采油工程技术进步采油工程技术进步.doc

开拓创新 求真务实 全面推动采油工程技术进步 --张煜同志在2003年油田开发技术座谈会上的讲话 2003年2月17日 同志们： 新年伊始，来自油田开发战线的领导、专家和技术人员共聚一堂，胜利召开油田开发技术座谈会，共商油田开发大计，会议取得了很好的效果，达到了预期的目的。借此机会，我代表有限公司简要总结2002年采油工程工作，安排部署2003年采油工程任务。重点讲三个方面的问题： 一、采油工程技术进步确保了油田持续稳定发展，提高了油田开发效益 近年来，开发战线的干部职工紧紧围绕提高油田采收率、提高油田综合经济效益、提高油田开发管理水平，积极开展新工艺新技术的研究与应用，进一步配套完善适合不同类型油藏、不同开发阶段和不同井况要求的工艺技术系列，在油田的持续稳定发展中发挥了越来越重要的作用。采油工程系统紧紧围绕油田开发目标，坚持以经济效益为中心，以提高采收率为目的，大力推进科技进步、技术创新、技术集成和管理升级，推动了采油工程技术的不断发展，为油田实现良性循环和持续稳定发展做出了重要贡献，在油田勘探开发中起到了强有力的技术支撑作用。主要体现在以下几个方面： （一）加强技术攻关，加大新工艺新技术应用，提高新区产能建设效益和水平 2002年新建产能块中潜山、低渗透、稠油、滩海油藏所占比例较大，面对复杂的油藏条件，我们有针对性地加强了新建区块的开发技术研究与配套应用，特别是在超稠油和潜山油藏的开发上取得了新的进展。 1、推广欠平衡钻井等油气层保护技术，潜山油藏获高产 针对潜山油藏在钻井过程中易受污染的特点，积极推广欠平衡钻井技术，全油田完成潜山油藏欠平衡钻井7口井。桩古10-G1井是利用充气设备在桩西潜山大裂缝地层实施的一口大段漏失超深定向井，完钻井深4935m。大古671－3井，应用充氮气欠平衡钻井技术开发奥陶系油藏，投产后用ф5mm油嘴自喷，初产日油60吨，比早期常规钻井的大古671-1产量高2倍，取得了明显的效果。针对埕北30潜山油藏强化前期研究与技术配套， 超稠油取得突破超稠油油藏2-6馆3单元t/d。 （三）加大地面工程技术改造力度，提高水质达标率和系统效率 在注水系统，以注水水质达标率为目标，污水处理技术取得突破，改善了水驱油田开发效果。通过健全组织机构，推行项目管理，优化工艺路线，优选改造方案，加大了以污水站为重点的技术改造，2002年共实施新开工污水站综合改造工程6项，2001年跨年工程10项。推广应用了参数优化、管网调整、自动化监控、变频技术、水质改性、精细水质处理、非金属管道等新工艺新技术，实施后全油田水质综合符合率由2000年的27.5％提高到2002年的57.7％，同时，水质管理工作逐步走向正规，形成了“局、厂、站”三级水质监测网络，加强了现场管理，特别是加药管理，进一步加强水质检测工作和水质考核力度，使水质状况有了新的改善。 油气集输系统加大地面管网更新、油气集输（接转）站点改造，不断科学调整矿场集输流程，优化系统布局，配套应用高效分水器、高效燃烧器、热媒炉等工艺，完善了站库分队（线）计量技术、输油管线防盗防漏技术、高效输油泵更新、外排污水处理技术、油水复合处理剂应用技术、管道及设备防腐技术，使集输系统效益大幅提高。目前，输油泵泵效达到60.1％，泵机组运行效率达到48.2％，加热炉运行效率达到78.27％，原油密闭处理率达到90.1％，原油分队（线）计量率达82.7％。 机械采油系统大力开展节能降耗示范区块试验，积极探索节能降耗、挖潜增效、降低成本的新方法。孤东油田四区的节能增效试验，通过实施参数优化、推广应用节能设备，示范区系统效率有了很大的提高，由20.99%上升到27.17%，提高6.19%，示范区整体耗电从13932kWh/d下降到11567kWh/d，折合年节电86.3万kWh。 （四）加强基础理论研究，强化先导试验，为采油工程理论创新与技术储备奠定基础 一方面，采油工程理论与室内研究取得新进展。流固耦合理论、高温泡沫调剖技术研究、聚合物驱后微生物提高采收率研究82.3%，还有近4亿吨的较落实储量没有投入开发；二是油水井利用率低，只有66.2％，尤其是水井利用率更低，只有58.5％，使水驱储量的损失非常严重；三是采收率较低，只有28.7％，与全国的平均水平相比（33.5％），还有较大的差距。“三低”状况的存在，在很大程度上影响了油田的综合开发效益和开发水平。 特别是井下和地面工程状况日益变差，给采油工程提出了更多急需解决的课题。虽然经过连续三年的技术改造，井下和地面工程矛盾得到一定缓解，但由于油田开发时间长，长期的维护投入不足，使得油田老区的井下和地面工程状况不断恶化，如套损井不断增加（目前有套损井1549口，每年新增套损井400口以上）、杆管偏磨日趋严重（偏磨井有4000多