2011年油井上半年工作总结

第一篇：2011年油井上半年工作总结

2011年上半年工作总结

一、指标完成情况

上半年我XX完成原油产量3.9841吨，平均日产220.1吨。其中，主体产量完成3.9327万吨，平均日产217.2吨，商品量完成3.2879万吨；合作开发完成514吨。主体产油量与计划相比超产1327吨，日超产7吨：其中老井产量完成2.9553万吨，超产953吨；措施产量完成9374吨，超产374吨。上半年我区累计注汽20.0860万吨，94井次。其中，主体注汽16.0065万吨，75井次，日注汽884吨，平均单井注汽量2134吨，油汽比0.246，运行注汽锅炉2.5台；合作开发注汽4.0795万吨，19井次，平均单井注汽量2147吨，油汽比0.013，运行注汽锅炉1台。2010年上半年油汽比为0.233, 2011年上半年主体油汽比比2010年同期上升了0.013。要想完成全年5.44万吨商品量，7.6324万吨原油产量，6-12月份还剩余原油产量3.6997万吨，即每天完成201吨就可完成全年任务。

二、半年主要工作

1、利用侧钻水平井，提高兴隆台油层动用程度

通过对XX块XX油层重新落实构造、油水关系，以及XXX等井XX油层的成功开采，进一步证明了该块XX在中部、东部连片发育，具有较大潜力，因此对XX实施水平侧钻，弥补该部位井网缺失，提高XX的动用程度。XX于3.4日开始实施水平侧钻，该井于4月9日下泵开井，初期含水波动较大，排水期较长（7天）产量15.6/2.4吨，5.9日以后含水趋于稳定（58%），日产油8.3吨。至6月30日，累计产油337吨。

2、深化剩余油分布研究，加大措施优选力度

上半年，我们深入开展XXX油层的剩余油研究，核实剩余油分布，选取剩余油富集区实施相应的措施挖潜，实现措施产量的有序接替。共实施大修、补层等措施8口，累计增油2063吨。6口补层井的措施效果均达到了预计的水平，累计增油2045吨，目前日产36.5/12.1吨。

3、以分注、选注工艺技术为核心，改善纵向动用状况

针对XX大井段，层多且储层非均质性强的特点，实施分注、选注工作，充

分提高低渗低孔层的动用程度，缓解层间矛盾。上半年，共实施6口井，增油

505吨。最先见到增油效果的是XXXXXX这2口井措施前都是因高含水停产的长停井。

4、利用调剖、助排等技术辅助吞吐，提高驱油效率XXX蒸汽吞吐中后期，低效井逐渐增多，经统计XX日产油小于1吨的井共

有155口，占开井数的73.8%，因此，适时采取调剖、助排等技术辅助吞吐，为

地层补充能量，提高油井的供液能力。我们主要选择地层压力水平低、油稠、无

汽窜史、综合含水小于70%、具有一定产能的油井。上半年共实施5口井，累计

增油655吨，措施有效率100%。

5、实施多井整体吞吐，改善开发效果

针对油井吞吐轮次高、油层动用不均衡、汽窜严重等开发问题，实施多井整

体吞吐，改善开发效果。上半年主要在这齐210块选择油层发育稳定、连通性好、油层压力水平相对平衡的4个井组12口井实施整体吞吐，累计产油603吨。

目前效果较好的是06-2c井组，日产59/3吨，累计产油513吨。

其他三个井组生产效果有待于进一步观察。

6、加强长停井复产工作，提高油井利用率

针对XX停产井增多的现状，我们加强了长停井分析，坚持每月对停产井开

展拉网过筛子的办法，开展长停井复产工作。根据长停井的具体情况实施了侧钻、补层、大修、间歇注汽、检泵、开积压等复产措施，共复产64口，累计增油4830t，单井增油76t。

首先，从停产时间上分析：

其次，从停产原因上分析：

另外，上半年共实施检泵复产长停井8口，累计增油542吨。除17-11c2

（井况差）、6-4c（3.23日卡），其余6口井均有效。复产效果较好的是：观2

和观12井。

7、抓好本质安全提升管理水平

开展“瀑布式”培训，熟练掌握基础知识与技能。针对工作特点，我XX

重点培训XXX部分，特制定有经验的资历较深的技术骨干做培训师，XX亲自抓，培训师负责培训计划、内容与考核，同时，考核结果与负责人挂钩，极大的增强了培训师与员工的责任感，有效的提升了管理水平。

解决后顾之忧，开展“安全进入家庭”活动。我XX亲自制作XXX，并送到每名员工家中，使员工对安全常识进一步深刻的了解。

工作区重点部位实行目视化管理。对油库、楼梯、电源点等处用文字或图标重点标示，以达到安全管理。

8、强化资料录取提高准确率

在分工明细的基础上，为提高油井含水准确率，采用1500毫升大样桶机动取样，并使之常规化，使XXX井含水更加符合实际，今年以来，XXX输差始终不超过5%。为产量预测提供良好的依据。

三、下步工作方向

为保证5.44万吨商品量的顺利完成，必须加大措施力度，从提高措施效果入手，着重抓好以下几方面工作：实施水平侧钻，加快XXX油层开发步伐

XXX油层在XXX块广泛发育，含油面积1.8km2，地质储量209×104t，可采储量为41.8×104t，目前XX开采XX油层的井共7口，累计产油6622吨，采出程度仅0.3%。通过对XXX油层的地质研究及试采情况综合分析，结合上台阶稠油层四性关系，及XX井电性及含油性特点，认为XX油层在南部XX井区仍具备开采价值。但是由于XX油层没有形成有效井网；或局部地区有井控制，但由于多轮吞吐导致固井质量差，而井网缺失，因此建议在井网控制不到的区域利用侧钻水平井技术提高采油速度。目前已实施侧钻水平井XX，预计年增油1000吨。下步仍建议对南部XX井实施水平侧钻，预计增油800吨。细分地质研究，提高措施效果

XX共有9个四级断块458口井，有剩余油层的井32口，有 27口井目前生产效果较好，不能实施补层措施。2011年我们要细分地质研究，提高措施效果，将动态分析、生产形势、小层对比细分到每一个层系、每一个断块，做到产量分析准确、措施运行平稳、措施效果显著。通过对区块动用程度和潜力分析，2011年措施投入的主攻方向为XX断块、XX断块和XX断块。建议在井网密度小，采出程度低的XX断块和XX断块边部实施侧钻井，挖掘井间剩余油；在剩余潜力富

集的XXX块实施调补层措施，提高油井采出程度。加大XX油层的潜力研究，提高储量动用程度

加强平面、纵向动用程度研究及水淹规律、沉积规律研究认为，XX油层的剩余油主要集中在XX块北部、中部XX井区；XX块构造高部位；XX块南部等。建议利用大修回采或大修下返技术，提高XX油层的动用程度，建议实施7口井，增油900吨。利用“一注多采”，进一步提高储量动用程度

作为开发十余年的XXX，XX已进入开发中后期。区块递减逐渐加大，XX年以后油田因井网密度大，加密调整潜力越来越小。在此基础之上，固有的开发方式已不能满足目前生产的需要，通过对区块动态、静态资料综合分析，优选齐XX块的XX井组、XX断块XX井组和XX井组实施一注多采，进一步提高储量动用程度。经估算3个井组地质储量为94.2万吨，累计产油31.1941万吨，采出程度33.1%，预计注汽量10万吨，增油1.2吨。

第二篇：油井套管阴极保护方案

油井套管防腐是各大油田生产中的一项重大技术难题，是影响油田稳产的关键技术。油井套管阴极保护研究开始于1938年，美国及中东相继在单井上开始应用油井套管阴极保护技术，得到令人满意的防腐效果。到20世纪60年代，国外发展了区域性阴极保护技术。目前对套管的保护深度可达2400米，最深达4000米。多年来的实践证明，对套管实施阴极保护，是减缓和防止其外壁腐蚀破坏的有效措施。如美国德克萨斯太阳勘探开发公司，20年来对2178口井进行阴极保护，有效率达88％。在国内，20世纪70年代末80年代初由江汉和大庆油田分别进行了单井阴极保护工业试验，1985年华北油田在留70断块油田开展区域阴极保护，平均有效率为96.15％。

油井套管阴极保护方案

一、概述

在油气田和油气藏，要在井筒里下入套管以增强油气井的稳定性，套管起着保护井眼、加固井壁、隔绝井中的油、气、水层及封固各种复杂地层的作用。根据井的深度和运行条件，在接近地表的井筒里几根套管要套接在一起，称为套接式油井套管。在外层套管与周围地层岩石之间的环形空间里要注入水泥，直到新井地面的整个井筒深度，目的是封堵上部地层，隔开淡水地层与盐水地层，并靠它承受周围岩石土层的挤压力。

在油井套管无水泥的层段里含有残余的钻井泥浆和大小不等的岩石颗粒，而钻井过程的循环泥浆里含有硫酸钡和水的悬浮液，它们密度很高，而且常含有盐分，这会促进腐蚀电池的作用。

在油气井整个深度上，井下套管要穿过若干种不同的地质地层，包括盐水层和惰性基岩。此外，根据地层条件，还会有腐蚀性气体（CO2、H2S），并且不同地层的温度差异可能高达50℃，这些因素都增加了深层土质的腐蚀性，因为地层里的盐分和形成的浓差电池会限制套管表面保护膜的形成。

随着油水井投产后生产时间的不断延长，油、气、水井套管的状况逐渐变差，甚至损坏，套管损坏有错断、变形、破裂等多种形式，但多是由于套管接触到周围的腐蚀介质而遭受腐蚀，导致套管壁变薄，引起强度减弱，从而产生穿孔、断裂、变形等现象，可以说腐蚀是引起套管损坏的一个主要原因。

国外从20世纪40年代开始调查套管腐蚀损坏的原因；在50年代初，美国海湾石油公司就对2429口油井进行调查，结果表明，有47%的油井发生了套管腐蚀破坏。3年之后，对气井也做了类似的调查，美国有45%的气井的套管遭到了不同程度的电化学腐蚀，并且以套管外部腐蚀为主。

我国以大庆油田为例，随着大庆油田开发时间的延长，套管腐蚀外漏的问题也呈现上升的趋势，特别是浅层套管腐蚀严重。通过调查取样，仅喇嘛甸油田就发现70口井，而长垣油田内部套管腐蚀外漏井数竟高达400余口，因腐蚀损坏的井又占套管损坏井总数的5%。严重的井仅3年时间套管就发生腐蚀外漏，腐蚀速度高达2.6mm/年。

在对长庆油田的调查还发现，从投产到腐蚀穿孔最短时间为16个月，最长为5年半。在对马岭油田调查的429口井的调查中，腐蚀穿孔的就有34口，占调查井数的7.9%。

套管腐蚀穿孔，将出现多点破漏，腐蚀会加速套管的疲劳进而过早变形和损坏。套管腐蚀外漏不仅导致油水井不能正常生产，在经济上造成巨大的损失，而且造成了巨大的浪费以及严重污染环境。

世界各国油田开发进程表明，随着油水井生产的时间延长，开发方案的不断调整和实施，由于地层地应力的变化、油水井作业及其他施工的影响，油、气、水井套管状况越来越差，使油井不能正常生产，甚至使井报废，以致影响油田稳产。

二、油井套管阴极保护原理

油井套管阴极保护，是在油井较密集或油井相对集中的区域，平均每2-4口油井打一口阳极深井，作为阴极保护系统的阳极，通过恒电位仪施加强制电流，为套管提供均匀、足量的阴极保护电流，然后通过井口附近的汇流点流回恒电位仪的阴极，构成闭合回路，使油井套管充分阴极极化，从而避免或减轻油井套管的腐蚀。

深井阳极阴极保护与其他阴极保护方法相比具有以下优点：

1、输出可调：

深井阳极阴极保护采用恒电位仪作为外加电流阴极保护的输出电源，具有恒电流和恒电位的功能，解决了牺牲阳极输出电位不足和输出电流电位无法调节的问题。

2、辐射范围广

由于深井阳极位于地下水丰富的深层土壤中，可以有效降低阳极体的接地电阻，这样可以使阳极体的有效辐射范围大大提高，使深埋在地底几公里的套管都能达到很好的保护效果，在减少阳极地床的数量的同时降低成本。适用于空间狭小、土壤电阻率高的地方。

3、电流分布均匀

深井阳极体与油井套管之间保持一定的距离，从而使套管表面的阴极保护电流分布更加均匀，对其他埋地金属构筑物的干扰也相对较小。

另外，深井阳极阴极保护还具有受气候影响小、接地电阻稳定、杂散电流干扰小及占地面积小、使用寿命长、安装方便等优点，适合于管网密集、工况恶劣的油气田生产设施的腐蚀防护。

我国原石油部于1992年颁布的《油井套管阴极保护的管理规定》，明确提出井口保护电位必须达到一0．95V或更负，才达到良好保护。因此在井站的区域阴极保护中均执行这个要求。

油井套管，包括油井、气井、水井，其防腐蚀采用阴极保护，理论成熟、工艺简单、施工方便、技术经济效益可观

三、以胜利油田为例油井套管阴极保护经济效益分析

胜利油田在四十余年的开发过程中，由于长期的注水开发，使本来就复杂的地质条件变得更加复杂，油水井套管的状况越来越差，套损井也逐年增加。胜利油田大量套损井，主要集中在孤岛、孤东、胜坨、埕东、渤南和滨南等几个大型整装含油气构造上。另外，疏松砂岩油藏和几个稠油热采工艺区域矛盾尤为突出。据查，胜利油田截止1991年底套损井已占油、水井总数的十分之一，16400多口井中就有1659口套损井（其中包括正式批准工程报废井266口）。截止到今年的4月，胜利油田有限公司（不包括海洋、清河）有油水井27375口，其中有套损井5427口（其中油井3318口，水井2109口），占总井数的19.8％。报废井4838口，其中因套损原因报废的1502口，占31.1％；停产井7212口，因套损原因停产井2089口，占29％；生产井15325口，其中套损井1836口，占12％。如此数量的套损井的出现，必然影响到井网的完善和布网的困难，油田不得不投入大量资金打更新井和替补井，也相应地增加了作业工作量，更重要的是影响了油田的开发效果和经济效益。并且，胜利油田每年新增加套损井400口，已连续三年超过430口。

以孤岛油区为例，孤岛油区油井套管平均寿命为11年5个月左右，每口井修复费用平均为30万元，而钻一口井费用最低也在180-200万元左右，油井套管采用阴极保护每口井平均费用8-15万元，而采用阴极保护后，油井的平均寿命可以延长一倍左右，每口井可节约20多万元的投资，如果按保守估计，胜利油田有1/3的油井可以采用油井套管阴极保护，光节约的修复费用就高达7亿，这还不包括因油井修复或停产造成的损失，经济效益十分可观。

由此可见，油井套管阴极保护的投资费用远远低于前者的投资，经济效益十分可观，是一种有效的高性价比的技术。如果该技术能够在胜利油田乃至全国的油田推广普及，将会在油田稳产增产方面作出极大贡献，在应对史无前例的高油价的挑战中，将会发挥不可磨灭的历史功勋。

以上由东营奥科提供有关资料。

第三篇：油井采油实习总结

油井采油实习总结

油井采油是一种怎样的体验?不妨为自己做做工作总结吧!下面为大家整理油井采油实习总结范文，欢迎浏览!

油井采油实习总结一

对我来说：生产实习是将来工作的一个缩影。本次实习，我直接接触到了石油生产一线，看到了很多石油生产设备，也了解了它们的名称和生产用途，同时也了解了石油生产的工艺流程、污水处理净化过程、注水工艺流程等等。

实习时间虽然短暂，但他让我脱离了书生的稚气。以前经常听老师讲，现在胜利油田的原油含水率是多么的高，我们也尽力想象现在的原油是什么样子的。但一直到现场看到采油工人的取样，看到化验室的工人倒出取样桶中的水来进行初次油水分离，我们才真切的感受到含水率超过98%是什么概念。当我们去配水间实习的时候，看到师傅在温度高达70多度的配水间中更换阀门，和师傅在30多度的烈日下一起巡视注水井，想到师傅独自一人忍受黑暗、寂寞与蚊虫叮咬，还坚持值夜班，我真切的感受到采油一线工人的艰苦与坚强。

安全是我们任何时候在任何地点都不能忽视的。石油生产过程中也有很大的安全隐患，如井架或采油机械掉下落物、中毒、爆炸、触电等等。当我们参观胜采坨六联合站时，看到储油罐旁边的消防设施，专门建设的储水大罐和消防水管以及讲解员为我们介绍的安全制度和关于道路宽度、坡度、转弯半径的规定。我更加真切的感受到安全促进生产，生产必须安全的含义。

在采油一线的实习过程，我收获了很多采油生产和管理的知识，学到了很多，也发现了只学习课本是不够的，理

论必须与实践相结合。同时也真真切切感受到采油一线工人艰苦奋斗的精神和认真负责的敬业精神，这些精神深深感染了我，熏陶了我。通过这次实习，让我对石油工人有了更加全面的了解，为日后的实际工作打下了基础，同时使我更加热爱石油工程这个行业，在今后的日子里，我会更加努力的学习专业知识，为我国的石油事业贡献出自己的力量!

最后，感谢在实习过程中所有关心帮助过我的老师和师傅们!

油井采油实习总结二

一年前的四月，万物起始的风吹过。我与三十余位新入职的同事一起迈进采油一厂的大门，开始了事业与生活的新旅程。迎接我们的是厂领导与前辈们温暖的关怀和殷切的期望!

为使我们更好融入一厂这个大家庭，厂里安排了内容详实、涉猎面广的入厂培训。介绍企业文化、进行安全教育、培养阳光心态、规划职业生涯，更有丰富多彩的实践活动穿插其中。这些

培训宛如帮雏鸟般的我们张开翅膀，接下来，我们将在实习期间丰满自己的羽翼!

若把我的实习生活比作一支乐曲，那首个音符要从胜利采油站(唱起。重要，年轻，忙碌，欢乐，构成这里的关键词。胜利站处于近年我厂增储上产的主战场延安地区的心脏地带，是保证全厂产量的支柱之一，重要性，不言自明;这个站随新区建产成立，年岁不长，人员配备尚未充足，各种基础设施也不完善;原油产量任务重，新井不断增加，人员又无法得到补充，井多人少的局面突出。要保证工作圆满完成，除了丰富的经验、有序的计划，饱满的行动力，站上的员工都是鼓着劲在战斗说是战斗真是不足为过。

在站上，我身体力行的学到不少东西：用眼看师傅调整平衡块，用肩扛500斤一桶的除蜡剂，动手测量动液面，留心学示功图分析。每日工作结束，师傅们换掉油污的工服，在更衣室里聊天说

笑，怕是一天里最闲适的时刻了。放下疲惫的心、擦掉汗的气味，笑语雕刻着时光，这是只属于胜利站的欢乐。

我有个兴趣，喜欢把去过的地方用手机地图标记起来。一打开手机地图，都会让我想起在工程研究院度过的日子。因为，在手机地图里，有三颗显眼的星型记号，仿佛夏夜天穹上 夏季大三角的三个顶点，它记录了我到过的井场，镌刻了我在工程研究院实习的足迹。微山湖旁的北大站，潮湿的风吹着高粱;杂草环绕的XX井，沾满锈迹的驴头，安静地躺在土地上;通往海南的路上，XX站周围，庄稼就要成熟。在行将收获的季节，油田处处都有工程队、作业队、试油队忙碌的身影。不同的时间，来到陌生的地方，为什么我却总有一种熟悉和既视感?奔跑的风给了我答案：在这片油田的土地上，无论何处，都弥散着采油一厂人、南海油田人不倦的干劲、工作的热情!

前奏倾洒在胜利站的雨天里，间奏

驰骋在工程研究院奔波于井场的路上，乐章的主旋律，则回荡在滚动勘探司令部的院内，十三个月不曾离去。在这个为我厂新井部署、老井稳产出谋策划的参谋部里，我收获了很多。

这里犹如正开垦的土地，果实不是天生的恩赐。整整一载，我亲眼见证了收获的过程。一口井位的部署、一个方案的提出，一个项目的总结，无不是所里员工反复思索论证、加班加点工作的汗水之凝结。

在这里，我积着工作的跬步。为整理油井数据在资料室与档案馆间游走，为统计生产数据在纸质报表与查询软件间切换;借阅薄上留下了我的笔迹，测井图上也看得见我的注脚。得到亦师亦友的前辈们的帮助，更是一种幸运：他们领我读各种地质资料图件，教我绘制地层对比、油藏剖面图。我提出的每一个问题，即使那么简单，微不足道，他们也认真为我解答。

在这里，我的心起着波澜。最初几

个月，我感觉自己一直被整理数据等简单工作羁绊，接触不到技术含量高的工作内容，水平提升缓慢;实习期间没有师傅带领，自己像无头苍蝇，想学又无从下手。那真是一段迷惘的日子。直到某天，我向所里一位前辈诉说我的困惑，向他求教迅速融入工作的捷径。他对我说：地质工作的内容很琐碎。这就像满天的繁星，每颗都是一个知识点;几颗星组成一个星座，88个星座勾出天空的轮廓;星星闪的越多，你眼里的地质天空才会越明朗。我也曾找寻过捷径所在，但是我失败了。做好交给你的每个点滴工作，用心领会、积累、串联起来，这条普通而漫长的累积的路就是通往成功的捷径。我反复思考着这番话。接下来的日子，我尽量摒弃机械般完成工作却不思考的毛病，交待的每项工作，都弄清其思路与意义;解决的每个问题，都将方法和经验牢记。我不应浮躁，我该踏实心情钻研工作，擦亮更多的星星，让自己看到更加美妙、广阔的地质天空!

实践博闻思索，概括了我的实习生活。我曾想尽力捕捉实习生活的每一个情景，让它随报告的文字流淌，却发现许多东西无法用言语表达出来。有些细节，已经不再鲜明地独立于记忆，它定格在某个时刻，成为特定时光里特别的意境。也许我的这篇实习总结，能让您回溯自己的青葱岁月，勾起您的实习记忆。我的经历不可能引起大家的共鸣，但是您自身的经历，一定会让自己永久追忆!

油井采油实习总结三

十几年寒窗，终于走出了校园，走上了向往许久的工作岗位。当我怀着美好的憧憬，希望把自己多年来学到的知识去充分施展的时候，却会发现自己的想象和现实有很大的差距，遇到了许多自己不曾遇到甚至不曾想过的问题，给自己的工作和生活带来了很多烦恼。但是，我的心态是积极的，我要勇于去尝试困难和挫折，以此不断锻炼自己，提升自己，尽早适应环境转变角色，更好

地做好工作。

来到采油103队，曲指导员及时精心的为我安排了培养计划，首先我被安排在34号站实习，通过经验丰富的师傅们的耐心指导，我熟悉了站上的每口井的井位、井号，了解了计量房、配水间、井上各管线流程，学习了量油的操作规程，电流、电压等各项资料的录取方法，了解了现场加盘根、换皮带等日常管理，学会了独立填写油水井班报表、配水间调配注、进行巡线工作、测油井回压、填写站上各种资料等等，从中学到不少知识，了解了各井的生产情况(日产液量，油量，含水百分比等等)。在这里，我学到了许多书本上学不到的知识，使我将理论联系到实践，在实践中逐步提高，为今后的学习及工作奠定了基础。

我在小站实习的这段时间，通过师傅们的悉心指导和自己的努力学习与实践，使我对采油岗有了一定的认识，我跟师傅们学习到了很多有用的知识和宝贵的经验，以及他们对工作认真负责的

态度，这一段时间的锻炼是受益匪浅的。下面就把近期工作中学习到的知识总的概括为以下几个方面：

(一)录取资料 采油岗的录取资料主要包括填写采油井日报表，注水井日报表，设备运转记录，HSE记录，交接班记录等。采油井日报表表头包括时间、生产方式、冲程、冲次、油压、井口温度、电流、进站温度、站压。注水井的日报表的表头包括记录时间、注水方式、干压、油压、泵压、水表读数。

(二)油井取样 取样前应先注意油井生产是否正常，取样桶必须有标识，必须清洗干净，不得有水泥沙油等杂质。取样操作：取样前应放空，看见新鲜油后再取样，一桶油要分三次完成，每一个取样到样桶的1/22/3。取样后将样桶盖严，防止水及轻馏分发挥或杂质落入。含水波动大的井要及时加密取样，措施井、新井根据安排加密取样。

(三)量油.注水 量油是油井日常管理的主要工作，通过量油可以对油井生

产的动态进行分析。只有掌握了准确的资料数据，才能有符合实际情况的分析提出合理的油井工作制度。这对保证油井长期高产稳产起着十分重要的作用。学到的注水方面的相关知识：注水就是利用注水井把水注入油层以补充和保持油层压力的措施。高压水经过高压阀组分分别送到各注水线，再经配水间送往注水井注入底层，用来向油层注水的井叫注水井。油田投入开发后，如果没有相应的驱油能量补充，油层压力就会随着时间增长而逐渐下降，油气比上升，地下原油粘度增大，流动困难，造成幽静停喷，油层留下大量死油，降低有天最终采收率。因此，需要对油田进行注水，补充油田能量，保持地层压力，达到油井高产稳产的效果。

近三个月的时间转瞬即逝，在这段时间内，通过向现场的工人师傅们学习和不断请教，所收获的不仅有现场知识，还有对心灵的触动和深深的感动。34号站的师傅们很淳朴很热情，现场知识也

很丰富，他们将知道的内容如数家珍的慢慢讲给我，对所问的问题细致的给予解答。和师傅们的相处过程中，我心中一直充盈着感动和感激。她们大都很年轻，在这片热土上，谁也没有觉的自己多么伟大，她们反倒觉得自己在油田生产过程中起不到多大的作用，只是默默的干好自己的本职工作，从来没有因为自己站上的井是队上所有采油站当中最多的、干的活是最累的而怨天尤人。

第四篇：油井检查汇报材料

老井管理项目组汇报材料

尊敬各位领导、同志们：

按照会议安排，我就吴起采油厂老井项目管理组工作运行情况向大家作以汇报，不妥之处，敬请各位领导及兄弟单位谅解。

2010年是“十一五”规划的最后一年，是我厂原油突破200万吨、达208万吨的关键之年，为了确保各项生产经营指标的顺利完成，吴起采油厂老井管理项目组认真贯彻落实油田公司和厂“两会”精神，我们从油井的利用率、计量准确率、生产时效、泵效、修井周期和设备完好率等各个方面着手，制定了详细的老井管理计划和半年、全年要达到的目标任务，通过半年的工作取得了一些工作经验和成绩，在这里我将和与会的各位领导、同志们分享这些成绩和经验。

一、首先我对吴起采油厂2010老井综合管理计划及1-6月份任务完成情况作以简要汇报

2010年的老井综合管理以原油生产为中心，以提高单井产量，降本增效为目标，强化生产技术的核心作用，完善配套各项工艺技术，精心组织施工作业，严格过程监控管理，为油田高效开发和可持续、和谐发展提供有力的保障。

1、目标任务

完成老井年产原油万吨的生产任务，油井的利用率提高到%；计量准确率提高到%；产销误差减低到5%； 1

生产时效提高到%；平均泵效提高到%；设备完好率提高到%；免修期在去年为201天的基础上提高100天，达到301天。

2、油井构成及生产基本情况

截止6月25日，我厂油井总数为口，其中生产井XX口，关停井口，报废井口，注水井口；日产液方，日产油方，综合含水%，单井平均日产油方，管输井XX 口，占生产井总数的%，日集输原油方。

3、各项目标任务完成情况

截至6月25日老井生产原油万吨，完成全年任务的%；油井的利用提高到%、计量准确率提高到XX %、产销误差减低到%、生产时效提高到%、平均泵效提高到%、设备完好率高到%，油井免修期在去年201天的基础上延长62天达到263天。

老井综合管理水平的提高和上述成绩的取得，离不开2010年老井综合管理计划的严格执行和各项工作的扎实开展。

一、我们依靠生产一线的管理人员和工程技术人员从以下五个方面开展了卓有成效的工作

1、关注病趟井、关停井和事故井，积极协调各方力量努力量提高油井利用率。

一是依靠本组技术力量对病躺井和关停进行初步诊断，摸清井况，查清井史，为老井挖潜项目组提供第一手资料，对于有潜力，可开井复抽的井尽量做到一口不放过。二是积极协调修井作业部门对事故井制定科学合理的事故处理方案，抓进度保质量，让这类油井早一天为全年生产任务的完成贡献力量。上半年共扶躺油井口，事故处理口有效的提高了油井利用率。

2、扎实开展油井计量管理工作，提高计量准确率，降低产销误差。

准确扎实的计量工作是油井综合管理的基础和灵魂，各级各部门都认识到这一问题的重要性，年初我们就制定了吴起采油厂《油井计量管理暂行办法》并采取了行之有效的措施。一是从采油厂到大队、区队、采油班站、单井逐级健全了计量组织机构；二是制定了计量化验设备配备标准，并严格按照要求配备设备；三是将单井计量工作列入考核指标范围，作为一项重要的常规工作，常抓不懈；四实行班站负责、区队管理、大队检查、科室定期抽查，采油厂不定期抽查的5级监管制度。通过这四项工作的落实，达到了提高油井计量准确率和降低产销误差的目的，使基础数据、资料更加真实准确，为技术工作者和决策层提供了真实可靠的依据。

3、电力故障、设备维修、修井作业实行限时修复，提高生产时效

一是由于部分电力线路老化和超负荷，导致井区故障停电、限电现象严重，为此我们积极协调供电部门，对低产油井用电采取避峰填谷的间开工作制度；二是要求电力、设备小故障4小时修复；大故障8小事修复；修井作业24小时完井的限时修复制度。通过这两项措施有效的提高了油井的生产时效。

4、合理匹配抽吸参数，加强设备的保养维护，调整抽油机平衡率减少设备故障提高泵效

一是根据每一口油井的实际生产情况，对冲程、冲次、泵径进行合理的匹配，不仅提高了泵效，减少了设备的磨损而且降低了抽油机的系统能耗，产生了巨大的经济效益。二是加强设备的保养维护，严格执行十字保养法；三是采取电流法调整抽油机平衡率，使抽油机始终在合理的平衡状态下工作。通过这三项工作，有效的减少了设备故障，提高了泵效

5、提高作业质量、加强老井清蜡维护，延长作业周期 修井周期是衡量油井管理水平的一个重要指标，严重影响着油田开发的经济效益，为了延长油井的作业周期我们从以下三个方面开展工作，一是加强作业管理提高作业质量，采取作业前对队伍资质审查，作业中监督管理，完井后进行质量验收；二是严把入井材料的质量关、清洁关并对服役八年以上的抽油杆进行无损探伤；三是对老井进行分类进行维

护管理，根据油井结蜡、结垢、腐蚀的问题，因井制宜采取合理的措施，并跟踪落实维护措施。采取以上几项措施后提高了作业质量，使修井作业州区在去年201天的基础上延长62天达到263天。

依照以上五个方面的工作和指标，我们严格推行了量化考核管理，逐级夯实责任，明确考核目标，严格推行绩效挂钩机制，将老井管理的各项任务指标按年、季、月进行分解，确立了大队、区队、井站三级监管体系，完善和细化了各大队《目标考核责任书》，层层分解，逐级落实。同时定岗定编，夯实了生产各环节、各人员的工作责任。使提高老井综合管理水平的办法、政策和制度落到实处。

二、存在的问题及解决方案

1、产能不足，任务压力大，老井递减快，稳产难度较大。

2、由于部分电力线路老化、线径细，线路故障现象频繁，影响油井正常生产和时效，加之今年来延安110变电站检修及线路负荷重，导致井区停电、限电现象严重，3、集输井计量难，误差大，针对这一问题，虽然我们采取了人工计量的方式，但由于制作单量罐计量耗资较大，且劳动强度大，计量周期较长，导致生产成本增大，费用难以控制。

4、服役8年以上的油杆万米，已达到报废标准，如

全部更换生产成本费用过高，不更换则断杆现象严重，对作业质量、修井周期、生产时效和操作成本均有严重影响。

5、定向井占生产井比例大，虽然使用了扶正器但偏磨现象依然严重。

三、下一步工作计划

1、加强油井维护，提高油井利用率，认真做好动态分析，认真总结经验，力争使检泵周期达到300天以上，确保老井稳产。

2、继续紧抓单井计量化验工作，降低产销误差，力争将产销误差控制在 %以内。

3、加强量化管理工作的跟踪督查与落实，及时解决运行过程中存在的不足与漏洞，保证生产高效运行。

后半年，我们将进一步寻找差距，弥补不足，不断改进管理方法，转变管理手段，将油井综合管理纳入科学、规范、高效的运行渠道，为实现200万吨整装油田目标的而努力。

谢谢大家!

第五篇：油井加药制度优化

油井加药制度优化

一、原油含蜡的危害及影响因素

1、油井结蜡过程

在油层高温高压条件下，蜡溶解在原油中。原油流入井筒后，在从井底上升到井口的流动过程中，其压力和温度逐渐降低。当温度和压力降到蜡析出点时，蜡就从原油中析出。蜡刚从原油中析出的温度称为初始结晶温度或析蜡点。析蜡点与原油性质有关，蜡析出粘附在管壁上，使井筒结蜡。

2、井筒含蜡的危害

油管结蜡后，缩小了油管的孔径，增加了油流阻力，使高含蜡油井减产，严重时会把油管堵死，抽油杆卡死，影响油井产量。在地面，集油管线中含蜡也会增加回压，严重时会使油井停喷或被迫关井，进行清蜡作业，降低了采油时率，增加了躺井率。油井结蜡一方面影响着流体举升的过流断面，增加了流动阻力；另一方面影响着抽油设备的正常工作。因此，防蜡和清蜡是含蜡原油开采中需要解决的重要问题。

3、影响油井结蜡的因素

为了制定油田防蜡和清蜡等措施，必须充分了解影响结蜡的各种因素和掌握结蜡规律。通过对油井结蜡现象的观察和实验室对结蜡过程的研究，影响结蜡的主要因素包括四个方面，即：原油组成（包括蜡、胶质和沥青的含量）、油井的开采条件(如温度、压力、气油比和产量等)、原油中的杂质(泥、砂和水等)以及沉积表面的粗糙度和表面性质。3.1、原油的性质及含蜡量

油井结蜡的内在因素是因为原油中溶解有石蜡，在其它条件

相同的前提下，原油中含蜡量越高，油井就越容易结蜡。另外，油井的结蜡与原油组分也有一定的关系。原油中所含轻质馏分越多，则蜡的初始结晶温度就越低，保持溶解状态的蜡就越多，即蜡不易出。实验证明，在同一含蜡量的原油中，含轻质成分少的原油，其中的蜡更容易析出。3.2、原油中的胶质、沥青质

实验表明，随着胶质含量的增加，蜡的初始结晶温度降低。这是因为，胶质为表面活性物质，它可以吸附于石蜡结晶的表面，阻止结晶体的长大。沥青质是胶质的进一步聚合物，它不溶于油，而是以极小的颗粒分散于油中，可成为石蜡结晶的中心，对石蜡结晶起到良好的分散作用。根据观察，由于胶质、沥青质的存在，使蜡晶分散得均匀而致密，且与胶质结合的紧密。但有胶质、沥青质存在时，在壁管上沉积的蜡的强度将明显增加，而不易被油流冲走。因此原油中的胶质、沥青质对防蜡和清蜡既有有利的一面，也有不利的一面。3.3、压力和溶解气

压力和溶解气对蜡的初始结晶温度的影响如图1所示。从图中可以看出，在压力高于饱和压力的条件下，压力降低时，原油不会脱气，蜡的初始结晶温度随压力的降低而降低(B→A)。

在压力低于饱和压力的条件下，由于压力降低时原油中的气体不断脱出，气体分离与膨胀均使原油温度降低，降低了原油对蜡的溶解能力，因而使蜡的初始结晶温度升高(A→C)。在采油过

程中，原油从油层向地面流动，压力不断降低；在井筒中，由于油流与井筒及地层间的热交换，油流温度也降低；当压力降低到饱和压力时，便有气体脱出，降低了原油对蜡的溶解能力，使初始结晶温度提高，同时气体的膨胀，发生吸热过程，也促使油流温度降低，从而加重了蜡晶的析出和沉积。3.4、原油中的水和机械杂质

原油中的水和机械杂质对蜡的初始结晶温度影响不大。但是原油中的细小砂粒及机械杂质将成为石蜡析出的结晶核心，而促使石蜡结晶的析出，加剧了结蜡过程。油井含水量增加，结蜡程度有所减轻其原因包括：一是水的比热大于油，故含水后可减少液流温度的降低；二是含水量增加后易在管壁形成连续水膜，不利于蜡沉积于管壁。

3.5、液流速度、管壁粗糙度及表面性质

油井生产实践证明，高产井结蜡情况没有低产井严重。这是因为在通常情况下，高产井的压力高、脱气少、蜡的初始结晶温度低；同时液流速度大，井筒流体流动过程过程中热损失小，从而使液流在井筒内保持较高的温度，蜡不易析出；另一方面由于液流流速高，对管壁的冲刷能力强，蜡不易沉积在管壁上。但是，随着流速的增大，单位时间内通过管道某位臵的蜡量增加，加剧了结蜡过程，因此，液流速度对结蜡的影响有正反两个方面的作用，实验结果如图2所示。

图 1 蜡的初始结晶温度与压力、溶解气

曲线1－油层油；

曲线2－脱气油； R－溶解气油比；

图2 流速与结蜡量的关系、油比的关系曲线

1－钢管；2,3－塑料管

油层饱和压力9.8MPa；含蜡量4.51％；含胶质2.85％

由图2还可以看出，管材不同，结蜡量也不同。显然管壁越光滑，蜡越不容易沉积。根据有关表面性质对结蜡影响的研究，管壁表面的润湿性对结蜡有明显影响，表面亲水性越强越不易结蜡。

由于原油的组成比较复杂。上述只是目前相对清楚的影响油井结蜡的因素，对结蜡过程和机理的认识仍有待于进一步深化。

二、目前的清蜡管理

桩一生产管理区从2002年4月开始运行化学清蜡这项工作，制订出了一套详细的管理规定和考核细则。（下面内容简述）

1、油井清蜡周期及方式的制定

（1）根据区块的含蜡程度及区块内单井的液量、油量和含水状况制定清蜡周期，同时根据各单井液量、含水变化及清蜡前后

电流、载荷对比,不断对周期进行调整。

（2）根据油井清蜡效果、流程、气候及其它实际生产情况，制定、调整和改善油井的清蜡方式。

2、油井加药清蜡具体要求

（1）一般井套压放净后，利用加药装臵直接加药。（2）CO2吞吐井不允许放套压,利用高压加药装臵直接加药。（3）高压加药装臵承受压力必须达到3MPa以上，加药时要做到不渗不漏。

（4）液面在井口的油井,套压低于3MPa时,利用高压加药装臵加药,套压高于3MPa时,利用水泥车或掺水加药。

（5）自喷井采用热焖清蜡，水泥车正挤200Kg清蜡剂、热水2-3m热焖12小时后平稳进干。

（6）间开井清蜡按生产时间周期为10天,正常井清蜡周期一般为15天,特殊井视电流、载荷变化情况而定。

3、油井清蜡资料录取要求

正常加药井的资料录取时间确定：载荷资料，月度取一次；电流资料，加药周期小于15天的油井加药前一天录取，加药后次日录取；加药周期为30天的油井，每10天录取一次，对资料发生变化的及时录取分析。

4、油井清蜡运行办法

（1）清蜡周期、方式由管理区、基层队每月结合制定一次。新投、工艺措施井，基层队5天内提出清蜡方案，和管理区结合

3后实施，并由管理区上报注采科。

（2）油井的清蜡工作由工程技术员运行、监督、指导，建立洗井运行大表和油井清蜡台帐,负责资料的收集和分析,发现异常后及时汇报，各队负责每天将清蜡井井号上报管理区调度室。

（3）洗井过程中有杆卡现象，发现后立即汇报管理区调度室。（4）洗井后48小时内不允许停井。

（5）油量15吨以上的高产井、自喷井和特殊工艺措施井洗井前一天，由工程技术员通知管理区相关人员，一起到现场监督、运行。

5、各项清蜡制度的形成

最早的清蜡方式是水泥车热洗，这种方式清蜡彻底，但是最大弊端就是容易污染地层，热洗完的油井要很长时间才能恢复产量，有的油井甚至3-4天以后才能出油。在这个基础上，采取了油井掺水热洗和自身热洗的清蜡方式，掺水热洗这个方式虽然有效彻底，但同样能造成地层污染，只是降低了油井清蜡的成本。油井自身热洗这个方式也有效彻底，并且节约清蜡成本，由于使用的是油井本身的产量，不污染地层。但是不适宜冬季使用，并且受油井产量、地面流程、气源（炉子气量大小）等因素影响较大。在2004年4月以后，始实施化学清蜡的清蜡方式。

实施化学清蜡，首先要录取好第一手资料，通过对资料的分析，根据每口油井的特点，制订出相应的加药周期和加药量。在运行过程中由于油井的生产状态不断变化，及时对这些变化资料

进行分析，找出油井生产变化规律，针对具体情况，根据结蜡规律，合理调整制度，也就是调整加药量和加药周期。

三、化学清蜡存在问题

化学防蜡剂清蜡方式是目前使用的主要清蜡方式，桩西采油厂目前大多采用这个方式进行套管加药清蜡。

优点:省时省力，消耗成本低，对结蜡情况一般或较轻的油井比较适合。

缺点：

（1）清蜡不够彻底，化学防蜡剂起到的是防止或减缓结蜡，对于已经结出的蜡难以进行清除。

（2）加药周期需要根据油井电流和载荷的变化进行相应的调整。目前缺少合理的理论来指导油井的加药制度。

四、化学清蜡制度模型建立

1、建立模型参数录取

目前所有正常生产结蜡井的加药周期及加药量均为长期摸索，根据生产状况的变化不断调整形成的，调整条件为保证油井正常生产，避免躺井，在这种大的约束下所形成的加药制度均大于该结蜡井的最优化的加药制度，要建立最优化加药制度模型首先必须录取结蜡井在目前生产状况下的最优化加药制度。以目前桩西采油厂现场生产条件，可以依靠远程监控设备条件，选取部分结蜡井，以电流载荷变化为依据，进行加药量减低，加药周期延长试验，录取最终该部分实验结蜡井在目前生产状况下的最优

化即最节约成本的加药制度。

2、建立清蜡制度与影响因素的关系模型曲线

清蜡制度涉及变量为：加药量、加药周期

影响结蜡因素：含蜡量、胶质、沥青质、压力、液体流速、管壁性质、温度等。

以建议直线模型为例：

A（含蜡量）+B(胶质)+C（沥青质）+D（压力）+E（液体速度）+F（管壁性质）+G（温度）+H（其它因素）=X(加药量)+Y（加药周期）

约束条件：加药量*加药周期值最小，即阶段加药成本最低。A、B、C、D、E、F、G、H、X、Y为待定参数。

根据实验井所取数值对所上待定参数进行拟合计算，确定在直线模型下待定参数的数值。

亦可根据不同影响因素影响力大小建立曲线模型，通过实验数值确定待定参数。

3、模型曲线的应用

模型曲线建立后，我们得到一个以加药量、加药周期为未知量的模型，这样我们可以根据任意一口结蜡井在任意生产条件下加药量与加药周期关系，取加药量与加药周期最小值作为一口结蜡井在一定生产条件下的最优加药制度。

五、风险及效益分析

1、风险方面

模型建立需要对部分结蜡井进行最优化加药制度实验，加药量的减少及加药周期的延长可能会导致部分结蜡井生产出现问题甚至躺井。

2、效益方面

合理模型的建立可以为结蜡井的加药制度提供理论依据，在结蜡井的生产状况发生变化时，可以有针对性的调整，提供最节约加药成本的加药制度。