采油厂作业区深挖油井管理 实现关停井复产稳产.pptxVIP

;目录;（一）区块及开发方式

作业区位于大民屯凹陷东北部，管理着静北潜山、边台潜山、沈95块、静35块四个主力区块及部分零散区块，油品性质为高凝点，原油凝固点最高67度，最低43度。

开发方式为注水开发，生产方式为抽油机和电泵，抽油机井以空心杆热线和空心杆热水方式生产。实施地面掺水工艺生产，全区有4个脱水循环系统。

;（二）人员及井站情况

现有员工404人，采油站17座，扁平化后压缩为12个核算单元，注水站1座隶属15#站，热水站1座隶属6#站，单井点5座隶属4计、11计。;（三）油水井基本情况

油井：总数418口，开井317口，日产液5600吨，日产油740吨。抽油机271口，日产液2262吨，日产油525吨，产量占比71%；电泵井46口，日产液3338吨，日产油215吨，产量占比29%。

水井：注水井总数123口，开井94口，日注水5652方。;目录;（一）2021年生产、经营指标完成情况

原油：1-4月份完成产量7.89万吨，平均日产油657.5吨。新井产油422.9吨，措施增油658.5吨，综合递减率7.73%、自然递减率7.938%。

产气：1-4月份完成天然气商品量68.3万方，指标48.8，超指标19.5万方。

成本：1-4月份发生基本运行费5059万元，指标5125万元，结余66万元。;（二）主要管理指标完成情况

通过对标找差距，狠抓基础管理，作业区六项指标全面提高，与2020年同期对比均有改善。其中机采系统效率同比提高3.8%。;目录;典型经验做法;通过分析作业区成本结构，作业费是仅次于电费的主要成本运行费用，占比13.4%。躺井次数减少，作业费用降低，即使油井管理水平的体现，又能有效降低吨油基本运行费用。;2019年、2020年全区用电量构成;2、多项举措实施，减少躺井井次

举措一：强化油井清蜡管理，完善油井清蜡制度

作业区要求井站对每口抽油机井都要有清蜡方案，规定清蜡方式、清蜡周期，按照清蜡周期执行。以高送长送热线清蜡和低压水洗井为主，热洗车（水泥车）洗井为辅。各站根据自己井站特点制定清蜡方案，认真执行，作业区定期检查。;2、多项举措实施，减少躺井井次

举措二：扁平化问题井处理模式，规范管理例会制度

以前每月工况分析会，都是由主管领导带头分析各站油井，分析周期长，发现问题集中，解决不及时。作业区要求井站针对问题井处理要及时，不要等到工况会再说，再处理。工况会要汇报自己站一个月问题井处理和油井管理做了哪些工作,避免问题井扎堆，处理不及时。通过优化问题井处理模式，月度工况分析会时间由2天缩短到1天，问题井积压现象减少，避免了集中躺井作业情况的发生。;2、多项举措实施，减少躺井井次

举措三：细化作业监督要求，提高油井作业质量

通过细化每口作业井的监督汇报内容，重点加强作业过程中管杆丝扣检查，躺井原因跟踪，试压过程跟踪，井下工具下井位置数量跟踪等，保证油井作业质量合格，防控措施落实到位，提高作业下井工具符合率，提高油井作业一次成功率，从而提高油井免修期，降低作业成本费用。;2、多项举措实施，减少躺井井次

举措四：落实挂牌督办管理，完善年内重复躺井对策

为了降低重复躺井发生几率，从年初开始对于200天以内短周期作业井做到原因清，措施清，责任清，制定下发短周期井管理方案，发生一口，下发一口。井站按方案实施，做好记录。;3、对比同期数据，检验实施效果

总体情况对比：

2021年1月到2021年5月20日累计躺井80井次，月平均躺井16井次，对比控制指标少躺井6井次，对比奋斗目标多躺井11井次，对比去年同期少躺井6井次。

;3、对比同期数据，检验实施效果

躺井原因分类对比：

从躺井原因上看：泵漏、杆断仍是主要躺井原因,占比63%。

与去年同期对比：杆漏-17井次电泵-3井次；泵漏+9井次卡泵+4井次。;3、对比同期数据，检验实施效果

效果分析：

;典型经验做法;1、开展单井点效益分析，关停低效单井点。

针对目前一区单井点油井开展吨油运行费用效益分析，对比去年平均吨油运行费用，确定关停转捞油油井。目前已关停2个单井点，下步还有2个单井点5口井计划关停转捞油。;2、多样化电泵清蜡方式，降低电泵维护费用

以前电泵井清蜡方式只有通井和热线加热两种，由于通井单井费用升高，通井总成本不变的情况下，通井井次降低。作业区需定期通井油井15口，选出11口井洗井清蜡试验，其中安20-30采用低压水洗井，