精细注采管理提升开发管理水平

精细注采管理提升开发管理水平2012年，注采管理系统以原油生产为中心，以精细管理为重点，不断强化注采管理基础工作，努力践行“创先争优促发展，打造一流立新功”活动精神，积极推动和提升科室工作水准，注采管理水平稳步提升。一、2012年开展的主要工作（一）推行“一体化”管理，精细节点控制，水质指标稳中有升1、树立污水处理系统“一体化”管理理念。做到油站、水站一体化，站内、站外一体化，污水处理与沿程水质控制一体化。2、大力推进水质井口达标治理工作。确立了“稳定上游水质、控制沿线污染、线路重点治理”的工作思路，先后在盘二污--盘四注系统、临中污--盘三注系统建立了水质井口达标治理示范区。制定了《临盘采油厂水质管理规定》，执行情况列入注采检查的重要内容，为推进井口水质达标提供了保障。3、在考核上，完善分公司、采油厂、采油矿、污水站四个层次的检测考核机制。将水质考核指标下移至井口，变滤后考核为井口考核。4、组织“水质管理经验现场交流会”，促进整体管理水平提升。2012年5月，组织四个采油矿、工艺所、输油科等单位在采油三矿召开了“水质管理经验现场交流会”，与会人员参观学习了临南污水站的先进管理经验。随后，采油厂《信息简报》专题介绍了临南站注水水质基本达标、稳定达标和系统提升三个阶段的管理经验。通过学习交流，提高了全厂污水系统管理人员的全员水质意识，促进了全厂整体管理水平的提升。1-11月，全厂外输水质达标率95.9%，比计划高0.9%；井口水质达标率91.7%，比计划高1.7%，相比2011年提高3.7%。2012年1-11月全厂水质指标统计单位局水质达标率，%排名井口达标率，%排名腐蚀达标率，%采油一矿93.0489.3496.92采油二矿98.5390.6398.76采油三矿99.921001100采油四矿100196.62100全厂95.991.798.07（二）加强注水工作，夯实稳产基础1、实行有效的激励措施，强化水井措施工作量的运行5月份，采油厂召开了注水工作会。会后，开发管理科立即组织各三级单位及相关科室全面梳理分析注水工作量，排出了5-11月份的工作量月度运行计划，并按照计划逐月对各单位进行督促和考核。5-11月，计划完成各类水井措施98口，实际完成165口，超计划67口。另据作业科统计，1-11月，全厂完成水井作业工作量407口（分公司下达年计划430口，可超额完成），其中投转注、措施、大修共计完成239口，同比增加40口。2012年1-11月水井作业工作量统计时间总井数开井数水井作业工作量日注水量维护井措施井新投转注大修井合计2011.1-11800624224111174328423253812012.1-1186668116814020463340727131对比6657-5629335-1617502、加强注水基础管理，在全厂开展“注水管理百日竞赛”活动为进一步促进2012年注水基础管理工作，落实分公司开展的“比学赶帮超”和“基础管理增效年”活动，开展了“注水管理百日竞赛”活动（4月1日至7月10日）。各采油矿、队在调查摸底的基础上，制定了本单位的注水管理百日竞赛工作量规划，排出了运行大表，并积极推进各项工作量的实施。围绕注水系统贯彻标准、洗井、水井计量、污水站管理、水井作业、攻欠增注、分注井管理、注水安全隐患治理等方面开展了劳动竞赛，指标月度评比，奖罚兑现，见到了明显效果。3、积极推进各类攻欠增注措施，确保欠注井数稳中有降1-11月，不动管柱酸化5口，工艺酸化64口，增压水井14口（调整商23-3站、商852站、临95-9增压泵系统，初期减少欠注井12口），共更新管线11口井、管线除垢3口（管线更新、除垢减少欠注井5口），全厂欠注井数由年初的128口一度降至8月份的118口，但9月份以后，伴随着治理工作量的减少，欠注井出现回升势头，11月份欠注井数达到125口。12月控制欠注井的主要工作量为正在实施的地面增压工作量：L9-8站、S44站、盘16-4站、盘2-3站。4、制定跨区域输水考核机制，实施“北水南调”工程，推动大系统产注平衡，满足中低渗区块注水需求“西水东调”工程投运后，受主客观因素影响，向采油二矿输水工作一直不理想。2012年3月，为提高各矿之间跨区输水的积极性，开发管理科制定并实施了跨区域输水考核机制。考核规定：一矿向二矿输水至少1300m3/d（7月开始提至1500m3/d），三矿向一矿日输送污水200m3/d，开发科根据输水完成情况进行月度考核，提高了跨区输水的积极性，确保了各矿之间的供水需求。（三）围绕生产，积极推进注采管理指标的培养和提升以“树立理念、围绕生产、找准方向、抓住关键、措施跟进、调整不断”为工作方针，积极推进注采指标的过程控制和提升。1、完善了注采指标管理系统，开发出了指标运行状况查询曲线编写下发了《规范采油矿、队上报数据的通知》，每一项注采管理标指标均有相关部门审核把关。开发出了指标运行状况查询曲线，实现了对任一单位、任一时间段内的任一指标或多项指标的曲线查询，更直观、更便捷地反映了采油队(采油矿、采油厂)注采管理指标的运行状况。2、突出了对指标培养工作的检查与考核把采油矿、采油队注采管理指标的培养和提升工作的开展情况列入了季度注采检查的重要内容。对采油队的十项注采管理指标进行了季度综合排名。如：采油六队注重精细管理，强化指标过程培养，实施“三优化、三精细”工程，在1-9月份十项注采管理指标排名中，综合排名全厂第一。3、成立了厂级控躺井项目组，启动了项目组工作例会组织四个采油矿、工艺所、作业大队、准备大队等单位完成了2009年-2012年上半年的躺井情况分析，形成了《强化技术配套，深化精细管理，切实降低油井躺井率》的分析报告。从油藏、井筒、地面三部分对躺井因素进行了分析，分析了躺井率对油井时率、检泵周期、维护作业频次等相关油井指标的影响；总结了近年来控制躺井的主要做法，剖析了我厂制约躺井的主要因素，目前存在的主要问题；明确了全厂2012年控躺井重点工作和控制目标。定期组织控躺井工作例会，由项目组成员通报项目实施进度，重点工作完成情况、实施效果情况及关键性指标完成情况，提出下步工作计划。2012年1-11月，全厂躺井率4.67%，低于前三年平均值4.97%。与2011年日均躺井占产比，1-11月躺井占产减少412吨。4、组织进行了上半年技术员注采分析比赛在四个采油矿半年分析比赛的基础上，7月20号优选出工程、地质、注水共18名技术员做了典型发言，总结了上半年注采工作，分析了指标的运行状况。5、组织召开了二季度、三季度注采管理指标分析会二季度注采管理指标分析会：在生产办二楼会议室进行，四个采油矿、工艺所共9篇材料进行了现场发言。各单位对重点指标进行了认真剖析，分析了存在的问题，提出了下步提升及培养指标的方向、具体措施和目标，达到了交流学习的目的。三季度注采管理指标分析会：在副厂长薛立河的带领下，开发管理科、地质科、经营管理科、工艺所、地质所有关人员参加，采取分矿交流发言的形式进行，共21个采油队队长，四个矿的分管领导分别做了多媒体发言。此次注采指标分析活动，旨在推动注采系统“标杆管理”工作的深入开展，完善“三基”创建工作，强化注采指标的过程管理，促进9月份的上产活动。各发言人结合本单位的实际，分别对自然递减率、含水上升率、油井综合利用率、躺井率、平均检泵周期、机采系统效率、平衡度合格率、泵效、油井工况合格率、欠注井数、增压泵时率、功率因数达标率等12项注采管理指标逐一进行了剖析，对比分析了各指标变化原因，总结了培养指标所开展的工作、取得的成功经验；结合上产活动及“三基”建设，自我剖析，查找了本单位的弱势指标，分析了指标偏低的原因及制约因素，提出了下步提升及培养指标的方向、具体措施和目标；同时，交流了推行“标杆管理”工作的心得体会，汇报了下步落实“标杆管理”工作的细则和办法，提出了对采油厂“标杆管理”工作的建议。6、在采油系统、污水处理站试点、推行了标杆管理工作确定采油矿标杆指标14项、采油队标杆指标13项、计量站标杆指标12项，污水站标杆指标5项，确定了各项指标的标杆值，明确了各项指标的统计口径与计算方法。把标杆管理与注采管理指标的培养和提升工程有机结合起来，把标杆管理变成提升注采管理水平的有效载体和工作抓手。采油16队、采油10队通过加强指标的过程管理，完善“分级分类控躺井体系”，努力做到油层动态清楚，井筒参数合理，地面管理有序，分别取得连续123天、190天无躺井的骄人成绩。采油1队、采油6队、采油9队“标杆管理”工作扎实有效，形成了人人参与、班班追标的良好局面。2012年主要注采管理指标对比注采管理指标2011年2012年1-11月指标对比油井综合利用率（%）86.9886.29-0.69水井综合利用率（%）86.2684.92-1.34抽油机井平均泵效（%）53.4854.250.77平均检泵周期（天）75677620躺井数(口/月）9191.20.2躺井率（%）4.854.67-0.18躺井日均占产（吨）66.1364.9-1.23两年以上长寿井39442430机采系统效率（%）25.35(2012.1)26.43(2012.11)1.08（四）开展竞比活动，精细现场检查，提升注采管理水平1、开展了油水井现场、班组标准化管理上水平竞比活动4月19日，在采油三矿组织召开了二季度注采管理上水平现场促进会。现场参观了采油17队夏32-12站、夏52-23站红旗班组创建情况；采油17队汇报了《创建红旗班组，培育班组文化，提升注采管理水平》的工作经验。随后，各单位认真学习借鉴采油17队的工作经验，对照标准找差距、查不足，在站容站貌、单井现场管理、井筒维护管理、班组文化建设方面找准提升的方向，积极推动管理水平的提升和飞跃，形成了各具特色的活动局面。如：采油四矿由两名副矿长带队、利用两个月的时间、联合对所有油水井进行了资料、井站面貌、油水井三标的全面检查，各队对检查出的问题限期整改，整改后上报质检组备案，质检组进行复查，全矿整体管理水平明显提升。采油一矿开展了油水井站ABC达标评比活动。设立了采油队井站达标情况公示台，每月对井站达标情况进行公示，出一期ABC井站评比情况简报，下发到每个采油班组，多措并举，激励干部职工的干劲。ABC类井站评比自5月份开始实施以来，油水井站的基础管理水平有了大幅度的提升：A类站由5月份的1个增加到10月份的11个，B类站由8个增加到21个，不达标站由21个减少到4个，A类油水井由329口增加到610口中，C类油水井由145口降至85口，不达标油水井由201口降至57口。2、抓好采油井口标准化工作至11月底，全厂已完成631口井的井口标准化治理任务。3、根据季节性生产特点，精细现场检查，促进注采管理措施落到实处组织进行了单井炉升温现状检查，掺水点关停情况检查，季度注采管理大检查，雨季加药热洗专项检查，长关油水井井控检查，冬防保温工作检查等，通过专项检查，总结和提炼了基层好的做法，发现了存在问题，提出了工作要求，达到了督促各单位相互学习，促进注采管理措施落到实处的目的。（五）推进工况管理及能耗潜力评价工作，提高油井管理水平1、推进PEOffice版油井宏观控制图网上应用系统通过试运行PEOffice版油井宏观控制图网上应用系统，确立了不同区块及油藏的工况边界条件，解决了抽油机井工况分析图版边界条件单一、缺乏科学的评价体系等问题（全厂工况分析图版由1个增加为13个）。该系统的使用提高了基层技术人员的工况分析水平，根据工况分析对存在问题的油井实施有针对性的调整措施，改善了油井工况。按照分公司统一部署，从2012年9月起，油井宏观控制图网上应用系统重新修订了模板。运行2个月来，我们先后两次组织相关人员进行讨论，11月13号与奥伯特公司结合，召开了油井工况管理系统运行分析会，21个采油队逐队、逐模板进行了分析会诊，对油井实际工况与所在区不符合等问题提出了科学合理的解决方法。2、推进油井能耗潜力评价工作完成1706口油井基础数据和生产数据的录入、修改、审核，完