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案例已知条件：一、项目工程概况㈠ 项目背景大港油田自1964年投入开发建设以来，已有16个油田、25个区块投入开发，配套建成了北大港、板桥、周清庄、王徐庄、孔店、枣园、王官屯、小集、段六拨、舍女寺等油田。王官屯油田位于河北省沧县境内东南部，北临枣园油田，南临小集油田，西与舍女寺油田相邻，是第六采油作业区机关所在地。自1975年起王官屯油田陆续投入开发，到目前为止，已建成采油井678口，注水井283口，日产油3613t，日产水16702t，日产液20315t，日注水20040m3。油田区内已建成计量站31座，接转站2座，转油站3座，联合站2座。根据《中国石油天然气股份公司大港油田分公司“十五”油气勘探开发计划和2015年远景规划》，王官屯油田将在现有生产规模的基础上，以滚动开发方式进行建设，包括官109-1、官197、官112、官945、官998、官68、王102×1等新区块的产能建设和老区块的进一步开发。㈡ 地理位置王官屯油田位于河北省沧州市沧县境内。沧县地处河北省东南部、冀中平原东部，北纬38&05&~38&33&，东经116&27&~117&09&，西靠河间县、献县，北界青县，东临黄骅市，南接泊头市、南皮县，东南与孟村回族自治县相连，环拱沧州市区。地理位置见图1。滚动开发项目所涉及到的开发区块均位于官一联以东的区域内，形成以东关（旧州镇）为中心，以官一联合站为依托的生产格局。㈢ 建设规模各区块的产能建设规模见表1。各产能建设区块的位置见图2。由于本区域地层压力不足以自喷，需进行机械采油，同时，需注水以维持地层能量，所以油田滚动开发的钻井包括生产油井和注水井两类。表1 各区块产能建设规模
产能建设规模（104t/a）
产能建设规模（104t/a）
官109-1区块
王102×1区块
18.774㈣ 工程组成王官屯油田产能建设的项目组成见表2。表2 王官屯油田产能建设项目组成
官109-1区块
布井29口，井深2200m
油井19口，注水井10口
布井10口，井深2250m
油井7口，注水井3口
官112联合区块
布井32口，井深2550m
油井23口，注水井9口
王102×1区块
布井12口，井深2800m
油井7口，注水井5口
钻井14口，井深2550m
油井11口，注水井3口
油气集输工程
官109-1区块
计量接转站1座
2台混输泵、1座掺水计量间、1套通球装置、1套管道除砂装置
掺水计量站1座
配水间2座、注水站1座
掺水计量站1座、
2套通球装置
官112联合区块
官八站改造
2套通球装置
3台5ZB-12/42五柱塞泵
王102×1区块
2套通球装置、4台注水泵
修复2口水源井
新建阴极保护站一座
官一联改造
污水外供系统改造
更换外输泵2台
官109-1区块
φ159×5、φ114×4、φ76×4
φ159×5、φ76×4
官112联合区块
φ159×5、φ76×4
王102×1区块
φ159×5、φ76×4，保温
官109-1区块
φ106、φ41，复合管
φ114×4、φ48×3.5
官112联合区块
φ114×4、φ48×3.5
王102×1区块
φ114×4、φ48×3.5
官109-1区块
φ106、φ86、φ58
φ114×11、φ76×9
官112联合区块
φ114×13、φ89×11、φ76×9
王102×1区块
φ114×11、φ76×9
进站沥青路
单井碎石路
5台800MHz电台
室外落地变、
案例已知条件：一、项目工程概况㈠ 项目背景大港油田自1964年投入开发建设以来，已有16个油田、25个区块投入开发，配套建成了北大港、板桥、周清庄、王徐庄、孔店、枣园、王官屯、小集、段六拨、舍女寺等油田。王官屯油田位于河北省沧县境内东南部，北临枣园油田，南临小集油田，西与舍女寺油田相邻，是第六采油作业区机关所在地。自1975年起王官屯油田陆续投入开发，到目前为止，已建成采油井678口，注水井283口，日产油3613t，日产水16702t，日产液20315t，日注水20040m3。油田区内已建成计量站31座，接转站2座，转油站3座，联合站2座。根据《中国石油天然气股份公司大港油田分公司“十五”油气勘探开发计划和2015年远景规划》，王官屯油田将在现有生产规模的基础上，以滚动开发方式进行建设，包括官109-1、官197、官112、官945、官998、官68、王102×1等新区块的产能建设和老区块的进一步开发。㈡ 地理位置王官屯油田位于河北省沧州市沧县境内。沧县地处河北省东南部、冀中平原东部，北纬38&05&~38&33&，东经116&27&~117&09&，西靠河间县、献县，北界青县，东临黄骅市，南接泊头市、南皮县，东南与孟村回族自治县相连，环拱沧州市区。地理位置见图1。滚动开发项目所涉及到的开发区块均位于官一联以东的区域内，形成以东关（旧州镇）为中心，以官一联合站为依托的生产格局。㈢ 建设规模各区块的产能建设规模见表1。各产能建设区块的位置见图2。由于本区域地层压力不足以自喷，需进行机械采油，同时，需注水以维持地层能量，所以油田滚动开发的钻井包括生产油井和注水井两类。表1 各区块产能建设规模序号 区块名称 产能建设规模（104t/a） 序号 区块名称 产能建设规模（104t/a） 1 官109-1区块 5.320 5 官998区块 1.008 2 官197区块 2.156 6 官68区块 1.008 3 官112区块 2.688 7 王102×1区块 2.940 4 官945区块 3.654 合 计 18.774 ㈣ 工程组成王官屯油田产能建设的项目组成见表2。表2 王官屯油田产能建设项目组成序号 项目名称 数量 备注 一 钻井工程 官109-1区块 布井29口，井深2200m 油井19口，注水井10口 官197区块 布井10口，井深2250m 油井7口，注水井3口 官112联合区块 布井32口，井深2550m 油井23口，注水井9口 王102×1区块 布井12口，井深2800m 油井7口，注水井5口 老区块 钻井14口，井深2550m 油井11口，注水井3口 二 油气集输工程 1 站场 官109-1区块 计量接转站1座 2台混输泵、1座掺水计量间、1套通球装置、1套管道除砂装置 掺水计量站1座配水间2座、注水站1座 官197区块 掺水计量站1座、配水间1座 2套通球装置官112联合区块 计量间3座配水间3座官八站改造 2套通球装置3台5ZB-12/42五柱塞泵 王102×1区块 计量站1座
配水间1座 2套通球装置、4台注水泵修复2口水源井 老区块 计量站1座配水间1座 新建阴极保护站一座 官一联改造 污水外供系统改造 更换外输泵2台 2 集输管线 官109-1区块 16.7km φ159×5、φ114×4、φ76×4 官197区块 3km φ159×5、φ76×4 官112联合区块 19.9km φ159×5、φ76×4 王102×1区块 4km φ159×5、φ76×4，保温 老区块 7.5km 3 掺水管线 官109-1区块 20.2km φ106、φ41，复合管 官197区块 4.3km φ114×4、φ48×3.5 官112联合区块 19.9km φ114×4、φ48×3.5 王102×1区块 5km φ114×4、φ48×3.5 老区块 7.5km 4 注水管线 官109-1区块 10.5km φ106、φ86、φ58 官197区块 3.3km φ114×11、φ76×9 官112联合区块 11.3km φ114×13、φ89×11、φ76×9 王102×1区块 3km φ114×11、φ76×9 老区块 5.7km 三 道路 进站沥青路 4.4km 单井碎石路 14.1km 四 通信工程 5台800MHz电台 五 供电 电力线路 15km 柱上变台 30套 室外落地变、 1座 简易变 2座 电热带 0.7km ㈤ 工程分析本项目属于滚动开发项目。1．项目现状王官屯油田自1975年起陆续投入开发，到目前为止，探明原油地质储量1t，动用石油地质储量t，累计动用可采储量t。已建成采油井678口，注水井283口，年产液363×104t，年产油65.2×104t，累计采油t，采出程度12.79%，采油速度0.82。采出原油综合含水82%。油田油气集输主要采用双管掺热水工艺流程。2．开发规划（1）地面建设方案各产能区块均布设油井及注水井，根据地下原油的物性，井筒举升工艺选用有杆泵配套环空掺水加药降粘举升工艺，或常规有杆泵举升工艺；地面集输流程采用双管掺热活性水流程，掺水比为1:3。各区块所产液量进入新建或依托的计量站计量后输往官一联。由于滚动开发建设将主要依托官一联，根据官一联的实际情况，需对其污水外供系统进行配套改造，改造内容主要为更换外输泵，以满足注水的需要。王官屯油田采用注水开采，地面原油集输掺热活性水，故开发过程中需进行集油、掺水、注水管线的敷设。各种管线总长度为141.8km，均采用埋地敷设方式，硬质聚氨酯泡沫塑料防腐保温结构，加强级沥青绝缘防腐，并建设区域性阴极保护站。管线对于地表水体的穿越方式均采用桁架跨越。（3）水平衡分析王官屯油田开发过程中产生的含油污水一部分作为回掺水用于采油及油品集输，另一部分通过污水处理场处理后用于回注地层。含油污水的产生量不足以满足注水、掺水量的要求时，不足部分将开采地下水加以补充。根据地方水务部门的要求，油田开发所用地下水开采自600m以下的含水层。根据王官屯油田滚动开发规划，最大新鲜水补充年份为2004年（4.58×104t），全年给水量总计为93.12，注水量为38.71×104t，掺水量为54.41×104t。
（4）公用工程包括供配电、道路、通信、生活基地。略3．主要污染源及污染物排放状况油田开发建设过程中的污染源，以油田开发过程中形成的污染源及原油集输及处理中的污染源为主体，同时还包括机动车辆污染源及生活污染源等。（1）大气污染物排放分析王官屯油田滚动开发从开发建设到正常生产，污染物的排放情况较复杂，归纳起来主要是由于钻井、采油、原油集输及处理过程中使用动力机械（钻机、柴油机）、加热设施（加热炉）、储运设施（储罐）等产生废气，废气中主要含有NO2、、SO2、烃类等污染物。A．钻井期间排放的大气污染物钻井过程中钻机使用大功率柴油机带动，由于燃料燃烧而产生废气，据实地调查，钻井作业期间，每口井排入大气中的污染物为：烃类－5.58kg/h、CO－2.70kg/h、NO2－12.34kg/h、SO2－1.57kg/h。由于钻井作业较为集中，钻井期间排放的大气污染物将随钻井工程的结束而消亡。B．原油集输、处理及外运过程中排放的大气污染物本项目的集输采用密闭工艺，正常运行条件下油气损耗较小，集输、处理及外运过程中的大气污染源主要是加热炉烟气及烃类挥发。本项目新建产能规模18.774×104t/a，由于所产原油为稠油，烃类损耗较少，最大损耗为187.74t/a。另外，由于采油井密封不严等原因，一部分烃类从井口排入大气，根据类比调查，结合各油田的经验数据，单井每小时排入大气39g烃类。本项目的加热炉采用油田伴生的天然气作燃料，燃烧过程中产生的大气污染物很少。C．车辆排放废气钻井、井下作业过程中，车辆排放的少量尾气会对大气环境造成短期污染，根据初步统计，按照70%的燃料为柴油，30%为汽油计算，每辆汽车日排入大气烃类为0.022kg/d。（2）水污染物排放分析A．钻井废水钻井废水由冲冼钻台、钻具、地面、设备用水及起下钻时的泥浆流失物、泥浆循环系统的渗透物等组成，产生量随井深和钻井周期变化，根据大港油田分公司环境统计年报综合显示，每钻进1m平均产生废水0.36m3，本项目规划井数97口，总进尺23.57×104m，则钻井废水产生总量为8.49×104m3。钻井废水全部进入井场泥浆池，完井在泥浆池中沉淀澄清，上清液收集运至联合站污水处理场进行处理。B．含油污水王官屯油田滚动开发过程中的含油污水主要来源于油藏本身的底水、边水，以及原油掺水。油田水随原油一起从油井中采出来，掺热水管输至官一联进行脱水处理，产生含油污水。另外，官一联工艺装置区及罐区不定期排放少量含油污水。本项目所产生的含油污水一部分直接作为掺水回输至各计量站和各单井，另一部分进入联合站污水处理场进行处理，达到回注水标准后，全部回注地层。
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··········　　摘 要：2014年4月以来，东辛采油二矿按照采油厂基础管理月活动统一部署，不断探索“三低井”计量管理的新办法，通过查找" />
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精细管理,提升计量基础水平,提高整体经济效益
2015年1期目录
&&&&&&本期共收录文章20篇
　　摘 要：2014年4月以来，东辛采油二矿按照采油厂基础管理月活动统一部署，不断探索“三低井”计量管理的新办法，通过查找前期计量工作中存在的薄弱环节，确保活动质量的提升。本文通过实施精细计量管理，提升单井的基础资料管理水平，以期提高整体经济效益。 中国论文网 /1/view-6736205.htm　　关键词：单井;计量;效益 　　0 前言 　　 东辛二矿管理着东辛东油田辛1、23、15、68、151等13个含油断块，15个注采开发单元，目前共开油井349口，日产液18673t，日产油1288t，综合含水93.1%。其中辛68、辛15、辛23等断块特殊井较多，稠油井40口，结蜡井31口，在生产过程中，特别是三低油稠结蜡井，需掺水或合走才可以维持正常生产，到2014年10月底，全矿管线合走油井43口，掺水井26口，无法单独计量井47口，占总开井数的13.5%。 　　 近年来，针对不能实现单独计量油井，根据产液量的高低分类，主要采取以下标产方式： 　　 （1）桶标：液量低于5t的油井采用容量为180kg的桶，配合定压装置标产，并由小队自行安排。但工作量大，污染环境，原油易喷溅，且由于桶的容积较小，标产时间短，误差大。 　　 （2）罐车标产：该方法需要停井拆卸油嘴套，过磅称重时间长，且需要调度统一安排罐车，易与拉油车辆发生冲突。因此，从精细管理入手，实现单井的精确计量迫在眉睫。 　　1 建立计量管理考核运行体系 　　1.1 强化组织机构 　　 为确保油井计量工作有序、有效，成立了矿长为组长，分管副矿长为副组长，矿技术办、生产办及各采油队队长为成员的运行小组，负责油井计量工作的组织运行实施及相关制度的建立、完善、考核。 　　1.2 明确职能部门职责 　　 结合实际对油井计量实行三个层次的考核管理，使目标体系的控制延伸至各个班组。矿技术办负责对全矿油井的摸排、分类及具体计量措施的制定、安排，完善“一井一策”，保证目标达成;矿生产办负责各类作业车辆的统一调度及相关设备的维护保养;采油队负责各项计量工作的实施及基础资料的录取，要求真实有效。 　　1.3 建立考核机制 　　 为实现操作标准化，强化人员责任意识，确保标产工作扎实有效进行，制定了《采油队单井标产管理制度》。即低于5 t液量的油井、合走井、掺水井各小队自已报的标产计划每20天内自行全部落实一遍并上报计量小组;计量小组标产提前半天通知采油队队长，标产前押运员带好押运证和押运牌，到矿上报道和计量小组人员一起押车、称重直至单井标产任务完成;标产前后，罐车统一到辛三站秤重，罐车皮重必须在标产前称重，标产后统一指定卸油点卸油，并记录油重、标产时间和押运人员姓名;罐车称皮重后直接到目标井口，到达后要求采油队配合成员全部到场，装卸井口标产设备时停井时间不得超过10min。 　　2 多措并举，提升单井计量管理基础水平，提高整体经济效益 　　2.1 推广单井计量装置，精细单井计量管理 　　 针对上述两种标产方法的不足，先期在采油24队的12口不能单独计量油井上进行单井计量装置的试验。使用装置主体部位是用6mm厚度钢板制作的2m3方型罐，用于储存所计量的原油，罐底部有前高后低斜度为10度的斜板衬底，便于泄油时罐内不存油。罐内有2组6KW电加热器，给计量完的油加温。罐内上部设有防溅分离器，当原油沿进油管线进入罐内后，先进入防溅分离器，分离较干净的气再沿着呼吸阀排除。该计量装置的优点是配有定压功能，可以准确地模拟单井回压;可以随时称重，该装置自带称重器，可随时去皮清零，进油正常后记下读数和时间;在标产的时候不需要停井，将标产装置的进油连接管跟取样阀连接后打开取样阀，然后关闭回压闸门即可，提高了油井时率;该装置容积为2 m3，对于三低井，标产时间的延长可以排除间歇出油带来的误差;计量准确。 　　 为验证该装置的计量准确性，选择辛1X28井作为研究对象，该井停掺水1h后量油时间为 21.24min ，液量13.7t;使用单井计量装置进行标产，标产1h，标产重量为570.83kg，折算液量为13.7t;两种计量方式量得的液量差值为0，截止目前为止，全矿利用单井计量装置标产共计76井次，校正液量24井次，收到了较好效果。 　　2.2 细化计量站分离器校验 　　 截止到3月份，我矿待落实区油井井数为10口，很大程度上制约着工况指标的提升，因此重点要加强这类油井的治理，做好基础资料的录取工作。以辛120-24计量站为例，该站开油井5口，日液138.9 m3/d，日油17.1t，其中就有2口井由于量油液量偏高，泵效偏大，一直处于待落实区，而实际标产却低于量油液量3～4t，为此对该站分离器进行标定，并通过磁翻板和塑料管两种方法读取液位进行效果对比，用透明塑料管代替液位计，增强了液位敏感度，提高了校验准确性。结果表明：校验过程中利用磁翻板和塑料管读取水位所得分离器常数分别为26.7，其中使用前者常数进行量油核实液量后，两口油井均由待落实区转为优良区;通过标产、校验分离器核实产液量，我矿处于待落实区域的油井由10口减少为1口，使油井工况合理率提高了百分点，效果显著。 　　2.3 井口取样装置规范安装对含水的影响 　　 根据《油井井口流程安装规定》，首先在两口油井上重新安装了取样阀，并通过取样化验，跟踪对比含水变化情况。结果发现，标准化安装的取样阀取样化验的含水要高于原方式取样化验的含水，且在高含水油井上的差别更为明显。为此将执行标准及参考图例下发到外部施工方及各基层队，新井井口安装由外部施工队伍实施;采油队井口标准化的安装必须在油井作业间隙或外部原因（如穿孔等）造成油井长时间停机时方可实施，不允许随意停井施工而影响产量。截至10月底为止，全矿井口标准化安装已实施45口。 　　3 结束语 　　 （1）针对掺水井、合走井、低液井较多的情况，初步设想利用该单井计量装置对示功图正常的油井通过功图法计算泵效的方法进行验证，降低基层队劳动强度。 　　 （2）对于液量较低、特殊区块的计量站，考虑根据日常量油情况在不蒸洗的状态下动态校验分离器，缩短校验周期（每季度或每月）;当分离器常数变化超过5%时，采取清洗标定。 　　 （3）全面推广井口标准化，规范取样闸门的安装，为降低系统误差提供可靠保障。
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