采油工程工作總結(jié)報告

1、“十一五”工作回顧及2011年及“十二五”工作規(guī)劃部署金馬油田開發(fā)公司2011年3月3日28目 錄前言第一部分：“十一五”工作回顧一、主要指標(biāo)完成情況二、主要工作及成果三、取得的認(rèn)識第二部分：存在的主要問題及技術(shù)潛力一、工藝技術(shù)二、采油管理第三部分：2011年工作部署一、工作思路二、工作目標(biāo)三、重點(diǎn)工作第四部分：“十二五”工作規(guī)劃一、工作思路二、工作目標(biāo)三、重點(diǎn)工作 前 言“十一五”時期，金馬油田開發(fā)公司認(rèn)真貫徹油田公司專業(yè)工作部署，緊密圍繞公司“兩保一降一提”工作主線，在專業(yè)主管部門的指導(dǎo)和支持下，工程系統(tǒng)按照“精細(xì)管理挖潛力、創(chuàng)新增效促發(fā)展、優(yōu)質(zhì)低耗上水平”的工作思路，真抓實干，銳意創(chuàng)新，

2、全面實現(xiàn)了采油系統(tǒng)工作目標(biāo)。以技術(shù)配套為重點(diǎn)，加強(qiáng)成熟技術(shù)的集成應(yīng)用和技術(shù)攻關(guān)，工藝系統(tǒng)實現(xiàn)“3個轉(zhuǎn)變”、形成“四大體系”、取得“5項技術(shù)突破”；以高效運(yùn)行為重點(diǎn)，強(qiáng)化對標(biāo)管理，采油注汽系統(tǒng)實現(xiàn)自動化運(yùn)行；以質(zhì)量安全為重點(diǎn)，完善制度建設(shè)和強(qiáng)化質(zhì)量安全監(jiān)管，作業(yè)系統(tǒng)向規(guī)范化、效益化推進(jìn)。開創(chuàng)了油田持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展的新局面。第一部分：“十一五”工作回顧一、主要指標(biāo)完成情況“十一五”時期，以良好的業(yè)績完成了生產(chǎn)、科研、采油、作業(yè)系統(tǒng)考核指標(biāo)，有效推動了公司的主營業(yè)務(wù)持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展。生產(chǎn)業(yè)績指標(biāo)，公司累積生產(chǎn)原油萬噸，對比業(yè)績考核指標(biāo)萬噸，超產(chǎn)萬噸。完成原油商品量萬噸，對比業(yè)績考核指標(biāo)萬元噸，超產(chǎn)萬噸。投資

3、萬元，發(fā)生運(yùn)行費(fèi)用億元。單位運(yùn)行成本元/噸，對比油田公司考核指標(biāo)降低元/噸?？蒲泄芾碇笜?biāo)，共完成技術(shù)推廣項目30項，1927井次，累計增油×104t；開展新技術(shù)研究與試驗35項，127井次，累計增油×104t；優(yōu)化措施結(jié)構(gòu)節(jié)約資金596萬元；取得油田公司級以上技術(shù)創(chuàng)新成果17項，取得授權(quán)專利4項；8人被聘為廠處級以上技術(shù)專家。采油管理指標(biāo)，累積實施油井機(jī)采優(yōu)化539井次，使整體系統(tǒng)效率由%提高到25%。泵效達(dá)到59%，平衡率%，躺井率%，油井檢泵周期延長56天。開展群眾性挖潛5298井次，累積增油萬噸。作業(yè)管理指標(biāo)，累積完成作業(yè)工作量1155井次，作業(yè)一交成功率%，有效率%

4、。有效開展修舊利廢活動，累計創(chuàng)效1236萬元。二、主要工作及成果“十一五”時期是金馬公司技術(shù)發(fā)展最快、成果取得最多、規(guī)模效益最大的五年。五年來，采油系統(tǒng)管理一路工作取得豐碩成果，科技創(chuàng)效形成規(guī)模、生產(chǎn)效率明顯提升，作業(yè)質(zhì)量顯著提高，人才培養(yǎng)富有成效，為油田質(zhì)量效益發(fā)展提供了技術(shù)和人才保障。（一）堅持技術(shù)完善與難點(diǎn)攻關(guān)并重，推動科研創(chuàng)新發(fā)展1、立足開發(fā)實際，實現(xiàn)“三個轉(zhuǎn)變”一是由單項技術(shù)應(yīng)用向多項技術(shù)集成應(yīng)用轉(zhuǎn)變。開展了“選層調(diào)剖”、“對應(yīng)調(diào)堵”、“堵驅(qū)結(jié)合”、“防砂堵水一體化”技術(shù)研究與應(yīng)用。五年累計實施163井次，累計增油92292t，降水90913m3。二是由單一介質(zhì)驅(qū)動向多元介質(zhì)驅(qū)動轉(zhuǎn)變

5、。開展了氮?dú)獠捎图夹g(shù)、二氧化碳采油、微生物調(diào)堵試驗。五年累計實施12井次，累計增油2716t。三是由直井配套開采技術(shù)研究向水平井配套開采技術(shù)研究轉(zhuǎn)變。開展了水平井舉升、注汽、控水技術(shù)研究與應(yīng)用?！笆晃濉逼陂g，圍繞新海27塊水平井二次開發(fā)，重點(diǎn)開展了水平井堵水技術(shù)攻關(guān)。階段試驗3口井，見到明顯的降水效果，累積降水44923m3。2、加強(qiáng)集成應(yīng)用，形成“四大體系”一是形成了以調(diào)堵為主導(dǎo)的“有效注水配套技術(shù)體系”。針對海外河油田注水開發(fā)，堅持“注、堵、調(diào)、驅(qū)”多元化技術(shù)集成應(yīng)用，提高技術(shù)應(yīng)用效果。5年來，累計實施調(diào)剖、堵水、分注、解堵、調(diào)驅(qū)有效注水配套技術(shù)5項，345井次，措施有效率%，累計增油1

6、99113t，累計降水1271380m3，取得較好的開發(fā)效果。二是形成了以調(diào)排為主導(dǎo)的“有效注汽技術(shù)體系”。針對小洼油田注汽開發(fā)，堅持“調(diào)排一體化”的技術(shù)思路，進(jìn)一步改善高輪次吞吐井生產(chǎn)效果。5年來，累計開展有效注汽配套技術(shù)，239井次，有效率%，累計增油65312t，累積增排水×104m3，提高油汽比，回采水率55%?；謴?fù)長停井8口井，增油2063t。通過多元開發(fā)技術(shù)手段的規(guī)模應(yīng)用，實現(xiàn)了“十一五”期間小洼油田生產(chǎn)形勢的穩(wěn)定，原油產(chǎn)量始終保持在500噸/d以上。三是形成了以防砂為主導(dǎo)的“油井防排砂配套技術(shù)體系”。針對兩個老油田油井普遍出砂的問題?！笆晃濉逼陂g，海外河油田形成了地層

7、深部防砂為主導(dǎo)，防砂泵、螺桿泵為輔助的“防排一體化”技術(shù)體系。小洼油田形成了高溫人工井壁防砂為主導(dǎo)，篩管擋砂為輔助的“防擋一體化”技術(shù)體系。通過規(guī)模實施，有效恢復(fù)了一批停關(guān)井，保證了油井的正常生產(chǎn)。5年來海外河油田累計實施防砂技術(shù)455井次，有效400井次，有效率%，累計增油248564t。四是形成了以注采為主導(dǎo)的“水平井采油配套技術(shù)體系”。圍繞水平井開發(fā)，配套開展了水平井均勻注汽、大泵舉升、驅(qū)油助排技術(shù)應(yīng)用與試驗，“十一五”時期，累計實施水平井配套措施3項176井次，有效165井次，措施有效率%，累計增油372410t。通過水平井配套技術(shù)的開展，有效保證了油田水平井的高效開發(fā)。3、注重難點(diǎn)攻

8、關(guān)，取得“五項突破”一是溫固型油井防砂技術(shù)，滿足了稠油油藏防砂工作的需求。針對洼38塊稠油井防砂技術(shù)有效期短的問題，研發(fā)了適宜的溫固型樹脂防砂技術(shù)。其技術(shù)特點(diǎn)是： 抗壓強(qiáng)度達(dá)到68MPa； 滲透率4050m2； 耐溫350； 擋砂最小粒徑0.07mm。固化條件由酸固化轉(zhuǎn)變熱固化。適有于稠油熱采、水平井防砂。2007年以來累計應(yīng)用44井次，有效率%，累計增油64173t，平均無砂生產(chǎn)685d，階段投入產(chǎn)出比1：。二是可動凝膠+活性水調(diào)驅(qū)技術(shù)，實現(xiàn)了向多元開發(fā)的轉(zhuǎn)換。針對注水油田“雙高”開發(fā)階段措施穩(wěn)產(chǎn)難度加大的問題，“十一五”時期，應(yīng)用該項技術(shù)在海外河油田共開展了9個井組的調(diào)驅(qū)試驗。海1塊調(diào)驅(qū)設(shè)

9、計3個井組（H8-16、8-17、23），含油面積為0.34km2，地質(zhì)儲量為×104t，對應(yīng)采油井13口；海31塊設(shè)計6個井組（H10-31、11-34、13-35、13-38、10-37、10-35），含油面積為1.2km2，地質(zhì)儲量為165×104t。2006年以來9井組化學(xué)調(diào)驅(qū)試驗累計增油85758t，降水1187793m3，投入產(chǎn)出比1：。三是多級分層注水技術(shù)，提高了注水分注級別。針對注水分注級別低的問題，研發(fā)了三管四配技術(shù)和新型多級分注技術(shù)。在三管分注技術(shù)基礎(chǔ)上形成了三管四配注水工藝。其技術(shù)優(yōu)勢：可實現(xiàn)對井段長、層數(shù)多、層間干擾大的注水井進(jìn)行細(xì)分、定量注水，且不

10、受油稠、出砂、水質(zhì)影響。其缺點(diǎn)是：三管四配分注技術(shù)無法對中間兩層實際注水量進(jìn)行有效控制。為此，又開展了采用恒流堵塞器與偏心分注相結(jié)合的多級分注技術(shù)，其技術(shù)特點(diǎn)是：注水級別可達(dá)到四級以上，6個月內(nèi)無須進(jìn)行流量測試。累積試驗三管四配、多級分注技術(shù)19井次，對應(yīng)油井94口，分注合格率%，累計增油5345t。四是聚合物微球調(diào)堵技術(shù)，改變了傳統(tǒng)調(diào)驅(qū)的作用機(jī)理。針對油田調(diào)堵技術(shù)單一的問題，聚合物微球調(diào)堵技術(shù)是以白油作為分散介質(zhì)的水溶性高分子微凝膠。聚合物微球具有尺寸小、易注入、選擇性強(qiáng)、逐級封堵的特點(diǎn)，可以實現(xiàn)堵驅(qū)綜合作用。2007年以來開展調(diào)剖試驗8口井，累積增油5110t；開展堵水試驗7口井，措施有效

11、率達(dá)到100%，累積增油2390t，降水7665m3。五是雙基團(tuán)二次交聯(lián)調(diào)剖及定位投放技術(shù)，實現(xiàn)了真正意義上的深調(diào)。針對常規(guī)調(diào)剖技術(shù)適宜性變差的問題，研發(fā)了一種新型調(diào)剖技術(shù)。與常規(guī)調(diào)剖劑相比，雙基團(tuán)二次交聯(lián)調(diào)剖劑性能指標(biāo)明顯提高，具有二次交聯(lián)、穩(wěn)定性好、處理半徑大、封堵率高的特點(diǎn)。在50h左右完成一次交聯(lián)形成有機(jī)鉻弱凍膠，125h左右酚醛樹脂開始二次交聯(lián)，形成強(qiáng)度大的網(wǎng)狀凍膠；成膠時間由72h提高到300h以上；突破壓力由1MPa提高到10MPa以上，封堵率由95%提高到98%以上；140條件下，220d體系強(qiáng)度在G級以上；預(yù)測提高采收率15%以上。通過數(shù)學(xué)模型及可視化物理模型設(shè)計出深部調(diào)剖定

12、位投放工藝。處理半徑由注采井距1/10處提高到1/2處，調(diào)剖劑段塞長度設(shè)計為5%10%。研究成果改善了調(diào)剖技術(shù)性能、增加了處理深度，又節(jié)省了藥劑用量，是一項集經(jīng)濟(jì)性、適用性兼?zhèn)涞男滦驼{(diào)剖技術(shù)，具有較好的應(yīng)用前景。（二）堅持對標(biāo)管理與技術(shù)達(dá)標(biāo)并重，促進(jìn)生產(chǎn)協(xié)調(diào)發(fā)展1、實行分級管理，油井泵效連續(xù)3年位列第一根據(jù)各區(qū)塊實際情況將所轄油井分為高泵效井、邊緣井和不達(dá)標(biāo)井，按照“保持高泵效井，穩(wěn)定邊緣井，提升不達(dá)標(biāo)井”的工作思路重點(diǎn)針對不達(dá)標(biāo)井嚴(yán)密監(jiān)控，建立了油井動液面跟蹤曲線圖，通過建立坐標(biāo)曲線找準(zhǔn)泵效最佳點(diǎn)，同時以“措施提效、控套提液、降壓增產(chǎn)、降參提效”為手段努力提高油井泵效，使得油井泵效達(dá)到59%

13、以上，在油田公司一直處于較高的水平，已經(jīng)連續(xù)三年名列第一名。2、配備軟件和節(jié)能裝置，系統(tǒng)效率明顯提高“十一五”期間，公司累計投入專項資金300多萬元配備機(jī)采系統(tǒng)效率優(yōu)化設(shè)計、預(yù)測與評價軟件，400多臺變頻器，用于抽油機(jī)井機(jī)采優(yōu)化工作，累計實施油井機(jī)采優(yōu)化539井次，使得整體系統(tǒng)效率由%提高到了25%，提高了%，輸入功率降低至，系統(tǒng)效率實現(xiàn)率達(dá)到%；水平井機(jī)采優(yōu)化48井次，系統(tǒng)效率由%提高到27%，提高%。稠油井系統(tǒng)效率位居油田公司第二名。3、應(yīng)用節(jié)能設(shè)備，噸液單耗有效控制2010年公司噸液耗電，在油田公司處于第二名，主要得益于節(jié)能設(shè)備的廣泛應(yīng)用與資金投入，在產(chǎn)液量逐年上升的情況下，噸液耗電由t

14、降低到目前的。具體做了以下四個方面的工作：一是應(yīng)用機(jī)采優(yōu)化設(shè)計，并創(chuàng)新應(yīng)用于水平井。二是全部應(yīng)用井口變頻裝置和無功補(bǔ)償裝置，使采油系統(tǒng)的節(jié)電設(shè)備普及率達(dá)到較高水平。三是應(yīng)用轉(zhuǎn)油站輸油自控技術(shù)。四是應(yīng)用液體粘性調(diào)速離合器和高壓變頻技術(shù)。4、完善管理制度，躺井率明顯降低。公司建立了日匯報、周小結(jié)、月通報的躺井管理制度，通過“一井一議”的方式對躺井原因梳理歸納；對檢泵周期頻繁、產(chǎn)量較高的油井建立預(yù)警檔案，對進(jìn)入危險期的油井重點(diǎn)加強(qiáng)維護(hù)管理；按照“四把關(guān)”、兩圍繞”原則加強(qiáng)井筒日常精細(xì)管理。2010年公司躺井率降至%，取得了較好的經(jīng)濟(jì)效益。5、依靠技術(shù)創(chuàng)新，生產(chǎn)系統(tǒng)全面實現(xiàn)自動化“十一五”期間，通過對

15、所屬三個油田現(xiàn)有工藝的優(yōu)化、運(yùn)用PLC編程控制技術(shù)，50座采油站全面實現(xiàn)計量、加熱、外輸、注水、化驗、資料錄入等六項工作的自動化控制。一是規(guī)模應(yīng)用稱重式油井計量器，實現(xiàn)遠(yuǎn)程自動連續(xù)量油、無人職守、減輕勞動強(qiáng)度的目標(biāo)。二是規(guī)模應(yīng)用自控相變加熱爐，熱效率由原來的提高到，日均節(jié)氣300m3。三是規(guī)模實施自控輸油系統(tǒng)，實現(xiàn)轉(zhuǎn)油站自動、連續(xù)、平穩(wěn)輸油，輸油泵效提高了%。四是全面實施摻稀油LZK流量自動控制系統(tǒng)，實現(xiàn)了摻稀油“五分六清”的精細(xì)化管理。五是首次實施GLZ高壓注水流量自控系統(tǒng)，注水合格率達(dá)到100%，實現(xiàn)精確注水、平穩(wěn)注水的目的。六是高效應(yīng)用采油站資料錄入系統(tǒng)，實現(xiàn)采油生產(chǎn)數(shù)字化管理，降低了工

16、人的勞動強(qiáng)度。 6、開展對標(biāo)管理，注汽單耗有效降低注汽系統(tǒng)開展關(guān)鍵技術(shù)指標(biāo)對標(biāo)管理，針對燃料單耗、動力消耗，從可控因素入手制定強(qiáng)化措施降低注汽單耗。一是實施標(biāo)準(zhǔn)運(yùn)行參數(shù)管理，由“兩對比”確定出六個關(guān)鍵指標(biāo)，把關(guān)鍵指標(biāo)以標(biāo)牌形式掛于鍋爐操作盤，通過對標(biāo)調(diào)整、定期分析、限期整改，以剛性操作保證燃料完全燃燒，各臺鍋爐熱效率控制在82%以上；二是實施煙氣監(jiān)測對標(biāo)管理，組織自控儀表管理小組每月應(yīng)用煙氣分析儀對每臺鍋爐進(jìn)行監(jiān)測，填寫鍋爐效率檢測通知單，提出處理意見，制定調(diào)整方案，嚴(yán)格監(jiān)督實施,鍋爐含氧均控制在以下；三是制定清理積灰標(biāo)準(zhǔn)，根據(jù)自身生產(chǎn)管理經(jīng)驗，結(jié)合噴砂吹灰、人工清灰的方式，制定了燃稀油最少兩

17、個月清灰一次，燃天然氣最少六個月清灰一次的關(guān)鍵管理制度，制定下限保證傳熱效率；四是實施煙溫對標(biāo)管理，通過數(shù)據(jù)的實時監(jiān)控，掌握鍋爐煙溫變化規(guī)律，煙溫變化過快則利用吞吐井轉(zhuǎn)注、汽驅(qū)井檢修時機(jī)，在五日內(nèi)實施噴砂吹灰，確保煙溫達(dá)標(biāo)，減少鍋爐排煙熱損失，各臺鍋爐煙溫均控制在220以下（燃油站控制在230以下），對比以往鍋爐平均煙溫下降10。目前公司注汽單耗分別為：渣油60kg/t，稀油57 kg/t，天然氣70m3/t。7、推進(jìn)系統(tǒng)改造，注汽管理向自動化發(fā)展通過自動化系統(tǒng)改造，實現(xiàn)了注汽鍋爐、汽水分離器、吹灰“三項自動化”控制。一是全面應(yīng)用ECHO5706鍋爐控制系統(tǒng)，熱效率平均提高35%，燃料單耗下降

18、23%。達(dá)到更加安全、經(jīng)濟(jì)、可靠、節(jié)能的目的。二是有效應(yīng)用汽水分離器自動控制系統(tǒng)，投入使用后小洼油田沙三段蒸汽驅(qū)油汽比由上升到，東三段蒸汽驅(qū)油汽比由上升到，效果非常明顯。三是規(guī)模應(yīng)用脈動吹灰系統(tǒng)，實現(xiàn)了不用停爐即可完成吹灰全過程，可根據(jù)煙溫高低隨時進(jìn)行吹灰，通過實施脈沖吹灰技術(shù)后，煙溫降低了100左右，時率提高%，鍋爐熱效率提高了23%，注汽單耗下降2Kg/t。8、開展防控研究，硫化氫隱患徹底消除目前，小洼油田發(fā)現(xiàn)硫化氫油井127口，硫化氫含量超標(biāo)116口，生產(chǎn)井硫化氫含量最高達(dá)到15×104mg/m3。硫化氫治理成為生產(chǎn)安全的重點(diǎn)。通過制定防治方案、完善生產(chǎn)管理制度、應(yīng)用脫硫裝置，

19、使硫化氫得到有效防控。一是制定硫化氫防控方案，保障生產(chǎn)本質(zhì)安全。二是制定“7項管理制度”，提升管理水平。三是規(guī)模應(yīng)用脫硫裝置，提升防控力度。采用干法脫硫技術(shù)進(jìn)行脫硫，使得脫硫處理后的天然氣中硫化氫含量為零，同時配發(fā)H2S檢測儀108臺，空氣呼吸器67臺，空氣充氣泵2臺，防毒面罩152套，加強(qiáng)硫化氫監(jiān)測和防護(hù)力度。四是推行“管理六法”，確保施工安全。管理六法：“四色兩標(biāo)”預(yù)警法、分級檢測管理法、日常防范管理法、硫化氫區(qū)域施工監(jiān)管法、施工區(qū)域“十嚴(yán)禁”管理法、工藝輔助控硫法、應(yīng)急演練強(qiáng)化法。五是實施“五項舉措”，落實安全責(zé)任。通過采取以上措施，徹底基本消除了硫化氫安全隱患。（三）堅持制度建設(shè)與質(zhì)量

20、安全并重，推動作業(yè)穩(wěn)健發(fā)展“十一五”期間作業(yè)系統(tǒng)從完善作業(yè)管理制度，規(guī)范作業(yè)管理、技術(shù)創(chuàng)新入手，不斷優(yōu)化作業(yè)設(shè)計，強(qiáng)化現(xiàn)場檢查與監(jiān)督，加大疑難井方案論證，細(xì)化作業(yè)結(jié)算審核，推廣應(yīng)用作業(yè)新工藝，新技術(shù)，進(jìn)一步提高作業(yè)修井質(zhì)量，降低作業(yè)成本，穩(wěn)步推進(jìn)井控管理，加強(qiáng)井控培訓(xùn)，強(qiáng)化硫化氫作業(yè)管理，實現(xiàn)了作業(yè)費(fèi)用逐年降低，保證了作業(yè)施工安全。1、不斷完善作業(yè)管理制度，實現(xiàn)作業(yè)規(guī)范化管理?！笆晃濉逼陂g，中國石油上市促進(jìn)了企業(yè)管理制度化、規(guī)范化。為了提高作業(yè)系統(tǒng)管理水平和工作效率，杜絕管理漏洞，先后制定了金馬油田開發(fā)公司井下作業(yè)工具管理辦法金馬油田開發(fā)公司石油專用油管、抽油桿管理辦法，完善了修井作業(yè)質(zhì)量考

21、核管理規(guī)定，編制了作業(yè)成本年度預(yù)算標(biāo)準(zhǔn)等10項制度與規(guī)定，實現(xiàn)了作業(yè)管理規(guī)范化、標(biāo)準(zhǔn)化。2、不斷完善作業(yè)設(shè)計、優(yōu)化作業(yè)工序，強(qiáng)化作業(yè)現(xiàn)場監(jiān)督，實現(xiàn)作業(yè)降本增效。一是作業(yè)設(shè)計實現(xiàn)了網(wǎng)上設(shè)計、網(wǎng)上匯簽，提高了作業(yè)設(shè)計審批效率。二是成立了井下作業(yè)工程設(shè)計室，制定了作業(yè)設(shè)計審核、審批管理流程，實現(xiàn)了作業(yè)設(shè)計規(guī)范化、科學(xué)化管理；三是優(yōu)化施工工序，根據(jù)作業(yè)修井目的及要求，合理設(shè)計施工工序；四是強(qiáng)化現(xiàn)場監(jiān)督與檢查，嚴(yán)格按照內(nèi)控流程管理作業(yè)現(xiàn)場，每道工序要求驗收合格后方可執(zhí)行下一道工序，通過以上工作，五年來共減少無序工序592道，減少作業(yè)費(fèi)用297萬元，減少無效作業(yè)127井次。節(jié)省作業(yè)費(fèi)用416萬元。3、結(jié)合

22、公司特點(diǎn)，編制作業(yè)成本年度預(yù)算標(biāo)準(zhǔn)，提高作業(yè)資金使用效率。為提高公司資金的使用效率，作業(yè)工程科針對作業(yè)費(fèi)用年度無預(yù)算根據(jù)，開展了作業(yè)成本年度預(yù)算標(biāo)準(zhǔn)編制工作，為公司資金委員會合理、科學(xué)、高效分配有限資金提供決策依據(jù)。一是以金馬油田開發(fā)公司算度配產(chǎn)方案、年度注水方案和工藝方案、近三年采油區(qū)的檢泵周期的編制依據(jù)，通過對各采油區(qū)的檢泵周期進(jìn)行回歸，得出各油田的油井檢泵周期，根據(jù)油田的開井?dāng)?shù)確定全年的檢泵作業(yè)井次，通過全年注汽量和平均單井注汽量確定轉(zhuǎn)注作業(yè)和下泵作業(yè)井次，根據(jù)油田公司作業(yè)結(jié)算價格可以計算出全年的常規(guī)作業(yè)費(fèi)用；二是根據(jù)采油和注水方案及產(chǎn)能建設(shè)方案確定的井次和近三年單項作業(yè)平均費(fèi)用，可以確

23、定調(diào)層、壓防的作業(yè)費(fèi)用；三是根據(jù)不同作業(yè)類型所需的井下工具、收送管材數(shù)量及清洗單價來確定每類型的作業(yè)所需的工具費(fèi)用、清洗倒運(yùn)費(fèi)用，根據(jù)全年的作業(yè)井次計算出全年的作業(yè)服務(wù)費(fèi)用。通過20092010年運(yùn)行檢驗，作業(yè)成本年度預(yù)算標(biāo)準(zhǔn)與生產(chǎn)實際誤差小于5%，達(dá)到了科學(xué)指導(dǎo)生產(chǎn)經(jīng)營的目的。4、廣泛應(yīng)用新技術(shù)、新工藝，解決作業(yè)難題。為解決作業(yè)生產(chǎn)中的難題，“十一五”累積應(yīng)用新技術(shù)新工藝7項，228井次。一是應(yīng)用降濾失壓裂工藝技術(shù)，加大前置液量，減少濾失；加粉砂降低濾失；提高排量的施工方法，有效解決了黃沙坨油田火山巖儲層壓裂液濾失嚴(yán)重，動態(tài)裂縫不充分，很容易產(chǎn)生砂堵的問題，提高壓裂施工的成功率，累計實施10

24、井次，增油24200t；二是綜合應(yīng)用RY361201水平井注汽封隔器、水平井抽油泵技術(shù)、大通徑水平井泄油器、水平井連續(xù)沖砂技術(shù)提高了水平井的開發(fā)效果，增加水平井的生產(chǎn)時率直，三是應(yīng)用了流線型無磁防漏固定閥、蒸汽驅(qū)中心井高效注汽管柱、高溫泵等技術(shù)，有效地保證了蒸汽驅(qū)的開發(fā)效果；四是應(yīng)用了液壓解卡技術(shù)、有效在解決了在小修作業(yè)過程中常出現(xiàn)管柱卡現(xiàn)象，而解卡負(fù)荷受地面、設(shè)備及油管限制造成因解卡負(fù)荷不夠而轉(zhuǎn)大修的問題，降低了作業(yè)成本，又存在大負(fù)荷解卡的安全風(fēng)險。5、加強(qiáng)生產(chǎn)周轉(zhuǎn)材料管理，開展修舊利費(fèi)，降低作業(yè)成本一是完善周轉(zhuǎn)材料管理辦法，健全“周轉(zhuǎn)材料庫存”、“管桿損壞跟蹤記錄”、 “井下工具回收”三個

25、報表，結(jié)合油井作業(yè)需求，摸清庫存，合理調(diào)配，充分利用現(xiàn)有周轉(zhuǎn)材料，減少維修、購進(jìn)費(fèi)用，利用48mm油管替代空心桿進(jìn)行三管分注7口，節(jié)省空心桿1085根，間接節(jié)約資金萬元；建立井斜井跟蹤記錄，針對管桿損壞情況，采取使用防偏磨接箍和抽油桿鑄塑工藝，有效解決了井斜造成抽油桿接箍、油管內(nèi)壁磨損問題，實施32口井，避免管桿損壞3493根，減少維修費(fèi)用萬元；二是健全井下工具回收臺帳等相關(guān)軟件資料，依據(jù)油井上次作業(yè)情況，定人定責(zé)對每次回收工具進(jìn)行數(shù)量、種類核實，并采取以修帶購、外委維修的方式，加大回收再利用率，使井下工具回收再利用管理程序化、規(guī)范化，提高了挖潛效率。以修帶購2554件，節(jié)約資金萬元，直接再利

26、用8209件，直接減少維修、新購進(jìn)費(fèi)用萬元。三是根據(jù)實際情況，利用自行研制的抽油桿除銹裝置組織開展除銹工作，延長了抽油桿使用周期，特別是為緩解空心桿庫存緊張壓力，自行研制內(nèi)壁除銹裝置，減少了空心桿維修和購進(jìn)費(fèi)用，除銹23453根，其中空心桿內(nèi)壁除銹2010根，節(jié)約資金萬元。通過不斷規(guī)范作業(yè)管理，廣泛應(yīng)用新技術(shù)，強(qiáng)化現(xiàn)場監(jiān)督，“十一五”期間，作業(yè)工作量由1697井次減少到目前1155井次、作業(yè)費(fèi)用由5921萬元減少到3840萬元、噸油成本由元/t減少到元/t。三、取得的認(rèn)識通過“十一五”時期卓有成效的工作，在科研管理和技術(shù)創(chuàng)新方面共取得“六點(diǎn)認(rèn)識”：觀念創(chuàng)新是發(fā)展的前提“十一五”時期，堅持技術(shù)由

27、簡單應(yīng)用向集成應(yīng)用的轉(zhuǎn)變，形成了適應(yīng)油田開發(fā)階段的“四個技術(shù)體系”；堅持技術(shù)水平的提升，圍繞油田開發(fā)現(xiàn)狀及主要矛盾，掌握了一批關(guān)鍵技術(shù)，取得了一批研究成果，完善了技術(shù)體系，形成了規(guī)模化效益，實現(xiàn)了油田穩(wěn)產(chǎn)的目標(biāo)。技術(shù)進(jìn)步是發(fā)展的關(guān)鍵“十一五” 時期是油田發(fā)展階段取得成果最為突出的五年。五年來，開展基礎(chǔ)研究和新技術(shù)試驗35項，127井次，累計增油×104t。榮獲油田公司級以上科技成果獎35項，其中省部級獎4項，另外還獲得其它學(xué)術(shù)成果獎9項，取得授權(quán)專利4項。公司通過對采油、注汽系統(tǒng)自動化控制技術(shù)技術(shù)的綜合研究，油田生產(chǎn)系統(tǒng)自動化管理向著油田地面系統(tǒng)數(shù)字化邁進(jìn)了堅實的一步，自動化程度的提

28、升，促進(jìn)了工作效率的提高，增強(qiáng)了現(xiàn)場管理的連續(xù)性、及時性、精確性、可靠性，達(dá)到了安全、高效、低耗、平穩(wěn)運(yùn)行的目的。 必要投入是發(fā)展的保證“十一五”時期，工藝措施費(fèi)用投入呈明顯遞減形態(tài)。2008年公司退市前三年，措施費(fèi)用充裕，擴(kuò)大了技術(shù)實施規(guī)模，研究儲備了一批技術(shù)。2009年面對國際金融危機(jī)，油價下跌，成本緊縮的不利影響，近兩年公司措施投入銳減。為保證油田的正常生產(chǎn)，將有限資金合理配置在注水、水平井、蒸汽驅(qū)、防排砂配套技術(shù)上，砍掉了綜合效益不明顯的維護(hù)性措施。同時，積極爭限油田公司重大、重點(diǎn)項目資金的支持，有效緩解了資金緊張的矛盾，滿足了油田生產(chǎn)對措施保障的需求。規(guī)模應(yīng)用是發(fā)展的目標(biāo)“十一五”時

29、期，圍繞油田注水、注汽開發(fā)，加強(qiáng)配套措施的完善集成，形成了“四個配套技術(shù)體系”，應(yīng)用成熟適用性技術(shù)，取得了較好的規(guī)?；б妗＠鄯e完成科研項目30項，規(guī)模實施1927井次，累計增油30×104噸，油田年產(chǎn)量始終保持在50×104噸以上。重大專項是發(fā)展的支撐2010年油田公司啟動了重大項目研究機(jī)制。重大專項是為實現(xiàn)油田穩(wěn)產(chǎn)，通過核心技術(shù)突破和資源集成，在一定時限內(nèi)完成的關(guān)鍵技術(shù)和重大工程，是科技發(fā)展的重大舉措。金馬公司承擔(dān)了海外河油田普通稠油注水油藏提高采收率配套技術(shù)研究與應(yīng)用項目，通過一年來的實效運(yùn)行，取得5項技術(shù)創(chuàng)新成果，共開展課題12項，110井次，階段增油×1

30、04t，增注3×104m3，為注水區(qū)塊的穩(wěn)產(chǎn)提供了技術(shù)支持和保障。人才培養(yǎng)是發(fā)展的動力人才是企業(yè)發(fā)展的動力，是技術(shù)創(chuàng)新的源泉。擁有人才也就增強(qiáng)了企業(yè)抵御風(fēng)險的能力。以人為本，注重專業(yè)技術(shù)人才培養(yǎng)，著力發(fā)揮技術(shù)骨干的引領(lǐng)作用，不斷提升技術(shù)創(chuàng)新水平，是公司各級領(lǐng)導(dǎo)的共識。“十一五”時期，工藝研究所1人被聘為油田公司專家，3人被聘為廠處級技術(shù)專家。第二部分:存在的主要問題及技術(shù)潛力一、工藝技術(shù)圍繞金馬油田開發(fā)公司“十二五”時期“45萬噸穩(wěn)產(chǎn)5年”的原油生產(chǎn)目標(biāo)，認(rèn)真梳理了目前公司所屬兩個主力油田在配套技術(shù)研究方面的關(guān)鍵技術(shù)難題，明確了“十二五”科研攻關(guān)所面臨的11個技術(shù)挑戰(zhàn)和技術(shù)潛力。1、

31、油田注采矛盾深化，化學(xué)調(diào)堵技術(shù)急需升級油田油水粘度比平均在200以上，滲透率變異系數(shù)大于的強(qiáng)非均質(zhì)儲層占68%，突進(jìn)系數(shù)大于3的不均勻儲層占46%。受油水粘度比大和儲層非均質(zhì)性的影響，注水三大矛盾突出。海一塊油井綜合含水%，油井高含水大于90%的油井有31口，占生產(chǎn)井的%。開井88口，平均單井產(chǎn)量。深部調(diào)剖技術(shù)最高應(yīng)用輪次達(dá)8輪，平均單井增油量從2006年的849t降到目前的572t。技術(shù)潛力：一是化學(xué)調(diào)驅(qū)技術(shù)具備前期研究試驗基礎(chǔ)。二是新型深部調(diào)剖技術(shù)取得研究成果。技術(shù)優(yōu)勢是：化學(xué)調(diào)驅(qū)技術(shù)增加了注水粘度，增大了水驅(qū)壓力梯度，可有效改善流度比、調(diào)整剖面、提高原油采收率，工業(yè)化試驗預(yù)測可提高海一塊

32、采收率%。新型調(diào)剖劑和深部定位投放工藝，具有二次交聯(lián)、穩(wěn)定性好、處理半徑大、封堵率高的特點(diǎn)。是一項集經(jīng)濟(jì)性、適用性兼?zhèn)涞男滦驼{(diào)剖技術(shù)，具有較好的應(yīng)用前景。技術(shù)缺點(diǎn)：調(diào)驅(qū)和調(diào)剖技術(shù)投入費(fèi)用較高。2、注水井分注級別低，多級分注技術(shù)和薄互層分注技術(shù)攻關(guān)急待試驗海外河油田由于注水井井段長、單層薄、層間矛盾突出、油稠、出砂及測試手段等因素影響，制約了多級別分注技術(shù)的有效開展，油田注水分注級別低，最高分注級只達(dá)到3級4層。有2口井需開展4級以上的級別注水。例如：H23井計劃分注4級5段、H6-14和H11-18計劃分注5級6段。此外，薄互層發(fā)育的注水井細(xì)分注水難大。海1塊邊部有8口注水井薄互層發(fā)育，夾層厚

33、平均在2m左右，目前為籠統(tǒng)注水，細(xì)分注水難大。目前海1塊分注率為各區(qū)塊最低為%，全油田目前有注水井146口，分注井有108口，其中一級兩層32口中，兩級3層58口，三級四層18口。細(xì)分注水工作仍任重道遠(yuǎn)。 技術(shù)潛力：一是開展高級別分注試驗，滿足油田細(xì)分注水的需要。目前，新型多級分注技術(shù)已具備進(jìn)一步增大分注級別的技術(shù)基礎(chǔ)，理論上可以實現(xiàn)高級別分層注水。其技術(shù)優(yōu)勢是：多級分注技術(shù)可提高分注級別，采用恒流配水器對各層進(jìn)行定量注水，減少測試投撈所造成的作業(yè)及周期長問題。其技術(shù)缺點(diǎn)是注水雜質(zhì)、井筒內(nèi)死油、砂等易堵塞水嘴，造成注入量達(dá)不到配注要求。二是開展薄互層分層注水技術(shù)攻關(guān)。對于薄互層發(fā)育細(xì)分注水難度

34、大注水井，計劃研制長膠筒封隔器，改變目前薄互層注水井籠統(tǒng)注水的現(xiàn)狀。3、海26塊水驅(qū)效率差，多元配套開采技術(shù)急需研究與試驗海26塊水驅(qū)地質(zhì)儲量占海外河油田水驅(qū)儲量的%，居各注水區(qū)塊之首。區(qū)塊年產(chǎn)量×104t，占油田水驅(qū)年產(chǎn)量的%，采出程度%，標(biāo)定采收率%，綜合含水%。目前有油井240口，171口，開井率%，平均單井日產(chǎn)液，單井日產(chǎn)油僅有。由于構(gòu)造復(fù)雜、儲層連通性差（連通系數(shù)63%），油稠、出砂嚴(yán)重，導(dǎo)致水驅(qū)調(diào)堵技術(shù)難以規(guī)模實施。2000年以來累計實施化學(xué)堵水和調(diào)剖9井次，累計增油僅有992t。技術(shù)潛力：一是注氣采油技術(shù)具備前期研究基礎(chǔ)。“二氧化碳和氮?dú)?泡沫驅(qū)”采油技術(shù)在海1塊和海2

35、6塊試驗成功。在海一塊H11221井和H1122井二氧化碳驅(qū)試驗累積增油476t。在海26塊H18129和H22233井氮?dú)?泡沫驅(qū)試驗對應(yīng)井增油1336t。注氣采油技術(shù)優(yōu)勢是：具有降粘、驅(qū)油、補(bǔ)充地層能量、壓水錐的作用，適于提高低滲層原油采收率，技術(shù)缺點(diǎn)：投入費(fèi)用較高。二是微生物采油適于復(fù)雜斷塊的開發(fā)。微生物采油技術(shù)技術(shù)優(yōu)勢：具有原油降粘、改善流度比、解堵作用，適用于低滲層開采，且安全環(huán)保無毒害。技術(shù)缺點(diǎn)：投入費(fèi)用較高。4、部分注水層段次注，多氫酸解堵技術(shù)和聚合物解堵技術(shù)急需研究。海外河油田2010年注水量完成152×104m3。目前有注水井147口，開井109口，日注水量4021

36、m3，因注不進(jìn)關(guān)井26口。統(tǒng)計欠注井有19口27層段，日配注量810m3，實際日注入量261m3，日欠注549 m3。其中有11個層段低滲注不進(jìn)水，平均滲透率在50×10-3m2。海1塊欠注井7口，海31塊欠注井7口，海26塊欠注井5口。水井欠注的主要原因有四個方面：一是東三層系儲層物性差，分層注水后對應(yīng)層位造成注水壓力上升；二是受長期注水影響，注水井近井地帶存在機(jī)雜堵塞問題。三是調(diào)剖、調(diào)驅(qū)等措施封堵了高滲透層，液流改向提高了注水壓力；四是干線壓力低（），不能滿足注水工作需要。技術(shù)潛力：一是擴(kuò)大多氫酸解堵技術(shù)試驗，恢復(fù)低滲透層注水。2010年，多氫酸解堵技術(shù)在H8-24井試驗成功，試

37、驗1口，注水壓力降低2MPa以上。其技術(shù)優(yōu)勢是：采用壓裂車組施工，壓力高、排量大、處理半徑大，具有酸壓效果，可有效解決儲層連通性差、水質(zhì)污染形成的堵塞和注入壓力高的問題。技術(shù)缺點(diǎn)是：投入大，不能解決聚合物污染堵塞。二是開展聚合物解堵技術(shù)攻關(guān)。隨著調(diào)剖調(diào)驅(qū)注聚規(guī)模的擴(kuò)大，聚合物近井堵塞現(xiàn)象日趨嚴(yán)重，計劃開展配套技術(shù)研究，以降低注水壓力。5、新海27塊水平井高含水，堵水技術(shù)急需突破目前新海27塊有水平井39口，開井37口，日產(chǎn)液3413m3，日產(chǎn)油，綜合含水%。含水6070%的油井5口，含水8090%的油井1口，含水9095%的油井19口，含水9598%的油井11口，高含水關(guān)井3口。高含水問題成為

38、水平井高效開發(fā)的一只“攔路虎”。 技術(shù)潛力：一是水平井堵水技術(shù)研究啟動較早，具備前期試驗基礎(chǔ)。試驗3口井見到明顯的降水效果。二是明確了存在的問題和技術(shù)突破方向。計劃配套開展二氧化碳采油技術(shù)，降低油水流度比。技術(shù)優(yōu)勢：找水、堵水、采油一體化實施，技術(shù)針對性強(qiáng)，節(jié)省措施投入。技術(shù)缺點(diǎn)：水平井堵水投入費(fèi)用較高，工期較長、工序復(fù)雜。堵水方案上缺少配套的采油技術(shù)。6、水平井出砂，防砂技術(shù)急需完善油藏壓實作用差，膠結(jié)疏松，在開采過程中地層應(yīng)力結(jié)構(gòu)受到破壞，油稠拖拽力強(qiáng)，油層出砂嚴(yán)重。金馬公司現(xiàn)有83口水平井，目前發(fā)現(xiàn)出砂井10口，其中小洼油田出砂發(fā)現(xiàn)出砂水平井8口，占水平井?dāng)?shù)%。海外河油田發(fā)現(xiàn)2口井。出砂

39、10口井，油井正常生產(chǎn)能力日產(chǎn)油d，日產(chǎn)液357m3/d。通過檢泵維持正常生產(chǎn)有8口井（日產(chǎn)油d，日產(chǎn)液360.8m3/d），出砂嚴(yán)重關(guān)井2口（洼38-東H1、洼38-東H306）。水平井出砂問題日趨嚴(yán)重。技術(shù)潛力：水平井防砂技術(shù)已開展了前期基礎(chǔ)研究，待條件成熟投入現(xiàn)場試驗，重點(diǎn)解決小洼油田水平井出砂問題。7、蒸汽驅(qū)井縱向動用不均勻，高溫調(diào)剖技術(shù)急需試驗小洼油田汽驅(qū)試驗區(qū)年產(chǎn)量約占小洼油田年產(chǎn)量的%。目前有蒸汽驅(qū)井12口，開井9口。對應(yīng)生產(chǎn)井55口，開井48口，日產(chǎn)油145t，日產(chǎn)液1333m3，小洼油田蒸汽驅(qū)采用籠統(tǒng)注汽方式，生產(chǎn)過程中，中心注汽隨注汽時間延長，主力層采出程提高，儲層縱向上吸

40、汽剖面不均勻，致使對應(yīng)井汽竄、含水上升、產(chǎn)量遞減，油汽比、采注比降低。隨著小洼油田汽驅(qū)規(guī)模的擴(kuò)大，急需配套開展高溫調(diào)剖技術(shù)研究。技術(shù)潛力：鉆采院已完成了新型調(diào)剖技術(shù)的前期研究工作，待條件成熟將進(jìn)入現(xiàn)場試驗。其技術(shù)優(yōu)勢是研制的蒸汽驅(qū)調(diào)剖技術(shù)高溫穩(wěn)定性好。技術(shù)缺點(diǎn)是單井投入較高。8、洼38塊低效吞吐井增多，稠油深部熱采技術(shù)急需儲備目前洼38塊有油井421口，開井191口，日產(chǎn)油485t。已采出可采儲量的%，平均注汽周期次，平均單井產(chǎn)液量，平均單井產(chǎn)油量。產(chǎn)量呈逐年下降趨勢，累計油汽比由2009年下降到2010年；年產(chǎn)油量由×104t下降到目前的×104t；油汽比低于的采油井有7

41、2口。油汽比在的采油井有21口，占開井?dāng)?shù)的%，老井穩(wěn)產(chǎn)難度加大。技術(shù)潛力：與中國石油大學(xué)（華東）合作開展了洼38塊稠油凝膠泡沫調(diào)堵與催化降粘技術(shù)研究，試驗2口井，增油370t。為稠油深部熱采技術(shù)的研究提供了技術(shù)基礎(chǔ)。技術(shù)優(yōu)勢：稠油深部熱技術(shù)具有處理半徑大、選擇性好、驅(qū)油效率高的特點(diǎn)，還可以提高蒸汽的利用率。二、采油管理1、天然氣組分發(fā)生變化，二氧碳濃度逐年增加2010年以來，小洼油田采油站頻繁出現(xiàn)加熱爐熄火事件，在冬季尤為突出。給安全生產(chǎn)帶來了極大的隱患，在熄火的同時取樣化驗，二氧化碳濃度高達(dá)%。2、設(shè)備和管線腐蝕嚴(yán)重，腐蝕穿孔事故頻發(fā)小洼油田的設(shè)備和流程使用年限都超過了16年，近年硫化氫的出

42、現(xiàn)更加劇了材料腐蝕狀況，目前單井和站間輸油、輸氣管線腐蝕泄漏的事故時有發(fā)生，僅僅2010年10月份就發(fā)生5起進(jìn)站管線腐蝕穿孔事故，由于發(fā)現(xiàn)處理的比較及時沒有發(fā)生危險。但是作為高含硫化氫段的泄露，其危險性不容忽視。3、含聚污水處理難度大，水質(zhì)達(dá)標(biāo)不能保障隨著海一塊調(diào)驅(qū)和海31塊“2+3”采油試驗的深入，在提高原油產(chǎn)量的同時也增加了含聚合物污水的處理難度。海一聯(lián)污水中因含有聚合物，水中油滴及固體懸浮物的乳化穩(wěn)定性增強(qiáng)，進(jìn)而導(dǎo)致油、水分離難度加大。存在的主要問題是機(jī)雜超標(biāo)（最高為69mg/L, 最低為27mg/L均高于油田公司考核指標(biāo)10mg/L）。為解決海外河油田含聚合物污水處理難題，公司組織大慶

43、油田采油一廠聚南1-1污水處理站進(jìn)行含聚合物污水處理工藝與技術(shù)調(diào)研，并制定了相關(guān)的整改措施，保證了污水處理效果。但隨著海一塊深度調(diào)驅(qū)工作的進(jìn)一步開展，聯(lián)合站污水處理將會迎來新的難題。三、作業(yè)管理小洼油田目前有10個汽驅(qū)井組，其中沙三油層5個，東三油層5個，需要定期對中心注汽井進(jìn)行更換注汽管柱、調(diào)整注汽方式等作業(yè)。存在著地層溫度高（200左右），地層壓力低（2MPa左右），硫化氫含量高，作業(yè)時間長的問題，目前在作業(yè)前采用高溫暫堵劑、水泥壓井的方法來安裝防噴器，并在作業(yè)過程中一直往套管內(nèi)灌水降低井筒溫度的做法，風(fēng)險大、成本高、對地層傷害大。第三部分: 2011年工作部署一、工作思路2011年，認(rèn)真

44、落實油田公司專業(yè)工作部署，繼續(xù)圍繞公司“兩保一降一提”和“工作對標(biāo)準(zhǔn)、管理講效率、經(jīng)營要效益”的工作要求，以實現(xiàn)油田有效注水、注汽和保證油水井正常生產(chǎn)為工作重點(diǎn)，深入開展采油工程精細(xì)化管理活動，依托油田公司重大科研項目，進(jìn)一步提升科研管理水平。加快科研成果轉(zhuǎn)化，推進(jìn)化學(xué)調(diào)驅(qū)試驗；加強(qiáng)難點(diǎn)技術(shù)攻關(guān)，開展 “十項研究”；做好 “四篇文章”，夯實發(fā)展基礎(chǔ)，為油田質(zhì)量效益發(fā)展提供技術(shù)支撐。二、工作目標(biāo)全面完成各項科研、生產(chǎn)任務(wù)。2011年計劃開展工藝措施23項，205井次，措施有效率80%以上，年度增油×104t，投入產(chǎn)出比達(dá)到1：以上。預(yù)期取得油田公司科技成果1項，申報專利2項；形成稠油注

45、水核心技術(shù)2項，力爭在化學(xué)調(diào)驅(qū)、水平井防砂、水平井堵水研究方面取得進(jìn)展。采油系統(tǒng)實現(xiàn)生產(chǎn)管理指標(biāo)全面達(dá)標(biāo)。作業(yè)系統(tǒng)計劃完成作業(yè)工作量1217井次，作業(yè)一次成功率大于98%；作業(yè)有效率大于95%；杜絕作業(yè)過程中井噴失控、硫化氫中毒、作業(yè)污染等事故的發(fā)生。三、重點(diǎn)工作（一）采油工藝一是以油田效益發(fā)展為目標(biāo)，規(guī)模應(yīng)用“四個體系”， 進(jìn)一步提高油藏采收率。 注水配套工藝技術(shù)。依托油田公司重大科研項目海外河油田普通稠油注水油藏提高采收率配套技術(shù)研究與應(yīng)用，按照“注、堵、調(diào)、驅(qū)”的技術(shù)思路，配套應(yīng)用多元注水技術(shù)，提高油藏采收率。形成3項關(guān)鍵技術(shù)：多級分層注水、精細(xì)調(diào)堵、化學(xué)調(diào)驅(qū)；開展2項技術(shù)試驗：新型深部

46、調(diào)剖、薄互層分層注水。注汽配套工藝技術(shù)。針對小洼油田吞吐輪次高、采出程度高和有效吞吐井減少的問題，按照”注、調(diào)、排”的技術(shù)思路，綜合應(yīng)用注汽配套技術(shù)，改善蒸汽吞吐、汽驅(qū)開發(fā)效果。應(yīng)用3項配套技術(shù)：分注選注、化學(xué)輔助吞吐、高溫泵采油技術(shù)；開展1項試驗：解除小洼油田蒸汽驅(qū)高溫堵塞。油井防排砂技術(shù)。根據(jù)油井出砂狀況，按照“固、擋、排”的技術(shù)思路，保證油井正常生產(chǎn)。應(yīng)用2項主導(dǎo)技術(shù)：地層深部防砂、高溫人工井壁防砂；實施2項配套技術(shù)：篩管防砂、螺桿泵；開展1項試驗：溫固型樹脂水平井防砂。水平井配套工藝技術(shù)。以提高水平井動用程度為目標(biāo)，應(yīng)用水平井配套技術(shù)，改善水平井開發(fā)效果。應(yīng)用2項注汽技術(shù)：多點(diǎn)注汽、雙

47、管注汽；實施2項舉升技術(shù)：大斜度水平井抽油泵、大排量螺桿泵；開展3項技術(shù)試驗：水平井堵水、水平井防砂、水平調(diào)剖驅(qū)油。二是以難點(diǎn)技術(shù)攻關(guān)為目標(biāo)，重點(diǎn)開展“十項研究”，實現(xiàn)科研新進(jìn)展。圍繞油田開發(fā)的難點(diǎn)問題，重點(diǎn)開展“十項新技術(shù)研究”， 為油田穩(wěn)定發(fā)展提供新的技術(shù)支持。水平井配套技術(shù)。開展水平井防砂技術(shù)、水平井堵水技術(shù)、水平井調(diào)剖助排技術(shù)研究，解決水平井出砂、高含水、水平段動用不均的問題，保證水平井高效生產(chǎn)。海26塊提高水驅(qū)效果技術(shù)。開展氮?dú)怛?qū)油技術(shù)、二氧化碳采油技術(shù)、化學(xué)調(diào)剖技術(shù)、微生物采油技術(shù)研究與試驗，探索改善海26塊復(fù)雜斷塊多元開發(fā)的技術(shù)方法。薄互層油藏分層注水技術(shù)。海1塊邊部油藏平均單層

48、厚度，單井注水層數(shù)平均層，最多注水層數(shù)27層，薄互層發(fā)育，細(xì)分注水難度大。研制適宜的長膠筒封隔器，提高分注級別。有效注汽技術(shù)。一是開展小洼油田蒸汽驅(qū)中心井改善注汽剖面技術(shù)研究，提高蒸汽縱向波及體積；二是開展蒸汽通道控制深部熱采技術(shù)研究，改善小洼油田高輪次吞吐井開發(fā)效果。三是以爭創(chuàng)一流團(tuán)隊為目標(biāo)，認(rèn)真做好“四篇文章”，營造發(fā)展大環(huán)境 加強(qiáng)項目對標(biāo)管理，提升工作水平。嚴(yán)格執(zhí)行金馬公司科技項目管理辦法等四項規(guī)定，加強(qiáng)項目立項和成本管理，優(yōu)化措施結(jié)構(gòu)，加快技術(shù)成果應(yīng)用與轉(zhuǎn)化，提高技術(shù)創(chuàng)新水平和經(jīng)濟(jì)效益。嚴(yán)細(xì)工程設(shè)計審核，確保井控安全。嚴(yán)格執(zhí)行遼河油田井下作業(yè)井控實施細(xì)則要求，加強(qiáng)小洼油田含硫化氫有毒氣

49、體工程設(shè)計及審核，設(shè)計符合率達(dá)到100%，為公司實現(xiàn)安全環(huán)保提供有力的技術(shù)保障。加強(qiáng)人才隊伍建設(shè)，提升綜合素質(zhì)。編制培訓(xùn)計劃，建立內(nèi)部交流平臺，加強(qiáng)技術(shù)調(diào)研，拓展工作思路，提升開拓創(chuàng)新、業(yè)務(wù)交流、論文寫作和總結(jié)提煉“四種能力”，為公司發(fā)展提供技術(shù)人才保障。強(qiáng)化HSE管理體系，實現(xiàn)安全環(huán)保。落實有感領(lǐng)導(dǎo)、直線責(zé)任，嚴(yán)格執(zhí)行安全環(huán)保責(zé)任制，加強(qiáng)施工過程監(jiān)督，確保HSE管理體系有效落實，實現(xiàn)安全環(huán)保零事故。2、采油工程做好兩項推廣。一是資料錄入系統(tǒng)完善和推廣。在采油站系統(tǒng)實施完善網(wǎng)絡(luò)工程后，對所有50座采油站資料全部進(jìn)行網(wǎng)上操作，實現(xiàn)采油站資料的計算機(jī)錄入。自動生成數(shù)據(jù)匯總表，實現(xiàn)數(shù)據(jù)自動采集確保了

50、及時性、準(zhǔn)確性。有效降低工人填寫各類報表的勞動強(qiáng)度。二是機(jī)采系統(tǒng)能耗對標(biāo)管理方法推廣使用。將能耗最低機(jī)采設(shè)計與評價軟件配備到作業(yè)區(qū)和工藝研究所，實現(xiàn)對標(biāo)管理軟件功能網(wǎng)絡(luò)化、油井?dāng)?shù)據(jù)庫網(wǎng)絡(luò)化，形成機(jī)采優(yōu)化工作實現(xiàn)全方位、全過程的管理，全面提高系統(tǒng)效率和最佳系統(tǒng)效率實現(xiàn)率。夯實四項基礎(chǔ)工作。一是夯實油田技術(shù)指標(biāo)管理，努力實現(xiàn)“三提兩降一延長”。針對躺井率指標(biāo)重點(diǎn)研究油井出砂、泵漏、偏磨等成因、特點(diǎn)及規(guī)律，規(guī)范躺井分析制度，突出問題井、疑難井管理，力爭躺井率由目前的5%降低至%，檢泵周期達(dá)到560天以上；通過優(yōu)選泵型、應(yīng)用特種泵等方法降低泵筒漏失，根據(jù)動液面變化動態(tài)調(diào)整油井參數(shù)，將油井泵效指標(biāo)由59

51、%提高至60%；引進(jìn)系統(tǒng)效率預(yù)測與評價軟件，建立油井系統(tǒng)效率網(wǎng)絡(luò)檔案，優(yōu)化管桿組合，嚴(yán)格執(zhí)行優(yōu)化設(shè)計方案，系統(tǒng)效率指標(biāo)由25%提高至%；精細(xì)油井清防蠟管理，強(qiáng)化熱洗過程監(jiān)督和熱洗效果評估與預(yù)測工作，做好油井的控、憋、碰、調(diào)、洗等維護(hù)性挖潛措施，細(xì)化生產(chǎn)技術(shù)管理，從而實現(xiàn)提高機(jī)采效率、提高泵效、提高一泵到底率、降低躺井率、降低噸液耗電、延長檢泵周期。二是夯實油田生產(chǎn)數(shù)據(jù)管理，不斷完善管理制度和操作規(guī)程。在加強(qiáng)采油系統(tǒng)資料錄入系統(tǒng)完善的基礎(chǔ)上，對集輸、注汽系統(tǒng)的資料錄入進(jìn)行研究，以實現(xiàn)整個生產(chǎn)系統(tǒng)的數(shù)據(jù)實現(xiàn)網(wǎng)絡(luò)集成化管理。同時收集和整理與生產(chǎn)技術(shù)管理相關(guān)的理論資料、操作規(guī)程和技術(shù)介紹等專業(yè)資料，清

52、理和完善公司操作規(guī)程，并將操作規(guī)程和管理制度上升為局級企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)和廠級企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)。三是夯實油田蒸汽驅(qū)生產(chǎn)管理，努力提高采注比。針對小洼油田汽驅(qū)井組的變化，及時協(xié)調(diào)汽驅(qū)項目組的有關(guān)人員對兩個汽驅(qū)井組進(jìn)行分析和調(diào)整，有效提高采注比。同時通過調(diào)研，論證等方法，對今后兩個井組的方案進(jìn)行研究，為汽驅(qū)井組的長期有效開展打下基礎(chǔ)。保證井組產(chǎn)量的穩(wěn)定工作。四是夯實油田稀油管理，確保稀油合理使用。根據(jù)油田公司統(tǒng)一安排部署，興二聯(lián)供給小洼油田的稀油量將降低為450t/d，結(jié)合小洼油田的開發(fā)現(xiàn)狀和生產(chǎn)特點(diǎn)，生產(chǎn)技術(shù)科以保證采油二區(qū)摻稀油生產(chǎn)為核心編制了運(yùn)行方案，按照季節(jié)特點(diǎn)，適量調(diào)整洼一聯(lián)摻油量和注汽燃油量，同時積極爭

53、取注汽鍋爐的燃?xì)饬?，減少注汽燒油的缺口。在2011年的運(yùn)行中要通過實際運(yùn)行，摸索出更加合理的參數(shù)，以保證小洼油田各系統(tǒng)的平穩(wěn)運(yùn)行。3、作業(yè)工程嚴(yán)格執(zhí)行作業(yè)管理制度，提高作業(yè)管理水平。一是嚴(yán)格執(zhí)行金馬油田開發(fā)公司石油專用油管抽油桿管理辦法、金馬油田開發(fā)公司井下工具管理辦法、金馬油田開發(fā)公司水平井作業(yè)暫行管理辦法三個試行文件，以指標(biāo)考核、現(xiàn)場檢查為重點(diǎn)，提高井下工具標(biāo)準(zhǔn)化、規(guī)范化管理。二是嚴(yán)格執(zhí)行作業(yè)增加工序(設(shè)計)審批制度，對作業(yè)過程出現(xiàn)的增加工序，要求采油區(qū)、作業(yè)科、施工單位三方審批簽字后才能執(zhí)行，并以此為作業(yè)結(jié)算依據(jù)，從源頭上控制好作業(yè)成本。三是嚴(yán)格執(zhí)行含硫化氫井施工作業(yè)標(biāo)準(zhǔn)“八條”規(guī)定、遼

54、河油田井下作業(yè)井控實施細(xì)則、作業(yè)開工許可和施工審批制度等作業(yè)規(guī)定和制度，杜絕作業(yè)事故發(fā)生。多方位入手，齊抓共管，實現(xiàn)作業(yè)降本增效。一是從工程設(shè)計入手，科學(xué)優(yōu)化作業(yè)施工工序，從源頭減少無效工序,提高作業(yè)一次成功率和措施有效；二是加強(qiáng)現(xiàn)場監(jiān)督與檢查，做好重點(diǎn)井、重點(diǎn)施工工序的監(jiān)督檢查，提高修井質(zhì)，量保證作業(yè)質(zhì)量，減少無效作業(yè)；三是針對疑難井，科學(xué)決策，準(zhǔn)確判斷井下情況，減少作業(yè)施工程序；四是精細(xì)審核，提高結(jié)算質(zhì)量；五是開展節(jié)能挖潛、修舊利廢等降本創(chuàng)效活動，實現(xiàn)節(jié)約創(chuàng)效。強(qiáng)化“大井控”管理意識，聯(lián)防聯(lián)治，實現(xiàn)作業(yè)安全。一是做好作業(yè)井控培訓(xùn)工作，提高現(xiàn)場操作人員、采油站、作業(yè)監(jiān)督、設(shè)計人員和技術(shù)管理人

55、員的綜合素質(zhì)，計劃2011年井控培訓(xùn)人員90人次，作業(yè)監(jiān)督培訓(xùn)20人次；二是通過現(xiàn)場井控監(jiān)督檢查，加強(qiáng)一級、二級井控、工程設(shè)計檢查以及作業(yè)現(xiàn)場標(biāo)準(zhǔn)化管理，消除事故隱患，杜絕違章指揮、違章操作和井噴、火災(zāi)和污染事故的發(fā)生。三是規(guī)范作業(yè)設(shè)計，推廣應(yīng)用QSY1142-2008 油氣水井井下作業(yè)設(shè)計規(guī)范標(biāo)準(zhǔn)，杜絕設(shè)計中的井控缺項和漏洞。四是加大“大井控”理念的學(xué)習(xí)與推廣，對停產(chǎn)井、生產(chǎn)井的日常管理增加井控管理內(nèi)容，重點(diǎn)對采油樹、套管、采油閥門進(jìn)行監(jiān)督和管理，并開展套管治理工作。五是針對小洼油田中心注汽井開展低密度壓井液壓井作業(yè)試驗，并與相關(guān)單位研究高溫帶壓作業(yè)，確保中心注汽井作業(yè)安全。六是與工程處聯(lián)會

56、開展硫化氫井井控防噴演習(xí)，提高職工的井控風(fēng)險意識。 應(yīng)用作業(yè)新技術(shù)，解決作業(yè)難題，降低作業(yè)成本。重點(diǎn)應(yīng)用好水平井、特殊井連續(xù)沖砂技術(shù)、液壓解卡技術(shù)，不斷改進(jìn)和完善水平井注汽封隔器的密封性能和中心注汽井注汽井封隔器的解封及密封能力，并與鉆采院開展無磁閥技術(shù)研究與試驗，提高抽油泵泵效，延長油井檢泵周期，降低公司躺井率。積極做好大修、安全隱患井、棄置井的封井工作。按照油田公司統(tǒng)一部署，主動向油田公司申請匯報，爭取更大支持，并做好作業(yè)預(yù)算，加大現(xiàn)場監(jiān)督與技術(shù)指導(dǎo)，降低作業(yè)成本，為公司創(chuàng)更大效益。全年計劃實施大修井15口，計劃實施棄置井15口，計劃實施安全隱患井治理10口。加大作業(yè)費(fèi)用審核與預(yù)算工作，有效控制作業(yè)費(fèi)用。以“大預(yù)算”為統(tǒng)領(lǐng)，做好2011年作業(yè)成本費(fèi)用預(yù)算標(biāo)準(zhǔn)，嚴(yán)格執(zhí)行設(shè)計及增加工序?qū)徟贫龋瑢嵭凶鳂I(yè)費(fèi)