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第二采油厂2013年工作总结讲解[最终定稿]

第一篇：第二采油厂2013年工作总结讲解第二采油厂2013年工作总结2013年是油田大跨越大发展的一年，也是我厂实施内涵发展奋进之年。一年来，在局党委、勘探局和分公司的正确领导下，面对异常艰巨的生产经营任务，全厂干部职工认真贯彻落实上级决策部署，紧紧围绕原油生产和成本控制中心工作，直面老井递减快、措施挖潜难度大、新井产能接替不足等困难和挑战，同心同德，坚定信心，脚踏实地，克难攻坚，依托技术进步，深化精细管理，提升质量效益，各项工作取得显著成效。一、2013年所做主要工作1、深化认识，调整治理，精细挖潜，稠油开发实现高位稳产，预计全年生产原油67.5万吨。坚持以提高稠油开发效益为中心，以增加可采储量为核心，深化地质认识，精细油藏管理，立足老井，改善热采，稳定常采，促进滚动，稠油开发务实高效运行，圆满完成原油生产任务。深化油藏地质研究，开展泌125区普通稠油精细注水调整、超稠油水平井改善开发效果技术对策、井楼一区油藏精细描述及挖潜对策等23项地质攻关研究，为精细调整挖潜、提高油藏采收率提供了技术支持。探索实施新注汽开发方式，深入开展提高注汽有效率核心工程，精细注汽结构调整，优化完善、规模应用氮气辅助热处理、氮气抑水增油技术，创新探索氮气辅助面积注汽技术，灵活应用氮气段塞组合及方式，有效提高了蒸汽波及体积，改善了热采吞吐后期开发效果。1-11月份，与计划相比减少注汽11.2万吨，热采油气比与计划相比提高0.09，预计全年达到0.20。精细水驱动态调整，深化地下“流线”认识，围绕注采两方面对“流线”进行立体调控，均衡地下流场，提高注水开发效果，保持常采持续稳产，1-11月实施注采调整160井次，累计增油0.92万吨。持续做好长停井层挖潜工作，开展长停井层潜力大调查，深化潜力油层评价，1-11月实施长停井层复产143口，恢复动用地质储量105万吨，提高采收率1.7个百分点，增油1.8万吨。加大热采水平井调整治理，重点在油藏工程、采油工艺上进行优化完善配套，优化注汽、生产管柱和调剖注采工艺参数，扩大蒸汽波及体积，改善井筒举升工艺，1-11月对楼八区、杨楼、新庄南三块等水平井调整治理65口，水平井开发效果得到有效改善。加快新井建产步伐，超前组织安排，自主完善部署，创造条件抢投抢建，配套实施低效新井治理措施，1-11月投产新井103口，其中自主完善更新井25口，累计产油3.87万吨。拓展滚动勘探增储增产，加强潜力区、潜力层动静态综合研究，精查细找新油层，扩边潜力层，寻找储量和产量增长点，1-11月老区闲置井利用4口，老井复查37层，新增储量112.9万吨，增油5213吨。2、攻关研究，配套完善，集成应用，科技创新增效成绩显著，预计全年科技增油7.9万吨，增效1.17亿元。围绕提高油藏采收率和系统运行效率，深化技术研究，优化工艺设计，强化工艺配套，科技创新驱动作用有效发挥。采油工艺技术取得新进展，形成以降粘、化学增效、崔化降粘为主体的化学辅助吞吐技术体系，优化水平井注入工艺，应用效果明显改善，1-10月实施252井次，增油1.35万吨。形成以氮气泡沫调剖、颗粒调剖、颗粒泡沫复合调剖为主的热采调剖技术系列，氮气泡沫调剖优化规模应用，1-10月实施78井次，增油4420万吨。氮气泡沫抑制边水技术进一步优化，边水油藏开发效果得到改善，1-10月实施124井次，工艺有效率75.3%，阶段增油6600吨。泡沫冲砂技术在水平井现场一次成功应用。零区扶产井、南三块水平井抑制边水、楼八区欠注井酸化、王9区块热采井等四项治理效果明显，油溶性降粘剂、凝胶泡沫调剖技术研发取得新突破，为现场应用提供了技术支持。地面工程工艺取得新进步，加强原油处理工艺管理，原油脱水基本满足5%设计目标，年平均外输含水1.08%，控制在1.5%指标以内；稠油污水处理指标持续向好，污水综合利用率逐年提高，由2012年57.5%提高到2013年的69.2%；新庄污水锅炉回用工程建成投运，基本解决新庄污水去向问题，降低了稠油联合站污水处理压力，锅炉进水温度提高30℃以上，年替代清水54.75万方，年节约成本538万元；生化污水提标工程投运，完善生化处理工艺，外排水质得到改善，外排污水COD小于100mg/L,基本满足地方环保要求；加快注汽干线隐患治理，组织对保温层脱落的4条干线进行保温层更换，提高了热能利用率。井筒工艺技术得到新提高，研究应用稠油水平井双管伴热举升工艺技术、水平井均匀注汽井筒工艺技术、水平井泡沫冲砂技术，完善应用中深井隔热一体化注采工艺技术，配套应用井筒小套管修井工艺技术，推广应用无接箍套管，完善小套管二次固井工艺，提高了套损井修复成功率。作业质量持续提高，总作业频次由2010年的1.17下降至2013年的1.03，维护频次由0.