论文部分内容阅读
[摘 要]采油工程技术是多学科交叉集成的一项综合工程技术，这就使采油工程技术管理表现出多样性和复杂性的特点，那么，无论是技术素质上还是管理素质上都对采油技术人员提出了更高的要求。
[关键词]采油;工程;管理
中图分类号：TP831 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2019）14-0275-01
一、引言
采油工程管理要根据油田地质特点和开发需求，以实现油田高效开发为目标，依靠科学管理和技术创新，优化措施结构，形成适应油田不同开发阶段需要的采油工艺配套技术。采油工程管理主要包括：采油工程方案编制及实施，完井與试油、试采管理、生产过程管理、质量控制管理、技术创新与应用和健康、安全、环境管理。
二、注水、注气合天然能量开发油田采油工程管理
注水、注气合天然能量开发的油田，采油工程方案主要内容为：
油藏工程方案简介：地质特征、试油试采情况、井网部署、设计井数及井别、产能设计、储层岩石性质、流体性质、流压等
储层保护设计：进行储层敏感性研究实验，分析储层伤害的潜在因素，筛选与储层配伍的入井流体。提出储层保护措施。采油工程完井设计：包括完井方式、油管柱结构、生产套管尺寸、射孔工艺和参数、防腐措施、防砂等设计;提出对生产套管强度、固井水泥返高及质量、井口装置等技术要求。
采油方式及参数优化设计：采用节点分析和人工举升动态模拟技术，预测不同含水、不同产液指数、不同压力条件下自喷以及各种人工举升方式能够达到的最大合理产液量，综合考虑油田配产以及经济、管理、生产条件等各种因素，确定各个开采阶段的采油方式，并优化生产参数。
注入工艺和参数优化设计：进行试注工艺设计，通过试注，搞清楚储层吸入能力和启动压力，根据油藏工程要求，优化注入工艺管柱，计算确定不同开发阶段、不同注入量条件下的井口注入压力，遵循有利保护储层和经济可行的原则，研究确定注入介质的指标。
增产增注措施：研究储层增产增注的必要性及可行性，筛选主体增产增注工艺以及相应的关键技术参数。配套技术设计：研究分析清防蜡、降粘、防腐、防垢、防砂等技术应用的必要性，筛选主体配套技术及相应的工艺参数。“健康、安全、环境”要求。采油工程投资概算。
三、采油工程精细化管理
完善生产管理制度，细化、量化生产环节。坚持管理专家挂牌制度，解决生产难题。2009年1-8月份，抽油杆断躺井占躺井总比例与年初对比下降了0.16个百分点;偏磨措施实施116井次，每个月因偏磨造成躺井作业下降2井次左右，见到了显著效果。坚持每月生产管理指标分析会制度，细化目标管理。充分利用日报、周报、月报、季度、年报等进行数据统计，监控32项生产管理指标运行情况，每月召开一次生产管理指标分析会，确保指标运行处于受控状态。坚持每月油井状态确认制度，有效挖掘潜力。今年以来共有87口问题井转为正常井，51口潜力井转为高效井，89口正常井转为长寿井。坚持两级生产管理理会制度，强化动态监控。通过“两级周例会机制”，将油井的生产时率提高0.34个百分点。坚持每周油井产量对比制度，提高问题井处理效率。今年，通过油井产量对比发现问题井517口，其中431口经过做工作恢复正常生产，有49口及时安排了上作业，其余37口井由于供液能力下降采取了加深泵挂、下调冲程冲次等管理措施。坚持措施管理挂单制度。
加强生产专题研究，提高精细化管理水平。实行全过程管理，躺井控制见到实效：建立躺井预警机制。对检泵周期小于180天的油井、产量高于10吨的24口油井建立预警档案，制定了详细的管理方案。加强专项问题的研究。对空心杆密封胶圈进行加大、加粗。对空心杆做到根根试压检测合格后方可下井。空心杆本体漏失造成躺井数量由年初的月均4井次下降到目前的零井次。加强作业过程监督。要求每口井作业时管杆必须与井口对中，避免下井时刮伤管杆及偏扣造成管不密封的现象发生;作业下杆前对带泵管柱必须严格试压，要求8Mpa压力15分钟不降。推广应用了“躺井分析实像”多媒体教学软件。加强了作业交井后的管理。严格按要求建立好热场再启抽，避免井下温度不够造成卡井，即，热洗循环一周半以上，热洗液温度在80度以上，同时有热线的井加大送电功率。今年以来，通过加大作业交井后的管理，与去年同期对比减少作业返工井14井次。对比去年同期，躺井率下降了0.4个百分点，油井检泵周期延长了21天。
提高油井生产时率，摸索高凝油清蜡规律。完善清蜡方式：电加热清蜡、加药清蜡、井下工具清蜡、热洗清蜡。含水小于80%的高凝油区块的405口油井实施电加热清蜡，定期提高送电功率清蜡;含水大于80%的301口油井实施冷抽加药清蜡;凝固点较低的前进、法哈牛地区的稀油井实施电热管流动送电清蜡、涂层管杆防蜡、热洗结合防污染管柱清蜡等多种方式，现场应用228口井，年可实现免洗井2230井次，间接增油2.1万吨。完善了热洗车、自身热洗、低压掺水等多种热洗方式：日产液15吨以上的156口油井采用自身热洗清蜡;边台区块的55口油井采用低压掺水清蜡;日产液15吨以下的油井采用热洗车清蜡。边台区块是一套独立掺水系统，低压水压力范围在2.3MPa--3.2MPa，洗井量控制在30立方米，温度控制在80℃左右，瞬时洗井量控制在2立方米/小时。具有热洗液对地层污染小、排量与低渗地层匹配、费用低的特点。今年实施以来，边台的油井躺井率为5.1%，比去年下降了2个百分点。热洗车洗井采用2143热洗法：以“两升一降”（电流升、负荷升、产量降）判断油井是否需要热洗;以“四个阶段”（替液、融蜡、排蜡、巩固阶段）划分热洗过程，明确热洗介质温度、热洗排量标准;以“三对比”（对热洗前后的电流、泵效、负荷进行对比）检验热洗效果。
四、结语
综上所述，采油工程的生产过程管理贯穿于油田开发全过程，主要包括采油、注水（汽）、作业、试井等采油生产过程管理，其工作目标是实现生产井的正常生产、高效运行和成本控制。采油工程中长期规划和年度计划要以油藏工程中长期规划和年度计划为基础，按照股份公司和油田公司的统一部署编制。
参考文献
[1]吴文.采油工程管理体系[J].油气田开发与地面工程，2011（1）
[2]武加诚.油田工程管理现状[J].油气储运，2010（11）
[3]赵方国.浅谈油田工程管理[J].现代企业管理，2011（3）
[关键词]采油;工程;管理
中图分类号：TP831 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2019）14-0275-01
一、引言
采油工程管理要根据油田地质特点和开发需求，以实现油田高效开发为目标，依靠科学管理和技术创新，优化措施结构，形成适应油田不同开发阶段需要的采油工艺配套技术。采油工程管理主要包括：采油工程方案编制及实施，完井與试油、试采管理、生产过程管理、质量控制管理、技术创新与应用和健康、安全、环境管理。
二、注水、注气合天然能量开发油田采油工程管理
注水、注气合天然能量开发的油田，采油工程方案主要内容为：
油藏工程方案简介：地质特征、试油试采情况、井网部署、设计井数及井别、产能设计、储层岩石性质、流体性质、流压等
储层保护设计：进行储层敏感性研究实验，分析储层伤害的潜在因素，筛选与储层配伍的入井流体。提出储层保护措施。采油工程完井设计：包括完井方式、油管柱结构、生产套管尺寸、射孔工艺和参数、防腐措施、防砂等设计;提出对生产套管强度、固井水泥返高及质量、井口装置等技术要求。
采油方式及参数优化设计：采用节点分析和人工举升动态模拟技术，预测不同含水、不同产液指数、不同压力条件下自喷以及各种人工举升方式能够达到的最大合理产液量，综合考虑油田配产以及经济、管理、生产条件等各种因素，确定各个开采阶段的采油方式，并优化生产参数。
注入工艺和参数优化设计：进行试注工艺设计，通过试注，搞清楚储层吸入能力和启动压力，根据油藏工程要求，优化注入工艺管柱，计算确定不同开发阶段、不同注入量条件下的井口注入压力，遵循有利保护储层和经济可行的原则，研究确定注入介质的指标。
增产增注措施：研究储层增产增注的必要性及可行性，筛选主体增产增注工艺以及相应的关键技术参数。配套技术设计：研究分析清防蜡、降粘、防腐、防垢、防砂等技术应用的必要性，筛选主体配套技术及相应的工艺参数。“健康、安全、环境”要求。采油工程投资概算。
三、采油工程精细化管理
完善生产管理制度，细化、量化生产环节。坚持管理专家挂牌制度，解决生产难题。2009年1-8月份，抽油杆断躺井占躺井总比例与年初对比下降了0.16个百分点;偏磨措施实施116井次，每个月因偏磨造成躺井作业下降2井次左右，见到了显著效果。坚持每月生产管理指标分析会制度，细化目标管理。充分利用日报、周报、月报、季度、年报等进行数据统计，监控32项生产管理指标运行情况，每月召开一次生产管理指标分析会，确保指标运行处于受控状态。坚持每月油井状态确认制度，有效挖掘潜力。今年以来共有87口问题井转为正常井，51口潜力井转为高效井，89口正常井转为长寿井。坚持两级生产管理理会制度，强化动态监控。通过“两级周例会机制”，将油井的生产时率提高0.34个百分点。坚持每周油井产量对比制度，提高问题井处理效率。今年，通过油井产量对比发现问题井517口，其中431口经过做工作恢复正常生产，有49口及时安排了上作业，其余37口井由于供液能力下降采取了加深泵挂、下调冲程冲次等管理措施。坚持措施管理挂单制度。
加强生产专题研究，提高精细化管理水平。实行全过程管理，躺井控制见到实效：建立躺井预警机制。对检泵周期小于180天的油井、产量高于10吨的24口油井建立预警档案，制定了详细的管理方案。加强专项问题的研究。对空心杆密封胶圈进行加大、加粗。对空心杆做到根根试压检测合格后方可下井。空心杆本体漏失造成躺井数量由年初的月均4井次下降到目前的零井次。加强作业过程监督。要求每口井作业时管杆必须与井口对中，避免下井时刮伤管杆及偏扣造成管不密封的现象发生;作业下杆前对带泵管柱必须严格试压，要求8Mpa压力15分钟不降。推广应用了“躺井分析实像”多媒体教学软件。加强了作业交井后的管理。严格按要求建立好热场再启抽，避免井下温度不够造成卡井，即，热洗循环一周半以上，热洗液温度在80度以上，同时有热线的井加大送电功率。今年以来，通过加大作业交井后的管理，与去年同期对比减少作业返工井14井次。对比去年同期，躺井率下降了0.4个百分点，油井检泵周期延长了21天。
提高油井生产时率，摸索高凝油清蜡规律。完善清蜡方式：电加热清蜡、加药清蜡、井下工具清蜡、热洗清蜡。含水小于80%的高凝油区块的405口油井实施电加热清蜡，定期提高送电功率清蜡;含水大于80%的301口油井实施冷抽加药清蜡;凝固点较低的前进、法哈牛地区的稀油井实施电热管流动送电清蜡、涂层管杆防蜡、热洗结合防污染管柱清蜡等多种方式，现场应用228口井，年可实现免洗井2230井次，间接增油2.1万吨。完善了热洗车、自身热洗、低压掺水等多种热洗方式：日产液15吨以上的156口油井采用自身热洗清蜡;边台区块的55口油井采用低压掺水清蜡;日产液15吨以下的油井采用热洗车清蜡。边台区块是一套独立掺水系统，低压水压力范围在2.3MPa--3.2MPa，洗井量控制在30立方米，温度控制在80℃左右，瞬时洗井量控制在2立方米/小时。具有热洗液对地层污染小、排量与低渗地层匹配、费用低的特点。今年实施以来，边台的油井躺井率为5.1%，比去年下降了2个百分点。热洗车洗井采用2143热洗法：以“两升一降”（电流升、负荷升、产量降）判断油井是否需要热洗;以“四个阶段”（替液、融蜡、排蜡、巩固阶段）划分热洗过程，明确热洗介质温度、热洗排量标准;以“三对比”（对热洗前后的电流、泵效、负荷进行对比）检验热洗效果。
四、结语
综上所述，采油工程的生产过程管理贯穿于油田开发全过程，主要包括采油、注水（汽）、作业、试井等采油生产过程管理，其工作目标是实现生产井的正常生产、高效运行和成本控制。采油工程中长期规划和年度计划要以油藏工程中长期规划和年度计划为基础，按照股份公司和油田公司的统一部署编制。
参考文献
[1]吴文.采油工程管理体系[J].油气田开发与地面工程，2011（1）
[2]武加诚.油田工程管理现状[J].油气储运，2010（11）
[3]赵方国.浅谈油田工程管理[J].现代企业管理，2011（3）