提高蒸汽驅(qū)效益主要做法

孤島采油廠2016年2月提高蒸汽驅(qū)效益主要做法匯報(bào)提綱一、前言三、蒸汽驅(qū)效果評(píng)價(jià)二、提高蒸汽驅(qū)效益主要做法孤島采油廠孤島油田構(gòu)造井位圖孤島采油廠地質(zhì)儲(chǔ)量5.0億噸，地面原油粘度260-35000mPa.s，原油粘度平面上“頂稀邊稠”、縱向上“淺稀深稠”,稠油位于構(gòu)造邊部的油水過(guò)渡帶，地質(zhì)儲(chǔ)量9742萬(wàn)噸，整體建成6個(gè)稠油環(huán)、28個(gè)稠油開(kāi)發(fā)單元。一、前言孤島采油廠中區(qū)館5、6稠油環(huán)投入中區(qū)館5稠油擴(kuò)大東區(qū)館3、孤氣9動(dòng)用西南館5-6低效水驅(qū)轉(zhuǎn)熱采中區(qū)館5、館6環(huán)井網(wǎng)加密南區(qū)館1+2、特稠油投入、推廣蒸汽驅(qū)井?dāng)?shù)產(chǎn)能177口51萬(wàn)噸132口31萬(wàn)噸313口71萬(wàn)噸409口72萬(wàn)噸蒸汽吞吐獲得突破基礎(chǔ)井網(wǎng)動(dòng)用開(kāi)發(fā)集成配套拓資源精細(xì)管理提效益推廣井網(wǎng)加密低效水驅(qū)轉(zhuǎn)熱采孤島稠油歷年生產(chǎn)曲線圖孤島采油廠

孤島稠油不斷拓展資源動(dòng)用界限做強(qiáng)增量，同時(shí)加強(qiáng)精細(xì)管理提升效益做實(shí)存量，保持了100萬(wàn)噸以上穩(wěn)產(chǎn)十年。

孤島稠油不斷拓展資源動(dòng)用界限做強(qiáng)增量，同時(shí)加強(qiáng)精細(xì)管理提升效益做實(shí)存量，保持了100萬(wàn)噸以上穩(wěn)產(chǎn)十年。1、稠油是產(chǎn)量接替的需要，新增稠油資源有限，要在技術(shù)接替上做文章信心底氣從哪來(lái)？孤島采油廠1、稠油是產(chǎn)量接替的需要，新增稠油資源有限，要在技術(shù)接替上做文章

近年新增稠油資源有限，持續(xù)大規(guī)模的儲(chǔ)量接替難度大；而稠油全面完成井網(wǎng)加密，下步依靠二次加密、加大轉(zhuǎn)周工作量這種粗放式開(kāi)發(fā)不是可持續(xù)發(fā)展之路，必須在現(xiàn)有存量上做好技術(shù)接替文章。孤島采油廠2、蒸汽驅(qū)是稠油穩(wěn)產(chǎn)的需要，更是吞吐后期大幅度提高采收率技術(shù)需要孤島采油廠2、蒸汽驅(qū)是稠油穩(wěn)產(chǎn)的需要，更是吞吐后期大幅度提高采收率技術(shù)需要不實(shí)施蒸汽驅(qū)既無(wú)產(chǎn)量又無(wú)效益！孤島采油廠2、蒸汽驅(qū)是稠油穩(wěn)產(chǎn)的需要，更是吞吐后期大幅度提高采收率技術(shù)需要孤島采油廠3、蒸汽驅(qū)三類成本整體呈現(xiàn)上升趨勢(shì)，但與其它方式相比差距不大孤島采油廠孤島采油廠蒸汽驅(qū)技術(shù)應(yīng)該干，但要圍繞低成本開(kāi)發(fā)戰(zhàn)略，千方百計(jì)降低成本、提高效益；孤島稠油雖油藏類型多樣、但品位相對(duì)較好（較稀），要主動(dòng)擔(dān)當(dāng)、主動(dòng)應(yīng)對(duì)。蒸汽驅(qū)成本構(gòu)成中，注汽費(fèi)用比例高，產(chǎn)熱成本占完全成本15%、操作成本的40%。思想觀念怎么轉(zhuǎn)變？孤島采油廠只有抓配套才能保效益只有強(qiáng)管理才能低成本蒸汽驅(qū)信心比油價(jià)更重要思想觀念怎么轉(zhuǎn)變？孤島采油廠統(tǒng)一思想轉(zhuǎn)觀念，全廠上下一盤棋一、前言三、蒸汽驅(qū)效效果評(píng)價(jià)二、提高蒸汽驅(qū)效益主要做法1、配套技術(shù)提質(zhì)提效2、精細(xì)管理降本保效匯報(bào)提綱孤島采油廠1、油藏：重點(diǎn)實(shí)施四項(xiàng)技術(shù)配套配套技術(shù)提質(zhì)提效溫度場(chǎng)分布?jí)毫?chǎng)分布油層壓力較低,但要保障正常供液,優(yōu)選壓力≤6.0Mpa地層條件好,吞吐井間初步建立熱連通剩余油飽和度場(chǎng)分布一是優(yōu)化蒸汽驅(qū)篩選技術(shù)吞吐末期油層內(nèi)剩余油飽和度在40％以上孤島采油廠油藏條件井網(wǎng)井網(wǎng)完善，具有代表性有效厚度大于5m、原油粘度≤15000mPa.s，非均質(zhì)性弱生產(chǎn)特征老井井況好、含水≤90%，采出程度≤35%一是優(yōu)化蒸汽驅(qū)篩選技術(shù)孤島采油廠蒸汽驅(qū)前不同采出程度穩(wěn)產(chǎn)年月累計(jì)油汽比一是優(yōu)化蒸汽驅(qū)篩選技術(shù)孤島采油廠化學(xué)蒸汽驅(qū)+過(guò)熱鍋爐2010.10井網(wǎng)調(diào)整后蒸汽驅(qū)+高干度鍋爐2011.9常規(guī)蒸汽驅(qū)+常規(guī)鍋爐2008.05蒸汽驅(qū)技術(shù)對(duì)策開(kāi)發(fā)特征實(shí)施井組開(kāi)始時(shí)間8個(gè)8個(gè)7個(gè)地下原油粘度高壓、高輪次、高采出程度水侵稠油地下原油粘度高壓、水驅(qū)低效稠油地下原油粘度低壓、低采出程度、弱水侵封閉斷塊二是不同類型稠油油藏配套相應(yīng)的蒸汽驅(qū)技術(shù)對(duì)策孤島采油廠中二中Ng5稠油蒸汽驅(qū)井位圖二零一零年十二月孤島地質(zhì)研究所制制圖人：趙鑫審核人：王宏孤島渤76稠油Ng4蒸汽驅(qū)井位圖二零一三年十二月孤島地質(zhì)研究所制制圖人：張?jiān)颇袑徍巳耍和鹾昃W(wǎng)上：既“避高提低”完善注采井網(wǎng)，又要多利用井況好的老井減少投入二是不同類型稠油油藏配套相應(yīng)的蒸汽驅(qū)技術(shù)對(duì)策孤島采油廠孤島中二中Ng5稠油注汽強(qiáng)度-凈產(chǎn)油關(guān)系曲線注汽速度：1.4-2.0t/m.ha.d采注比（瞬時(shí)）對(duì)蒸汽驅(qū)開(kāi)發(fā)效果的影響采注比≥1.2三是配套注采參數(shù)優(yōu)化技術(shù)，達(dá)到投入和效益平衡孤島采油廠井底蒸汽干度>40%油層壓力降低到5MPa以下5MPa干度0.47MPa干度0.47MPa干度0.6三是配套注采參數(shù)優(yōu)化技術(shù)，達(dá)到投入和效益平衡孤島采油廠開(kāi)展以權(quán)重體積為主的注采參數(shù)優(yōu)化，確保蒸汽波及均衡孤島采油廠孤島蒸汽驅(qū)配產(chǎn)配注方法圖三是配套注采參數(shù)優(yōu)化技術(shù)，達(dá)到投入和效益平衡孤島采油廠開(kāi)展以權(quán)重體積為主的注采參數(shù)優(yōu)化，確保蒸汽波及均衡三是配套注采參數(shù)優(yōu)化技術(shù)，達(dá)到投入和效益平衡中二中Ng5蒸汽驅(qū)配產(chǎn)配注柱狀圖孤島采油廠.地質(zhì)研究所制二零一三年四月二十日制圖人：趙鑫繪圖人：譚紅巖審核人：王宏配液量（t/d）7.16.65.25.05.55.14.75.2注汽速度（t/d）孤島采油廠利用數(shù)值模擬、示蹤劑技術(shù)監(jiān)測(cè)蒸汽的流動(dòng)方向及推進(jìn)速度中二北Ng5蒸汽驅(qū)日液水平與示蹤劑推進(jìn)方向?qū)Ρ葓D5.04.85.35.45.65.75.57.15.94.96.34.95.94.96.34.95.95.94.95.74.74.36.26.07.57.5—推進(jìn)速度(m/d)中二北Ng5稠油溫度場(chǎng)圖四相：油、氣、水、固；五組分：水、原油、驅(qū)油劑、發(fā)泡劑、氮?dú)猓荒Ｐ蛥^(qū)面積：2.45km2；儲(chǔ)量：612×104t;四是配套數(shù)值模擬、動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)技術(shù)，為礦場(chǎng)跟蹤分析提供理論依據(jù)孤島采油廠四是配套數(shù)值模擬、動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)技術(shù)，為礦場(chǎng)跟蹤分析提供理論依據(jù)直讀式測(cè)試工藝實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)地層溫度和壓力變化GD2-23G533井溫度壓力曲線熱連通升壓驅(qū)替平穩(wěn)降壓孤島采油廠2、工藝：重點(diǎn)實(shí)施三項(xiàng)技術(shù)配套全密閉無(wú)熱點(diǎn)注汽工藝，保障蒸汽驅(qū)時(shí)蒸汽井底干度達(dá)到40%以上！研制隔熱管隔熱接箍密封器、強(qiáng)制解封封隔器，配套高真空隔熱管、隔熱補(bǔ)償器，實(shí)現(xiàn)井筒內(nèi)千米熱損失率由15%降為5%，井底蒸汽干度達(dá)到40以上%。孤島蒸汽驅(qū)注汽井井筒干度測(cè)試結(jié)果一是配套蒸汽驅(qū)高效井筒隔熱工藝30t隔熱補(bǔ)償器長(zhǎng)效汽驅(qū)密封器汽驅(qū)封隔器隔熱管接箍

高真空隔熱管油層注汽管柱熱點(diǎn)進(jìn)行隔熱密封油套環(huán)空孤島蒸汽驅(qū)井深與井筒干度曲線孤島采油廠分層蒸汽驅(qū)末期溫度場(chǎng)圖（滲透率級(jí)差=4）籠統(tǒng)蒸汽驅(qū)末期溫度場(chǎng)圖（滲透率級(jí)差=4）注汽井生產(chǎn)井生產(chǎn)井注汽井生產(chǎn)井生產(chǎn)井二是配套蒸汽驅(qū)分層注汽工藝，減緩層間矛盾孤島采油廠分層注汽實(shí)施6個(gè)井組，保障蒸汽驅(qū)生產(chǎn)井多層均衡受效中二中Ng5蒸汽驅(qū)GD2-29-517(雙管分注)中二中Ng5蒸汽驅(qū)GD2-31N518(單管分注)GD2-31-515月度生產(chǎn)曲線（Ng53）GD2-30XNB515月度生產(chǎn)曲線（Ng54-55）蒸汽驅(qū)蒸汽驅(qū)注汽速度3.7t/h注汽速度3.3t/h注汽速度3.0t/h注汽速度3.5t/h二是配套蒸汽驅(qū)分層注汽工藝，減緩層間矛盾孤島采油廠中二中蒸汽驅(qū)井筒溫度變化曲線液量40t/d井深m井筒溫度℃正常生產(chǎn)時(shí)汽竄后熱利用率83.8%65.4%-18.4%（數(shù)據(jù)來(lái)自：2013年Surmont熱采項(xiàng)目報(bào)告）蒸汽驅(qū)汽竄前后熱利用率變化定義汽竄制定判斷標(biāo)準(zhǔn)預(yù)竄、防竄三是配套預(yù)竄、防竄、治竄技術(shù)，達(dá)到及時(shí)調(diào)控、均衡長(zhǎng)效主導(dǎo)指標(biāo)：井口溫度大于90℃，井底溫度大于220℃，

井底蒸汽干度大于0.1%。輔助指標(biāo)：產(chǎn)液量突增（增速大于50%/月）輔助指標(biāo)：含水率突增且大于90%（增速大于25%/10天）汽竄判斷標(biāo)準(zhǔn)（滿足兩條即可判定發(fā)生汽竄）配套治竄技術(shù)降注、降液、兼開(kāi)化學(xué)劑調(diào)堵氮?dú)庹{(diào)堵分層注汽孤島采油廠三是配套預(yù)竄、防竄、治竄技術(shù)，達(dá)到及時(shí)調(diào)控、均衡長(zhǎng)效孤島采油廠高干度注汽鍋爐蒸汽鍋爐技術(shù)指標(biāo)：額定蒸發(fā)量：

30.0t/h鍋爐燃燒效率：≥93%額定工作壓力：17.2MPa鍋爐出口蒸汽干度：≥99%

高干度鍋爐工藝流程水-水換熱器對(duì)流段輻射段過(guò)熱段汽水分離器注入井下460℃過(guò)熱蒸汽飽和水飽和蒸汽來(lái)水混合蒸汽干度：≥99%3、地面：重點(diǎn)實(shí)施兩項(xiàng)技術(shù)配套孤島采油廠3、地面：重點(diǎn)實(shí)施兩項(xiàng)技術(shù)配套技術(shù)指標(biāo)：工作壓力：22MPa工作溫度：370℃干度調(diào)節(jié)范圍：30%～90%流量調(diào)節(jié)范圍：3～10t/h等干度分配、計(jì)量、調(diào)節(jié)一體化工藝中二中Ng5稠油蒸汽驅(qū)井位圖孤島采油廠.地質(zhì)研究所制二零一五年四月二十日制圖人：趙鑫繪圖人：譚紅巖審核人：王宏孤島中二中Ng5注汽井注汽速度柱狀圖孤島采油廠精細(xì)管理降本保效蒸汽驅(qū)效益管理就是熱能的管理！熱能管理核心：減少注入成本、提高熱利用率！熱質(zhì)平衡示意圖有效擴(kuò)大蒸汽腔的波及范圍、減少指進(jìn)、汽竄優(yōu)化蒸汽腔溫壓、減少地層熱損失孤島采油廠1、油藏：重點(diǎn)實(shí)施兩項(xiàng)精細(xì)管理措施，提高經(jīng)濟(jì)油汽比一是實(shí)施注采參數(shù)動(dòng)態(tài)管理孤島采油廠驅(qū)替階段25P531井化學(xué)蒸汽驅(qū)第二段塞注入時(shí)間安排2012.8.2825P531井化學(xué)蒸汽驅(qū)第一段塞注入時(shí)間安排2011.9.2025P531井化學(xué)蒸汽驅(qū)第三段塞注入時(shí)間安排2013.9.2025P531井化學(xué)蒸汽驅(qū)第四段塞注入時(shí)間安排2014.9.18孤島稠油蒸汽驅(qū)不同段塞化學(xué)劑注入安排一是實(shí)施注采參數(shù)動(dòng)態(tài)管理孤島采油廠稠油維持蒸汽腔所需要的蒸汽注入量曲線孤島稠油蒸汽驅(qū)驅(qū)替后期不同注汽方式利潤(rùn)孤島稠油蒸汽驅(qū)驅(qū)替后期不同汽驅(qū)方案凈產(chǎn)油適時(shí)降低蒸汽量是降本增效最便捷、快速的方式!驅(qū)替階段后期降低蒸汽驅(qū)降低成本、防竄提高采收率孤島采油廠驅(qū)替階段后期降低注汽量降低成本、防竄提高采收率注汽量減少2.5萬(wàn)噸熱量費(fèi)節(jié)約712萬(wàn)元成本降低158萬(wàn)元/噸穩(wěn)產(chǎn)期延長(zhǎng)2年增油量多增900噸油汽比提高0.05孤島孤氣9稠油蒸汽驅(qū)近期曲線孤島孤氣9稠油GB1X04日度曲線孤汽9稠油蒸汽驅(qū)階段累積注汽59.2萬(wàn)噸、產(chǎn)油17.9萬(wàn)噸、增油12.4萬(wàn)噸，采油速度2.1%，油汽比0.30，提高采收率11.1%！孤島采油廠“引”“提”“調(diào)”驅(qū)替階段初期驅(qū)替階段中期提高采注比，保持蒸汽帶前緣向生產(chǎn)井不斷擴(kuò)展保障驅(qū)替均衡，防止蒸汽過(guò)早突破熱連通階段促進(jìn)熱連通，確保蒸汽帶形成集中吞吐引效單井提液調(diào)堵、降注蒸汽驅(qū)“引、提、調(diào)”結(jié)合，促進(jìn)熱連通、保持蒸汽帶前緣向生產(chǎn)井不斷擴(kuò)展二是實(shí)施動(dòng)態(tài)調(diào)整差異化管理孤島采油廠二是實(shí)施動(dòng)態(tài)調(diào)整差異化管理蒸汽驅(qū)“引、提、調(diào)”結(jié)合，促進(jìn)熱連通、保持蒸汽帶前緣向生產(chǎn)井不斷擴(kuò)展中二北Ng5稠油蒸汽驅(qū)數(shù)模跟蹤溫度場(chǎng)分布圖

2011.4.22013.1.62015.1.626-534井功圖22X536井功圖25P530井功圖出砂防砂漏失檢泵供液不足吞吐引效孤島采油廠孤島采油廠2、工藝：重點(diǎn)實(shí)施低液井差異化治理措施確保蒸汽帶形成目標(biāo)完善井網(wǎng)減緩汽竄、躺井發(fā)生提高生產(chǎn)時(shí)率盡快見(jiàn)效快速吞吐引效措施打更新井修井，提液生產(chǎn)參數(shù)監(jiān)控防砂及時(shí)作業(yè)降粘提液受效差井低液井類型套變井驅(qū)替后期控液出砂、泵漏等常規(guī)完井孤島采油廠2、工藝：重點(diǎn)實(shí)施低液井差異化治理措施一是實(shí)施優(yōu)化防砂工藝，延長(zhǎng)防砂周期、降低熱損失、降低作業(yè)成本

例如低液井防砂：通過(guò)優(yōu)化可重復(fù)充填管、預(yù)充填防砂管柱，實(shí)現(xiàn)由一次性防砂作業(yè)向一次防砂多次作業(yè)（-5.4萬(wàn)元/次），延長(zhǎng)防砂周期（121天）、降低熱損失，同時(shí)降低作業(yè)成本（40元/噸）。重復(fù)充填工具圖配合密封段補(bǔ)砂定位銷楔入式耐高溫封隔件長(zhǎng)效防砂管柱示意圖預(yù)充填防砂管結(jié)構(gòu)及機(jī)理孤島蒸汽驅(qū)低液井防砂周期對(duì)比（21井次）孤島采油廠二是優(yōu)化機(jī)采管柱，延長(zhǎng)檢泵周期針對(duì)蒸汽驅(qū)井檢泵作業(yè)頻繁，積極配套耐高溫補(bǔ)償防砂卡抽油泵，實(shí)施后，液量、泵效、檢泵周期明顯提高蒸汽驅(qū)耐高溫防砂卡抽油泵下沖程上沖程增壓彈簧柱塞腔增壓腔增壓柱塞泵下增壓裝置主動(dòng)復(fù)位閥副泵筒多級(jí)柔性柱塞沉砂孤島采油廠二是優(yōu)化機(jī)采管柱，延長(zhǎng)檢泵周期針對(duì)蒸汽驅(qū)井檢泵作業(yè)頻繁，積極配套耐高溫補(bǔ)償防砂卡抽油泵，實(shí)施后，液量、泵效、檢泵周期明顯提高孤島蒸汽驅(qū)卡泵井泵效對(duì)比（5井次）孤島蒸汽驅(qū)卡泵井檢泵周期對(duì)比（5井次）孤島蒸汽驅(qū)卡泵井平均液量對(duì)比（5井次）孤島采油廠3、地面：重點(diǎn)優(yōu)化燃料結(jié)構(gòu)、全過(guò)程保干，實(shí)現(xiàn)節(jié)能降耗一是根據(jù)油價(jià)變化，優(yōu)化注汽燃料結(jié)構(gòu)輸氣管線內(nèi)的天然氣通過(guò)減壓至合適壓力，進(jìn)入鍋爐燃燒器進(jìn)行燃燒。聯(lián)合站脫水處理過(guò)原油，經(jīng)輸油管道或車輛拉運(yùn)至注汽現(xiàn)場(chǎng)，通過(guò)加溫增壓使原油達(dá)到合適的溫度壓力，進(jìn)入鍋爐燃燒器進(jìn)行燃燒。原油天然氣注汽鍋爐

輸汽管線注汽井口井筒目的油層對(duì)注汽過(guò)程中的每個(gè)環(huán)節(jié)，每個(gè)節(jié)點(diǎn)進(jìn)行熱損失分析，并采取相關(guān)措施，最大限度的提高注汽干度。（輸汽環(huán)節(jié)）（注入環(huán)節(jié)）（產(chǎn)汽環(huán)節(jié)）二是全過(guò)程保干管理，提高熱效率堅(jiān)持效益化開(kāi)發(fā)理念，對(duì)“產(chǎn)汽–輸汽–注汽–用汽–生產(chǎn)”各環(huán)節(jié)、全節(jié)點(diǎn)分析，全過(guò)程閉環(huán)式保干管理，提高熱效率和油汽比。孤島采油廠孤島稠油全過(guò)程密閉式保干管理模式圖分類對(duì)策目的鍋爐提高鍋爐產(chǎn)汽干度提升鍋爐配置、優(yōu)化鍋爐運(yùn)行參數(shù)產(chǎn)汽環(huán)節(jié)管網(wǎng)降低地面沿程熱損失實(shí)施短距離注汽、強(qiáng)化管線、接頭保溫輸汽環(huán)節(jié)井口提升井口保溫裝置、實(shí)現(xiàn)蒸汽參數(shù)在線監(jiān)測(cè)提高井口干度注汽環(huán)節(jié)過(guò)程油藏分類優(yōu)化不同油藏類型配套措施提高熱利用率，均衡注采用汽環(huán)節(jié)井筒配套井筒隔熱等措施減少井筒熱損失采出摻水升溫、四分三定管理等措施保持稠油流動(dòng)性生產(chǎn)環(huán)節(jié)二是全過(guò)程保干管理，提高熱效率孤島采油廠排煙溫度散熱損失4.14%排煙熱損失9.86%風(fēng)機(jī)、泵的輸能2%化學(xué)不完全及其它燃燒熱損失3.2%有效利用能82.8%輸入熱能98%孤島注汽鍋爐熱損失比例圖分析鍋爐運(yùn)行狀況，找出潛力點(diǎn)，實(shí)施“一爐一圖”工況控制法，降低熱損、轉(zhuǎn)化為有效熱量產(chǎn)汽環(huán)節(jié)孤島采油廠強(qiáng)化各節(jié)點(diǎn)保溫管理，降低輸汽環(huán)節(jié)沿程熱損失輸汽環(huán)節(jié)孤島蒸汽驅(qū)注汽鍋爐至注汽井口散熱損失比例圖管線熱損失管線支撐固定管線應(yīng)用鈦陶瓷保溫固定管網(wǎng)應(yīng)用隔熱管托注汽井口保溫罩對(duì)輸汽流程中的每個(gè)環(huán)節(jié)進(jìn)行測(cè)試，并計(jì)算熱量損失保溫型補(bǔ)償器活動(dòng)管線保溫罩孤島采油廠注汽鍋爐平均注汽干度提升3.0%，噸汽耗油降低2.1kg。二是全過(guò)程保干管理，提高熱效率常規(guī)鍋爐高干度鍋爐節(jié)約注汽量噸/年/口288528干度提高1%注汽量變化8.015.0干度提高1%燃料投入變化常規(guī)鍋爐高干度鍋爐減少燃料投入萬(wàn)元/年/口注汽干度每提升1.0%，采油廠蒸汽驅(qū)燃料投入年節(jié)約近260萬(wàn)元，降低操作成本17元/噸！孤島采油廠4、現(xiàn)場(chǎng)保障：突出一體化“大熱采”精細(xì)管理模式

蒸汽驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)管理由單一油藏工藝技術(shù)為主，強(qiáng)化油藏工藝、施工作業(yè)、鍋爐地面、生產(chǎn)現(xiàn)場(chǎng)、信息化、井控安全、財(cái)務(wù)預(yù)算、效益評(píng)價(jià)一體化效益管理。孤島采油廠4、現(xiàn)場(chǎng)保障：突出一體化“大熱采”精細(xì)管理模式統(tǒng)一

運(yùn)行

標(biāo)準(zhǔn)

流程工作流程明確，有章可循運(yùn)行過(guò)程明確，運(yùn)行模板統(tǒng)一工作標(biāo)準(zhǔn)明確，規(guī)范統(tǒng)一蒸汽驅(qū)全過(guò)程標(biāo)準(zhǔn)化精細(xì)管理

跟蹤效果跟蹤明確，及時(shí)跟蹤治理

考核各節(jié)點(diǎn)明考核，明確責(zé)任

一體化管理、項(xiàng)目組模式運(yùn)行、標(biāo)準(zhǔn)化模板、統(tǒng)一化監(jiān)管孤島采油廠一是以信息化建設(shè)為依托，實(shí)現(xiàn)蒸汽驅(qū)雙向監(jiān)控，精準(zhǔn)發(fā)現(xiàn)并處置問(wèn)題信息化實(shí)時(shí)監(jiān)控、崗位協(xié)同分析、“五位一體”決策，問(wèn)題切入點(diǎn)更準(zhǔn)、方案針對(duì)性更強(qiáng)、處理問(wèn)題更及時(shí)。孤島孤汽9稠油蒸汽驅(qū)井組井位圖二零一五年十二月孤島地質(zhì)研究所制制圖人：馮震審核人：王宏GDGB1XN18GDGB1XN15孤島采油廠例子：孤島采油廠地質(zhì)所區(qū)塊長(zhǎng)自主設(shè)計(jì)蒸汽驅(qū)管理系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)蒸汽驅(qū)單井、井組、分區(qū)注采狀況一線查詢、預(yù)警、分析。孤島采油廠二是建立蒸汽驅(qū)標(biāo)準(zhǔn)化臺(tái)賬，便于及時(shí)跟蹤、分析、調(diào)整…………孤島采油廠二是建立蒸汽驅(qū)標(biāo)準(zhǔn)化臺(tái)賬，便于及時(shí)跟蹤、分析、調(diào)整蒸汽驅(qū)示功圖臺(tái)賬孤島采油廠三是配套蒸汽驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)QSHE標(biāo)準(zhǔn)化工作流程，保障安全規(guī)范生產(chǎn)配套研究了H2S產(chǎn)生機(jī)理及防護(hù)措施取樣：50g稠油+150g水500ml高壓反應(yīng)釜：氮?dú)庵脫Q四次密閉反應(yīng)200、250、300℃3h、8h氣袋收集氣體GC-MS分析原油中的硫醇、硫醚等有機(jī)硫化物在高溫時(shí)與水作用，發(fā)生的硫鍵斷裂—熱化學(xué)裂解反應(yīng)。

產(chǎn)出H2S的臨界溫度為200℃,溫度越高產(chǎn)生速度越快。200℃N2峰CO2峰局部放大可見(jiàn)H2S峰GC-MS檢測(cè)的色譜圖孤島采油廠三是配套蒸汽驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)QSHE標(biāo)準(zhǔn)化工作流程，保障安全規(guī)范生產(chǎn)孤六聯(lián)聯(lián)合站脫硫裝置采用無(wú)定形羥基氧化鐵進(jìn)行脫硫，反應(yīng)生成巰基硫化鐵和水。處理能力23×104m3/d開(kāi)展蒸汽驅(qū)高含硫化氫防治處理配套聯(lián)合站脫硫處理套管連續(xù)加藥處理：套管連續(xù)點(diǎn)滴加藥消除硫化氫影響示意圖試驗(yàn)期間井筒硫化氫濃度變化情況孤汽9蒸汽驅(qū)GDGB1-02井硫化氫檢測(cè)曲線單井套管氣處理：套管氣硫化氫處理裝置圖當(dāng)處理時(shí)間到2.5h時(shí)，套管氣壓力變?yōu)樨?fù)壓，后續(xù)時(shí)間點(diǎn)無(wú)法進(jìn)行硫化氫的檢測(cè)。中二北Ng5蒸汽驅(qū)GD2-24P530硫化氫檢測(cè)曲線孤島采油廠三是配套蒸汽驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)QSHE標(biāo)準(zhǔn)化工作流程，保障安全規(guī)范生產(chǎn)配套蒸汽驅(qū)安全生產(chǎn)管理規(guī)定灰面距Ng53頂55.3m本層系報(bào)廢隱患井規(guī)范化治理注汽井井口、隔熱管定期檢換中二北Ng5稠油蒸汽驅(qū)GD2-25-534管柱圖孤島采油廠四是生產(chǎn)井“三期四季兩時(shí)段”、“三段兩優(yōu)一調(diào)整”精細(xì)管理蒸汽驅(qū)差異化地面管理：做好三種水侵井區(qū)的“三期四季兩時(shí)段”的管理，即：開(kāi)井初期、生產(chǎn)中期、生產(chǎn)末期，保證生產(chǎn)參數(shù)的合理性；一年四季、白天黑夜的管理，保持生產(chǎn)流動(dòng)的連續(xù)性，減少油流阻力，提高經(jīng)濟(jì)效益。三期：開(kāi)井初期，生產(chǎn)中期，生產(chǎn)末期，保證生產(chǎn)參數(shù)的合理性四季：一年四季的管理，保持生產(chǎn)流動(dòng)的連續(xù)性差異化地面管理兩時(shí)段：白天、黑夜強(qiáng)水侵井弱水侵井無(wú)水侵井孤島采油廠四是生產(chǎn)井“三期四季兩時(shí)段”、“三段兩優(yōu)一調(diào)整”精細(xì)管理“抓兩頭、促中間”根據(jù)蒸汽驅(qū)生產(chǎn)階段特點(diǎn)優(yōu)化生產(chǎn)參數(shù)、優(yōu)化工況管理和調(diào)整抽油機(jī)平衡率，建立“五段兩優(yōu)一調(diào)整”動(dòng)態(tài)管理模式，通過(guò)實(shí)施符合蒸汽驅(qū)井生產(chǎn)規(guī)律的精細(xì)管理模式，提高蒸汽驅(qū)井日常管理水平。驅(qū)替后期驅(qū)替前期熱連通期重點(diǎn)監(jiān)控，對(duì)油井放大生產(chǎn)參數(shù)，通過(guò)提高油井排液能力，促進(jìn)熱連通。重點(diǎn)是既維持生產(chǎn)，也做好工況、參數(shù)、輔助措施的合理匹配。利用變頻裝置降低參數(shù)、提高泵效，降低單耗、節(jié)約成本，單井日節(jié)電在20kwh以上，延長(zhǎng)見(jiàn)效周期。主要是控高治低，強(qiáng)化低液井治理，提高采注比，保持蒸汽帶前緣向生產(chǎn)井不斷擴(kuò)展、均衡注采。孤島采油廠四是生產(chǎn)井“三期四季兩時(shí)段”、“三段兩優(yōu)一調(diào)整”精細(xì)管理方案發(fā)放措施制定生產(chǎn)井作業(yè)過(guò)程優(yōu)化管理，降低占井周期.措施集中制定、施工優(yōu)化排序、方案及時(shí)發(fā)放；搬上要及時(shí)、程序不超越、節(jié)奏要加