2023年油田注气油田注采管理规定

2023年油田注气油田注采管理规定胜油开发〔2023〕11号成功油田有限公司注水、采油管理规定总则1、为了进一步完善注水、采油各项规章和操作规范,进一步加强管理,充分利用现有工艺、技术及设备,在满意油田开发须要的前提下,进一步提高注水、采油技术管理水平,特制订本规定。2、本规定适用于成功油田有限公司油田注水、采油工程系统。第一章资料管理一、注水井资料管理1、注水井必需录用注水时间、泵压、油压、套压、全井注水量、分层注水量、洗井资料、静压、水质化验和吸水剖面10项资料。2、注水时间每天记录一次;正常注水井,泵压、油压每12小时视察记录一次,套压每旬记录一次;临时停注、作业防溢流或待作业等,都按正常井录用压力资料,并填写在班报表上;压力单位MPa,取值到小数点后一位。3、每天视察记录水表累积注水量一次,上日与当日记录累积注3水量之差值为当日实际注水量。注水量取整数,计量单位为m/d。要严格执行配注方案。4、正常分注井,按分层测试取得的不同压力下分层吸水百分数乘以全井日注水量得出分层日注水量,分层日注水量之和必需等于全井日注水量。分层日注水量取整数。特别状况下,分层日注水量另行安排。5、分注井测试分层水量取压力点时,因取值点压力低于油层启动压力无法取值时,可削减取值点,但最低压力取值点的压力值与油层启动压力的差值要小于0.5MPa。6、在洗井过程中,必需记录洗井时间,录用进出口排量、漏失量、喷出量、水质资料等,填写在班报表上。洗井合格时必需达到进出口水质一样。二、采油井资料管理1、全部采油井必需录用生产时间、套压、回压、产量(包括产液、油、气、水量)、油气比、含水、含砂、油性、水性、自然气性质资料。2、油井按分类还要录用:自喷井的油嘴、油压、井口温度、流压、静压及产液剖面资料;抽油机井的工作制度(泵径、冲程、冲数)、示功图、动液面、静压(静液面)、抽油机诊断及产液剖面资料;电泵井的泵型、额定排量、油嘴、油压、泵前流压(动液面)、静压、电流、电泵井诊断资料;螺杆泵的泵型、排量及转速、井口温度、液面(动、静)、电流资料。3、稠油热采(吞吐、汽驱)井录用注汽时间、油压、套压、井口温度、井口干度、套管深长、注汽速度、日注汽量、注汽井底流压、流温、焖井压力及吸汽剖面资料。4、采油井资料录用按成功石油管理局企业《采油井资料录用规定》Q/SL0651-1997执行。5、抽油机井利用三相分别器或二相分别器连续计量井,采纳定时计量制度。正常生产井5天计量一次,间歇或出油不正常井每次连续计量6—8小时,找出间歇出油规律后,再限制计量时间;新井投产或作业开井必需每天计量,待生产稳定后改为5天计量一次。6、抽油机井利用二相分别器玻璃管计量井,采纳瞬时计量制度。日产液量大于10t的井,3天计量一次;日产液量小于10t的井5天计量一次;新井投产或作业开井的一周内,必需每天计量一次,待生产稳定后改为3天或5天计量一次;间歇出油或产液量突然波动超过±20%时,应加密计量次数。7、大罐计量油井,每5天计量一次。边外单井拉油井每月结账一次,每旬取样做含水化验一次。8、利用玻璃管水银压力计或差压式气体流量计计量气量的井,每旬测气一次,每次读差压20个点取平均值计算日产气量。9、一般含水井,每3天取样化验一次含水;含水高于90%的井或含水低于1%的井,每5天取样化验一次。10、正常抽油井每月测试功图一次、动液面一次;新井、作业开井当月连续生产5天以上的井,必需测取示功图和动液面资料;正常或间抽油井每年进行一次诊断,诊断率不小于90%;抽油机井每半年进行一次系统效率测试和资料上报。11、稠油热采井资料录用根据《稠油油藏诸蒸汽开发动态监测录用资料的内容及要求》SY/T6102-1994标准执行。三、注水站资料管理1、注水站资料包括动态数据和静态数据。动态数据:干压、大罐液位、润滑油高架罐压力、冷却水总压力;注水泵排量、进口压力、出口压力、平衡压力、轴瓦润滑油压力;电压、电流;电机冷却水进、出口压力、轴瓦润滑油压力;泵和电机前、后轴瓦温度;电机进、出口风温、定子温度;润滑油含水检测;泵总累计运转时数、大修后累计运转时数、电机总累计运转时数、大修后累计运转时数、设备状态(运行、备用、待修、封存)等(按设备序号排列)。静态数据:注水量及压力、大罐容积及数量、设备型号、数量及总装机功率等。2、注水站资料动态资料每2小时记录一次,静态资料每班记录一次。3、注水站资料能自动录用的自动录用,不能自动录用的人工录用。4、压力单位MPa,取值到小数点后一位;温度单位℃,取整数;时间单位小时。其次章地面管理一、设施管理(一)注水站管理1、根据中国石油化工股份有限公司2023年8月下发的《注水泵站星级管理标准》执行。2、注水站安装的电机变频调速装置要定期维护,运行时率要达到95%以上;安装的注入水精细处理设施,保证正常达标运行3年以上;应用的防垢、防腐、计量等新工艺、新技术要完善。(二)采油设备管理1、抽油设备必需根据整齐、清洁、润滑、紧固、调整、防腐、平安“十四字”作业法管理,坚持巡回检查制度和日常点检制。设备保养实行例保、一保、二保技术保养制度。2、抽油机按“五率”达标进行管理、要求水平率、对中率、紧固率、润滑率均达100%、平衡率达到80%以上。根据成功石油管理局企业标准《抽油机维护与保养》Q/SL0217-88标准执行。3、稠油热采湿蒸汽发生器设备、运行管理严格根据《热力采油蒸汽发生器运行技术规程》《注汽站技术管SY/T6086-94标准、理》Q/SL0786-93标准执行。4、潜油电泵维护,根据《潜油电泵运用和维护》SY/T5167.4-93执行。(三)管网管理1、注水管网建立完善并刚好更新厂、矿、队三级管网流程图。集油管网建立完善厂、矿、队三级油井管网巡回检查制度,防止破坏和盗油。2、定期组织对注水干线全面测量防腐漏点一次,驾驭注水管线腐蚀状况,为注水管网的维护更新供应依据。发觉集油管网腐蚀穿孔,应在第一时间以最快的速度进行修理更换,最大程度的削减原油损失和环境污染。3、水套炉管理根据《自喷井生产技术管理》Q/SL0734-92标准附录C执行,严格根据未检查,不点火;自然气无限制不点火;火嘴、气管线漏气、炉膛内有余气(自然气)不点火的“三不点火”原则管理。(四)配水间管理1、流程:管线规格满意实际生产须要,仪表前后管段满意仪表运用要求,水表精确正常,定期检,阀门开启、关闭敏捷好用,流程不松、不缺、不脏、不渗、不锈,井号印刷清晰、规范。2、图表资料:三大制度(管理制度、岗位责任制及岗位操作规程)、四图(管网流程图、巡回检查图、油水井连通图、设备管理网络图)、两措施(夏季八防、冬季六防平安生产措施)及六个本(平安活动记录本、值班记录本、日清日结台账本、压力校对记录本、岗位练兵本及单井管理措施实施记录本)要齐全整齐。3、值班人员要依据压力、配注的改变随时调整,水量记录数据要与现场仪表读数一样,要仔细填写报表,做到字迹端正清楚,按时上交。4、配水间书写队名、站名、资产号要规范统一,站区内清洁平整。(五)计量站管理1、图表制度:“3、4、2、7”图表齐全完善,运行良好。即:“三制”:管理制度、岗位责任制、采油班组常用操作规程;“四图”:地面流程图、巡回检查图、油水井连通图、设备管理网络图;“两措施”:夏季“八防”平安生产措施、冬季“六防”平安生产措施;“七本”:2、报表资料:按“油水井资料录用规定”取全取准资料,用仿宋字或工整方块字填写规范清晰。3、总机关、闸门、管汇安装整齐完好,不脏、不锈、不渗、不漏。各闸门敏捷好用,每季抹黄油保养一次。分别器上、下流闸门安装整齐不缺部件、不脏、不锈、不渗、不漏。玻璃板(管)清楚无油污、不渗不漏,标高误差小于1mm。平安阀敏捷好用,一月一校对。4、压力表齐全完好,量程合适,符合校验周期。消防设施齐全完好,灭火器有检查记录。站区内清洁干净平整,站门内刷有“禁止烟火”标准图标。无油污、无火种。5、注汽站管理根据以下标准执行:《注汽站技术管理》Q/《湿蒸汽发生器用燃料油》《蒸汽发生SL0786-93、Q/SL0128-88、器用水标准》《湿蒸汽发生器的安装与操作举荐作Q/SL0142-88、法》《油田专用湿蒸汽发生器平安操作规程》SY/T6461-2000、SY6024-94。二、注水地面系统的运行管理1、采油厂应以注水泵站为中心,调整注水系统管网,使系统运行形成以注水泵站为中心、各自独立的供注体系,避开各注水泵站相互之间的干扰,为系统的优化调整创建条件。2、注水泵站实现恒压注水,保持注水干压的稳定;采油厂应对注水子系统的注水井压力定期进行统计分析,确定各注水子系统的出站干压值,并实行切实有效的管理措施实现干压稳定,保持注水干压波动不超过0.2MPa。3、不同压力等级的注入体系原则上不能由同一注水泵站进行供水。如确因客观条件的制约,须要同一注水泵站为不同注入体系供水,须对注水泵站及外部管网进行改造,使各注入体系各自独立、互不干扰。4、原则上禁止干脆利用注水泵站的高压水源建设油井掺水流程。个别油井因工程未完工等特别状况需临时掺水生产,应在注水系统条件允许状况下从配水间引用高压水源,但必需有用水安排,完整的计量与平安措施,严禁从注水井上干脆安装临时掺水管线。5、采油厂应建立完善的注水泵修理管理制度。对注水泵的修理质量进行严格的监督与考核,注水站对新装泵、大修或技术改造泵必需按标准进行质量验收,对达不到技术指标的泵机组有权拒收。6、采油厂每半年组织一次全面的注水系统效率调查统计(包括系统内注聚、射流泵、油井掺水、回灌或其他非注水的用水量)。搞好节点分析,进一步提高系统效率,写出注水系统效率调查报告,内容包括:调查结果、与上次对比效率改变的缘由、存在问题以及安排实行的对策与措施。7、采油厂建立各注水子系统运行数据档案,依据各注水子系统的调查状况,确定每一个注水子系统的运行参数,对有条件的子系统进行调整优化,使之处于最佳运行状态,并制订特地的管理制度确保设计运行参数的实现。第三章油水井管理一、现场管理(一)注水井现场管理1、注水井现场达到标准化现场标准;定期对井口止回阀进行检查、清洗,发觉失效,刚好更换;注水井井口装置的压力等级要满意注入压力的需求。2、注水技术员要对每台增(调)压泵的运行压力及日注水量等数据进行日分析,资料分析结果要有记录。遇有采油队处理不了的问题,要刚好上报。运行记录填写齐全清楚,问题分析到位、整改刚好,上报资料精确、刚好。做到刚好停泵、开泵,避开出现设备事故。采油厂依据生产须要,统一协调增(调)压泵搬迁。(二)油井现场管理1、建立完善“三制、四图、七本”、两措施。抽油设备、计量设备维护保养;取全取准各项资料,刚好填写井、站各项记录、报表;开展岗位练兵,做好技术培训,提高全员素养;搞好油井、计量站容貌卫生,实现平安文明生产。2、根据成功石油管理局企业标准《常规游梁式抽油机井地面操作与维护规程》《潜油电泵井运行操作规程》Q/SL1400-1997、SY/T5833-93标准执行。3、井场管理达到“三标”管理,即标准化井场、标准化操作、标准化班组管理。大小井场符合规定要求,距井口10米以内,无落油、无废弃物、无散失器材。井号、资产号标准统一;井口变压器、抽油机、井口必需有防盗措施;井场四周应设立平安警示标记。4、采油树井口不偏磨。套管、生产、回压、胶皮闸门和取压、取样考克齐全完好。各部干净整齐无渗漏。压力表量程合适,符合周检规定。二、井筒管理(一)注水井井筒管理1、注水井井下管柱尽量采纳防腐管柱;注水井井下管柱工作状况要定期分析,出现问题,一月内必需支配检换管柱。2、注水井下列状况必需进行洗井:转注、化学堵水及动管柱作业后;测试、调配前后;化学增注前后;日注水量不变,注水压力上升1MPa以上;注水压力不变,日注水量下降15%以上;正常注水井停注二十四小时以上;注水正常井每季度洗井一次,易出砂井半年洗井一次。3、注水井洗井操作按有关规定执行,洗井时间使出口水质基本合格为止。分注井洗井最高排量不超过30m/h。出砂井洗井排量从5-15m/h渐渐提高,开关阀门要平稳,做到不喷,洗井时间尽可能33短。转入注水时,缓慢开大阀门,尽量削减易出砂井的洗井次数。4、合格标准:出口水质达到与进口水质一样,待稳定后方可转入注水。5、洗井不返水的注水井以及封串井,不做洗井要求。(二)油井井筒管理1、自喷井根据成功石油管理局企业标准《自喷井生产技术管理》测气制度,一般井选用Q/SL0734-92执行。制定合理的量油、带压量油,保证量油误差小于±5%;气量小、管线压力低的井选用放空测气法,气量大、管线压力高的井选用密闭测气法。2、常规井按《常规有杆泵抽油井技术管理》《潜Q/SL0785-93、油电泵运用和维护》《潜油电泵井运行操作规程》SY/T5167.4-93、《水力喷射泵井技术管理》SY/T5833-93、Q/SL0784-93标准执行。3、有杆泵抽油井泵的沉没度一般选择在300m左右,稠油井应适当增加。冲次稀油井一般在6-12次/分,稠油井一般在2-8次/分。4、下泵深度超过1000米的油井,要在油管柱下部用油管锚固定,提高稠油泵泵效。5、偏磨油井依据油井工况分析和生产状况,运用先进偏磨井优化设计软件优化设计,制定合理的工作参数和防偏磨配套工艺技术。(三)特别油井技术管理1、稠油井维护(原油粘度大于1000mPa.s,含水低于70%的井),合理匹配抽油机工作参数;依据抽油泵和抽油机状况,将冲程调到最大,冲次调到最小,一般为3～5次;选用适合的药剂加药降粘;当井口回压大于2.0MPa,可实行地面掺水,掺水量限制在30m/d之内,也可实行地面冲洗管线。2、自喷结蜡油井清蜡根据《自喷井热油循环清蜡工艺举荐做法》Q/SL0727-92标准执行。加强结蜡井视察,每旬卸开检查一次3结蜡状况;优化抽油机工作参数:沉没度大于400m时,增大冲程、冲次,原则液量保持在合理的排量。3、应用先进成熟的清防蜡工艺技术,如强磁防蜡技术等;优选清防蜡药剂品种,优化加药量和加药周期,刚好按量加入清防蜡剂。依据油井含蜡量、蜡熔点、含水率、产液量、产出液温度,制定合理的热洗井周期、热洗井时间;根据成功石油管理局企业标准《抽油井热洗工艺技术标准》Q/SL0373-89进行油井热洗作业。4、出砂井(含砂量大于0.5‰)优化抽油机工作参数,单井采液强度应低于极限采液强度(极限采液强度是指本井上次出现砂卡时的采液强度),冲次限制在6次/分之内;抽油机平衡块一律实行过平衡运行,电流平衡比保持在1.05～1.2;当液量比正常产液量突然下降50%时,首先实行碰泵3～5次,若碰泵无效,则应实行洗井(动液面在800m之内的井)。5、低能井(功图反映供液不足井)优化抽油机工作参数,降低冲程、冲次,保证最低泵效达到30%以上;对应注水井在1个月之内采取调配措施;地面管线掺水。当回压大于2.0MPa时,可实行地面掺水或冲洗地面管线,掺水量限制在30m/d之内;套压较高的井采纳套管与回压管线连通方法放套管气。6、间歇生产井,摸清出油规律的基础上优化管、杆、泵组合,制定合理的工作制度。应用先进的抽油机自动起停限制装置,并在抽油机四周加装平安护栏、警示标牌或标明警示语。三、测试管理(一)注水井测试调配管理1、单注井每季度测全井指示曲线一次。2、在分注井中,采纳扩张式封隔器的井,每季度测试一次,采纳压缩式封隔器的井,每半年测试一次,每次测试必需取得合格的分层资料,不合格者要刚好重测。3、对新井转注、增注、调配、换封作业等,交井5天内必需进行测试。4、在泵压稳定的注水过程中,发觉油压、套压、注水量突然改变大于±20%,经过洗井无效时,应刚好进行测试,了解分层吸水状况和井下管柱状况。5、依据测试资料刚好调配。(二)油井测试管理31、机械采油井根据《游梁式有杆泵抽油井低压测试》Q/SL0790-93标准、《注蒸汽井测试操作规程》《机械采Q/SL0791-93标准、油系统效率测试及计算方法》《抽油机井示功SY/T5833-93标准、图测试》《潜油电泵井测压规程》SY/T5864-94、SY/T5809-93标准执行。2、全部测试人员必需持有有关部门颁发的操作证,持证上岗测试。3、测试仪器测试前必需确保仪器的工作性能良好,而且在有效鉴定周期内。4、当井口套压大于7.0MPa时,必需释放套管气使之小于7.0MPa方能进行测试。四、油水井分析1、建立健全厂矿两级动态分析管理体系,对于区块、井组、单井分工明确落实到单位、落实到人,根据统一的程序方法开展分析活动。2、建立日注水量旬度分析制度,保证水量平稳运行。每月开展一次油水井动态分析和油井工况分析活动,采油矿每季度组织一次分析活动,采油厂每半年组织一次分析。3、注水井水量调整要做到平稳操作,日注水量要严格限制在配注的80%-120%范围内,杜绝超注、带嘴欠注和余压欠注现象;对于欠注井,要仔细分析欠注缘由,合理制定攻欠措施,努力满意配注要求。4、注水、机采系统效率采油厂每半年分节点测试分析一次,建立系统效率测试分析档案,每半年按要求上报开发管理部。5、建立注水井洗井、测调、作业等措施效果月度分析制度,提高水井措施胜利率。健全水井技术指标分析台账。6、建立注水井封隔器在井工作状况分析制度,定期对管柱技术状况进行诊断。充分利用套压资料,分析第一级封隔器技术状况。7、抽油机井工况分析依据《抽油机井工况诊断方法》SY/T6265-1996标准分析。第四章注水水质管理一、水质标准注水水质限制指标参照《碎屑岩油藏注水水质举荐指标及分析方法》,依据区块详细状况,制定详细水质指标报业务主管部门批准后执行。二、水质检测1、含油量、悬浮固体含量、总铁含量定时检测。污水站水质按有关要求化验,注水站化验泵前水质。高渗区块每天化验一次泵前水质;低渗透油藏注入水要进行深度处理,建立健全深度水处理装置运行、水质检测等管理制度,每班化验一次水质。2、其它水质指标由采油厂组织检测,每月一次,检测结果返回污水处理站。第五章指标考核一、考核指标1、水井指标:水井利用率(实际开井数占应开井数的百分比);水井分注率(实际分注井占方案分注井的百分比);注水层段合格率(合格层数占注水总层数的百分比);注水系统效率;注水标耗;注水水质符合率。2、油井指标:油井躺井率;油井综合利用率;油井免修期;油井系统效率;有杆泵(电泵井)上图率、合格率、断漏区;蒸汽发生器平均注汽干度、水质达标率;设备综合完好率;油井优化设计率。二、考核方法1、由各采油厂确定本单位油、水井考核指标数值报业务主管部门批准,并制定明确的保障措施以及相应的考核兑现方法。2、有限公司对注水水质符合率一季度考核一次,注水层段合格率每半年考核一次,注水标耗、注水系统效率每年考核一次;对油井指标半年考核一次。3、有限公司将考核结果以公报形式公布,作为基层队建设达标、创优、争强和红旗采油厂申报工作的依据。对报表资料错误较多、数据误差较大者,赐予通报指责,并进行工作质量推翻。第六章其它1、本规定由开发管理部负责说明。2、本规定自发布之日起实行。