提升机采管理质量的探索

于海山，朱立双

中国石油大庆油田有限责任公司第八采油厂 （黑龙江 大庆 163514）

机采管理作为油田开发体系中的重点管理内容，其地位越来越重要，管理内容也不再以单一的完成产量任务为中心，已经涉及到效益、发展、生态、节能等诸多方面，特别是在新《环保法》的影响下，效益和生态问题尤为突出， 旧的机采管理方式已经无法跟随新时代油田发展的步伐。因此，中国石油大庆油田有限责任公司第八采油厂（以下简称第八采油厂）适应新形势，推动新发展，构建了以创建百年油田为核心的机采集约化管理模式，提升了机采管理质量，为大庆油田“当好标杆旗帜、建设百年油田”做出了积极贡献。

1 机采集约化管理措施

1.1 明晰组织，精练管理体系，提效率

1.1.1 完善组织，成立机采系统领导小组

机采集约化管理以“集中方向、集中队伍、集中投入、集中精力、集中攻关”为原则，将管理职能相互交叉而又分立的措施项目部、作业项目部、节能项目部整合为机采系统领导小组， 使机采管理要素相对集中，能够从全局角度考虑运行维护措施计划实施，避免重复治理措施，杜绝资源浪费。领导小组内部分工明确，职责和流程规范，通过上层协调提高管理执行效率,加速各项工作进程,取得了明显的管理效果。

1.1.2 规范制度，确立月度机采例会制度

为规范机采系统运行维护工作， 决定实行机采例会制度，每月末在油田管理部召开。由采油矿和工程技术大队对机采作业指标完成情况、 低高流压井治理完成情况、加药降黏完成情况、措施开展情况等进行汇报，各成员单位业务主管领导参会，重点落实月度机采管理中出现的主要问题， 并对当前需要解决的重点工作进行安排， 会后由油田管理部和工程技术大队联合刊发机采公报。

1.1.3 修订标准，完善机采管理奖罚机制

修订《采油工程技术手册》，完善采油工程方案、井下作业方案设计、 各项措施方案设计标准模板及措施工艺选择标准化模板，规范现场施工流程、监督节点及内容、现场施工监督卡、安全环保交接卡，固化设计和监管流程，实现设计、施工标准化。修订《采油工程管理考核细则》，将采油与地面工程运行管理系统管理规定和新修订的《安全生产法》、《环境保护法》中涉及机采安全、环保方面的内容补充进去，并完善其中的机采管理奖罚机制，明确考评体系、量化考核办法，激发管理活力。

1.2 明晰产量，精益指标控制，促上产

1.2.1 精细运行，狠抓油井指标保证产量

1）抓油井“双率”，保障生产运行正常。为保证油井利用率和时率，提出了利用率96%、时率97%的“双率”指标。 推广应用“精、准、勤、实、重”五字管理法（表1），提高运行维护效率，保障油井正常运行，利用率保持在96.8%以上，时率保持在97.8%以上。

表1 油井“双率”指标五字管理法

2）抓油井资料，保障生产资料准确。油井资料是管理和措施制定的基础，准确率十分关键。 因此，制定了97%的资料全准率指标。 2018 年初，以采油与地面工程运行管理系统平台为基础， 在双线运行的基础上，完成采油工程系统资料整合，在减轻前线人员工作量的同时，实现全年资料全准率98.2%。

3）抓油井流压，保障生产运行效率。合理流压是油井高泵效、稳运行的关键，加大流压治理力度，提出合理流压提高1%的指标。 开展以“治两端、稳中间”为原则的高低流压井治理行动，优先治理流压大于5.0 MPa 和小于2.0 MPa 的井， 共实施高流压治理432 井次，累计增油1.1×104t；低流压治理2 700口井,泵效提升6.0%。治理后，合理流压井占65.1%，比2016 年提高3.9%。

4）抓油井降黏，保障生产运行平稳。针对低渗透油田井深、油稠、含蜡量高的特点，对油井进行加药降黏，保障油井平稳运行，降低故障率，提出杆断脱分析图合理区比例持续在90.0%以上的目标。 从技术上，单井按“含水、产量、载荷、电流”等参数分级管理，突出个性化的降黏措施[1]，实施56 899 井次，同时采取超导、高温热洗补充的方式，处理加药效果差井，实施超导热洗1 039 井次、高温热洗800 井次；从管理上，实施“六保”的管理模式，保证实施。 通过加强加药管理，2017 年杆断脱分析图合理区比例持续在95.0%以上，结蜡区比例保持在3.0%以下。

1.2.2 精心维护，严格作业指标确保运行

1）精细管理，作业井少产生。强化日常巡检及测试管理制度执行与考核力度， 保障巡检及测试及时准确，第一时间发现存在的问题，并采取相应的治理措施，避免杆断及卡泵等问题，减少作业井发生量。

2）及时处理，作业井早发现。对泵况异常井实施五级管理，按“轻、一般、较重、严重、特别严重”的评定结果， 制定个性化测试周期， 并根据测试核实结果， 选取相应的治理措施。 加强矿队处理问题的能力，减少动管柱作业，以高温热洗为主，配合其他治理措施，处理杆卡、不同步、泵卡、泵漏等问题井[2]，处理成功165 井次；以打捞为主，处理光杆断，上部断脱等问题井，处理成功63 井次。

3）优化运行，作业井提效率。 对已发生的作业井， 缩短整个核实处理上报问题时间， 减少产量影响，作业井躺井时间由10～12 d 降至5～7 d，日积压井影响产量控制在1.0%以内。 同时，推广采油与地面工程运行管理系统中的井下作业管理系统， 缩短整个系统的运行时间，提高工作效率10%。

4）强化治理，作业井保质量。从技术、方案、监督3 个方面加强管理，确保作业质量。推广应用4 类21项双断双漏治理技术2 770 项次，“双断”、“双漏”率分别处于0.9%、 5.4%的较低水平， 与去年对比，下降0.2%；实施方案优化，优化杆、管、泵匹配1 450 井次， 优化施工设计660 项， 提高方案针对性； 做好过程监督工作， 采取现场与微信结合的方式，实现微信在线监督率100%。

1.2.3 超前措施，谋划措施指标促进上产

1）精心组织，优化措施运行。 结合单井潜力大小、地面状况，优化压裂井施工顺序，优先实施低洼井、试验井；结合新老井压裂工作量、各矿产量运行情况，优化施工队伍配置，突出区域施工，实现新老井均衡压裂。

2）超前介入，坚持三个结合。强化油藏与工程的双向结合，落实潜力井，注重压前培养，加密录取压前资料。与井下作业分公司结合，提前完成压裂方案优化。 在工程设计时， 坚持工程为地质服务这个原则，围绕地质方案中的措施目标，对工程设计进行优化，并加强横向结合，提前勘察压裂现场，针对单井情况，出动特车、人员等在最短时间内保障措施井的施工条件，为快速施工做好保障工作。

3）深入研究，减少低温影响。 通过现场测试，冬季压裂施工时压裂液在井口的平均温度为5.4 ℃。当低温压裂液进入储层，会使油层温度降低，从而使原油中的蜡及胶质、沥青质析出，造成储层伤害。 研究表明，原油含蜡量高，降温幅度大，储层渗透率低和储层原始温度低的油层， 冷却效应引起的储层伤害就大；当原始温度低于80 ℃时，压后关井时间小于8 h， 冷却效应将造成严重伤害。 与常温施工对比，冬季施工措施后平均单井日增油下降0.11 t，日增油强度下降0.05 t/(d·m)。 对此，采取压裂施工后注入高温热水，提高树脂陶粒的胶结强度；对地层压力较高的井，适当延长扩散时间。

4）优化设计，精细技术管理。①加大特色工艺应用，提高措施效果。 应用压裂新技术191 口井，措施后单井增油2.7 t/d，高于普通压裂0.5 t/d。通过深入研究层内多裂缝压裂技术， 应用一层多缝15 口井，措施后平均单井日增油3.2 t。 ②缝内转向压裂。 低渗油藏储层面临开采时间较长， 老裂缝控制的储量己接近全部采出，需实施重复转向压裂。采用粉末型缝内暂堵剂实现缝内转向技术现场应用8 口井，平均单井加转向剂275 kg， 投入转向剂后压力上升10.82 MPa，封堵效果较好。③优化施工参数，提高措施有效性。根据优化模型及敏感参数分析，考虑固砂工艺和增油幅度，以有效厚度为主要参数，确定了薄差油层压裂的加砂原则。平均单井压裂缝数3.2 条，单缝加砂量9.8 m3。

1.3 明晰效益，精细审查评价，控成本

1.3.1 优化设计，深挖设计潜力降低成本

1）优化举升工艺设计，降低机型成本。针对机型偏大、负载率偏低问题，打破传统设计思路，依据动态仿真模型， 绘制了第八采油厂抽油机机型优化图谱。 结合理论研究与现场实际情况，加强机型优选，采用推广小机型措施，共应用六型抽油机108 台，节省投资369.73 万元， 较八型抽油机可实现年节电238.49×104kWh。

2）优化配套工艺设计，降低配套成本。对6 种组合36 口井测试，综合考虑投资回收期和功率因数及运行状况， 确定单速电机+多功能调速装置的最优组合方式，单井节省投资0.46 万元，年节电0.45×104kWh。

3）优化作业利旧设计，降低使用成本。 对闲置举升设备进行盘查，摸清库存量，实施分类管理。 对抽油机机型调整，能利旧不换新；使用部分修复杆和修复管，分别节省杆、管各1.22×104m，节省投资169.30 万元； 修复利旧抽油杆9×104m， 节省投资132.19 万元。

1.3.2 立体节能，深入节点管理控制能耗

1）深化节点管理措施，打好降耗基础。打破常规运行限制，精心开展单井耗电分析，制定举升参数、平衡度、盘根盒及皮带松紧度调整计划并组织实施，节点控制立体节电，同时多轮次间抽2 187 口井，做好日常节电管理，累计节电4 021.0×104kWh。

2）加强节点技改措施，压缩能耗空间。针对能耗高问题，分析各节点能耗状况，加强方案优选，努力降低机采能耗。2017 年主要安排应用恒速负载跟踪装置、更换节能电机、不停机间抽和低冲次采油等措施264 口井，实现累积节电119.2×104kWh。

1.3.3 措施挖潜，深化效益评价控制投资

1）加强方案会审，突出效益评价定决策。措施开展按照“一井一工程”原则，采用“五结合”选井选层法，精细措施选井。每口措施井方案的执行都经过严格的方案会审，通过与油藏、井下地质、工程技术、采油矿相结合，优选井层、优化工艺、精细参数，合理评价措施增油投入与产出效益，决定方案是否执行。通过方案会审，取消压裂方案12 口井，减少压裂无效益井施工费用528 万元。

2）优化措施技术，挖潜效益空间控成本。措施井按照“一井一工程、一层一对策”的个性化设计理念，加大个性化工艺应用， 不断进行工艺优化、 流程优化、参数优化，确保压裂效果最优，最大限度挖掘效益空间。仅通过不返排压裂液应用一项，单井措施费用降低2.1 万元。

1.4 明晰发展，精准开发管理，争持续

1.4.1 提捞采油，合理应用原油开采方式

按照第八采油厂捞油制度及捞油成本测算，日产液小于1 t 时，提捞方式的效益大于抽油机井，同时测算一次捞油量在不同油价下的临界参数， 当油价为40 美元/桶时，含水小于90%时有效。考虑抽油机间抽制度，将日产液小于0.5 t 的低产低效井转提捞采油方式。2017 年转提捞采油井50 口，单井日节电130 kWh，年节电137.3×104kWh，在实现科学生产的同时，降低了生产成本。

1.4.2 间歇采油，制定全年个性间抽制度

对日产液在0.5～2 t 的低产低效井实施间歇采油制度，完成由“阶段性间抽”向“全年性间抽”转变、“小规模间抽”向“大规模间抽”转变、“相同间抽制度”向“个性间抽制度”转变，2017 年实施2 187 口井，既保证了低效井合理流压下生产，又实现了节能降耗目的。由于间歇采油存在启停劳动强度大、受天气和道路状况等影响执行困难大、 停机过长易产生杆卡等现象，机采管理以“减少工人劳动强度、短期内大幅度降低能耗”为原则，试验应用不停机间抽技术， 通过抽油机曲柄在下死点处低幅度左右摆动实现停井不停机的间歇运行， 进一步提升了自动化进程，完善了间歇采油方式。

1.4.3 低速采油，实现依据井况科学生产

低产低效井通常供排不协调，导致泵效低、系统效率低、 井下偏磨， 对日产液在2～3 t 的低产低效井， 通过采用长冲程智能抽油机举升技术和二次减速技术，实现了科学举升。 应用低冲次采油技术，在单井产能最优的前提下，制定单井耗电最少，系统效率最高的抽油机工作制度和参数设计， 流压得到合理控制，保持了较高泵效，系统效率进一步提高。

1.4.4 高效举升，优化机采举升系统运行

通过对不同机采方式综合对比评价， 对日产液大于3 t 的低产低效井， 实施转电动潜油柱塞泵井76 口。 电动潜油柱塞泵井配套远程监控技术，实现生产参数实时调控，提高了管理水平；地面无活动设备，日常维护简单，年节省维护成本38 万元；小队管理人员不增加， 单井用人指标由0.4 人下降到0.28人；平均单井耗电60 kWh，能耗下降53.8%，年可节电194×104kWh； 生产平稳， 利用率100%， 时率98%，运行成本得到有效控制。

1.5 明晰质量，精确度量监管，保效果

1.5.1 优化队伍，打好作业施工质量基础

优化厂属内部作业队伍结构，成立1 个准备队、3 个施工队、1 个收尾队、1 个保障队，作业井流程化管理，确保作业流程各环节符合质量标准要求，为保证作业效果打好基础，同时提升了队伍施工效率。通过科研攻关，为施工队伍配备了安全环保操作平台、油管猫道等安全环保装置，确保施工过程更安全、更环保。

1.5.2 加强认证，提高外部队伍施工质量

加强外部作业队伍资质认证， 不仅仅依据作业队伍资质进行审核评定， 增加了准入队伍在上一年度综合返工率、质量合格率等指标考核评分，对技术不到位、质量不达标、环保不完善的队伍坚决清除出第八采油厂作业市场。并且，严格按照评审出的三级认证结果，安排施工队伍处理不同难度的作业井，加强对施工质量、安全环保设施的考核力度，在网上公开质量、安全、环保的监督、考核情况。

1.5.3 完善标准，严格作业度量验收考核

修订《第八采油厂采油工程技术标准》及《采油工程管理考核细则》，完善井下作业施工质量、安全、环保验收标准，对作业施工各环节进行精密度量，细化验收、考核标准。对作业施工后的运行效果进行跟踪管理，及时测试功图、液面，分析泵况，并对生产参数进行优化，保证作业效果。组织召开月度作业井施工质量验收会， 严格按照新修订的井下作业验收标准进行度量、验收及考核。

1.5.4 强化监管，确保施工质量实现效果

修订《井下作业现场监督手册》，完善质量、安全监督考核程序，新增环保监督考核要求。通过实行分类管理和分级监督，细化厂、矿、队三级监督权责及执行标准（图1），厂级监督通过微信监督群实时掌握现场进度，如压裂监督中按照压裂现场监督卡，规范监督要点，拍摄节点照片。

图1 第八采油厂作业三级监督模式

1.6 明晰创新，精专技术引领，强攻坚

1.6.1 科学举升，创新应用超长冲程采油

为实现供液不足油井的科学生产， 从增加冲程角度出发，应用长冲程抽油机采油技术，降低油井偏磨率和故障率。 长冲程抽油机由控制系统驱动电机正、反转，滚筒带动柔性绳完成往复运动，柔性绳驱动井下抽油杆、抽油泵完成整个采油过程，冲程长度可达50 m，冲次数1～10 次/h。 现场转长冲程29 口井，实现了产液量不减，泵效提高，节电效果好的应用效果，其中平均单井泵效由26.9%提高到65.0%，系统效率由9.8%提高到24.8%， 日节电82.2 kWh，单井年可节电3.2×104kWh。 通过现场试验，进行了参数优化和合理工作制度的建立，加强管理，最大程度挖掘长冲程抽油机运行潜力。

1.6.2 降低冲速，创新应用超低冲速采油

为有效治理低产低效井，从降低冲速角度出发，创新应用抽油机降冲速节能装置。 装置结构包括底座、过渡轮及其固定轴3 个部分，通过更换不同型号过渡轮，调节减速箱皮带轮转速，实现抽油机超低冲速调节。 现场试验10 口井，冲速由4.5 次/min 下降到1.5 次/min，系统效率提高1.78%，有功功率降低1.3 kW，单井日节电31.2 kWh，节能效果显著。

1.6.3 优化运行，创新应用柔性运行技术

针对系统能耗大的抽油机井， 创新应用了抽油机井柔性运行技术。 该技术是一种“非匀速举升逻辑技术”，通过系统优化电机变速驱动，优化了井下抽汲过程，达到了提高井下效率、降低设备损耗率和能耗的目的。 现场应用20 口井， 冲速下降0.2次/min，产液上升0.1 t/d；沉没度降低10.9 m，有功功率上升0.2 kW，吨液耗电下降1.6 kWh，系统效率上升1.2%。

1.6.4 治理偏磨，创新应用激光熔覆技术

为解决杆管偏磨导致检泵井比例上升的问题，从偏磨机理分析杆管受力情况及易发生偏磨的部位，并对影响偏磨的主要因素进行分析，偏磨主要发生在杆柱下部400 m 以下区域， 尤其集中在下部150 m区域。 因此，创新应用激光熔覆技术，对泵上200 m 应用激光熔覆纳米高分子涂层油管及多元共渗油管接箍， 通过增加油管及接箍强度并改善管杆间摩擦性质，达到加强油管耐磨性及化学腐蚀性，降低管杆磨损的目的。

1.7 明晰人才，精深素质能力，夯基础

机采集约化管理坚持以人为本的原则， 通过多种培训方式，不断夯实人才基础，打造敢打硬仗、能赢硬仗的人才队伍。

1.7.1 技术培训，夯实岗位业务素质能力

技术培训主要采取“走出去”、“引进来”的培训方式。 “走出去”采用参加油田公司培训和对技术调研方式；“引进来”通过聘请油田公司专家授课。2017年参加油田公司各类技术培训班5 期14 人次，技术调研4 次15 人次， 聘请油田公司专家授课1 期42人次，专业厂家技术培训3 次28 人次。

1.7.2 现场培训，注重现场实践经验积累

立足岗位需求，注重培训效果，按照“定期、定项、分区、分批”原则进行现场培训，看着流程学原理，指着设备问问题，使本身枯燥的课程变得直观易懂，突出了培训的针对性和实用性。 2017 年开展相关的工艺设备及工具、技术原理及标准、岗位职责及现场资料管理培训4 期，100 多个学时，50 人次。

1.7.3 分享培训，加强综合素质能力培养

创新分享式培训方式， 搭建了员工分享知识的平台， 让员工在培训中重新审视自我、 培养阳光心态，增强队伍的凝聚力和向心力。分享式培训坚持每周五培训1 次，每次1 人主讲，由员工讲述本岗位工作的专业技术知识和心得体会， 加强了员工之间的沟通交流，提升了队伍整体综合素质能力。

1.7.4 团队培训，提升队伍团结协作能力

开展提升团队凝聚力的拓展培训等团队活动，让员工在娱乐中增强团队意识、培养团队协作能力，进一步挖掘潜力、调整心态，打造更具凝聚力、执行力、创新力的管理团队。

1.8 明晰环保，精彩美丽油城，构和谐

1.8.1 强化设计，突出井下作业环保理念

坚持“绿水青山就是金山银山” 的绿色发展理念，主动加强对新《环境保护法》及油田公司相关文件的学习，明确当前井下作业面临的严峻形势，把推进清洁化作业放在提高油田环保管理水平的高度看待。 从加强机采管理出发，将工程设计进行强化，突出环保作业理念，尊重自然、顺应自然、保护自然，针对每一口井处在耕地、 草原或居民区的现场实际情况进行环保设计，提出个性化环保要求。施工设计严格按照工程设计中的环保要求确定环保工艺技术，并认真组织实施。

1.8.2 推广技术，完善清洁作业配套设备

为了深入贯彻国家和集团公司建设绿色矿山的要求，推进落实股份公司《油气田企业绿色矿山创建方案》有关要求，全面推广清洁化作业技术。 通过多次现场调研和技术分析， 确立了从井下和地面实施的技术思路。采用泄油器和泄油泵技术，从井下解决了“少产生”问题；设计研发符合第八采油厂油田特征的杆、管外壁在线清洗和油管内壁清洗装置，利用锅炉车产生的高温高压蒸汽在起抽油杆和油管的过程中， 通过在线清洗装置将抽油杆和油管表面的石蜡、原油等附着物清洗干净。油管内壁采用特殊设计的油管内壁清洗器，利用水泥车打压实现内壁清洗，从地面解决了“不落地”问题。

1.8.3 控制返排，拓展清洁生产工艺技术

由于压裂返排液中含有的钛、 铬等金属元素不能分解，对周边环境有一定的污染，每年的返排液处理费用达700 多万元。因此，管理上明确施工污染物排量、控制流程、处理方法及保障措施，严格按照方案监督执行。 压裂措施从技术上采用非交联缔合压裂液、清洁压裂液返排一体化技术、配套应用压裂返排液再利用技术等，减少返排液2.3×104m3，总返排液量由计划值4.5×104m3降至2.2×104m3， 减少50.4%。其中，常规压裂油井返排率下降到14.3%，水井下降到16.8%；2017 年9 月后采用综合压裂液，油井返排率降到4.6%，部分井零返排。

1.8.4 创造美丽，建设和谐发展绿色油城

坚持“奉献能源、创造和谐”的企业宗旨，认真进行油井的日常管理及维护工作， 爱护共同生存的油城生态环境。在抽油机日常运行维护中，做到不泄漏一滴原油、不乱丢弃一块擦布；各项措施开展时，严格工艺措施、流程管理，按标准征用地方土地。 通过严谨的机采管理工作，努力构建油田与地方、企业与员工、资源与环境的和谐发展，让企业发展成果惠及地方，把油城建设得更加精彩、美丽。

2 实施效果

2.1 提升了机采管理活力

在油田过苦日子的关键时期， 机采管理创新实施集约化管理模式，围绕产量和效益，重点突出精益管理、创新创效、科学发展、质量至上、环保美丽、人才为本，不断夯实机采管理基础工作，助力油田持续科学发展。通过集约化机采管理，有组织、有目标、有重点的开展工作，管理人员的热情更加饱满、干劲更加充足，充分发扬出“爱国、创业、求实、奉献”的大庆精神，解放思想、挑战极限，攻坚克难、奋勇攀登，机采管理活力得到释放，圆满完成2017 年全年各项计划任务指标（表2）。

表2 2017 年机采集约化管理指标完成情况表

2.2 取得了精准开发成效

为保持油田持续健康发展，助力百年油田建设，针对大庆长垣外围三低油田低产、低效井治理，依据单井实际情况采取合理化间歇采油、转提捞采油、转电潜柱塞泵、储层压裂改造、换小机型、小泵径等常规治理措施，并创新应用长冲程抽油机、不停机间抽技术、 降冲速节能装置等技术治理措施， 以更加合理、更加高效的采油方式、采油制度，使低产、低效井在运行能耗得到大幅度压缩的情况下， 产量没有受到影响，做到了科学采油、精准开发。

2.3 实现了降本增效目标

机采集约化管理通过创新创效管理方法， 不断提升管理、创新技术，深化挖潜机采降本增效潜力，使油田机采运行更科学、更高效。 2017 年在国际油价长期震荡低迷的形势下，主要通过16 项8 213 井次措施开展，取得17 158.65 万元的降本增效成果。其中，降成本措施15 项，节约成本4 617.33 万元；措施增效1 项，增加效益12 541.32 万元。

2.4 形成了美丽和谐氛围

机采集约化管理突出美丽油城建设，践行“建设资源节约型、环境友好型社会”理念，在环保设计、清洁作业、节能减排等方面开展了大量工作，能源消耗降低明显，环保能力大幅提升，2017 年共节电5 366.7×104kWh，减排12 550 m3，取得了明显的社会效益和生态效益。 第八采油厂连续6 年荣获油田公司环境保护先进单位，并实现安全生产、文明生产金牌“十三连冠”。比荣誉更重要的是，形成了和谐的美丽油城建设氛围， 每个石油人都愿意为美丽油城建设贡献自己的光与热。

3 几点认识

1）采用提升管理质量的方法，是实现企业管理降本增效、安全环保最经济有效的方法。

2）管理方法必须审时度势，及时变化调整，建立良好的PDCA 循环， 才能保持高效的动力推动企业发展。