生产管理系统精细化管理汇报2011(共28页).doc

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1、精选优质文档-倾情为你奉上锦州采油厂“优质低耗联合站”及采油、热注系统精细管理汇报采油技术管理科2011.09锦州采油厂“优质低耗联合站”及采油、热注系统精细管理汇报（2011年9月）锦州采油厂管理着锦45、锦16、欢17等主力区块，共有94座采油站、3座注水站、3座联合站、34座注汽站、2728口油水井，综合含水91.3%，年产水平86万吨。锦州油田持续“在精细上挖潜力，在精细上降成本，在精细上谋发展”的精细化管理。通过“全方位整体优化、全要素经济评价、全过程系统控制”检验、约束整个管控流程，实现采油老区依靠管理降低综合地减低率，提高经济产量的“一降一提”工作目标。第一部分 采油系统精细管理

2、采油系统以提高单井产量、提高系统效率、提高措施效果、降低操作成本为工作主线，推广“一块一策、一层一措、一井一法”举措打开降本增效空间，寻找经济产量增长点。一、持续精细管理，制定科学举措，技术指标全线上扬（一）明确工作目标，统一精细化管理共识保持生产系统稳定，完成全年油气生产任务和各项生产管理指标。牢固树立精细化管理理念，深入开展采油精细化管理示范工程。截至目前，各项技术指标完成情况如下。表1：锦州采油厂生产技术管理指标统计表（二）指标受控运行，精细化水平稳步提升1.细化指标录入，推广四化管理。生产技术指标跟踪录入，实施计算机联网“四化”管理。一是利用信息平台进行数据统计汇总，实现数据跟踪无纸化

3、。二是熟练操作计算机，实现数据输入简洁化。三是电子文档编程管理，实现数据汇总自动化。四是规范统一数据模板，实施加密上锁，建立局域网络查询系统，实现数据管理模板化。确保技术指标统计的真实性与准确性。2.宏观评价细化落实，提高泵效。宏观评价泵型与区块开采的配伍性，优先泵型，降低泵筒间隙；细化落实应用油管旋转器、油管锚、防偏磨接箍和铁屑收集器等工具；应用单井经济评价系统，防气泵等特种泵应用，降低泵筒漏失；以油井宏观控制图指导稀油生产，动态调整工作制度，提高泵效，截至目前，共实施小泵深抽221井次，大泵增排72井次，特种泵应用562井次，宏观控制图上图率100%，全厂平均泵效50.6%。3.巩固预警机

4、制，延长生产周期。油井管理在执行“ABC”分类管理法、“六到位”管理流程的基础上，严控“两类井”管理，在“高产井”上，周期维护确保高效稳产；在“低效井”上定期治理实现边、远、散井的产能挖潜；并建立异常井预警机制，落实日常管理执行力。落实注塑杆防偏磨技术与密闭连续出砂冲砂技术的应用，降低管理倒井井次。截至目前，累计疑难井分析436井次，提前上措施防止倒井发生，控制稀油躺井率指标4.03%，稠油一泵到底率81.5%。4.优化工作参数，提高系统效率。加强地层静态参数研究，动态调整油井工作制度，立足长期稳产调参867井次；加密抽油机平衡度动态调整914井次；强化作业井优化抽油杆组合，降低悬点载荷，降低

5、电机功率，组织更换电机706井次，增加变频器197台。实施抽油机系统效率测试覆盖率120%，加强措施前后机采效率对比，目前已完成82%。截至目前，油井平衡率92%，系统效率测试1482井次，平均系统效率23%。5.优化资源配置，降低系统能耗。停关低产低效井，执行“双向间开”，一方面增加间开油井数至开井数的7%，一方面缩短油井间开时间为25天左右，减少低效无效生产时间。优化耗能设备工作制度，更新节能电机603台，动态调整17套电加热，论证停用外输泵16台，优化6kv线路组合34条。建立并完善机采优化数据库，同时应用机采优化设计评价系统对优化油井进行评价，进一步挖掘潜力。截至目前，累计优化304井

6、次，节电率24.6%，平均吨液耗电16.8KWh/t。（三）优化简化工艺，确保自主调改技术进步1.平台集输进站，集约生产。秉承“优化集输系统，简化工艺流程，缩短集油半径，增大输油半径”管理理念，攻关自动化平台集输技术，解决了自动计量、油气混输和集中加热等技术难题，节省了地面建设投资，降低了生产回压，提高了泵效，整体提高了自动化程度。截至目前，累计应用自动翻斗计量罐50套，创效1.32亿元。2.井口混输进站，节能降耗。针对低产低效平台井、安全环保敏感区域平台井，为保证进站能力、集中加热提高进站温度、缓解安全环保压力，保障产量规模。现场实施工艺技术改造，在加热炉出口建混输阀组进站，并根据生产需要有

7、针对性倒计量流程、掺油（水）流程。截至目前，混输进站小阀组应用40套，解决偏远平台井、低产低效平台井、安全环保敏感区域平台井213口。3.站内循环回掺，高温配伍。根据汽驱采出液高温特性，改造底水循环回掺工艺、站内水套炉加热回掺工艺，通过掺油流程改造实现高温底水、自加热清水回掺，保障了回掺液量与地层液量的配伍，节省了地面工艺投资降低了生产回压。现已完善采油82号站、18号站、98号等11座站共247口井的站内回掺工艺。4.现场多措并举，防蜡治蜡。针对锦2-6-9块等易结蜡区块油井，制定了单井清蜡方案，现场应用油管点滴加药工艺、套管高压加药工艺、机械绞车清蜡。化学清防蜡方法已成为生产现场主要的清蜡

8、手段，其应用范围广，加药方式简单，能够满足大部分区块油气井清蜡的要求，截至目前，累计清蜡284井次，累增油876.3吨。5.精细洗井流程，解卡防断。精细油井热洗管理，以“两升一降”判断油井是否需要洗井；以“四个阶段”划分洗井过程，明确洗井介质温度、洗入排量标准；以“三对比”进行对比检验热洗效果。平台稠油井配套应用绿色洗井法，即：利用平台注汽井初期的高温度高液量热洗同平台异常井，截至目前，实施油井热洗309井次，绿色洗井78井次，累增油2541吨。二、夯实基础建设、构建管理模型、挖潜增油突破新高（一）群力群策挖潜，推动低成本管理创效1.降低生产回压，挖潜增油。精细日常管理，根据地层静态、动态数据

9、绘制生产曲线，通过降低油井回压，提高油井抽汲能力、管输进站能力。现场摸索单井回压与产量关系，规定稠油井回压合理区小于0.5MPa。稀油井回压合理区小于0.3MPa，并采取改造油井生产工艺、热洗、掺油等措施降低回压。截至目前，控制回压措施696井次，累增油1798.6吨。2.提高掺油温度，挖潜增油。本着低掺入、高产出管理，加密执行掺油“三调整、四落实”。管理数据显示掺油每提高10至15，进站液量温度提高约4，单井日产液量提高约0.13吨。通过加密温度监测、修复保温实现少掺油、高产液，并成功摸索锦45局部断块停掺试验。截至目前，自行组织保温修复1.8万米，监测57口掺入井，累增油1101吨。3.延

10、长注汽周期，挖潜增油。利用稠油井注汽开采经济评价体系，分析周期吞吐效果，有选择性延长注汽周期，减少提前注汽井次，并论证实施分层注汽、投球选注、调剖注汽、集团注汽等提高周期产量。截至目前，累计减少提前注汽201井次，累增油5700吨。4.升级停井管理，挖潜增油。针对长停井、低效井、边远井加密巡检、进行“三老”资料复查精细地质研究，加强非目的层等遗漏层的研究对比，合理编排计划实现复产间开增油，措施挖潜增油，截至目前，累计停产井复产131井次，间开264井次，累增油1.95万吨。（二）构建管理模型，优化措施成本投入1.构建效益产量和成本模型，为效益配产提供依据。根据该模型计算年最大经济效益产量规模。

11、该模型测算的2010年效益产量规模是92万吨，2011年效益产量规模是86万吨。实践证明该种测算方法科学合理，对不同成本规模下的配产具有一定的指导作用。该模型可以拓展为产量成本模型，估算出不同产量规模需要的成本。2.构建单井措施投入与产出模型，优化措施投资。通过不同评价单元四类措施投入与产出实用模型。使措施投入的效益预测分析更直观化、简单化。推行“三级论证法”，利用措施风险与评价图版查出该措施的措施类别。分类分级论证，组织实施。截至目前，阶段删减常规措施35井次，节约成本792万元，删减地质工艺措施26井次，节约成本586万元。3.构建产量与优化投入模型，控制高成本油井投入。根据该模型，对油井

12、高成本原因进行了细致分析，加强分析论证后10%产量投入，减少后2%高成本产量投入，对高成本油井实施治理。截至目前，通过实施一系列高成本控制措施，各项无效工作量明显降低，致使后10%产量高成本油井的井次明显下降。目前后10%产量油井为532口，较2010年减少了75口，下降了12.3%。4.延长检泵周期示范工程，阶段成果显著。锦16是采油厂稀油主力区块之一,区块平均动液面276米，平均泵挂1098米，产能潜力大。但因易出砂、结蜡导致检泵井频繁发生，年初，被列为延长检泵周期示范区块，确立了“油层-井筒-地面”的全方位管理模式，通过作业全程监管、宏观控制图分析施措、日常精细管控。使油井合理区上升3.

13、7%,抽油杆断、脱率下降1.3%,待落实资料区下降1.4%,参数偏小区下降1.5%，油井平均泵效由74.2%上升到75.1%，生产周期同比去年延长了18天。5.提高机采系统效率示范工程，阶段成果显著。锦45块日产稠油占采油厂稠油总量的72.5%，但因原油粘度大、设备老化等问题导致机采系统效率偏低，年初，区块管理较规整采油四区被列为提高系统效率示范区块。依托“四项技术，五项管理”提高机采系统效率。围绕着油井生产管理、设备保养更新、抽油机井平衡度、机采井优化等开展工作，实现全区油井平衡率达到93%，高出指标3%，检泵井机采优化率达到100%，系统效率由23.11%提高到23.20%，提高了0.09

14、个百分点，累计节电12万千瓦时。三、转变调改方向、加大科技比例、科技兴油铸就产量（一）抓好改造工程，确保系统降本增效1.分输改造工程，保障油品质量。锦16块采出稀油占全厂的92%，混输中稠油所占比重高达33.5%。稠稀油分输方案本着缓解设备运载负荷、集约改造解决降粘生产问题。将稠油比较集中、稠油比例较大的站做分输改造。按照方案实施后，该块日产稀油623.1吨，稠油所占比例为0.4%，将极大提升稀油油品质量，改善全厂掺油降粘效果。2.集输优化工程，节能降耗生产。采油站外输泵能耗占生产总能耗的8.9%，同时部分计转站运行负荷远小于设计处理能力，因此计转站直输改造工程，可以有效降低系统能耗，现已完成

15、锦45块、锦7块等6座计转站直输改造，剩余锦45块8座计转站改造待实施。上述14座计转站直输改造，直接经济价值将节省外输泵修保费196万元，缓冲罐更换费1068万元，结余人力资源28名。3.气化油区工程，燃料结构调整。以油田公司天然气利用工程为依托，采油矿区设计了3条配气干线，气化油区，供36台热采锅炉、3座联合站加热炉燃气动态调整。其中锦45块供气干线延伸至锦607块，去锦一联供气管线经过欢17、锦8、锦612、千12块，全长2.94万米，覆盖整个矿区，并完善活动注汽炉燃气工艺6300米，实现了油田老区燃料结构调整的顺利转变。4、采油自动化工程，高效快捷生产。锦271块示范安装智能采油系统，

16、该系统可以根据单井实际参数采取实时动态调参，频率从30Hz50Hz之间任意变化，在维持日产液稳定的前提下，根据泵工作情况，采取灵活的频率控制，不仅提高了泵的充满程度，提高了泵效，由于冲次的降低，电流的下降，系统耗能大大降低，截止目前，应用14井次，累节电5.6万KWh。（二）科技兴油研究，推广可持续性开发1.多措并举，锦45蒸汽驱试验取得阶段性成果。加强类稠油油藏蒸汽驱配套技术研究，多措并举组织调控措施。实施闲置层系5个井点分采，改善油层纵向受效不均的状况，日增油17.4吨。补射油层发育较好的第5小层，日增油18.2吨。调驱2个井组，改善井组油井平面采出不均衡，累增油2266吨。实现锦45块蒸

17、汽驱瞬时油汽比达到0.17，累计油汽比0.11。2.借鉴摸索，锦16二元驱工业化试验进展顺利。锦16二元驱，按照整体方案设计，现场主要进行了空白水驱、整体调驱、聚合物试注、动态监测、地面工程建设等工作。截至目前，试验区探求摸索完成了地面工艺系统联运与注入井调驱。地层压力由初期的11MPa恢复到目前的12.1MPa，保持在原始地层压力的85%以上。为下步地层强化水驱与表面活性洗油奠定了基础。3.多元开发，探求油田老区可持续发展。采油厂在低速稳产期，探求多元开发，在锦16块立项氮气泡沫驱试验，充分发挥混相驱弹性势能的气举、助排作用，改善地层原油渗流孔道，降低原油流动粘度，提高低渗透层原油采收率与采

18、油速度，预计提高采收率10%，最终采收率达到52.4%；增加可采储量7.85万吨；提高产能2倍。4.攻关难题，完善稠油吞吐配套技术。规模实施高温调剖、投球选注、分层注汽等措施，微生物及生物酶等冷采措施，提高稠油井一泵到底率。实施稠油配套工艺措施158井次，累增油0.75万吨,油汽比提高0.05。优化配方体系及施工参数，提高措施效果，改善稠化油药剂配方，进一步提高封堵边底水效果。在锦91块东部继续采用固体颗粒型堵水调剖剂，实施9井次。在锦607块东部继续采用凝胶类封窜调剖剂，实施6井次，增油效果显著。5.持续推广，稠油低成本螺杆泵冷采。在高含水稠油区块规模实施螺杆泵冷采技术，较好地解决了稠油重水

19、淹区吞吐后期开发效果差等问题，节省了注汽量，提高了原油商品量，取得较好的经济效益。累计实施螺杆泵稠油冷采431井次。同时推广应用直驱式螺杆泵，伺服直驱螺杆泵驱动系统节能效果高，节电20%，更安全，截至目前，应用40套。第二部分 注水开发精细管理注水开发本着“注好水、注够水、有效注水、精细注水”的原则，通过动态控制注水量、科学调整水井工艺、细化管理制度等，实现提高注水合格率、提高驱油效率，降低注水单耗、降低无效注水量的“两提两降”工作目标。一、精细基础管理，加强指标控制，确保严抓细管1加强水质监测，实现注“好水”。注水系统全程管控，加密“三点二线”水质监测，执行“分段监测、分段控制、分段达标”管

20、理，定期取样、定点监测、定量分析，动态调整二氧化氯、紫外线杀菌装置使用与注水泵优化组合，确保源头水质达到“双5”以下。同时加强现场定量、定压控制，缓解注水管网震动、增注泵压力不稳定等现状，避免铁细菌、悬浮物等杂质对注水干线、注水增注设备、水井井下工具与管柱的腐蚀和堵塞，保障注“好水”。截至目前，注水干线清洗19公里，单井清洗15井次。2、加强作业监管，实现注“够水”。作业水井方案设计上将井组与井史资料充分结合，严格执行水井作业方案。并专门购置了一批新管柱，现场内涂层油管应用35口（24%），内衬油管应用9口（6%），常规油管应用101口（70%），实现专管专用。在管柱对接丝扣处涂密封胶、缠密封

21、纸。工具匹配上充分利用测试资料解释，有针对性的选择新技术和特种井下工具。截至目前，水井测试下不去与去年同比减少了23井次，坐封成功率提高了3.2%，投捞水嘴成功率提高了2.7%，验封成功率提高了4.6%，保障注“够水”。3、加强分区诊断，实现有效注水。持续深化“四清、四分、四引、四定、一评价”的注水战略。精化“五卡、一图、二跟踪”的注水管理。五卡即是：注水管理卡、分层测试跟踪卡、作业反馈卡、洗井设计卡、洗井反馈卡；一图即是：分注井合理水量控制图；二跟踪即是：即重点井作业质量跟踪、注水井措施效果跟踪。针对低渗区块开展配伍性研究，采取相应对策，锦2-6-9采取加盐措施，降低盐敏；锦150、锦99、

22、锦98采取防膨措施，抑制粘土膨胀，2011年实施防膨7井次。二、现场动态调整，加强注水研究，确保水驱增油1、完善注采关系，确保水驱增油。针对锦16、锦99等注水区积极实施注水调整，通过测试、调整不断完善注采关系，实现水驱增油。截至目前，实施油井转注5井次，调整34井次，安排洗井174井次,水井测试133井次。其中水井分层测试成功101口，测试成功率82.72，测试合格率90.65。其中锦16块水驱增油效果显著，该区块在保持地层能量的同时减少无效注水，改善开发效果探求新的注水模式。累计下调配注量30井次，累计减少无效注水23.6万立方米；上调配注量24井次，累计增加有利注水量17.96万立方米。

23、目前已有21个井组的33口油井见到增油效果，目前已累计增油1.27万吨。2、完善“潜力层”研究，深挖注水潜力。在提高注采比恢复地层能量、加强边部注水的同时，充分结合油水井对应生产状况，开展“潜力层”研究。将历史上吸水好，但目前吸水状况变差、动用程度低的层段归为“潜力层”；将油井生产状况较好的层段所对应的注水井段以及动用程度相对较低的层段定义为“潜力层”；把新井解释比较的好的层，在周围水井注水时进行细分，定为“潜力层”。并通过测吸水剖面、C/O测试、PNN测试、环空找水等测试结果，适时对“潜力层”进行调配，通过细分、重组等措施实施单注，强磁增注、调换水嘴等措施加强注水开发。截至目前配注将32口井

24、的53层设置为“潜力层”，调整后共有9个井组的11口油井受效，累增油2945.7吨。三、工艺技术创新，加强技术储备，确保注水效果1.完善水井工艺，保障分注合格率。由于分注水井水液面比较高，套压无法释放，不利封隔器坐封。为解决分注井封隔器坐封问题，现场应用K344封隔器、单向流堵塞器和洗井减压阀取得了显著的效果，该工艺可以对套压进行最大限度的释放，实现封隔器所需最大坐封压差，井下封隔器坐封状态在地面观察清晰直观，操作安全连续生产无环境污染。现已全部完善分注井工艺72口。2.引入联动测调，保障测试效率。该技术能够一次性完成各层水量测量并自动调节，无需更换水嘴；测试时间短，仅需1天；采用桥式偏心配水

25、器，减少层间干扰；测试资料准确率高。实施联动测调16井次，分注合格率91.7%，单井测试时间缩短2天。3.长胶筒细分注水，提高分注合格率。因油层内部存在薄隔层、薄夹层，常规封隔器难以实现细分注水，利用长胶筒封隔器（胶筒长度13m）可以封堵无效循环部位，提高注水效果。实施长胶筒层内细分注水3井次，锦2-丙6-225井组见效，日增油4吨，累增油311吨，综合含水下降1.5%，其余3口井效果待观察。4.水力深穿透解堵，保障注水合格率。该技术利用高压水射流进行钻孔，能精确定深、准确定向，具有清洁、大孔径（20mm左右）、深穿透（2m以上）、操作简单的特点，提高了近井地带渗流能力。截至目前，实施3井次，

26、其中锦2-7-新515井。措施前注水压力15.8MPa，日注16m3。水力深穿透措施后注水压力15.6MPa，日注40m3，日增注24m3，累增注12902m3，效果显著。5.同井地热水回注，减少注水无效循环场。该技术利用电潜泵将油井下部水层的地热水注入上部油层。不但节省了地面投资，而且减少了注入水与地层不配伍造成的伤害。2010年在锦99块杜家台油层锦2-8-5601井试验成功。第三部分 热注系统精细管理热注系统以保障注汽质量为核心，完善自动化建设，强化指标精细管理，降低设备故障停炉，延长锅炉运行时率。坚持对标管理、量化控制，提高汽驱、吞吐注汽与配套注汽技术的开采效果。一、注汽生产总体情况锦

27、州采油厂共有锅炉45台，15年以上的锅炉占73%，其中20年以上的锅炉8台，超期服役锅炉逐年增加。截至目前，累计完成注汽量194.3万立方米，吞吐注汽814井次。注汽结算率99.97%，锅炉运行时率98.57%，电单耗7.3kwh/t，折合吨油单耗59.95kg/t，燃气单耗74m3/t。消耗燃料油4.686万吨，自烧气以来共烧气8736.87万立方米。二、注汽指标完成情况项目注汽干度燃油单耗注汽时率用电单耗管线漏失率报表全准率目的控制注汽质量体现注汽燃料消耗情况控制设备低故障运行体现注汽用电消耗情况控制固定、活动管线管理控制注汽数据的准确指标75%3%62kg/m398%7.5度/方百米低于

28、2处100%运行72%以上59.95kg/m398.57%7.3度/方符合100%三、具体做法和效果（一）多项措施并举，保证注汽干度在油田公司下发关于做好2011年采油工程精细化管理工作的通知以来，热注系统着眼于“细”，着手于“精”，不仅“重视”而且“重实”，各班组由“参与者”转变为“责任者”，基层员工由“岗位操作者”转变为“质量责任者”。严格执行相关规定和制度，落实和强化注汽质量管理，上行下效全方位推进该项工作。在抓好注汽质量管理责任制落实的同时，开展“四级检查”的注汽质量监督机制，切实实现优质注汽。2011年热注作业区的注汽结算率中，因注汽干度扣汽仅占0.02%。1.四级监督机制，严查注汽

29、干度。热注系统形成机关职能科室、采油作业区、热注作业区机关及班站，四级的监督管理体系，确保了注汽站优质注汽。2.应用新技术，使干度值由无形变可见。2011年我厂已安装锅炉干度自动监控装置9套，运行很稳定，该装置使干度值一目了然，员工能及时了解干度变化情况并进行调整，保证了注汽质量。3.无纸记录仪有效应用。同样在保证注汽质量上发挥了重要作用。我厂自安装无纸记录仪以来，即纳入锦州采油厂注汽生产管理中。要求无纸记录仪的完好率必须100%，每月作业区自查、厂里不定期抽查提取注汽井的运行参数，发现降干度运行的情况进行通报和考核。以上新技术的应用，有效的保证了锅炉的优质运行，完善了注汽生产管理。4.强化实

30、施“单耗”管理法。这种方法是以燃料消耗为主要考核内容。合格蒸汽的产生必须消耗相应的燃料，单井的燃油单耗低就说明在注汽过程中有干度不合格或者其他虚假问题的存在。这种方法与注汽干度“抽检”法同时使用，实现了注汽质量的全过程的检查和跟踪，最大限度的保证了注汽质量。（二）强化对固定管线的管理1.认真开展固定管线的检测工作。从年初开始，进行了固定管线普查。对所有高压管线、管件和附属部件进行了统计和建档，完善了检查记录。对部分超期使用的高压管线的壁厚和腐蚀情况进行了测量和统计。配合油田公司特种设备检验中心，对所有在用注汽管道进行检测，共检测注汽管线116公里。薄的80处，管线腐蚀及胀力弯腐蚀减薄7.8公里

31、，管线支架损坏的616个等。通过检查和检测发现了高压压力管道存在的重大安全隐患，对管壁减薄等存在问题的管线，我们按照油田公司的相关文件要求采取降低压力运行，对炉尾的管线壁厚进行了检测，共检测了30台锅炉，发现了11台锅炉管线存在安全隐患（管线壁厚减薄），现已全部进行了更换。2.持续管网优化，降低压差。管线距离的长短，决定着管线的压差。我们依据衔接的井位，根据管线的管径、长度、合理安排注汽炉。还在管网优化上下功夫，已经去掉多余的阀门42个，加连接器15个，实现了注汽压差低于2.5MPa的目标。（三）实施全过程的热能优化，提高系统热效率1.优化锅炉运行参数，保证燃料燃烧效率最大化。每半年技术监督部

32、门对所有锅炉进行一次全面的热效率检测，作业区根据各锅炉检测结果，对热效率低的锅炉进行重点跟踪，查找原因。要求每口注汽井正常投注后，进行一次烟气测试分析，并按指标要求进行参数的调整、记录，作为该井最佳运行参数，指导员工操作。2.完善清灰验收标准，严格控制烟温。为把烟温控制在指标范围内，我们从清灰施工质量入手，要求辐射段保温与炉管有不低于1/2管径的距离，对流段检查翅片间的灰是否清净、过渡段的灰是否清出。自出台标准后，起炉运行后平均烟温下降10，清灰周期增加一井次，截至目前，共进行辐射段清灰211次，对流段干冰清灰86次。3.加大维修力度，减少炉体热损失。年初对所有的锅炉进行炉体温度的检测，对低于

33、精细化管理要求的锅炉进行保温维修（锅炉正常燃烧注汽时辐射段外壁温度与环境温度差小于50），截至目前，已经维修炉体保温300余平方米。4.优化资金投入，维护注汽管线保温。我们对固定管线进行维护，修复保温15公里，使注汽管线每千米热损失低于5%。新增和修复活动管线3公里，使活动管线千米热损失由20%降低到5%，保证了入井蒸汽的质量，同时也达到了精细化管理的要求。第四部分 下步工作计划与方向一、工作部署及方向1.总结精细管理经验，搭建学习交流平台。以本次系统专项检查评比为契机，持续深入采油系统精细化管理。坚持规模经济效益生产为立厂之本的原则，认真查找研究生产中出现的新问题，优化人力、物力资源配置和运

34、行机制，深入探索新的管理理念、执行标准和管控流程，分享采油精细示范区块管理经验，搭建采油作业区间交流与学习的平台，以此促进采油厂管理再上新台阶。2.重点培养技术力量，定期开展疑难井分析。坚持定期开展疑难井分析，以作业区、中心站、自然站三级分析为基础，实现纵向联系，橫向联动。组织生产单位做好技术员的培养与使用，强化培训、满足要求，提升素质，实现生产过程总结技术，服务生产过程的良性循环。加强专业技术人才的储备，尤其是重点岗位、人员紧缺岗位人才的补强，突出管控流程中人的要素，依靠群力群策谋发展。3.继续优化集输系统，实现降本降耗。在已论证实施系统优化的基础上，继续扩大优化集输论证实施规模。优化整合采

35、油计转站8座，停运外输泵16台，避免三合一隐患治理12座；规模实施锦45块平台集输优化，增建自动化计量罐20套，解决273口油井的安全环保压力；规模更换节能电机1300台，实现矿区生产高效快捷运行；借助低效资产利用生产平台，优选低效长停井捞油和复产，争取完成原油挖潜1.36万吨。实现经济产量与安全环保生产效益双丰收。4.细化冬季用气措施，抓好油井生产预案。明确冬季天然气产量紧张、后备气源紧缺、浅海停止供气和天然气利用工程可能停止供气的形势下的燃气调整方案，落实好注汽锅炉、集输加热炉的燃料结构调整。统筹安排好5条18.5公里外输气干线的投球扫线工作，制定低气量自保过冬措施。管理上要达成天然气开源

36、节流的共识，在气量挖潜上要全员参与，鼓励捆绑进站、冷输进站，控制点火炉数与炉体温度，细化预案到单井，保障冬季生产温度降开产量降幅不大。5.应用最佳系统效率设计，执行系统效率实现率考核。开展一次覆盖全厂生产油井机采系统效率的最佳设计，组织开展油井机采系统效率分析，通过优化方案设计、精细管理，总结出提高系统效率的具体措施，执行优化设计“PDCA”闭环管理，逐步实现最佳系统效率实现率高于80%的考核。6.抓动态管理，推进区块综合治理。针对实现精细注水存在局部井网欠完善、注水干线腐蚀严重等问题，制定出整改方案，提高水驱储量动用程度。一是开展锦16块调驱研究，在一、三层系优选2个井组实施调剖，减少注水无

37、效循环场，实施有效注水。二是开展锦99块杜家台油层实施6个井组轮替采油和4个井组深度调剖，加强细分调整研究，提高水驱效果。三是做好锦150块低渗油藏研究的院企合作，开展重建井网结构、重选开发方式研究，加快综合治理工作，有计划、有步骤、有顺序安排实施大修、转注、增注、压裂、水井放喷等措施。7.完善规章制度体系，推进注汽工作。持续完善注汽系统规章制度，促进日常生产管理上水平。一是加强高油汽比井注汽管理，充分利用监测资料进行注汽参数优化，实施分注、投球选注和集团注汽300井次。二是加强低油汽比注汽论证，对油汽比小于0.15的油井开展精细分析，优选实施间歇吞吐60井次。以保证高效平稳注汽为目标，开展采油厂注汽管理工作。8.持续精细管理，保障注汽质量。一是按照精细化管理的要求，深入开展锅炉参数、燃料使用、设备状况优化工作，提高系统热效率，对燃气锅炉进行烟气分析，掌握各项参数，及时调整，保证最佳燃烧状态。二是加强生产重点部位、重点环节的跟踪检查，特别是热注作业区要对软化水的巡检管理工作，做好软化水管线的更新改造工作。加强准备注汽拆装队的日常管理工作，杜绝安全事件的发生。三是加强注汽投井衔接和巡检工作，保证注汽质量，提高注汽效果。四是加快开展固定管网扶正和管线保温工作，保证注汽效果。专心-专注-专业