对油管柱的腐蚀情况进行试验, 通过对其壁厚减薄、腐蚀、机械性能和材质等各方面的变化趋势的掌握, 对其进行强度计算, 以预计油管柱剩余的使用寿命, 从而为深井高压注水的顺利运行提供一定的依据。

4 结论

延长气田单井净化工程 篇10

天然气净化是指将天然气中所含水分、二氧化碳、硫化氢等进行脱除, 同时过滤掉其他杂质的过程, 以满足后续工艺流程对天然气成分的要求, 或使净化后的天然气气质符合《天然气》 (GB17820-1999) 的标准。

延长气田的单井净化工艺流程为井口来气经过水套炉加热, 经高压自力式减压阀将压力减至5MPa左右, 后通过卧式气液分离器, 将少量固体杂质、液态水滴及部分气态水脱除 (在减压阀与气液分离器之间设置紧急切断阀, 防止超压) , 然后天然气经过脱水装置脱除剩余气态水, 经计量后外输。分离出的液相进入地埋污水罐, 定期外运至污水站处理。

2 脱水工艺

延长气田该单井天然气所含二氧化碳为0.281%, 远低于《天然气》 (GB17820-1999) 标准要求, 且不含硫, 所以只需要进行脱水处理即可。目前国内外常用的天然气脱水工艺有低温分离脱水工艺、三甘醇脱水工艺、分子筛脱水工艺、膜法脱水工艺。

2.1 低温分离脱水工艺

低温分离工艺是利用地层本身能量节流降压制冷, 用低温分离方法脱除天然气中凝液的处理工艺。其特点是工艺流程及设备简单, 运行可靠, 维修方便, 适用于高压大流量条件, 流量和压力易于调节。当地层压力下降过低时, 该制冷工艺不适用。低温分离工艺的确定主要考虑水合物的抑制、管道末端输送压力降低后天然气温度及环境温度。该工艺最大的缺点是二氧化碳分压大于一定值时, 设备需要采用抗腐蚀材料。在有凝析油时, 由于乙二醇粘度较大, 操作温度过低给乙二醇溶液与凝析油分离带来困难。此工艺目前在榆林气田已经应用。

2.2 三甘醇脱水工艺

天然气三甘醇脱水工艺属于溶剂吸收法, 是目前天然气工业中应用最普遍的方法之一。其利用吸收原理, 采用甘醇类物质作为吸收剂与天然气充分接触, 使水传递到溶剂中从而达到脱水的目的。在甘醇的分子结构中含有羟基和醚键, 能与水形成氢键, 对水有极强的亲和力, 具有较高的脱水深度。甘醇类属三甘醇再生容易, 其贫液质量分数可达98%~99%, 具有更大的露点降, 且运行成本较低, 因此得到广泛应用。

2.3 分子筛脱水工艺

分子筛脱水是目前国内外应用较广泛, 技术较成熟的脱水工艺。该法操作简单, 占地面积小, 对进料气的温度、压力和流量变化不敏感。分子筛脱水属于固体吸附法脱水, 脱水系统主要包括2个或3个处于脱水、再生和冷吹状态的干燥器, 以及再生气加热系统。分子筛脱水法更适合于深度脱水, 露点可以降低到 -73℃以下。

2.4 膜分离脱水工艺

目前新兴的有广泛应用前景的脱水方法是膜分离法。膜分离工艺技术在天然气中现主要用于脱除二氧化碳并同时脱去水分。膜分离法是利用其他混合物各组分在压差作用下透过高分子膜时渗透量的差异来实现混合物分离的方法。当天然气流过膜表面时, 其中的水蒸气、硫化氢和二氧化碳组分因易于透过膜的组分而被脱除掉。该工艺简单、组装方便、易操作、占地面积小。但初期资资较大、膜组件更换成本较高、且脱水精度不高。

2.5 延长气田脱水工艺

通过以上几种脱水工艺对比, 分子筛脱水能满足延长气田单井变化的工况, 随着流量的降低分子筛脱水效果不受影响, 可以满足水露点-50℃要求。且采购价格比三甘醇脱水橇和膜法分离法脱水橇都低得多, 分子筛吸附过程也不用动力, 只有再生过程才用动力。所以最终采用了分子筛脱水工艺。

3 天然气管道敷设及防腐

因为该单井净化工程为“民生工程”, 根据双方约定站外天然气输送管线均有地方部门负责, 所以本文只对站内管道敷设方式及防腐措施进行介绍。

3.1 管道敷设及相关要求

本净化工程工艺管道很少, 而且站场地面为细土黄沙, 这样对管道造不成损坏, 且现场远离城区, 没有水源, 若用管沟敷设, 制作管沟和盖板都需要水, 这样很不方便, 通过比较采用了埋地敷设, 同时因为埋地敷设还可起到保温的作用。所以从井口至工艺撬的工艺管道、从工艺撬至污水罐的再生管道、排污管道, 从工艺撬至污水罐的排污管道以及放散管道均采用埋地敷设方式。

同时要求管沟填埋前, 应做到以下要求:1) 管道焊缝经无损检测合格;2) 管道强度及严密性试验合格;3) 外防腐绝缘层检漏合格;4) 管道周围200mm范围内, 回填土使用细土, 每层20~30cm厚, 分层进行夯实。

3.2 管道防腐

1) 由于站内埋地管道长度短, 且有防雷、防静电装置、所以仅采用外防腐层保护。鉴于站内埋地管道规格多、长度短, 不便于在预制作业线上生产, 所以外防腐层采用聚乙烯胶粘带加强级防腐层。

2) 本站所有露空的工艺管道除锈 (不锈钢管及附件不除锈) 后, 先刷两道铁红醇酸防锈漆, 再刷两道醇酸磁漆。碳钢管及设备表面预处理采用电动钢丝刷除锈方法。

3) 管道出入地端采用辐射交联聚乙烯热收缩套包覆, 高出地面200mm。

4 结束语

该单井净化工程是延长气田首次采取单井撬装采气, 于2013年11月投运, 目前各项生产运行平稳。这为多样式开发延长气田积累了宝贵的第一手经验, 为以后的进一步发展奠定了基础。

摘要：延长气田的首个净化工程为日供气规模为2×104Nm3的天然气净化处理工程项目。该项目只有1口站内天然气井, 井口来气经净化后输至某县城作为民用与商业用气使用。本文介绍了该单井净化工程采用的工艺流程、主要设备、站内管道敷设方式及防腐。