试油队质量管理体系

试油队质量管理体系（6篇）

1.试油队质量管理体系 篇一

试油队队长安全生产述职报告

试油队队长安全生产述职报告 处领导及考评组： 我叫，现担任试油队的队长职务，全面负责本队的安全生产工作，全年我能严格要求自己，认真履行安全职责，及时完成项目部和队上的各项工作，始终以“以人为本、安全第一、预防为主“的指导思想开展全年施工作业,严把各个机组的安全生产运行关，给全队的安全工作打下坚实的基础，全年未发生一起人员伤亡、环境污染、消防事故及气体中毒事故。现将我个人20年度的安全工作情况汇报如下：

一、学习情况

1、开工前利用一周时间再我队几名副

职的配合下认真组织全体职工进行集中安全生产理论知识培训学习、主要是井下技术作业处20年全处的工作思路、新版qhse体系程序文件、《继承传统、培养作风、安全为天》、《安全生产管理条例》、有毒有害气体知识培训、现场安全操作标准及20年我队新制定的管理制度汇编学习，使全体职工正确认识到安全生产的重要性，从冬休的状态中及时转变思想收心回到工作状态中来，积极投入到正常的生产工作中。

2、在生产间隙认真组织配合各机组技术员，在机组进行岗位操作规程、技术标准、作业处的安全文件和《安全生产知识百题问答》等，通过学习加强了机组员工的安全意识，增强了员工的自我保护能力，让员工在心中清醒地认识到，安全工作在日常生产中的重要性。

3、对新入厂的职工及时的认真全面的进行入厂三级教育工作，使他们从思想观念上深刻认识到井下作业过程中的安全生产知识及安全注意事项，加强了自

我防范意识及安全生产常识。

4、组织各个机组认真学习了《进入有限空间作业安全管理规定》、《含h2s、co等有毒有害气体的安全管理规定》，使每位职工清楚的知道h2s、co等有毒有害气体的物理化学性质、石油工业生产过程中h2s、co等有毒有害气体产生的因素、对人体产生的危害及对在生产过程中应采取的防范措施、工作要求。

5、强化了机组对新技术员的传帮带工作，从井下作业技术标准、现场安全知识培训，最基本的现场安装摆放及资料录取工作的实施等入手，做好后备人才的培养，现在已经有3人可以单独顶岗，完成施工作业。系统地提升了我队技术人员的安全生产理论知识水平，做到更好地指导我队的施工技术安全工作。

6、在今年的施工作业中我及时地对以往及今年发生的事故进行了认真学习并分析了发生、、、、等多起事故原因，在事故中找原因，在原因中在教训，从教训中吸取经验,努力做好我队的现场安全工

作。

二、工作情况

1、我今年在工作期间随时根据工作需要不定期的住到机组，配合指导机组的安全、质量工作。在驻井期间全身心投入到生产中，在驻井期间经常进行检查现场,尤其对生产要害部位，做到全面系统的检查,对检查中发现的不符合安全要求的部位进行了及时的整改或损坏的物件及时报队上进行补充更换,确保了现场施工作业的安全要求。例如: 从每口井的搬迁到新井就位，严格执行“三点一线“，即老井场-道路-新井场。严格落实老井场起吊所有物资严格拴尾绳制度，副队长负责新井场的卸车、摆放任务，副班长对所用绳套严加检查。搬迁时，我先期落实井场和搬迁道路情况，给机组明确交代道路的详细情况，以及那些地方应该注意电线并安排人员用零可棒等待挑高电线，保证搬迁中途安全施工。

生产严格执行“两书一表“及“岗位安全

日检查表“，对所有生产工序进行详细检查、整改、签字认可，把每项工作细化到每个人。

试油工艺中严格执行设计，按方案要求进行施工，得到甲方项目组和监工的一致好评。

在我队开展由干部组成的检查小组不定期抽查机组的安全、质量工作，如技术员所挖的绷绳坑、基础坑尺寸、所卡的每个绳卡子卡距，现场标准化管理，对现场检查问题少的机组进行当月奖励，对现场管理差及工作不到位的人员进行处理及停工等方法，使得现场管理及人员工作责任心大大加强。

2、逐个机组进行h2s、co、复合式气体检测仪的培训学习工作，做到每个职工熟练地正确地使用检测仪器进行检测h2s、co、o2、lel等有毒有害气体。尤其是地层一经打开，严格坐岗观察制度，坐岗观察人员要及时对有毒有害气体和伴生气气体做好检测工作，并做好记录，如有异常情况出现，及时把信息报告给

驻井干部或者技术员、司钻做出决策，施工现场时刻做到安全合理地指导日常工作。

3、不定期的参加机组班前会、井控例会、周安全工作会，认真总结和评估工作中存在的安全风险，制定安全措施，做到及时预防，发现不安全的因素及时消除。

4、加强全队的安全管理工作，做到时时讲安全，人人讲安全，不能把安全工作挂在嘴上，讲一套，做一套，而要把安全工作落实到行动中，使各项工作落实到实处。

5、在机组认真开展“安全生产大讨论“及“群众战争“活动，结合自查自改，认真制定措施，消除事故隐患，杜绝各类事故的发生，并且组织各岗位员工认真写一份对本岗位的安全体会。

6、在机组认真组织井控、急救、正压式空气呼吸器等演练活动，以及“安全月活动“期间，密切配合安塞项目部在我队1机组组织的井控、消防演习工作，达到

熟练地应对井喷、人员伤亡等意外事件。

7、在夏季，严格按防洪防汛要求进行现场安装、摆放，并安排值班人员进行值班，尤其是加强夜间值班，防止因天气突然变化，人员熟睡而发生意外；进入冬季，严格按井下处《特殊天气条件下安全生产规定》和处第三次安全生产纪要的要求进行现场施工。加强安全防护设施的日常检查、维护、保养，严格控制人员流动以及乘坐车辆的要求等；夜间施工严格执行《井下处夜间施工安全措施》；高度重视消防安全工作，尤其是井上出现压井等高位作业时亲自上井督促现场施工，确保消防安全工作；做好冬防保温工作，保证设备安全的正常运转。

8、更换了我队四个机组的天滑车护栏，全年检修气体检测仪4个、正压呼吸器12个，各机组配备防喷器备用芯子，7月份更换三机组防喷器。

9、做好队伍最后收尾阶段的安全工作把好安全观，与职工同甘共苦，带领职

工克服急躁心理，安心工作，避免情绪不稳而出现安全事故。

三、工作不足之处及今后应该怎样做

1、对生产过程中查出的隐患处理力度不够，今后应加大处理力度，最大限度地消除事故隐患，杜绝事故的发生。

2、在机组的各种培训工作，理论知识过多有些职工未能全部消化而现场实践培训操作偏少，今后应加大对职工的实践操作培训，并且将理论与实践结合起来，培训效果会更好一些。

3、近几年来分到我队的临时工较多，安全意识和知识相对欠缺一些，我队应加强对他们的安全培训工作，平时在工作中应更严格要求。

2.试油队质量管理体系 篇二

油田地面产能建设项目是通过资本投资实现地下储量到地面油气生产的过程。建设项目投资按先后安排环节可分为前期勘探准备投资、钻井工程投资、采油工程投资、地面集输等工程投资。各环节投资比例大致为:前期二维地震、三维地震勘探工程阶段, 预计占总投资1%;开发钻井阶段, 占总投资的70%;采油工程阶段, 占投资的11.5%;地面计转站、集输建设等地面工程阶段, 占投资的15%;其他建设期利息等占投资的2.5%。

完井测试中心是中国石化西北油田分公司的专业化项目管理单位, 负责分公司所有新井的完井测试工作, 自2005年成立以来累计完成试油投资30多亿元。

本文仅以控制和降低试油投资为切入点, 抛砖引玉, 希望在分公司各投资相关责任部门的通力协作下, 保持油田产能建设总体投资的最低, 最大限度提高投资效果。也一并希望能为其他兄弟单位的试油投资管理作以参考和交流。

1 试油工程投资的控制关键

采油工程与钻井工程、地面工程紧密结合构成油田原油产能建设工程项目的主体内容, 而新井的完井试油作业占采油工程的大部分工作量。

试油投资的完成是根据单井试油设计规范和试油施工规范组织试油层施工的货币工作量形成的过程 (基本工序为搬迁安装→通井探井底、洗井、试压→射孔→压裂酸化→排液求产→测试取资料) , 同时也是试油分层产能预测、取全取准相关资料的过程, 包括对产层流体性质的判断、产能预测、射孔方案优化建议、试油资料录取要求等。

对于我中心而言, 试油投资控制的关键在于作业项目的招投标、作业项目的实施过程和作业项目的竣工结算。

2 试油投资控制点措施

在分公司勘探开发工程管理部门下达试油作业任务后, 我中心立即启动试油作业的招投标、合同签订、作业施工管理、作业竣工结算, 完成试油投资的各阶段、工序和全过程投资的归集。

2.1 试油作业投资的招投标管理

由于招投标具有公开、公平、公正、诚实守信的根本原则, 实行试油作业的全覆盖招标是加强试油投资的第一步。具体招标控制措施简述如下:

1) 扩大试油作业的招投标范围, 尽力做到100%全覆盖。积极依靠市场竞争和市场调节机制, 尽力做到试油作业项目的招标全覆盖, 减少游离于招投标管理之外的工作量, 促进试油投资的降低。

2) 创新招投标管理方法, 选择质优价好的承包商。实施“四位一体”考核、“比例招标法”和“差异化招标法”的创新的管理方法, 通过市场化运作, 吸引整合社会资源, 优先选择经济技术力量雄厚、业绩表现优良的承包商作为主力队伍保障, 建立长期合作关系, 实现快速建产。“四位一体”考核将承包商上月的业绩纳入招标评分, 保证中标单位的施工作业安全和质量。即在进行招标的技术标评分时, 将上月现场项目部、工程技术部门、生产运行部门、安全部门的考核综合分作为当次技术标的70%, 评委现场打分只占技术标30%, 从而降低评委个人因素对技术标的影响, 促使承包商以良好的业绩“夺标”, 同时把招投标工作同生产经营现状更加紧密的结合起来, 较好的规避了生产经营风险。

3) 扩大承包商的引进范围, 通过加大竞争降低投资。承包商的准入管理机构可适当放宽准入范围, 对于一些技术成熟、生产风险较小和辅助作业的作业项目可增加引进承包商, 比如气举作业、射孔作业、完井基础服务、注水服务等。施工队伍越多, 采用末尾淘汰制进行招标对降低报价的促进作用就可能越大。

4) 修订、完善试油定额库, 正确制定商务招标标底价。做好试油定额作业内容的现场调研, 加大现有定额的修订工作。对于以前特殊时期制定的作业定额, 按照现在的市场状况进行重新测算, 对于有明显高估可能的定额进行修订调减。对于工作量较大或承包商竞争较强的作业, 可以加大商务谈判力度或招标力度, 制定更利于降低投资成本的标底价。

5) 加大新工艺、新技术作业价格的商务谈判力度。新工艺、新技术的引进是双刃剑, 可能取得工艺新突破, 大幅降低投资成本, 也可能高价引进, 未能达到预期的降本效果。对于相对成熟的新技术、新工艺, 对其作业费用的构成要深入调研, 根据生产实际建议分公司加大引进服务商, 加强竞价力度, 降低投资成本。

6) 及时发放中标通知书, 督促作业合同的启动、实施。

2.2 试油投资的施工作业管理措施

从投资形成过程来看, 施工阶段是资金投入和资源消耗最大的阶段, 所以做好施工阶段的投资管理尤为重要。

有效控制施工阶段的试油投资管理, 应从组织、技术、经济、合同、信息管理等多个方面采取措施。

2.2.1 组织措施

1) 建立合理的项目组织机构, 明确组织分工, 落实各个组织、人员的任务分工及职能分工等。例如, 针对工程款的支付, 从现场管理、工作量计量、审核、签证、付款、偏差分析等程序落实需要涉及的组织及人员。

2) 通过优化生产运行控制投资。加强计划管理, 保证工序衔接到位, 提高完井时效;强化横向和纵向的沟通, 确保作业各工序的无缝衔接, 节约投资。

3) 编制施工阶段投资控制工作计划, 建立主要管理工作的详细工作流程, 如资金支付的程序、材料采购的程序、设计变更的程序、索赔的程序等。

4) 委托或聘请有关咨询机构或工程经济专家做好施工阶段必要的技术经济分析与论证。

2.2.2 经济措施

1) 做好年度投资控制目标的分解和下达, 层层传导投资控制责任。对年度试油投资指标按专业项目分解单项投资控制目标, 下达专业项目管理部, 并通过施工管理绩效考核办法将投资成本管理指标延伸至岗位, 实现“人人有指标, 人人有压力”。

2) 严格工作量签证, 推广数据采集系统确认工作量。严格工作量签证, 才能控制好投资额。实行“现场管理师—专业管理部—生产调度部”的多级工作量审核模式。推行多部门和多人员的联合现场管理, 联合工作量签证, 对于单人管理并签证的工作量作为重点进行审核, 防止多签证、错签, 而造成投资成本的增加。推广利用数采系统监控作业现场签认的作业工作量, 如开发利用存储式压力记录系统对泵车、连续油管车、制氮车等作业时间的监控和施工过程的追溯, 保证工作量和投资的真实性。

3) 对施工过程资金支出进行跟踪控制, 定期地进行投资实际值与计划目标值的比较, 进行偏差分析, 分析原因, 及时采取纠偏措施。

4) 对节约成本的合理化建议进行奖励。

2.2.3 技术措施

1) 对设计变更进行技术经济分析, 严格控制设计变更。

2) 进行技术创新, 优化高成本作业工艺、创新和寻找替代工艺。技术创新是促进投资降低的重要手段。引进新技术、优化生产工艺、寻求替代材料、工具等, 都可能大幅降低投资成本。如2012年引进的超二代射孔作业与JRC射孔作业工艺、质量、安全性相同, 单井作业成本却可以降低30%, 这种引进就是高效益引进。

3) 审核承包商编制的施工组织设计, 对主要施工方案进行技术经济分析。a.以工程设计为依据同时结合标准规范严格审核各工序的风险点、控制措施、应急方案等, 保证安全成本最低;b.坚持现场项目管理人员初审或参加会审的施工设计审核流程, 确保“管的人审, 审的人管”;c.审核施工设计时间是否与生产情况协调一致, 是否有长时间停待可能等, 从生产运行和技术管理方面控制作业工作量的最小化。

2.2.4 合同措施

1) 在合同实施、修改、补充过程中进一步进行合同评审, 并考虑其对总投资的影响。如补充合同的签订导致投资额超总预算, 应停止签订或者采取其他的应对措施。

2) 加强对合同文本的审查, 同时在合同文本中进一步细化对标的、结算、违约、质量保证金及技术要求等条款的描述, 确保合同签订零风险。

3) 违约责任条款中可既约定违约金又约定损失赔偿的计算方法, 对于违约金一般约定在合同价款的20%~30%为宜。

2.2.5 信息管理措施

1) 信息管理要贯穿试油作业项目的全过程, 建立完善的信息检索和传递程序。

2) 生产技术部门做好试油项目的信息资料收集、汇总、分析、推广、使用等工作。

3) 推动生产管理信息化, 提高管理效率, 创新管理模式, 优化业务流程, 提高投资管理效果。高效的信息系统, 必将大幅提高试油的作业时效和管理效率, 实现试油作业的安全优质完成。

2.2.6 审计管理措施

审计监督由于其独立性对试油投资的影响也很重要。如果我们转变以往的事后项目竣工审计为项目跟踪审计, 将能够在项目执行过程中对降低投资支出、保障投资效果起到重要作用。即在项目施工前择机介入, 抓住关键环节, 突出审计重点, 注重管理流程, 及时评价投资行为的经济性, 从而保证投资效益的最大化。

2.3 试油投资的竣工结算管理措施

试油作业由于作业项目、作业施工技术相对成熟, 单项作业金额比较小, 其竣工结算管理相对简单一些, 如对单项作业的工作量签证管理就没有第三方监督人, 即发包人就是监督人, 简化了项目机构设置;如试油作业在完工之前不需安排工程预付款;如单项作业项目完工后即可安排竣工结算工作, 在一定的服务质量保证周期后即可安排工程款的支付。

竣工结算是试油投资控制的最后一个环节, 做好竣工结算的审查是控制投资的关键, 利于控制工程造价, 克服和防止超合同、超预算结算情况的发生。

对竣工结算的审查要重点做好以下几点:

1) 核对合同条款。核对竣工结算内容是否符合合同规定的条件和要求, 核对验收资料是否齐全, 核查有无超出合同或补充协议规定的施工范围, 检查结算的价格、定额或金额是否与合同规定相一致。

2) 审核设计变更签证。在审核设计变更工作量过程中, 要采用耐心、细致的工作方法进行审核。对施工图设计的内容要到现场进行核实, 对于设计变更增加的内容也要到现场核对是否与实际施工内容相符。认真核算, 准确核对工作量。审核设计变更签证文件是否手续齐全, 有无未经批准私自变更签署的工作量。如施工作业时任务单是常温封隔器, 而施工方以高温封隔器代替并签证工作量。如果设计变更理由不充足, 审核时应查清楚是否是施工方自行以高温替换常温, 若未经批准, 竣工结算时应按照常温工具进行结算, 减少无效的投资支出。

3) 审核工作量。审核人员在审核工作量签证时首先要深入施工现场, 真正熟悉了解施工工作量的内容, 才能对签证的审核做到实事求是, 保证其合理性和正确性。而不能见签证就给予确认计量, 防止不合理和虚假的投资支出。

4) 对于工程竣工结算款, 合同约定期限的, 应按合同约定期限进行付款。合同未约定的可在承包商提出付款申请后次月安排支付。支付竣工结算款时, 一般保留5%左右的质量保证金, 待工程交付使用一定质量保证期后再付清余款。质保期内如有返工返修的, 发生费用的从质保金中予以扣除。

5) 由于竣工结算资金消耗很大, 对其管理要严格控制。可适当延长结算周期和付款周期, 增加应付款在企业的周转时间, 减少财务费用的支出。但对于合同约定付款期限的应按时付款, 如遇资金紧张时可与施工方签订延期支付协议, 避免发生诉讼事件影响公司声誉。

3 结语

试油投资是采油工程投资的重要组成部分。完井测试中心作为试油投资的专业化管理单位, 只要落实试油作业的招投标过程、作业实施过程、竣工结算过程中的各项控制措施, 必将优化试油投资的管理, 实现试油投资最低的目标。而引入价值工程管理和开展项目中评价的建议也将进一步提升我们的试油投资管理水平。

4 相关建议

1) 引入价值工程管理, 保持试油投资的最低成本。价值工程, 也称价值分析, 是通过相关领域的协作, 对所研究对象的功能与费用进行系统分析, 不断创新, 旨在提高研究对象价值的管理技术。目的是以对象的最低生命周期成本, 可靠地实现使用者所需的功能, 以获取最佳的综合效益。对各单井作业所要求达到的功能需求进行充分地分析、评价后组织试油作业, 通过持续的创新和优化, 使实现该项作业所值得花费的全部费用保持最低。

2) 对于试油项目投资建议开展项目中评价工作。对于项目管理而言, 项目评价是重要的组成部分。工程主管和管理部门应进行项目中评价, 侧重于项目的执行过程;在对试油投资过程的项目评价时应搜集和参考产能建设方案、可研报告、项目前评估结果, 通过专项检查、定期汇报等形式了解项目的进展状态, 评估项目管理的合规性, 进而分析项目状态与项目计划之间的差距, 探究产生差距的原因, 对项目执行过程中发现的问题进行纠正, 从而指导项目后续执行过程的工作。

参考文献

[1]谢彪.国际项目投资与工程管理[M].北京:电子工业出版社, 2012.

[2]郝世彦.低渗透油田开发技术与管理[M].北京:石油工业出版社, 2012.

[3]张友全, 陈起俊.工程造价管理[M].北京:中国电力出版社, 2012.

3.绿色试油应用效果分析 篇三

试油作业是长庆油气田开发中不可缺少的一个重要工艺过程, 过去由于技术的不完善和管理等诸多因素, 伴随着试油工艺过程产生洗井液、压裂返排液、油水混合液、落地油等, 易对本来就薄弱的西部生态环境造成污染。在以前作业中为了控制污染采取了一些在井场重新挖设排污坑、油管桥下铺设防渗布, 抽汲时铺设挡油墙等办法控制污染面积, 完井后进行人工清理和掩埋, 反而造成了二次污染和能源的浪费, 同时大量的油泥和废塑料布又带来了新的环境压力。

绿色生产是污染控制的最佳模式, 体现的是“预防为主”和持续发展的思想, 进而实现“节能、降耗、减污、增效”的目标。通过对试油作业工序中环境污染因素进行识别, 发现压裂放喷和抽汲排液等作业对环境的污染比较严重, 因此抽汲防喷、压裂返出液回收是试油作业控制污染的关键。现场应用如下:

1 洗井返排液的回收处理

洗井返排液多含有钻井泥浆颗粒, 一般可采用物理法进行净化除尘, 在现场应用沉砂罐进行沉淀处理除去悬浮粘土等, 所回收液体可以用于丛式井场洗井液或压裂液。现场应用情况良好, 节省了机组作业时间及作业成本。

2 压裂返排液的回收处理

采用低分子环保型压裂液, 实现压裂返排液回收利用, 低分子环保型压裂液是以低分子聚合物为稠化剂, 采用屏蔽交联技术和聚合物网络结构破坏与恢复技术, 实现体系的破胶与交联可逆。能对井内返出液进行回收后除砂 (杂质) 、除油, 达到压裂液重复使用、保护环境的目的。

今年我队先后在X X区块、X X区块进行了低分子压裂液回收, 这些区块处于饮用水保护区及环境保护区, 开发过程中, 存在巨大的环保压力, 尤其是在试油压裂环节中对环境保护的要求较高。并且这些区块平均单井场油井口数多, 平均单层加砂量大。为实施该技术提供了较好的前提条件。将措施井压裂后的所有返排液体均进行了回收再利用, 平均单井场返排液体回收利用率达75%以上, 基本实现了试油压裂的污水零排放。试油效果稳定。利用回收液占压裂液的63%, 节约用水率为58.5%。

在现场实际应用情况中, 压裂返排液通过回收处理装置处理后回收利用。目前在现场使用的回收处理装置是沉砂罐, 沉砂罐是一种比较简单的进水罐前处理装置, 井口返排压裂液从罐侧上部进入, 从罐底部排出, 进行初步的沉降后排入储水罐。该装置技术特点:装置体积小, 阀门等连接件少, 便于移运, 维护保养工作量小, 使用简单。返排压裂液通过装置后直接排入储水罐, 不需提升泵进行抽吸。

3 抽汲返排液的回收处理

长庆油田处于三底区块, 油井近94%的低产井依靠抽汲排液, 在现有设备作业能力、技术、经济效益等条件下, 抽汲排液技术不管在油井上, 还是在气井上仍占有主导地位, 是长庆油气田赖以低成本开发的主要排液方式, 安全高效环保排液技术具有很大的市场应用前景。在我队采用的高效密闭抽汲排液技术进行油、气、水的处理, 可以达到安全环保的目的。

通过液控防喷盒、安全拔脱装置、新型水力抽子、安全接头等装置的配合使用, 使抽汲排液过程井口密封、无伴生气逸出, 避免了抽汲过程中油气水外溢造成环境污染, 提高了抽汲效率和施工安全性。通过使用抽汲防护伞, 防止抽汲时原油撒落;防喷盒回油管线进套放;抽出原油进罐回收;严格控制原油落地, 防止废油、废水污染环境。

为了能够加快抽汲排液的效果, 目前常规用的抽子只能在150-200米的沉没度下抽汲, 其工作效率太低, 每次抽出的液量太少, 不能满足现场快速排液的要求。因此, 现场应用了一种能够进行高效排液的深水抽子, 抽汲能力是原来的11倍, 大大提高了排液速度。

4 其他返排液的回收处理及展望

4.1 油管刮油技术

油管刮油技术主要解决试油过程中, 从井筒提起油管时外壁原油带到地面问题。油管刮油器由胶皮、封井器和压紧螺栓组成。封井器安装在采油树大四通上, 提管时将油管外壁的原油刮到套管内, 而避免提管过程中的环境污染。

4.2 冲砂、磨钻返排液的回收处理

井下作业多采用活性水冲砂、磨钻, 冲砂、磨钻返排液多含有固体颗粒和粉尘, 可采用物理法进行净化, 现场采用返排液回收处理装置对冲砂、摩钻返排液体进行过滤, 将大颗粒水泥、砂粒过滤, 将过滤后的液体储集到沉砂罐, 经沉淀后, 除去返排液中的悬浮粘土、粉尘等, 再将沉淀后的返排液回收、重复使用。

4.3 快速防井喷处理技术展望

井喷也是试油作业产生重大环境污染的主要因素。但现有的井控装置笨重, 如2SFZ18-35手动闸板防喷器等在现场安装和使用不方便, 应急过程中很难准确密封到位, 但是现场应用中还没有可以替代的装置, 是绿色试油中的一项不小的缺憾, 针对上述情况, 其他油田使用了油管快速防喷工具, 我们同样可以借鉴。

绿色试油生产是一种全新的发展趋势, 它借助于清洁生产相关理论和技术, 在试油的整个生产过程的各个环节采取“预防”措施, 将试油工艺技术、试油过程、经营管理和环境保护等有机地结合起来, 从而实现济效益。增加生态平衡、减少环境的污染, 保障产业的可持续发展, 是一项值得全面推广的技术。

摘要：为了避免在试油过程中产生的井内返排的液体, 包括洗井液、压后返排液、冲砂返出液、抽汲排出液等对环境造成污染, 今年在我队实行的绿色环保试油技术, 包括可回收液体、安全密闭抽汲、安全环保整体方案等试油技术, 在施工全过程中采取了预防污染的措施, 将生产技术、生产过程和环境保护等有机结合起来, 从而实现了最小的环境影响、最优化的经济效益和社会效益。本文重点分析了在现场应用过程中的优缺点及改进措施。

关键词：绿色试油,可回收液体,密闭抽汲,应用,环保

参考文献

[1]文浩, 杨存旺.试油作业工艺技术.北京:石油工业出版社, 2002[1]文浩, 杨存旺.试油作业工艺技术.北京:石油工业出版社, 2002

[2]国家环境保护总局技术标准司.清洁生产审计培训教材.北京:中国环境科学出版社, 2001[2]国家环境保护总局技术标准司.清洁生产审计培训教材.北京:中国环境科学出版社, 2001

4.高温深井试油测试技术探析 篇四

1 高温深井试油测试的难点

(1)对试油测试工具要求高、操作难度大。受深井的高温、高压的影响，井筒液体性能、工具材料性能、管柱与测试工具密封性能、电子压力计等都受到极大影响。管柱、配合接头在高温高压深井中，极易发生变形、挤毁、破损、断裂，存在施工操作难度大、风险大的特点。

(2)高温深井的试油测试设计难度大。测试设计需要进行可行性的论证，钻井过程的全程跟踪，协助甲方修正钻探方案等。高温深井试油测试在计量体系、专业设计软件、试油设计计算辅助软件上存在空白，因此试油测试设计难度大。

(3)高温深井试油测试的工艺复杂，在测试过程中，需要克服高温、高压等造成的困难。在测试过程中，测试管柱的承压强度、高温高压深井施工要求、储层保护、防止地层垮塌出砂等都要一一考虑。需要进行的试油测试工艺包括井底、井口压力温度的预测，井下工具受力的分析，优选压井液密度、工具操作压力、排液求产方式、测试工作制度等测试工艺。

(4)对安全屏障的性能要求高。为节流降压控制地面压力、防喷、防止硫化氢等腐蚀泄漏，做好现场的安全检测与控制，压井液、封隔器、井下测试阀、安全阀、井口设备及地面流程等要具备极高的安全性。

2 高温深井的试油测试技术

2.1 井下试油工具配套技术

试油工具需选择适合高温高压深井的测试工具，满足耐高温、高压和防硫等要求。在技术上可用RD测试、插管封隔器测试-封堵的一体化工艺等，从而提高试油测试的效率。

2.2 地面测试流程设计

按高产气、高硫化氢含量、井口高压等状况配套地面试油设备，配套设备需防硫设计。使用地面自动化控制计量系统，具体包括高压防硫三项分离器、热交换器、蒸汽锅炉、ESD安全控制系统和地面数据采集系统等。地面测试流程设计主要包括主测试流程、辅助测试流程、主生产流程、双翼生产流程、套管放喷流程、正循环压井流程、反循环压井流程、数据采集与处理系统、安全应急系统等。

3 测试管柱技术

对试油管柱进行力学分析和强度校核，具体应考虑下钻、加压、射孔、开井测试、关井等工况。试油管柱常用的有MFE测试管柱、APR测试管柱、MLT测试管柱。

3.1 MFE测试管柱

MFE测管柱根据上提与下放管柱控制井底测试阀门的开关。其优点是结构简单，使用和维护简便，井底测试阀门的位置在测试时可以在地面清晰的判断。缺点是上提高度根据“自由点”显示来判断，上提高度难以准确控制，易损坏换位机构、提松封隔器等。

3.2 APR测试管柱

APR测试管柱是通过环空加压与泄压控制井底测试阀门的开关。其优点是不需动管柱，开井和关井操作简便，对于高压深井测试操作安全;由于孔径大，流动的阻力小，利于解除地层污染，成功率高。缺点是在低产井测试中，地面难以判断井底测试阀的开、关;在高压井中，球阀难以打开;测试的要求高、成本高、工作量大。

3.3 MLT测试管柱

MLT测试管柱是在MFE测试管柱的基础上进行了改进。在MFE具有优点的基础上，有下列改进：首先，MFE测试管柱中的液压锁紧和钻挺等由机械锁紧取代，机械锁紧的使用，使上提拉力作用于机械锁紧上，防止了封隔器的提松，保证了封隔器的严密。其次，测试阀换位机构进行了更新，不但换位更加灵活，强度也增高，延长了使用寿命。如在上提不到位的状况下下放管柱，换位凸耳与换位槽拐角出现碰撞(如图1所示)，在凸耳的斜面作用下，换位凸耳向左转动换位，解决了MFE测试管柱易损坏换位机构的问题。

4 防硫化氢技术

硫化氢应力腐蚀和电化学失重腐蚀特点，可采用以下防硫措施：首先，地面设备、井下工具、油管等需防硫;其次，配置碱性压井液;第三，采用联作一体化试油管柱，一体化管柱可完成射孔、测试、酸压等工序，可减少起下管柱次数，防止硫化氢溢出;第四，硫化氢检测仪器需配齐全;第五，制定相应的防硫化氢泄露应急措施。

5 增产措施技术

选择交联酸、清洁自转向酸、闭合酸三种酸液体系，采用前置多级注入转向闭合酸压工艺技术。前置液降温并压开裂缝，交联酸使裂缝深度进一步延伸，清洁自转向酸起到均匀酸化，闭合酸增强缝口刻蚀效果，实现以造长缝与均匀酸化的立体改造目的。

6 储层保护技术

具体要根据泥浆、盐水、甲酸盐无固相液压井液的特点，按相关技术要求优选入井液，以达到保护储层、测试管柱和套管的目的。测试液垫采用低密度盐水和氮气垫，压井液采用高悬浮、弱碱性泥浆，射孔液采用无固相液和冻胶隔离。

7 地面防冻堵技术

地面防冻堵技术包括以热交换器、高温蒸汽发生器为主的高效加温系统，以高压保温同心管为主的高效保温系统，通过二级节流降压和化学注入避免地面流程系统发生冻堵。

8 流程安全紧急控制技术

首先，采用紧急关闭系统，随时可以实现一键关闭测试流程;其次，采用多组安全阀系统，在压力突然升高的情况下，可以实现瞬间泄压;第三，采用紧急报警系统，在温度和压力异常时，或者硫化氢和天然气泄漏时，即刻报警。

9 结论

针对高温深井试油测试中对测试工具要求高、操作难度大，测试设计难度大、测试工艺复杂、对安全屏障的性能要求高等特点，在高温深井的试油测试工作中应重点把握好井下试油工具配套技术、地面测试流程设计、测试管柱技术、防硫化氢技术、增产措施技术、储层保护技术、地面防冻堵技术、流程安全紧急控制技术等，防止安全事故的发生。

摘要：由于油田勘探技术的进步,油田开发领域也在不断的拓展深入,高温深井等特殊油气藏相继被发现。高温深井具有作业风险大、难度高的特点,容易发生重大安全事故,因此其试油测试技术也显得日益重要。本文针对高温深井的特点,对其试油测试技术进行了探析。

关键词：高温深井,试油,测试,技术

参考文献

[1]宋吉水,张国亮,刘绍轩,等.射孔对套管抗挤强度影响[J].辽宁工程技术大学学报,200(84)

5.深井试油测试工艺技术研究 篇五

1 深井MFE测试工艺技术

深井的一般特点在于其深度大、地层压力大、高温、负荷较高、且处于井下的管柱受力情况较为复杂, 易出现膨胀效应、活塞效应、螺旋弯曲效应等, 给中途测试工作带来了较大的困难与阻碍。因此需要动力参数满足设计要求的钻修设备、泵注设备, 配合强度、密封性均较为良好的钻具实施测试工作, 使其能够准确的发现油气层, 并完成安全高效的完成深井试油测试施工。在该过程中也需要注意相关事项, 具体有以下几点:

(1) 封隔器座封需要尽量卡准位置, 保障卡点与目的层的距离更短, 起到有效保护套管的功用;

(2) 在施工中会出现地面延时和井下延时较难把握的问题, 可以对测试工具的延时性能进行调整;

(3) 在对管串结构的安全性、坐封负荷、上提高度等进行测试, 并评估上述要素对于坐封封隔器、开关井操作没有严重影响的情况下, 可以优化管串结构, 即可以去掉MFE测试器及封隔器上部的钻铤, 降低现场操作的劳动强度并能有效的保障管柱的安全性及双封隔器的密封性;

(4) 将测试工具的密封压力值为最高值基准, 地层达到最佳流动效果时的最小压力差则作为其最小值, 以确定测试时的压力差, 防止压差过大造成产层出砂;

(5) 在现场操作的过程中, 先设置自由点并进行观测, 配合标记法的方式, 能够在不松动封隔器的条件下进行MFE换位机构的充分换位[1]。

2 储层封堵工艺技术

目前, 国内的深井如果其深度在4000m及以上, 一般适应原钻机进行试油, 这样不但可以控制成本、保障效益、减小安全风险, 具体的过程如下:

2.1 施工前准备工作

在施工前先进行施工准备, 该环节对于施工过程有着直接的影响, 包括动力准备、提升系统准备及下井管柱, 具体内容有:

(1) 动力准备石油的基本装备中X J5 5 0修井机组, 快绳拉力的最大值为210k N, 最大钩载为1323k N, 最大修井深度可达5000m, 可满足井深5000m以内的油气井的勘探开发工作要求。根据油井的深度、管柱自体重力、修井液密度等预测其最大负荷, 该快绳的拉力可以满足最大提升符合要求, 井架的最大静载荷也达到了1470k N, 满足事故处理应急要求;

(2) 提升系统准备与最大荷载为基准进行预测, 需要安装数量相适应的大绳绳数, 使吊环、大钩等的安全符合达到了1470k N;

(3) 下井管柱油管丝扣的抗拉载荷需要超过全井油管重量的1.8倍, 保证密封良好, 达到额定的承压要求, 在提升时不会出现封隔器松动的问题。裸眼旁通的作用在于降低解封负荷[2]。

2.2 深井封堵技术

分层试油、开采、封堵水层等都需要进行储层封堵, 以避免层间干扰。储层封堵一般多分为水泥塞封堵、机械式桥塞封堵。在实施储层封堵时, 首先全面掌握了该储层的地层压力系数、井温梯度, 套损情况以及修井液体系等, 以及是否需要后续恢复生产、周边环境、施工成本等, 合理选择封堵方式及类型。以可取式挤灰桥塞为例, 利用其深井封堵时, 基本步骤包括三个部分, 即坐封、挤灰及打捞桥塞。

3 存储式电子压力计测试技术

现代科学技术的发展, 存储式电子压力计测试技术已经逐渐被人们所熟知。其具有精确度良好、分辨率高、时效较长、可靠性强的优质, 因此可以在深井中进行应用。如某探井试油层4016m-4030m进行压裂后, 在该过程中喷产气量较小且连续性不高, 而储层在较大的压差下, 能否连续的喷产气, 尚不清楚, 因此需要进行测试, 也能够得到详实的压裂效果评价信息。压裂效果评价, 需要获得关井早期的压力恢复的相关信息[3]。如果使用机械压力计, 受到其精度不佳、分辨率不足的限制, 且读卡仪器及人为因素对于卡片处理有较大的影响, 而使得早期流动特征被减弱, 因此需要增加存储式电子压力计, 设置于测试管串中, 进行辅助测试, 其优点在于精准度良好、分辨率高、可靠性强、可以连续测试且不易受到干扰及影响, 只需要一次测试, 即可以收集到完整的测试曲线图, 对其早期特征图进行全面的研究, 井筒周围存在无限导流垂直型裂缝。

4 总结

在进行深井工程施工时, 需要全面掌握深井的情况、特点及各项要素。各项配套工艺的完善程度, 对于试油测试的成功起着决定性作用。为了降低试油测试的成本, 需要在分析深井结构特点的条件下, 对于既有技术进行优化, 改造相关设备, 再进行深井措施、储层封堵、深井测试等, 达到深井测试的具体要求。如果中途测试技术并未在钻井施工中得到广泛的应用, 或者没有充分体现出该项工艺的意义和作用, 可以对其他方面进行测试, 包括重点井、钻遇显示层、可疑层等, 全面收集油气层的原始资料。本文仅从一般的角度分析了相关的深井技术工艺, 实际施工中还需要根据油井的各项情况, 全面把握, 合理选择试油工艺。跨隔测试技术是较为新型的技术, 其优点在于成本较低, 并能够提高试油时效、缩短试油周期, 全面准确的获得各项地质资料, 是试油技术的发展方向, 可以在实践中推广应用。

参考文献

[1]张世林, 于长录, 高和记, 田胜敏, 邓国振.丛式井试油测试工艺技术[J].油气井测试.2009, 18 (05) :35-39

[2]魏军.深井试油试气测试工艺技术研究与应用[J].油气井测试.2010, 19 (02) :36-38

6.试油队质量管理体系 篇六

关键词：石油开采,指标体系,管理

采油十五队管理着临盘油田大芦家、临13断块, 1973年投入开发, 1975年投入注水开发, 含油面积21.6平方千米, 地质储量1046万吨, 注水储量1002万吨, 包括13个开发单元, 21个注采井组。含油层系有馆三段、东二、沙一、沙二上、沙二下、沙三上, 油层埋深1600-3500m。油藏类型多样, 开发难度较大。

1综合排名情况

2014年上半年该队综合指标排名17, 主要弱势指标有油井时率和综合利用率、水井时率和综合利用率及水井欠注率。

2弱势指标分析

2.1综合利用率。至2014年6月, 该队综合利用率指标90.52%, 排名第十五, 与排名第一96.22%相差5.7%, 下面分两方面分析:

(1) 油井利用率分析。如表1所示, 该队1-6月油井利用率统计:

至2014年6月, 该队总关井数8口, 其中计划关井数2口。

上表所示的6口长停井建议下步采取相应措施, 尽快恢复生产, 提高油井利用率。

(2) 油井时率分析。

2014年1-6月该队时率一直呈下降趋势 (图1) 。

该队上半年各因素对时率影响时数统计表 (图2) 。

从图2可以看出, 影响该队时率的主要因素是维护作业, 其次是措施作业和大线停电。

分析原因: (1) 作业井较多, 待作业及作业时间较长影响时率, 尤其是低产低液井待作业时间较长, 影响时率。2014年上半年我队作业井40口, 累计影响时数11540.5个小时, 躺井占产899.8吨。 (2) 大线停电影响也比较多。2014年上半年, 由于临82线停电影响井数319井次, 影响时数780小时, 影响产量76.2吨。

2.2油井躺井率。本队2014年上半年与2013年同期对比, 躺井井次相同, 开井数增加72井次, 躺井率下降0.69%, 指标排名未变。

2014年上半年躺井原因分析:

从上图中可以看出, 2014年1-6月由于抽油杆因素的原因引起的躺井占52.5%, 油管因素占25.0%, 总体上是杆、管因素占很大比例。

导致躺井主要原因有以下几方面: (1) 偏磨、腐蚀 (表3) 。从表3可以看出腐蚀偏磨是该队躺井的主要原因。 (2) 工作参数不合理 (表4) 。从表4可以看出冲次较高的油井抽油杆断脱是造成该队抽油机井躺井的主要原因。从表5可以看出泵深大于1600米的油井躺井井次最高, 主要躺井因素为抽油杆断脱。 (3) 返工井1口, 因泵的质量问题影响。 (4) 管杆投入不足 (表6, 7) 。从表7可以看出该队修复管杆占绝大比例, 抗磨油管井较少。 (5) 、地层出砂 (表8) 。

2.3水井综合利用率。2014年上半年该队水井综合利用率升中有降, 水井利用率上升, 水井时率稳中有降。以下主要分析水井时率:2014年4月时率出现低谷81.24%, 排名20, 全厂的优势指标是98.58%, 相差17.34个百分点。主要原因是因保钻停注的井有12口, 一共影响了5449个小时。

提高指标存在问题: (1) 注水泵维修缺少配件, 造成开泵时间延后, 停泵时间延长。 (2) 临141站泵进口管线, 即储水罐的出口管线, 多次腐蚀破裂, 造成停泵时间延长。 (3) 单井管线破的井数较多, 某些井受工农关系影响, 造成停井时间延长。

2.4水井欠注率。指标变化分析 (表9) 。2014.1-2014.6月水井欠注率是呈上升趋势的。2014年6月欠注井数16口, 开井数49口, 欠注率32.65%。

3下步提升建议

3.1加强参数优化调整。为实现方案的最优化, 笔者参考井史、结合现状、考虑下步潜力与问题所在, 优化设计方案, 下步油井生产参数优化具体措施统计表如表10。

3.2加强管柱组合优化及特殊工具使用。 (1) 偏磨井使用各种防偏磨工具, 在偏磨段使用抽油杆扶正器、耐磨接箍, 对多轮次井或高产偏磨井积极与工艺所结合进行防偏磨治理。 (2) 结蜡严重的低产井积极与工艺所结合下刮蜡器清蜡或下强磁防蜡器。 (3) 加强作业过程管理, 努力提高作业质量。

3.3加强热洗加药工作, 减少躺井对时率影响。做好加药热洗工作是预防躺井的有力保证, 而加药热洗工作又重在落实, 因此该队已改革管理制度, 成立加药热洗小组, 由队长牵头, 工程技术员负责。

3.4加快作业进度, 减少待作业及作业井的影响时间。2014年上半年该队待作业及作业井累积影响2158小时, 严重影响该队的时率。

3.5处理线路树障, 消除线路隐患。今年累计处理树障400余棵, 尤其是工农关系较为困难, 多年未处理的树障。经过与电管、工农、多次协调, 借春检时机, 进行了彻底的清理。

3.6结合水电、地方加装防鸟站位器、驱鸟器10套, 进一步降低因鸟害引发的线路故障。

3.7加强日常管理, 严格日常考核工作, 针对小班人员巡井工作不落实, 停井发现不及时等现象, 加大考核力度, 减少时率影响。

3.8治理欠注井。 (1) 检管治理欠注井3口:L93-9、L33-138和L73-17。 (2) 酸化治理欠注3口:L37-X 35C、L37-X 39C和L111-X 4。 (3) 地面增压增注的措施:a.增注泵、注水泵出现泵本体故障时, 及时维修, 勤保养, 勤巡视, 防止机油进水变质。b.具备常压洗井流程的配水间, 洗井时, 用常压流程洗井, 尽量不用注水泵洗井。c.洗井时, 先冲管线, 再洗井。

参考文献

[1]刘忠民.延长油田子北采油厂信息化建设管理研究[D]西北大学, 2013-06-30.

[2]王锦成, 王海红.采油队整体优化序列管理法[J].四川石油经济, 2000-10-15.