孤東采油工程調研

采油工程調研材料孤東采油廠二零一二年九月2012年，孤東采油工程系統(tǒng)按照采油廠勘探開發(fā)總體部署，在分公司及采油工程處等相關處室的關心和支持下，牢固樹立“一體化”理念，按照“技術集成化、應用規(guī)模化、投入效益化”的方針，加強決策，強化創(chuàng)新，集成多項技術，推廣成熟工藝，以科技和管理為突破口，發(fā)揮了采油工程的技術支撐作用。目錄二、作業(yè)運行情況及2013年預安排一、主要指標完成情況三、地面工程運行情況及2013年預安排四、采油工程工作主要成績及做法五、幾點建議主要指標完成情況9月日產水平6350噸，1-3季度產油173.59萬噸，日均6335噸，四季度剩余水平6295噸，目前實際水平6309噸，預測可完成全年生產計劃。計劃231.5萬噸6325噸1-8月完成154.5383萬噸剩余水平6308噸完成年計劃的66.76%6334噸平均水平平均日產目前水平6309噸一、產量完成情況原油生產過程中，2012年針對后續(xù)水驅單元產量遞減加大、污水外排壓力增大、保護區(qū)新井運行制約大等困難，加大了上產力度，組織了兩次整體上產活動，又在部分主要生產單位組織了五次針對性上產攻勢，全力保障原油生產。2月份重點在全廠開展了以搶扶躺井、強化稠油地面配套及治理高回壓井等上產活動，促進了產量的上升和恢復。3月到4月初，在全廠開展了一次以“產量上水平，管理升臺階，減排達目標”為重點的“40天春季上產會戰(zhàn)”。5-6月份，針對稠油欠產較多的情況，在采油四礦和新灘試采礦組織了“60天“和“50天”上產攻勢。8-9月份，面對轉后續(xù)水驅及高峰末期單元遞減大的實際，在采油一礦、采油二礦、采油四礦分別組織40天、50天、30天秋季上產會戰(zhàn)。主要指標完成情況主要指標完成情況自然遞減率：年計劃15.7%，其中稀油年計劃13.0%，稠油年計劃25.1%；1-8月折算年自然遞減17.85%，其中稀油14.06%，稠油31.30%。主要原因是三采轉后續(xù)水驅單元遞減大、稠油注汽能力不足導致無法及時轉周以及邊底水等因素影響。含水上升率：計劃0.35%，實際0.12%。油井開井率：計劃85.0%，實際86.7%(含報廢再利用)。水井開井率：計劃84.9%，實際86.2%(含報廢再利用)。二、開發(fā)指標完成情況主要指標完成情況三、工程指標完成情況鉆采方案符合率95.5%。重大設計上報220口，完成71.0%。措施有效率81.9%。規(guī)模化應用計劃652，實施548口，完成86.5%。一體化治理工作量計劃82口，完成71口，完成82.6%。作業(yè)工作量：作業(yè)工作量2189井次；油井作業(yè)一次成功率96.8%；水井作業(yè)一次成功率98.9%；折算年作業(yè)頻次1.07。污水水質達標率：計劃78%，實際78%。油井開井2233口，躺井率4.0%，生產時率95.6%，抽油機系統(tǒng)效率29.1%,注水井層段合格率66.0%，注水標耗0.40kw.h/m3.MPa。目錄二、作業(yè)運行情況及2013年預安排一、主要指標完成情況三、地面工程運行情況及2013年預安排四、采油工程工作主要成績及做法五、幾點建議2012年作業(yè)工作運行情況及2013年預安排一、作業(yè)工作量完成情況

1-8月份作業(yè)工作量同比減少212井次，其中油井措施減少349井次，油井維護增加115井次，水井措施增加69井次，水井維護減少47井次。時間合計油井措施油井維護水井措施水井維護2012年1-8月份218976210192451632011年1-8月份24011111904176210同期對比-212-34911569-472012年預算345015301300320300計劃23001020867213200與計劃對比-111-25815232-37全年預計3450124814774093162012年1-8月份作業(yè)工作量完成情況及全年預測（井次）2012年作業(yè)工作運行情況及2013年預安排（一）油井措施減少原因◆連年挖潛導致措施摸排難度大，補孔同比減少87井次，大泵同比減36井次；◆通過強化作業(yè)質量監(jiān)督，防砂效果有效提高，防砂工作量同比減少55井次；◆補孔、下返工作量減少，封竄、卡封工作量同比減少48井次；◆注灰、鉆塞等其它工作量同比減少46井次。時間合計大修壓裂酸化下電泵轉抽稠油熱采泵升級泵加深封竄堵漏機械堵水化學堵水防砂其它11年1-8月1111351181910376294575113917912年1-8月76233

18

11834019

271133633同期對比-349-2-10-12-20-36-10-45-480-55-462012年1-8月份油井措施工作量同期對比表（井次）2012年作業(yè)工作運行情況及2013年預安排（二）油井維護增加原因◆為保障施工安全和質量，作業(yè)隊撈桿工作量105井次，同比增加51井次；

◆處理低效工作量86井次，同比增加31井次；◆水平井檢探沖工作量25井次，同比增加15井次；◆管桿偏磨腐蝕扶井174井次，同比增加28井次；◆扶長停工作量31井次，同比增加17井次。時間檢泵撈桿注汽后下泵大修后下泵換井口封井停修轉大修2012年1-8月份77910580135108192011年1-8月份688549215105535同期對比9151-12-2-553-162012年1-8月份油井維護工作量同期對比表（井次）2012年作業(yè)工作運行情況及2013年預安排采油廠隨著注聚和稠油規(guī)模的不斷加大，采出液性質發(fā)生變化，因管桿偏磨腐蝕造成的躺井呈逐年增加趨勢，

2011年偏磨腐蝕井數(shù)650口，占躺井總數(shù)的65%，2012年到目前發(fā)現(xiàn)偏磨腐蝕井468口，為了遏制躺井上升的趨勢，需要進一步加大防腐防偏磨投入。類別2007年2008年20092010年2011年腐蝕偏磨口數(shù)498534583607650平均生產周期(天)386.4357.6334.9313.7307.4當年躺井總數(shù)973

1053

9819841000所占比例%54.356.259.461.7652007～2011年因管桿偏磨腐蝕造成油井躺井統(tǒng)計表2012年作業(yè)工作運行情況及2013年預安排二、作業(yè)指標完成情況（一）作業(yè)成功率◆與去年同期對比，油井30天、60天、90天成功率分別上升0.9、1.1、0.2個百分比?！襞c去年同期對比，水井30天、60天、90天成功率分別上升1.2、2.1、4.0個百分比。2012年作業(yè)工作運行情況及2013年預安排（二）措施有效率及作業(yè)頻次時間油井措施有效率（%）水井措施有效率（%）總措施有效率（%）2011年8月78.7699.4381.592012年8月76.1210081.922012年1-8月份作業(yè)措施有效率2012年1-8月份作業(yè)頻次序號時間井次作業(yè)頻次（次/井.年）12011年1-8月24011.1922012年1-8月21891.07◆油井措施有效率76%，與去年同期對比，有效率下降2.6%，主要原因較高成功率的補孔井次下降幅度大造成。水井措施有效率上升0.6%?！粽鬯隳曜鳂I(yè)頻次1.07，同比2011年下降0.12。（三）作業(yè)時效通過強化管理和技術升級，2012年1-8月份作業(yè)時效較去年同期上升了2.4%。2012年1-8月份作業(yè)時效2012年作業(yè)工作運行情況及2013年預安排2012年作業(yè)工作運行情況及2013年預安排三、2012年作業(yè)工作量預測及2013年預安排（一）2012年作業(yè)工作量預測根據采油廠產量運行態(tài)勢及作業(yè)需求，預計2012年全年作業(yè)工作量3450井次，與年度計劃持平；2012年計劃作業(yè)費4.78億元，實際預計全年5.1億，與2011年5.2億持平。合計油井措施油井維護水井措施水井維護2012年計劃345015301300320300計劃進度230010208672132001-8月份完成21897621019245163與計劃比較111258-152-3237全年預測3450124814774093162012年作業(yè)工作量預測表（井次）2012年作業(yè)工作運行情況及2013年預安排（二）2013年預安排根據2013年開發(fā)部署，預計投產油井100口，投注水井50口，扣除報廢因素，預計開井數(shù)達到3180口，同比增加117口，老井作業(yè)工作量3450井次，老井作業(yè)費用4.8億元。分項合計油井措施油井維護水井措施水井維護2012年計劃3450153013003203002012全年預測3450124814774093162013年預安排345012301640318262目錄二、作業(yè)運行情況及2013年預安排一、主要指標完成情況三、地面工程運行情況及2013年預安排四、采油工程工作主要成績及做法五、幾點建議2012年地面工程運行情況及2013年預安排一、集輸系統(tǒng)

孤東采油廠現(xiàn)有聯(lián)合站5座，接轉站2座，污水處理站5座。截至2012年7月共建有油、水外輸主干線24條，總長118.18km。目前站內設施日趨完善，管線布局基本合理，初期滿足了孤東采油廠的開發(fā)需要。2012年地面工程運行情況及2013年預安排孤東采油廠目前運行聯(lián)合站5座，設計液量處理能力15.5×104m3/d，實際處理液量15.3×104m3/d。原油脫水主要依靠熱化學重力沉降，采用多個油罐倒罐放水的方式維持運行。采油廠聯(lián)合站處理工藝一覽表（一）概況單位工藝流程設計能力(×104t/a)實際處理液量(×104t/a)東一聯(lián)三相分離器預分水+大罐三次沉降+原穩(wěn)700288東二聯(lián)三相分離器預分水+大罐三次沉降+原穩(wěn)25067東三聯(lián)三相分離器預分水+大罐二次沉降+原穩(wěn)20090東四聯(lián)三相分離器預分水+大罐二次沉降7083新灘聯(lián)合站大罐二次沉降350250KD32接轉站密閉外輸200146KD521接轉站三相分離器預分水300219原油脫水設施存在問題：原油電脫水系統(tǒng)隨著聯(lián)合站來液聚合物濃度的升高，電場無法建立全部停運，僅依靠倒罐沉降維持外輸原油含水指標。原油儲罐（共34座），23座使用年限在20年以上，罐壁、罐頂、罐底等都腐蝕嚴重，扶梯、踏板等附件也存在諸多隱患。原油集輸管網及各站油外輸管線大多數(shù)都連續(xù)運行15年以上，穿孔頻繁。三相分離器受聚合物影響，油出口含水高達70%左右，增大脫水能耗二相分離器31臺，其中26臺使用年限大于20年。加熱爐共42座，9座加熱設備由于使用年限較長，已停止運行。16座加熱設備仍帶病運行，存在較大的安全隱患。2012年地面工程運行情況及2013年預安排2012年地面工程運行情況及2013年預安排

5座污水處理站分別為東一污、東二污、東三污、東四污、KD18污，總設計污水處理能力14.87×104m3/d，實際處理污水量14.48×104m3/d。采油廠污水處理工藝一覽表單位工藝流程設計能力(×104t/a)實際處理量(×104t/a)設計水質水質達標率東一污二級沉降14601628C383東二污一級沉降14601292C366.4東三污二級沉降＋曝氧13871420雙3077.9東四污二級沉降912.5803C379.5KD18污二級沉降135142C394.82012年地面工程運行情況及2013年預安排污水處理設施存在問題：東1污緩沖罐年限超過20年，罐體及內部構架腐蝕嚴重；東2污緩沖罐超過15年，罐頂有大孔洞；東4污緩沖罐超過15年，罐體及內部構架腐蝕嚴重；10.94km調水管線年限超過15年，年穿孔次數(shù)高達100次/條以上。2012年地面工程運行情況及2013年預安排集輸系統(tǒng)資產原值10.927億元，資產凈值3.046億元，新度系數(shù)0.3。2012年采油廠在資金十分緊張的情況下抽出447萬元用于維修，預計全年達到600萬元。（二）2012年檢維修運行情況序項目名稱主要工作量工程費用1東二聯(lián)分水器管線更換更換DN400玻璃鋼進口管線120米，單臺分水器進出口管線更換372東一聯(lián)分離器及加熱爐流程維修維修3臺分離器進出口管線及更換60米Φ426*8加熱爐出口管線123東一聯(lián)分水器流程維修單臺分水器進出口管線更換284東一聯(lián)油罐區(qū)部分管線維修1#油罐自流放水管線更換及一次罐進油Φ426*8管線更換75米105東四聯(lián)分水器及4#油罐管線維修分水器油出口匯管及4#油罐進口部分更換Φ426*8管線90米105輕烴設備檢修東一聯(lián)、東二聯(lián)、輕烴站冷卻器、壓縮機、氨壓機維修，三臺干燥塔分子篩更換。756四座聯(lián)合站大罐清砂23座油罐，18座水罐清砂1.5萬立方米507東二聯(lián)污水緩沖罐維修2#污水緩沖罐局部維修，出水管線及收油管線碳纖維加強458東一聯(lián)、東四聯(lián)消防系統(tǒng)維修更換14座油罐泡沫及噴淋管線1409其他玻璃鋼管線維修、加熱爐耐火磚更換、帶壓堵漏應急維修40合計

4472012年地面工程運行情況及2013年預安排（三）2013檢維修計劃安排2013年計劃分系統(tǒng)安排檢維修費用2093.25萬元。序號管線名稱工作量(km)維修費用(萬元)1原油外輸管線更換維修1.8km492天然氣外輸管線更換維修1.31083污水外輸管維修管線4.14km5554集輸儲罐維修各類罐10座，其中原油罐8座，污水罐2座8355三相（兩相）分離器維修1臺三相分離器，3臺兩相分離器1006集輸加熱爐5臺合一加熱爐盤管結垢嚴重更換盤管1157集輸泵類設備大修各類泵9臺20.258集輸壓縮機4臺壓縮機進行大修469輕烴檢修東一聯(lián)、東二聯(lián)兩座穩(wěn)定站及輕烴站生產設備及設施年度檢修7510大罐清砂23座油罐，24座水罐清砂5011其他玻璃鋼管線維修及帶壓堵漏，其他零星維修140合計

2093.252012年地面工程運行情況及2013年預安排1、原油外輸管線現(xiàn)狀及維修原因說明孤東采油廠共有輸油干線7條，累計總長74km，平均使用年限15年,2013年預計維修1.8km，費用49萬元。序號管線名稱管線外徑(mm)維修原因工作量(km)維修費用(萬元)1東二聯(lián)原油外輸線325部分管段腐蝕穿孔嚴重0.5152東三聯(lián)原油外輸線325部分管段腐蝕穿孔嚴重0.133東四聯(lián)原油外輸線325部分管段腐蝕穿孔嚴重0.394KD32接轉站外輸管線273部分管段腐蝕穿孔嚴重0.245KD18接轉站外輸管線273部分管段腐蝕穿孔嚴重0.718合計

1.8492012年地面工程運行情況及2013年預安排2、天然氣外輸管線現(xiàn)狀及維修原因說明

采油廠共有天然氣集氣管網4條，長度約14km，Ф426外輸線1條，長度18.6km，工業(yè)返輸氣管網20條，長度30km，外輸仙河鎮(zhèn)民用氣管線1條，長度20km，新度系數(shù)0.13。2013年需要對部分天然氣外輸管網進行維修，長度1.3km，費用108萬元。管線名稱投產時間管線外徑(mm)管線長度(km)維修原因維修工作量(km)維修費用(萬元)東一聯(lián)天然氣外輸線19914261部分管段腐蝕穿孔嚴重0.220東二聯(lián)天然氣外輸線19923255部分管段腐蝕穿孔嚴重0.230東四聯(lián)天然氣外輸線19953254部分管段腐蝕穿孔嚴重0.340集輸大隊天然氣供氣線19951141部分管段腐蝕穿孔嚴重0.618合計

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1.31082012年地面工程運行情況及2013年預安排3、污水外輸管線現(xiàn)狀及維修原因說明低壓污水外輸管線共有17條，管線總長度45.93km。其中運行10年以上的污水外輸管線長11.94km，占總管線26%。東一污至東一注污水外輸?shù)?條管線急需維修，管線長度4.14km，維修費用555萬元。管線名稱投產時間)管線外徑(mm)管線長度(km)維修原因維修工作量(km)維修費用(萬元)東一污至東一注外輸管線2004-5-175000.5管線老化，2011年爆管3次，造成大面積污染。更換DN500玻璃鋼管線0.5km50東二污至東二注外輸管線2002-7-15290.2穿孔23處，滲漏30處更換DN500玻璃鋼管線0.2km20東四污至東四注外輸管線1995-11-115290.8運行時間長，頻繁穿孔。更換DN500玻璃鋼管線0.8km80東一污至東二污調水管線1990-6-24263.4沿程有百余處穿孔，現(xiàn)維持運行。局部更換DN400玻璃鋼管線1.64km270東三污至東二注調水管線1997-6-33776.2管線達到報廢程度，沿線有350余處斷裂、穿孔。局部更換DN350玻璃鋼管線1.0km135采油廠

5552012年地面工程運行情況及2013年預安排4、集輸儲罐現(xiàn)狀及維修原因說明

在用原油儲罐共34座，23座使用年限在20年以上，目前大部分運行15年以上的罐壁、罐頂、罐底等都腐蝕嚴重，只能勉強維持運行。2013年預計維修各類罐10座，其中原油罐8座，污水罐2座，預計維修費用835萬元。2012年地面工程運行情況及2013年預安排5、三相（兩相）分離器現(xiàn)狀及維修原因說明東一聯(lián)1#三相分離器因運行時間較長，基本無法使用，東四聯(lián)4#三相分離器內部坍塌無法使用，東四聯(lián)3#三相分離器砂包腐蝕嚴重需要更換；東三聯(lián)分離器處理效果變差。2013年預計維修3臺三相分離器，3臺兩相分離器，預計維修費用100萬元。分離器現(xiàn)狀統(tǒng)計表2012年地面工程運行情況及2013年預安排6、集輸加熱爐現(xiàn)狀及維修原因說明

在用加熱爐共42座，其中14臺使用20年以上，部分加熱設備帶病運行甚或停止運行。2013年東四聯(lián)5臺合一加熱爐盤管需要更換，預計維修費用115萬元。2012年地面工程運行情況及2013年預安排

7、集輸泵類設備現(xiàn)狀及維修說明孤東集輸共有各類泵219臺，其中19%由于投產運行時間長，存在軸封漏油、缺配件等問題。2013年集輸系統(tǒng)大修各類泵9臺，預計費用20.25萬元。10、其它大罐清砂50萬元，玻璃鋼管線維修及帶壓堵漏40萬元，其它零星維修100萬元。

8、集輸壓縮機現(xiàn)狀及維修說明有壓縮機11臺，10臺設備使用超過10年，4臺設備帶病運行。2013年對4臺壓縮機大修，費用46萬元。9、輕烴檢修東一聯(lián)、東二聯(lián)兩座穩(wěn)定站及輕烴站生產設施年度檢修，費用75萬元。2012年地面工程運行情況及2013年預安排二、注采系統(tǒng)

注采地面工程系統(tǒng)主要設施為孤東會戰(zhàn)時期集中建設投產，至今沒有進行過大的改造，由于設施老化，問題集中暴發(fā)。采油廠通過內部挖潛解決投入渠道，干部職工克服多種不利因素，使注采地面工程能夠保證生產運行。2012年地面工程運行情況及2013年預安排二、注采系統(tǒng)（一）采油地面系統(tǒng)1、概況油井單井管線共2206條，長度727.2km，其中20年以上的金屬管線共1329條，占60.2%。

集油支干線共372條，長358.5km，其中20年以上的金屬管線151條，占40.6%，非金屬管線149條。

集油管網存在的問題主要是金屬管線穿孔頻繁，爆管時有發(fā)生。目前集油管網主要依靠帶壓打卡子和局部更換維持運行，已成為采油隊的主要維修工作量。計量站189座，其中88座撬裝計量站使用年限已超過20年。橇裝計量站閥組腐蝕穿孔、閥門內漏、房屋漏雨、門窗銹蝕等問題普遍存在，資料正確錄取、油井生產時率受到影響，職工工作環(huán)境較差，并存在一定的安全隱患。2012年地面工程運行情況及2013年預安排計量站使用時間分類統(tǒng)計表序號類型＜5年5～10年10～15年15～20年＞20年合計1撬裝式88882磚混式1216211636101合計

12162116124189在用抽油機2161臺，平均使用年限12.2年，平均新度系數(shù)只有0.137，半數(shù)抽油機帶病運行。其中數(shù)量最多的是普通游梁式，共運行1973臺，占總數(shù)的91.3%；雙驢頭游梁式運行55臺，占總數(shù)2.55%；皮帶機106臺，占總數(shù)的4.9%。在用電機2204臺，平均使用年限為5.11年，新度系數(shù)0.36，使用年限大于8年超期使用的306臺，占13.9%，修復電機541臺，占24.5%。2012年地面工程運行情況及2013年預安排2、2012年檢維修運行情況

2012年采油地面工程系統(tǒng)維修費計劃900萬元，目前實際發(fā)生費用1014.9萬元，其中集油系統(tǒng)維修費用計劃400萬元，實際發(fā)生474.9萬元，局部更換各類集油管線16.3km，費用394萬元，分離器帶壓堵漏10.2萬，計量站維修50.6，其它20.1萬元；抽油機電機維修費用計劃500萬元，實際發(fā)生抽油機維修費用462萬元，電機維修費用78萬元。2012年地面工程運行情況及2013年預安排3、2013年檢維修計劃安排

2013年采油地面系統(tǒng)維修費用預計1755萬元，其中抽油機維修1020萬元，集油管網維修535萬元，計量站維修36座，費用200萬元。

2013年抽油機維修費用預測

整機大修減速箱維修曲柄銷子更換其他費用合計單價(萬元)530.5

數(shù)量（臺）90120220

小計（萬元）45036011010010202012年地面工程運行情況及2013年預安排

集油管線局部更換，預計費用535萬元。管線閘門日常維修費用合計規(guī)格長度單價費用規(guī)格數(shù)量單價費用m元/米萬元只元萬元萬元萬元∮6535003211.2DN5065260016.9028.10∮763000070210DN65180195035.100245.10∮159110020022DN1502231006.825.234.02∮219260032584.5DN20032390012.4817.8114.78∮273150049073.5DN2502048009.61396.10∮32518069012.42DN300448001.922.616.94

413.62

76

82.8238.60535.042013年采油地面管網局部更換維修費用2012年地面工程運行情況及2013年預安排（二）注水系統(tǒng)1、概況在用注水站7座，供水能力19.88×104m3/d，其中6座注水站運行15年以上，配套注水泵使用10年以上的有16臺，占50%；注水電機使用15年以上的有25臺，占62.5%。

目前開泵21臺，其中離心泵16臺，日供水14×104m3/d，平均泵效78.4%，平均注水站效率72.2%。主要問題是在裝大修泵多、電機使用時間長、站內流程局部維修次數(shù)較多，導致流程不規(guī)范。注水泵使用年限分類統(tǒng)計表時間1-5年5-10年10-15年大于15年合計臺數(shù)9751132比例%28.121.915.634.4100.02012年地面工程運行情況及2013年預安排注水干線31條，長度72.44km。其中使用時間超過20年的有17條，管線長度37.58km。注水支干線158條，長度57.1km，其中使用時間超過20年的有77條，管線長度23.8km。注水井單井管線1162條，長度501.4km，其中使用時間超過20年的有218條，管線長度76.7km。

注水管網結垢穿孔是目前存在的主要問題：注水支干線平均壓力損失1.1MPa，單井管線平均壓力損失0.7MPa；今年以來注水支干線平均日穿孔次數(shù)2.1次，最多日穿孔7次。2012年地面工程運行情況及2013年預安排配水間164座，其中撬裝配水間54座，磚混110座，76座配水間使用年限超過20年。橇裝配水間普遍存在著房屋漏雨、門窗銹蝕、流程不規(guī)范等問題。配水間使用時間分類統(tǒng)計表序號類型＜5年5～10年10～15年15～20年＞20年合計1撬裝式243243542磚混式191943533110合計

2123737761642012年地面工程運行情況及2013年預安排2、2012年檢維修運行情況

2012年注水系統(tǒng)維修費用計劃600萬元，目前實際發(fā)生費用1072萬元。主要維修內容包括注水支干線滾動更換、注水管網除垢、注水井洗井通井、注水站維修等內容。2012年地面工程運行情況及2013年預安排3、2013年檢維修計劃安排

2013年注水系統(tǒng)檢維修費用預計需1627萬元：注水管網滾動更換、局部更換、除垢761萬元，注水井洗井通井282萬元，配水間維修費用150萬，注水站維修144萬元。2013年注水系統(tǒng)維修工作量及費用預測序號名稱工作量費用1注水干線滾動更換更換5.3Km∮245×18注水干線3852注水支干線滾動更換更換2.33Km∮168×13注水支線93.23注水干線局部更換更換0.46Km∮245×18注水干線354單井管線局部更換更換20Km∮76×6單井管線2805注水干線除垢6.9Km∮245×18注水干線除垢62.56注水支干線除垢1.56Km∮168×13注水支線除垢107單井管線除垢50Km∮76×6單井管線除垢1358采油九隊注水管網調整新建配水間一座，新建0.6Km∮168×13注水支干線，新上∮76*6單井管線400米509注水井維護罐車洗井1200井次，通井80井次28210配水間維修25座配水間維修15011注水站設備維修注水泵大修10次6012注水站冷卻塔維修注水站冷卻塔維修10臺4013注水站基礎設施注配套維修

44.5合計14

16272012年地面工程運行情況及2013年預安排（三）注汽系統(tǒng)1、概況在用注汽鍋爐16臺，其中固定注汽站5座，固定鍋爐7臺，活動鍋爐9臺，年制汽能力26.8萬噸；年制汽能力79萬噸，年計劃注汽量69萬噸，吞吐29萬噸，1-8月份實際注汽量45.7萬噸，活動鍋爐滿足不了吞吐需要。固定注汽站（座）固定鍋爐（臺）活動鍋爐（臺）九區(qū)1九區(qū)217.2MPa2KD5211KD521121MPa6KD531KD532K921K921外雇（21MPa）1KD321KD321合計5合計7合計92012年地面工程運行情況及2013年預安排區(qū)塊長度投產日期九區(qū)14.92009年KD52110.32011年KD539.81998年K923.62012年KD327.72005年在用固定注汽管線46.3km，其中KD53注汽管網老化嚴重，已列入2013年改造計劃。KD53區(qū)塊注汽管網現(xiàn)狀統(tǒng)計表線路管網投產時間5-10年10年以上合計條米條米條米干線0

0

297000297000支線7569172238242807小計7569469238539807固定注汽管網情況統(tǒng)計表2012年地面工程運行情況及2013年預安排

在用活動注汽管線4.24km，其中使用5年以上的2.8km；活動補償器146套，其中面臨報廢32套。使用年限長度（m）使用情況套數(shù)＞5年2764面臨報廢324-5778使用中104＜4年700今年新購102012年地面工程運行情況及2013年預安排2、2012年檢維修運行情況

2012年注汽系統(tǒng)維修費用計劃400萬元，實際發(fā)生417萬元，其中鍋爐維修花費346萬元，管網維修花費71萬元。2012年地面工程運行情況及2013年預安排3、2013年檢維修計劃安排2013年注汽系統(tǒng)檢維修費用預計675萬元，用于完善注汽鍋爐、附屬設施，更新注汽管網、活動管線、活動補償器及注汽井口。目錄二、作業(yè)運行情況及2013年預安排一、主要指標完成情況三、地面工程運行情況及2013年預安排四、采油工程工作主要成績及做法五、幾點建議采油工程主要工作成績及做法（一）抓實鉆采方案、重大設計優(yōu)化

鉆采方案：一是實施兩級管理，強化內部審查討論，不斷優(yōu)化方案；二是通過工藝技術集成配套，鉆采方案綜合指標符合率達到95.5%，新井投產成功率100%，累計產油5.8×104t。新井投產效果同期對比曲線新井投產：墾東18和孤東九區(qū)稠油新井應用注降粘劑+CO2配套螺桿泵舉升冷采投產22口；七區(qū)西41-51和七區(qū)中應用混排解堵+分級防砂工藝治理高泥質粉細砂新井；水平井采用泡沫酸洗+HDCS工藝提高投產效果，1-8月投產新井95口，8月平均單井日產油5.2噸，綜合含水84.3%，年產油5.80萬噸。同期對比，多投22口，單井日油增加0.8噸，綜合含水下降3.0%，年多產油1.62萬噸。多投產22口日油水平多118噸年產油多1.62萬噸采油工程主要工作成績及做法分公司重點產能方案墾東18塊投產新井21口，平均日產油10.8t，累產油1.74×104t

。具體做法：◆根據隨鉆測井曲線，及時調整水平井完井方式，3口井改為套管完井?！舨捎妹忏@塞工藝，撈出成功率達100%?！魞?yōu)化投產工藝，17口新井采用注CO2+高效降粘劑冷采投產，提高時率。

采油工程主要工作成績及做法

重大設計：依托審批平臺和專家資源，通過集體討論，分級管理，重大設計上報220口，審批204口，完成施工173口，設計工序合格率96.5%，累增油2.9萬噸。強化運行：重大設計上報完成71.0%分級審核：集體論證，實現(xiàn)工藝優(yōu)化配置完善例會：加強月度、季度分析，提高成功率采油工程主要工作成績及做法孤東采油廠規(guī)?；夹g應用情況統(tǒng)計

規(guī)?；瘧茫?012年采油廠穩(wěn)步推進規(guī)?；夹g應用工作，目前完成計劃工作量的84%，其中氮氣泡沫調剖、工程測井、低效水平井治理和復雜結構井配套完成率均在75%以上，測調一體化工藝受到東三聯(lián)污水改造進度影響、不動管柱換層受到油井出砂限制，工作量滯后。采油工程主要工作成績及做法1、堵水調剖更新5套調剖設備，擴大專業(yè)化施工規(guī)模，保證了現(xiàn)場注入能力及整體調剖集中實施；同時配備高壓變頻設備，注入排量4-12m3/h可調，便于調剖注入速度、施工參數(shù)的調整和優(yōu)化。調剖施工設備變頻設備（1）完善注入設備，提高注入能力及質量采油工程主要工作成績及做法（二）強化攻關配套，提升采油工藝水平通過加強堵劑適應性評價，形成了不同強度、不同運移能力的調剖工藝，基本滿足了不同油藏類型、不同開發(fā)方式下調剖需要。適合大孔道封堵的以油泥砂固化體系為主的高強度無機固化體系適合高滲透帶的以粉煤灰顆粒為主的無機顆粒分散體系不同強度、具有調驅雙重作用的交聯(lián)聚合物凝膠體系適合大孔道封堵的預交聯(lián)體膨顆粒體系（2）完善堵劑系列，規(guī)范堵劑優(yōu)選模式采油工程主要工作成績及做法

以“強弱相配、遠調近堵、成本兼顧”為原則，針對大孔道發(fā)育的不同程度，形成系列化段塞設計模式：

對于動態(tài)反映大孔道明顯的井采用預交聯(lián)體膨顆粒+中等強度無機固化體系+高強度無機固化體系；對于存在一般高滲透帶的井采用無機分散體系+低強度無機固化體系+中等強度無機固化體系；對于非均質一般的井采用弱凝膠+中等強度凝膠+較高強度凝膠。（3）優(yōu)化段塞組合，提高施工質量采油工程主要工作成績及做法按照“分工負責、系統(tǒng)聯(lián)動、高效運行”的原則建立三級堵調質量管理體系，保證了現(xiàn)場施工的順利進行和施工規(guī)模的擴大。工藝設計設計交底堵劑篩選，制定配方段塞組合設計施工工序及安全要求費用預測進井路、井場、水、電情況施工要點及注意事項選井論證采油礦或者地質所提出堵調井號及基礎資料地質所、工藝所、采油礦共同論證，對井區(qū)分析

（4）強化設計運行及交底工作，提高工作運行質量采油工程主要工作成績及做法

針對注聚區(qū)開展常規(guī)調剖具有一定風險和局限性，研發(fā)了在線調剖工藝，通過優(yōu)選適合的交聯(lián)劑和段塞設計，利用注聚流程實現(xiàn)竄聚井治理。2012年1-8月份實施在線調剖16井次，平均單井注入交聯(lián)劑900m3，措施后注入壓力上升2.0MPa，累增油4785.6t。采油工程主要工作成績及做法

（5）改進調剖施工方式，提高聚區(qū)適應性前置段塞2011年6月開始注聚整體堵調+31+18+16+2014+120.1-0.7-1.0+201+74+0.4-724-0.3

+300+105.5+11-0.4+523+0.02二元七區(qū)西54-61實施整體堵調13井次，單元平均油壓上升1MPa，目前注聚見效31口，見效率23.3%，累計增油1.9255萬噸。油開日液日油含水液面水開日注油壓注采比見聚濃度注入濃度粘度采油工程主要工作成績及做法

（6）七區(qū)西54-61開展整體調剖，取得較好效果

2012年以來，立足“整體調剖為主、零散調剖為輔”的原則，以大劑量深部調剖為重點，綜合利用動靜態(tài)資料、監(jiān)測資料、PI決策技術優(yōu)選調剖井，優(yōu)化堵劑類型、段塞組合和施工參數(shù)；加強施工動態(tài)跟蹤與調整，2012年1-8月份累計實施常規(guī)調剖措施37井次，平均單井注入堵劑1740m3，措施后注入壓力由9.7上升到11.2MPa，目前累計增油5243t。調剖效果統(tǒng)計表采油工程主要工作成績及做法

分區(qū)塊、分周期、按單井物性、生產現(xiàn)狀進行注汽參數(shù)優(yōu)化，合理設計單井注汽量，同時建立最佳轉周時機動態(tài)圖版，合理安排轉周措施，確保油井持續(xù)高效生產。1-8月份蒸汽吞吐119口，同期對比單井注汽量減少165噸，平均單井日油5.8噸。2、稠油增效采油工程主要工作成績及做法

（1）優(yōu)化注汽量和轉周時機，提高注汽效益根據視導熱系數(shù)標準，分級分類管理隔熱管，嚴格檢管制度，定期更新隔熱管柱，對新井、重點井配套隔熱管接箍密封器，在汽驅井上推廣配套了長效汽驅密封隔熱技術。1-8月份測試井底干度由22.3%上升至30.4%。多級長效汽驅密封器隔熱管接箍密封器

采油工程主要工作成績及做法

（2）強化注汽管柱配套，提高注汽質量1-8月份利用注二氧化碳蒸汽復合吞吐工藝40口，平均單井注入二氧化碳47.4噸，平均單井日增油2.6噸，累增油16289噸。2012年DCS工藝實施情況表采油工程主要工作成績及做法

（3）規(guī)?；瘧肈CS，提高稠油效果

擴大二氧化碳應用范圍，開展了注CO2冷采吞吐工藝，實施41口，開井36口，措施前后對比平均單井日液上升4.6m3，平均單井日油增加2.6t，累計增油8290.8t。2012年二氧化碳冷采吞吐實施情況二氧化碳注入泵二氧化碳罐車采油工程主要工作成績及做法

（4）不動管柱注CO2吞吐工藝，提高單井產量通過鉆采方案前期研究，開展了氮氣泡沫調剖工藝優(yōu)化研究，研制了具有長效穩(wěn)泡功能的納米顆粒穩(wěn)泡劑，明確工藝適用條件和施工參數(shù)，共實施18口井，開井15口，措施前后對比日油上升2.7t，含水下降9.2%，累計增油5191.5t。采油工程主要工作成績及做法

（5）規(guī)?；瘧肈NS工藝，治理高含水稠油井針對KD641敏感性油藏采取全程防膨、氣舉返排、土酸酸化、注二氧化碳等復合工藝進行治理；針對K92、KD521等高粘區(qū)塊，采取注降粘劑、振蕩解堵、注二氧化碳等技術進行治理。1-8月共治理高壓井26井次，治理后干度提高22.2%。2012年1-8月份注汽高壓井治理情況

震蕩解堵器采油工程主要工作成績及做法

（6）集成成熟工藝，治理注汽高壓井3、水平井配套工藝

2012年以來，通過“源頭預防、過程控制、科學治理”，針對出砂水平井主要了開展水平井篩管完井管外礫石充填試驗和復合繞絲篩管充填防砂等工藝的應用，成功治理出砂水平井5口，措施后日增油14.9噸，累產油2659.3噸。采油工程主要工作成績及做法

（1）濾內繞絲充填，治理出砂水平井

針對稠油低液水平井，實施多點均勻注汽、雙管注汽、卡封注汽互補措施，配套氮氣、二氧化碳輔助增效工藝，治理低液水平井7口，措施后平均日產液32.3噸，日產油9.8噸，較措施前日增油4.8噸，累產油3575.9噸。蒸汽腔A蒸汽腔B采油工程主要工作成績及做法

（2）完善注汽工藝，治理低液水平井針對局部出水造成的高含水水平井，實施了分段卡封、丟封上返治理措施，丟封上返4口井，層內卡封1口井，措施后平均單井日液53.8噸，日油5.2噸，含水90.2%，較措施前單井日增油4.0噸，綜合含水下降6.4個百分點，累產油1777噸。采油工程主要工作成績及做法

（3）卡丟封管柱系列化，治理高含水水平井2012年機械卡堵水效果設計新油井設計新油井利用老油井利用老油井老井轉注圖圖例例設計新水井設計新水井技術對策：受到地層能量不足影響，油井供液能力差，目前區(qū)塊總井10口，開井3口，下一步通過建立注采井網150m×600m，實施注水開發(fā)，補充地層能量，油井大規(guī)模壓裂，提高地層導流能力。孤東281塊面積3.3km2，儲量216.77萬噸，油藏埋深3550m，沙三中亞段儲層物性較差，以灰色泥巖和細砂巖為主，呈砂泥互層，平均孔隙度為13.5％，平均滲透率為1.36×10-3μm2，為低孔特低滲儲層。4、特低滲油藏注水配套工藝采油工程主要工作成績及做法壓裂

井段

m厚度/

層數(shù)

m/層層位壓裂

日期

y.m

實際總

液量

m3實際填

砂量

m3實測

方位實測

縫長

m支撐

縫高

m3461.4-3471.19.7/1722012.8.1232132.6NE50.4

190.448.8

依托院廠結合，進行壓裂抽汲一體化管柱排出壓裂液170m3；進行縮膨防膨預處理，施工壓力下降2MPa；配套深井錨定補償保護套管籠統(tǒng)注水管柱，為下步順利注水提供基礎。4、特低滲油藏注水配套工藝采油工程主要工作成績及做法5、注水井治理采油工程主要工作成績及做法三次采油正注單元分層注聚效果匯總表

（1）擴大同心雙管分層注聚應用，改善注聚效果

1-8月，先后在三區(qū)、四區(qū)、六區(qū)、七區(qū)西等正注單元實施分層注聚井18口，對應油井77口，措施后對應油井日油由324.1t/d上升到362.2t/d，累計增油9011.9t。采油工程主要工作成績及做法

（2）加大欠注井治理，改善注水效果

1-8月，重點在注水單元實施大劑量地填改造和酸化解堵增注工藝治理欠注井27口，措施后比措施前地填增注35.8m3/d，酸化增注53.3m3/d，累計增加注水10.5×104m3

。采油工程主要工作成績及做法

（3）研發(fā)可洗井管柱，解決卡封注水井洗井

針對卡封井和套漏井使用Y211封不能洗井、使用皮碗封易損壞的問題，研制了可洗井水井管柱，使用常規(guī)Y211和Y111卡封非注層段，研制一套變換接頭在卡封管柱內建立洗井通道，現(xiàn)場實施10口井，目前有效期最長248天。2012年5月-8月開展東二聯(lián)化學驅采出液橇裝集成處理裝置現(xiàn)場試驗。電脫水器進站閥組分水器電加熱器一次沉降罐綜合處理劑二次沉降罐電加熱器高梯度聚結氣浮罐過濾器污水外輸高梯度聚結氣浮罐過濾器污水外輸溫度范圍：40-50℃出口原油含水：50-60％出口污水含油：≤3000mg/L溫度范圍：60-85℃原料油含水：≤30％出口原油含水：≤2％進口污水含油：≤2000mg/L出口污水含油：≤200mg/L污水處理流程一污水處理流程二聚結除油罐聚結除油罐好油罐進站閥組分水器電加熱器一次沉降罐二次沉降罐電加熱器好油罐原油脫水流程一原油脫水流程二采油工程主要工作成績及做法（三）立足技術改造，改善集輸系統(tǒng)狀況1.東二聯(lián)油水處理工藝優(yōu)化實驗化學驅采出液橇裝集成一體化處理站（處理規(guī)模150m3/d）原油脫水橇塊污水處理橇塊采油工程主要工作成績及做法

實驗結論1：“壓力分水+兩級重力沉降+電脫水”流程處理效果優(yōu)于“壓力分水+三級重力沉降”，三相分出口原油含水平均20.5%，電脫后原油含水平均0.77%，外輸油含水平均0.60％，不需要“倒罐放水”。采油工程主要工作成績及做法氣?。劢Y除油效果

實驗結論2：“高梯度聚結氣浮+聚結除油+過濾”流程處理效果優(yōu)于“聚結除油+高梯度聚結氣浮+過濾”，外輸水含油平均9.3mg/L，懸浮物含量平均18.0mg/L。采油工程主要工作成績及做法過濾除油效果目前試驗工作已接近尾聲，對孤東油水處理有了基本結論，目前正在編制相關方案。

橇裝裝置來液聚合物含量平均254.1mg/L，出水聚合物含量平均242mg/L，聚合物保留率95.2％。

實驗結論3：使用綜合處理劑能夠有效保留聚合物，保留率95%以上，源頭避免老化油和含聚油泥的產生。采油工程主要工作成績及做法2.東三聯(lián)污水站改造油站來水一次除油罐二次混凝罐緩沖罐注水站曝氧罐脫氧罐緩沖罐注水站水驅注聚區(qū)

15000m3/d23000m3/d配聚水質處理流程注水水質處理流程東三聯(lián)污水站注聚用水采用污水罐曝氧+除氧工藝、注水采用兩級重力處理工藝，9月17日已完工投產，改造后可達到“雙30”水質標準，基本滿足現(xiàn)場開發(fā)需要。采油工程主要工作成績及做法配合設計院在東四聯(lián)開展高頻電聚結試驗：處理液量≤100m3/d時，油含水、水含油數(shù)據相對較低；處理液量≥100m3/d時，油含水數(shù)據較低、水含油數(shù)據相對較高，整體運行平穩(wěn)。日期進液量m3/d藥劑量kg/d油出口含水%水出口含油mg/l電流A電壓V2012.7.1752.53316.222802012.7.2722.52324.622802012.7.3722.51.5216.622802012.7.4702.51277.322802012.7.5722.51571.532802012.7.6722.52.5537.632802012.7.7842.52430.332802012.7.81122.52.5723.732802012.7.91152.51653.522802012.7.101222.51.5756.832802012.7.111202.51.5759.932802012.7.1296

1.5517.132803.開展高頻電聚結試驗采油工程主要工作成績及做法2012年計劃安排人工仿邊水驅注水井6口，增加回灌能力6000m3，老井轉回灌井15口，增加回灌能力5190m3，累計增加回灌能力1.12×104m3；目前人工仿邊水驅投注4口，老井轉注11口，日回灌能力增加8136m3，全部工作量完成，能夠達到計劃回灌量。孤東采油廠2011-2012年污水回灌曲線+18+26+0.794.強化污水回灌采油工程主要工作成績及做法八區(qū)館下人工仿邊水驅井網部署圖27-21333-20920-21519C16119X201622-216圖例新鉆井26-49725X45726-437圖例新鉆井六區(qū)館下人工仿邊水驅井網部署圖人工仿邊水驅：在六區(qū)館下、八區(qū)館下2個單元實施人工仿邊水驅。新鉆井6口，鉆遇目的層砂厚115-134米，通過采用三開井身結構，降低鉆井液密度；配套壓力脈沖射孔，提高滲流面積；完井下入3寸玻璃鋼油管，降低管柱摩阻，保障單井日回灌能力達到1000方，目前已經投注4口，待投1口，待上修1口。GO6-26-497采油工程主要工作成績及做法1、強化注水井工況管理（四）精細管理，改善油水井工況根據配水間油壓與井口油壓的差值、井口油壓與套壓的差值、以及套壓的變化情況，確定水井工況，判斷堵塞狀況及封隔器工作狀態(tài)，并制定了針對性的治理措施。采油工程主要工作成績及做法加大注水管網治理力度：1-8月份完成東一注東二線干線除垢,5條注水支干線除垢，更換4條注水支干線，完成東六注西三南線改造工作，74口單井管線除垢，93口水井換管，管損下降0.7MPa，日增加注水量8227m3。實施七區(qū)中一體化治理，改善開發(fā)效果。部署實施工作量71口，其中水井治理34口，治理后日注水4187m3，對應井組日產油192.8t，累產油20847t；油井治理37口，新投13口，防砂10口，檢探沖維護18口，累產油4974.5t，自然遞減率降低3.6%，采收率提高1.0%。七區(qū)中水井治理效果統(tǒng)計（四）精細管理，改善油水井工況采油工程主要工作成績及做法通過實施注水井工況管理，2012年8月份612口注水井，優(yōu)良區(qū)井數(shù)310口，占50.7%；合格區(qū)井數(shù)115口，占18.8%；不合格區(qū)井數(shù)182口，占29.7%；資料待落實井數(shù)5口，占0.8%。與2012年1月份對比,工況分布情況有了明顯好轉。采油工程主要工作成績及做法通過對原有工況管理