1、錦州采油廠“優質低耗聯合站”及采油、熱注系統精細管理匯報采油技術管理科2011.09錦州采油廠“優質低耗聯合站”及采油、熱注系統精細管理匯報（ 2011 年 9 月）錦州采油廠管理著錦 45 、錦 16 、歡 17 等主力區塊，共有 94 座采油站、 3 座注水站、 3 座聯合站、 34 座注汽站、 2728 口油水井，綜合含水 91.3% ，年產水平 86 萬噸。錦州油田持續“在精細上挖潛力，在精細上降成本，在精細上謀發展”的精細化管理。通過“全方位整體優化、 全要素經濟評價、 全過程系統控制”檢驗、 約束整個管控流程，實現采油老區依靠管理降低綜合地減低率，提高經濟產量的“一降一提”工作目標

2、。第一部分采油系統精細管理采油系統以提高單井產量、提高系統效率、提高措施效果、降低操作成本為工作主線， 推廣“一塊一策、一層一措、 一井一法”舉措打開降本增效空間，尋找經濟產量增長點。一、持續精細管理，制定科學舉措，技術指標全線上揚（一）明確工作目標，統一精細化管理共識保持生產系統穩定，完成全年油氣生產任務和各項生產管理1指標。牢固樹立精細化管理理念，深入開展采油精細化管理示范工程。截至目前，各項技術指標完成情況如下。表1：錦州采油廠生產技術管理指標統計表油井水井工藝措時間施有效油井生 油井檢 一泵到率躺井率產時率 泵周期底率（%）（%）（%）（d）（%）抽油機噸液耗系統效 水井開注水井方案分

3、分層配 注水水泵效電檢泵周分注率 注合格 質達標平衡率率井率注率（%）（Kwh/期（%）率率（%）（%） （%）（%）t ）（d）（%） （%）全年計劃857839080450.59019.2237580593.5858270截至目前898238481.54.0350.69216.82380.481093.68583.580對比-4-46-1.5-0.03-0.1-22.40-5.4-5-0.10-1.5-10（二）指標受控運行，精細化水平穩步提升1.細化指標錄入，推廣四化管理。生產技術指標跟蹤錄入，實施計算機聯網“四化 ”管理。一是利用信息平臺進行數據統計匯總，實現數據跟蹤無紙化。二是熟練操

4、作計算機，實現數據輸入簡潔化。三是電子文檔編程管理，實現數據匯總自動化。四是規范統一數據模板，實施加密上鎖，建立局域網絡查詢系統，實現數據管理模板化。確保技術指標統計的真實性與準確性。2.宏觀評價細化落實，提高泵效。宏觀評價泵型與區塊開采的配伍性，優先泵型，降低泵筒間隙；細化落實應用油管旋轉器、油管錨、防偏磨接箍和鐵屑收集器等工具；應用單井經濟評價系統，防氣泵等特種泵應用，降低泵筒漏失；以油井宏觀控制圖指導稀油生產，動態調整工作制度，提高泵效，截至目前，共實施小泵深抽221 井次，大泵增排72 井次，特種泵應用562 井次，2宏觀控制圖上圖率100% ，全廠平均泵效50.6% 。3.鞏固預警機

5、制，延長生產周期。油井管理在執行“ABC ”分類管理法、 “六到位 ”管理流程的基礎上， 嚴控 “兩類井”管理，在 “高產井 ”上，周期維護確保高效穩產； 在 “低效井 ”上定期治理實現邊、遠、散井的產能挖潛；并建立異常井預警機制，落實日常管理執行力。落實注塑桿防偏磨技術與密閉連續出砂沖砂技術的應用，降低管理倒井井次。截至目前，累計疑難井分析436 井次，提前上措施防止倒井發生，控制稀油躺井率指標4.03% ，稠油一泵到底率 81.5% 。4.優化工作參數，提高系統效率。加強地層靜態參數研究，動態調整油井工作制度，立足長期穩產調參867 井次；加密抽油機平衡度動態調整914 井次；強化作業井優

6、化抽油桿組合，降低懸點載荷，降低電機功率，組織更換電機706 井次，增加變頻器197 臺。實施抽油機系統效率測試覆蓋率120% ，加強措施前后機采效率對比，目前已完成82% 。截至目前，油井平衡率92% ，系統效率測試1482 井次，平均系統效率23% 。5.優化資源配置，降低系統能耗。停關低產低效井，執行“雙向間開”，一方面增加間開油井數至開井數的7% ，一方面縮短油井間開時間為25 天左右，減少低效無效生產時間。優化耗能設備工作制度，更新節能電機603 臺，動態調整17 套電加熱，論證停用外輸泵 16 臺，優化 6kv 線路組合 34 條。建立并完善機采優化3數據庫，同時應用機采優化設計評

7、價系統對優化油井進行評價，進一步挖掘潛力。 截至目前， 累計優化304 井次，節電率 24.6% ，平均噸液耗電16.8KWh/t 。（三）優化簡化工藝，確保自主調改技術進步1.平臺集輸進站，集約生產。秉承“優化集輸系統，簡化工藝流程，縮短集油半徑，增大輸油半徑”管理理念，攻關自動化平臺集輸技術，解決了自動計量、油氣混輸和集中加熱等技術難題，節省了地面建設投資，降低了生產回壓，提高了泵效，整體提高了自動化程度。 截至目前， 累計應用自動翻斗計量罐 50 套，創效 1.32 億元。2. 井口混輸進站，節能降耗。針對低產低效平臺井、安全環保敏感區域平臺井，為保證進站能力、集中加熱提高進站溫度、緩解

8、安全環保壓力，保障產量規模。現場實施工藝技術改造，在加熱爐出口建混輸閥組進站，并根據生產需要有針對性倒計量流程、摻油（水）流程。截至目前，混輸進站小閥組應用40 套，解4決偏遠平臺井、低產低效平臺井、安全環保敏感區域平臺井213口。3.站內循環回摻，高溫配伍。 根據汽驅采出液高溫特性，改造底水循環回摻工藝、站內水套爐加熱回摻工藝，通過摻油流程改造實現高溫底水、自加熱清水回摻，保障了回摻液量與地層液量的配伍，節省了地面工藝投資降低了生產回壓。現已完善采油82 號站、 18 號站、 98 號等 11 座站共 247 口井的站內回摻工藝。4.現場多措并舉， 防蠟治蠟。 針對錦 2-6-9 塊等易結蠟

9、區塊油井，制定了單井清蠟方案，現場應用油管點滴加藥工藝、套管高壓加藥工藝、機械絞車清蠟。化學清防蠟方法已成為生產現場主要的清蠟手段，其應用范圍廣，加藥方式簡單，能夠滿足大部分5區塊油氣井清蠟的要求，截至目前，累計清蠟284 井次，累增油876.3 噸。5.精細洗井流程，解卡防斷。精細油井熱洗管理，以“兩升一降”判斷油井是否需要洗井；以“四個階段”劃分洗井過程，明確洗井介質溫度、洗入排量標準；以“三對比”進行對比檢驗熱洗效果。平臺稠油井配套應用綠色洗井法，即：利用平臺注汽井初期的高溫度高液量熱洗同平臺異常井，截至目前，實施油井熱洗309 井次，綠色洗井 78 井次，累增油 2541 噸。二、夯實

10、基礎建設、構建管理模型、挖潛增油突破新高（一）群力群策挖潛，推動低成本管理創效61.降低生產回壓，挖潛增油。精細日常管理，根據地層靜態、動態數據繪制生產曲線，通過降低油井回壓，提高油井抽汲能力、管輸進站能力。現場摸索單井回壓與產量關系，規定稠油井回壓合理區小于0.5MPa 。稀油井回壓合理區小于0.3MPa ，并采取改造油井生產工藝、熱洗、摻油等措施降低回壓。截至目前，控制回壓措施696 井次，累增油1798.6噸。集 輸 降低回壓研究實驗圖表70稀油錦2-6-307井6060稠油錦16-19-413井5854） 504946d/40338m（量2932液 30產202116151110602

11、0.10.20.30.40.50.60.70.80.91回壓（MPa）2.提高摻油溫度，挖潛增油。 本著低摻入、高產出管理，加密執行摻油“三調整、四落實”。管理數據顯示摻油每提高 10 至 15 ，進站液量溫度提高約 4，單井日產液量提高約 0.13 噸。通過加密溫度監測、修復保溫實現少摻油、高產液，并成功摸索錦 45局部斷塊停摻試驗。截至目前，自行組織保溫修復1.8 萬米，監測 57口摻入井，累增油1101 噸。提高摻油溫度研究實驗圖表21.2錦 612-興 H7 井產液量353221錦 612-興 H7 井進站溫度3021283020.820.8262524） 20.620.6）d22/3

12、2020.420（m 20.4（20.3度量 20.220.115溫液站產202010進19.819.6519.4040455055606570摻油溫度（）73.延長注汽周期，挖潛增油。利用稠油井注汽開采經濟評價體系，分析周期吞吐效果，有選擇性延長注汽周期，減少提前注汽井次，并論證實施分層注汽、投球選注、調剖注汽、集團注汽等提高周期產量。截至目前，累計減少提前注汽201 井次，累增油 5700 噸。延長注汽周期研究實驗圖表2452524022.32422123620）235201917.5d*23017231d）h14.615/W2233（225（K13.2m電2202202192182201

13、0量耗215217216液井2147.6產單2104.352052.120005075100125150175200225250275300吞吐生產時間（d ）4.升級停井管理，挖潛增油。針對長停井、低效井、邊遠井加密巡檢、 進行“三老”資料復查精細地質研究， 加強非目的層等遺漏層的研究對比，合理編排計劃實現復產間開增油，措施挖潛增油，截至目前，累計停產井復產131 井次，間開264 井次，累增油 1.95 萬噸。（二）構建管理模型，優化措施成本投入1.構建效益產量和成本模型，為效益配產提供依據。根據該模型計算年最大經濟效益產量規模。該模型測算的2010年效益產量規模是92 萬噸，2011 年

14、效益產量規模是86 萬噸。實踐證明該種測算方法科學合理，對不同成本規模下的配產具有一定的指導作用。該模型可以拓展為產量成本模型，估算出不同產量規模8需要的成本。2.構建單井措施投入與產出模型，優化措施投資。通過不同評價單元四類措施投入與產出實用模型。使措施投入的效益預測分析更直觀化、簡單化。推行“三級論證法 ”，利用措施風險與評價圖版查出該措施的措施類別。分類分級論證，組織實施。截至目前，階段刪減常規措施35 井次，節約成本792 萬元，刪減地質工藝措施26 井次，節約成本586 萬元。3.構建產量與優化投入模型，控制高成本油井投入。根據該模型，對油井高成本原因進行了細致分析，加強分析論證后1

15、0%產量投入，減少后2% 高成本產量投入，對高成本油井實施治理。截至目前，通過實施一系列高成本控制措施，各項無效工作量明顯降低，致使后10% 產量高成本油井的井次明顯下降。目前后10% 產量油井為532 口，較 2010 年減少了 75 口，下降了 12.3% 。4.延長檢泵周期示范工程，階段成果顯著。錦 16 是采油廠稀油主力區塊之一,區塊平均動液面276 米，平均泵掛1098 米，產能潛力大。但因易出砂、結蠟導致檢泵井頻繁發生，年初，被列為延長檢泵周期示范區塊，確立了“油層-井筒 -地面”的全方位管理模式，通過作業全程監管、宏觀控制圖分析施措、日常精細管控。使油井合理區上升3.7%, 抽油

16、桿斷、脫率下降1.3%, 待落實資料區下降 1.4%, 參數偏小區下降1.5% ，油井平均泵效由74.2% 上升到75.1% ，生產周期同比去年延長了18 天。95. 提高機采系統效率示范工程，階段成果顯著。錦 45 塊日產稠油占采油廠稠油總量的72.5% ，但因原油粘度大、設備老化等問題導致機采系統效率偏低，年初，區塊管理較規整采油四區被列為提高系統效率示范區塊。依托“四項技術，五項管理”提高機采系統效率。圍繞著油井生產管理、設備保養更新、抽油機井平衡度、機采井優化等開展工作，實現全區油井平衡率達到93% ，高出指標 3% ，檢泵井機采優化率達到100% ，系統效率由23.11%提高到 23

17、.20% ，提高了 0.09 個百分點，累計節電12 萬千瓦時。三、轉變調改方向、加大科技比例、科技興油鑄就產量（一）抓好改造工程，確保系統降本增效1.分輸改造工程，保障油品質量。錦 16 塊采出稀油占全廠的92% ，混輸中稠油所占比重高達33.5% 。稠稀油分輸方案本著緩解設備運載負荷、集約改造解決降粘生產問題。將稠油比較集中、稠油比例較大的站做分輸改造。按照方案實施后，該塊日產稀油623.1 噸，稠油所占比例為0.4% ，將極大提升稀油油品質量，改善全廠摻油降粘效果。102.集輸優化工程，節能降耗生產。采油站外輸泵能耗占生產總能耗的 8.9% ，同時部分計轉站運行負荷遠小于設計處理能力，因

18、此計轉站直輸改造工程，可以有效降低系統能耗，現已完成錦45 塊、錦 7 塊等 6 座計轉站直輸改造，剩余錦45 塊 8 座計轉站改造待實施。 上述 14 座計轉站直輸改造，直接經濟價值將節省外輸泵修保費196 萬元，緩沖罐更換費1068 萬元，結余人力資源28 名。3. 氣化油區工程，燃料結構調整。以油田公司天然氣利用工程為依托， 采油礦區設計了3 條配氣干線， 氣化油區， 供 36 臺熱采鍋爐、 3 座聯合站加熱爐燃氣動態調整。其中錦45 塊供氣干線延伸至錦 607 塊，去錦一聯供氣管線經過歡17 、錦 8、錦 612 、千 12 塊，全長 2.94 萬米，覆蓋整個礦區，并完善活動注汽爐燃氣

19、工藝 6300 米，實現了油田老區燃料結構調整的順利轉變。114、采油自動化工程，高效快捷生產。錦 271塊示范安裝智能采油系統，該系統可以根據單井實際參數采取實時動態調參，頻率從 30Hz 50Hz 之間任意變化， 在維持日產液穩定的前提下，根據泵工作情況，采取靈活的頻率控制，不僅提高了泵的充滿程度，提高了泵效，由于沖次的降低，電流的下降，系統耗能大大降低，截止目前，應用14 井次，累節電5.6 萬 KWh 。12（二）科技興油研究，推廣可持續性開發1. 多措并舉，錦 45 蒸汽驅試驗取得階段性成果。 加強類稠油油藏蒸汽驅配套技術研究，多措并舉組織調控措施。實施閑置層系 5 個井點分采，改善

20、油層縱向受效不均的狀況，日增油17.4噸。補射油層發育較好的第5 小層，日增油18.2 噸。調驅 2 個井組，改善井組油井平面采出不均衡，累增油2266 噸。實現錦45塊蒸汽驅瞬時油汽比達到0.17 ，累計油汽比0.11 。2.借鑒摸索，錦16 二元驅工業化試驗進展順利。錦 16 二元驅，按照整體方案設計，現場主要進行了空白水驅、整體調驅、聚合物試注、動態監測、地面工程建設等工作。截至目前，試驗區探求摸索完成了地面工藝系統聯運與注入井調驅。地層壓力由初期的 11MPa 恢復到目前的12.1MPa ，保持在原始地層壓力的85% 以上。為下步地層強化水驅與表面活性洗油奠定了基礎。133.多元開發，

21、探求油田老區可持續發展。采油廠在低速穩產期，探求多元開發， 在錦 16 塊立項氮氣泡沫驅試驗，充分發揮混相驅彈性勢能的氣舉、助排作用，改善地層原油滲流孔道，降低原油流動粘度，提高低滲透層原油采收率與采油速度，預計提高采收率 10% ，最終采收率達到52.4% ；增加可采儲量7.85 萬噸；提高產能 2 倍。4. 攻關難題，完善稠油吞吐配套技術。規模實施高溫調剖、投球選注、分層注汽等措施，微生物及生物酶等冷采措施，提高稠油井一泵到底率。 實施稠油配套工藝措施158 井次，累增油 0.75萬噸 ,油汽比提高0.05 。優化配方體系及施工參數，提高措施效果，改善稠化油藥劑配方，進一步提高封堵邊底水效

22、果。在錦 91 塊東部繼續采用固體顆粒型堵水調剖劑，實施9 井次。在錦607 塊東部繼續采用凝膠類封竄調剖劑，實施6 井次，增油效果顯著。5. 持續推廣， 稠油低成本螺桿泵冷采。 在高含水稠油區塊規模實施螺桿泵冷采技術，較好地解決了稠油重水淹區吞吐后期開發效果差等問題，節省了注汽量，提高了原油商品量，取得較好的經濟效益。累計實施螺桿泵稠油冷采431 井次。同時推廣應用直驅式螺桿泵，伺服直驅螺桿泵驅動系統節能效果高，節電20% ，更安全，截至目前，應用40 套。14第二部分注水開發精細管理注水開發本著“注好水、注夠水、有效注水、 精細注水”的原則，通過動態控制注水量、科學調整水井工藝、細化管理制

23、度等，實現提高注水合格率、提高驅油效率，降低注水單耗、降低無效注水量的“兩提兩降”工作目標。一、精細基礎管理，加強指標控制，確保嚴抓細管1加強水質監測， 實現注“好水。”注水系統全程管控， 加密“三點二線”水質監測，執行“分段監測、分段控制、分段達標”管理，定期取樣、定點監測、定量分析，動態調整二氧化氯、紫外線殺菌裝置使用與注水泵優化組合，確保源頭水質達到“雙 5”以下。同時加強現場定量、定壓控制，緩解注水管網震動、增注泵壓力不穩定等現狀，避免鐵細菌、懸浮物等雜質對注水干線、注水增注設備、水井井下工具與管柱的腐蝕和堵塞，保障注“好水”。截至目前，注水干線清洗19 公里，單井清洗15 井次。2、

24、加強作業監管，實現注“夠水”。 作業水井方案設計上將井組與井史資料充分結合，嚴格執行水井作業方案。并專門購置了一批新管柱，現場內涂層油管應用35 口（ 24% ），內襯油管應用9 口（ 6% ），常規油管應用101 口（ 70% ），實現專管專用。在管柱對接絲扣處涂密封膠、纏密封紙。工具匹配上充分利用測試資15料解釋，有針對性的選擇新技術和特種井下工具。截至目前，水井測試下不去與去年同比減少了23 井次，坐封成功率提高了3.2% ，投撈水嘴成功率提高了2.7% ，驗封成功率提高了4.6% ，保障注“夠水。”3、加強分區診斷，實現有效注水。持續深化“四清、四分、四引、四定、一評價”的注水戰略。精

25、化“五卡、一圖、二跟蹤”的注水管理。五卡即是：注水管理卡、分層測試跟蹤卡、作業反饋卡、洗井設計卡、洗井反饋卡；一圖即是：分注井合理水量控制圖；二跟蹤即是：即重點井作業質量跟蹤、注水井措施效果跟蹤。針對低滲區塊開展配伍性研究，采取相應對策，錦2-6-9 采取加鹽措施，降低鹽敏；錦150 、錦 99 、錦 98 采取防膨措施，抑制粘土膨脹， 2011 年實施防膨7 井次。二、現場動態調整，加強注水研究，確保水驅增油1、完善注采關系，確保水驅增油。針對錦 16 、錦 99 等注水區積極實施注水調整，通過測試、調整不斷完善注采關系，實現水驅增油。截至目前，實施油井轉注5 井次，調整34 井次，安排洗井

26、 174 井次 ,水井測試133 井次。其中水井分層測試成功101口，測試成功率82.72 ，測試合格率90.65 。其中錦16 塊水驅增油效果顯著，該區塊在保持地層能量的同時減少無效注水，改善開發效果探求新的注水模式。累計下調配注量30 井次，累計減少無效注水23.6 萬立方米；上調配注量24 井次，累計增加有16利注水量 17.96 萬立方米。目前已有 21 個井組的 33 口油井見到增油效果，目前已累計增油 1.27 萬噸。2、完善“潛力層”研究，深挖注水潛力。 在提高注采比恢復地層能量、 加強邊部注水的同時， 充分結合油水井對應生產狀況，開展“潛力層”研究。將歷史上吸水好， 但目前吸水

27、狀況變差、 動用程度低的層段歸為“潛力層”；將油井生產狀況較好的層段所對應的注水井段以及動用程度相對較低的層段定義為“潛力層” ；把新井解釋比較的好的層，在周圍水井注水時進行細分，定為“潛力層” 。 并通過測吸水剖面、 C/O 測試、 PNN 測試、環空找水等測試結果，適時對“潛力層”進行調配，通過細分、 重組等措施實施單注， 強磁增注、調換水嘴等措施加強注水開發。 截至目前配注將 32 口井的 53 層設置為“潛力層”，調整后共有 9 個井組的 11 口油井受效，累增油 2945.7 噸。三、工藝技術創新，加強技術儲備，確保注水效果1.完善水井工藝，保障分注合格率。由于分注水井水液面比較高，

28、套壓無法釋放，不利封隔器坐封。為解決分注井封隔器坐封問題，現場應用K344 封隔器、單向流堵塞器和洗井減壓閥取得了顯著的效果，該工藝可以對套壓進行最大限度的釋放，實現封隔器所需最大坐封壓差，井下封隔器坐封狀態在地面觀察清晰直觀，操作安全連續生產無環境污染。現已全部完善分注井工藝72 口。172.引入聯動測調，保障測試效率。該技術能夠一次性完成各層水量測量并自動調節，無需更換水嘴；測試時間短，僅需1 天；采用橋式偏心配水器，減少層間干擾；測試資料準確率高。實施聯動測調 16 井次，分注合格率91.7% ，單井測試時間縮短2 天。天滑輪供電系統集流環電纜絞車過流保護電供電轉換電纜補償纜地滑輪控制線

29、路測量與調節控制單片機通訊調制傳輸信號處理系統線路線路線路測量通道轉換線路電腦配注執行機構采集線路路器器線送送計變變量度力流溫壓通訊線路位置流量溫度壓力可調堵塞器傳感器傳感器傳感器傳感器-地面儀器-井下儀器-CCT-V井下測調儀線路工作原理框圖3.長膠筒細分注水，提高分注合格率。因油層內部存在薄隔層、薄夾層，常規封隔器難以實現細分注水，利用長膠筒封隔器（膠筒長度1 3m ）可以封堵無效循環部位，提高注水效果。實施長膠筒層內細分注水3 井次，錦 2- 丙 6-225 井組見效，日增油4 噸，累增油 311 噸，綜合含水下降1.5% ，其余 3 口井效果待觀察。184.水力深穿透解堵，保障注水合格

30、率。該技術利用高壓水射流進行鉆孔，能精確定深、準確定向，具有清潔、大孔徑（20mm左右）、深穿透（ 2m 以上）、操作簡單的特點，提高了近井地帶滲流能力。截至目前，實施3 井次，其中錦2-7- 新 515 井。措施前注水壓力15.8MPa ，日注16m 3 。水力深穿透措施后注水壓力15.6MPa ，日注 40m 3 ，日增注 24m 3，累增注 12902m 3，效果顯著。5.同井地熱水回注，減少注水無效循環場。該技術利用電潛19泵將油井下部水層的地熱水注入上部油層。不但節省了地面投資，而且減少了注入水與地層不配伍造成的傷害。2010 年在錦 99 塊杜家臺油層錦2-8-5601井試驗成功。

31、20第三部分熱注系統精細管理熱注系統以保障注汽質量為核心，完善自動化建設，強化指標精細管理，降低設備故障停爐，延長鍋爐運行時率。堅持對標管理、量化控制，提高汽驅、吞吐注汽與配套注汽技術的開采效果。一、注汽生產總體情況錦州采油廠共有鍋爐45 臺， 15 年以上的鍋爐占73% ，其中20 年以上的鍋爐8 臺，超期服役鍋爐逐年增加。截至目前，累計完成注汽量 194.3萬立方米，吞吐注汽 814井次。注汽結算率99.97% ， 鍋 爐 運 行 時 率 98.57%，電單耗7.3kwh/t ，折合噸油單耗59.95kg/t，燃氣單耗 74m 3/t。消耗燃料油 4.686 萬噸，自燒氣以來共燒氣8736

32、.87萬立方米。二、注汽指標完成情況項目注汽干度燃油單耗注汽時率用電單耗管線漏失率報表全準率目的控制注汽質量體現注汽燃控制設備低故體現注汽用控制固定、活動控制注汽數據料消耗情況障運行電消耗情況管線管理的準確指標75%± 3%62kg/m398%7.5 度/ 方百米低于 2 處100%運行72%以上59.95kg/m398.57%7.3 度/ 方符合100%21三、具體做法和效果（一）多項措施并舉，保證注汽干度在油田公司下發關于做好2011年采油工程精細化管理工作的通知以來，熱注系統著眼于“細 ”，著手于 “精 ”，不僅 “重視 ”而且 “重實 ”，各班組由 “參與者 ”轉變為 “責任

33、者 ”，基層員工由 “崗位操作者 ”轉變為 “質量責任者 ”。嚴格執行相關規定和制度，落實和強化注汽質量管理，上行下效全方位推進該項工作。在抓好注汽質量管理責任制落實的同時，開展 “四級檢查 ”的注汽質量監督機制，切實實現優質注汽。 2011 年熱注作業區的注汽結算率中，因注汽干度扣汽僅占 0.02% 。1.四級監督機制，嚴查注汽干度。熱注系統形成機關職能科室、采油作業區、熱注作業區機關及班站，四級的監督管理體系，確保了注汽站優質注汽。2.應用新技術，使干度值由無形變可見。2011 年我廠已安裝鍋爐干度自動監控裝置9 套，運行很穩定，該裝置使干度值一目了然，員工能及時了解干度變化情況并進行調整

34、，保證了注汽質量。3.無紙記錄儀有效應用。同樣在保證注汽質量上發揮了重要作用。我廠自安裝無紙記錄儀以來，即納入錦州采油廠注汽生產管理中。要求無紙記錄儀的完好率必須100% ，每月作業區自查、廠里不定期抽查提取注汽井的運行參數，發現降干度運行的情況22進行通報和考核。以上新技術的應用，有效的保證了鍋爐的優質運行，完善了注汽生產管理。4.強化實施“單耗”管理法。這種方法是以燃料消耗為主要考核內容。合格蒸汽的產生必須消耗相應的燃料，單井的燃油單耗低就說明在注汽過程中有干度不合格或者其他虛假問題的存在。這種方法與注汽干度“抽檢”法同時使用，實現了注汽質量的全過程的檢查和跟蹤，最大限度的保證了注汽質量。

35、（二）強化對固定管線的管理1.認真開展固定管線的檢測工作。 從年初開始，進行了固定管線普查。 對所有高壓管線、 管件和附屬部件進行了統計和建檔，完善了檢查記錄。對部分超期使用的高壓管線的壁厚和腐蝕情況進行了測量和統計。配合油田公司特種設備檢驗中心，對所有在用注汽管道進行檢測，共檢測注汽管線116 公里。薄的80 處，管線腐蝕及脹力彎腐蝕減薄7.8 公里，管線支架損壞的616 個等。通過檢查和檢測發現了高壓壓力管道存在的重大安全隱患，對管壁減薄等存在問題的管線，我們按照油田公司的相關文件要求采取降低壓力運行，對爐尾的管線壁厚進行了檢測，共檢測了30 臺鍋爐，發現了 11 臺鍋爐管線存在安全隱患（

36、管線壁厚減薄） ，現已全部進行了更換。2.持續管網優化，降低壓差。管線距離的長短，決定著管線的壓差。我們依據銜接的井位，根據管線的管徑、長度、合理安23排注汽爐。還在管網優化上下功夫，已經去掉多余的閥門42 個，加連接器 15 個，實現了注汽壓差低于2.5MPa 的目標。（三）實施全過程的熱能優化，提高系統熱效率1.優化鍋爐運行參數，保證燃料燃燒效率最大化。每半年技術監督部門對所有鍋爐進行一次全面的熱效率檢測，作業區根據各鍋爐檢測結果，對熱效率低的鍋爐進行重點跟蹤，查找原因。要求每口注汽井正常投注后，進行一次煙氣測試分析，并按指標要求進行參數的調整、記錄，作為該井最佳運行參數，指導員工操作。2

37、.完善清灰驗收標準，嚴格控制煙溫。為把煙溫控制在指標范圍內，我們從清灰施工質量入手，要求輻射段保溫與爐管有不低于 1/2 管徑的距離，對流段檢查翅片間的灰是否清凈、過渡段的灰是否清出。自出臺標準后，起爐運行后平均煙溫下降10 ，清灰周期增加一井次，截至目前，共進行輻射段清灰211 次，對流段干冰清灰86 次。3.加大維修力度，減少爐體熱損失。年初對所有的鍋爐進行爐體溫度的檢測， 對低于精細化管理要求的鍋爐進行保溫維修（鍋爐正常燃燒注汽時輻射段外壁溫度與環境溫度差小于50 ），截至目前，已經維修爐體保溫300 余平方米。4.優化資金投入，維護注汽管線保溫。我們對固定管線進行維護，修復保溫15 公

38、里，使注汽管線每千米熱損失低于5% 。新24增和修復活動管線3 公里，使活動管線千米熱損失由20% 降低到5% ，保證了入井蒸汽的質量，同時也達到了精細化管理的要求。第四部分下步工作計劃與方向一、工作部署及方向1.總結精細管理經驗，搭建學習交流平臺。以本次系統專項檢查評比為契機，持續深入采油系統精細化管理。堅持規模經濟效益生產為立廠之本的原則，認真查找研究生產中出現的新問題，優化人力、物力資源配置和運行機制，深入探索新的管理理念、執行標準和管控流程，分享采油精細示范區塊管理經驗，搭建采油作業區間交流與學習的平臺，以此促進采油廠管理再上新臺階。2.重點培養技術力量，定期開展疑難井分析。堅持定期開展疑難井分析，以作業區、中心站、自然站三級分析為基礎，實現縱向聯系，橫向聯動。組織生產單位做好技術員的培養與使用，強化培訓、滿足要求，提升素質，實現生產過程總結技術，服務生產過程的良性循環。加強專業