采油岗位工作指导书.docVIP

采油岗位工作指导书 采油岗位工作指导书xx年6月xx年6月注采系统“两法一升”管理办法注采系统“两法一升”管理办法（两法“一井一策”、“按图索骥”）（一升“升级管理法）（两法“一井一策”、“按图索骥”）（一升“升级管理法）注采系统“升级管理”法为了实现采油厂注采管理上台阶，以明确责任、量化目标、体系完善、过程控制、创优争强为工作理念，体现“比先进、比进步”，特制定注采系统“升级”管理法。 一、层级设定“升级管理”按管理职责不同，分4个管理层级采油厂、采油矿、采油（注汽）队、采油（注汽）班组（计量站）。 升级方法为油（水）井单项指标升级、油（水）井、井组、采油队指标升级和综合管理升级。 指标升级总分500分，350-400分为三星级，401-450分为四星级，451-500分为五星级。 产量、有效注水量为否决项。 二、油（水）井升级（一）明确责任 二、油（水）井升级（一）明确责任油（水）井实行单井承包，确定承包人、连责人及技术指导，承包人责任连带70%，连责人责任连带30%，采油队技术员为技术指导，帮助承包人制定“一井一策”措施。 （二）量化目标 1、技术指标500分。 油井产量110分、采油时率60分、泵效60分、百米吨液耗电80分、平衡率80分、检泵周期60分、资料全准率50分。 注水井有效注水量150分、层段合格率150分、注水时率100分、资料全准率100分。 2、现场管理400分标准化现场检查（见检查标准）。 3、员工技能100分理论及实际操作技能考核。 （三）对标升级 1、指标升级单项指标升级单项指标升级产量、有效注水量、时率、泵效、百米吨液耗电、平衡率、检泵周期、层段合格率、躺井率、资料全准率等单项指标升级。 承包人、连责任认真分析承包井“十项指标”存在差距，自我剖析，进行“同层级对标”、“上层级对标”。 “同层级对标”对照同层级内较高指标的单井，分析原因、找出差距、制定措施、同层级内升级。 “上层级对标”对照上层级的先进指标，分析原因、找出差距、制定措施、实现越层级升级。 最终将油井培养成成为长寿井、稳升井。 单项指标升级为月度评比，设“升级奖、越级奖”。 2、综合管理升级“千分制”综合管理升级，设达标、优良、优秀三个台阶，每个台阶分为“三星级、四星级、五星级”，从综合积分550分为“达标三星级”起，每50分为一个升级台阶。 承包人结合管理现状，在技术员指导下，进行“同层级对标”、“上层级对标”，实现综合管理升级、越级，最终创行业标杆。 综合指标升级季度考核。 三、计量站（井组）升级计量站（井组）升级分为技术指标、现场管理、员工技能三项（其中注采井组为技术指标升级）。 技术指标500分。 稀油井产量完成率60分、注水完成率60分、工况合格率50分、分注井层段合格率50分、油水井综合利用率40分、泵效40分、百米吨液耗电40分、平衡达标率40分、检泵周期40分、躺井率40分、资料全准率40分；稠油井产量完成率100分、工况合格率50分、油井综合利用率50分、泵效50分、百米吨液耗电50分、平衡达标率50分、检泵周期50分、躺井率50分、资料全准率50分。 现场管理400分；员工技能100分。 技术指标为月度评比，综合管理（技术指标、现场管理、员工技能）为季度评比。 设达标、优良、优秀三个台阶，每个台阶分为“三星级、四星级、五星级”。 四、采油（注汽）队升级采油队升级分为技术指标、现场管理、员工技能三项。 技术指标按油藏类型分为稠油、稀油指标总计500分；现场管理400分；员工技能100分。 技术指标（稀油）产量完成率60分、注水完成率60分、工况合格率50分、分注井层段合格率50分、油水井综合利用率40分、泵效40分、百米吨液耗电40分、平衡达标率40分、检泵周期40分、躺井率40分、资料全准率40分。 稠油井产量完成率100分、工况合格率50分、油井综合利用率50分、泵效50分、百米吨液耗电50分、平衡达标率50分、检泵周期50分、躺井率50分、资料全准率50分。 注汽队升级技术指标500分注汽干度达标率150分、注汽一次成功率150分、标耗（油80分、水60分、药60分）。 采油（注汽）队升级为季度评比，设达标、优良、优秀三个台阶，每个台阶分为“三星级、四星级、五星级”。 五、采油矿升级采油矿在采油队升级评比的基础上，按照所辖采油队平均分，每季度评比出达标升级先进单位。 六、激励措施采油厂设升级奖、越级奖、创标奖。 承包人、各级先进单位在评先树优中优先。 “升级管理”网络图油（水）井单井承包明确责任承包人(70%)连责人（30%）技术指导技术员量化目标技术指标（500分）现场管理（300分）员工技能（200分）产量配注完成率采油时率泵效百米吨液耗电平衡率检泵周期层段合格率现场检查设备、安全、标准化理论、实际考核（100分）（100分）（50分）（50分）（50分）（50分）（50分）（50分）现场等（300分）（200分）自我剖析单项指标综合指标上层级对标指标三星级对标升级优良级采油厂标杆井组采油队采油矿采油厂四星级同层级对标优秀级分公司同行业五星级上层级对标同层级对标越级奖创标优秀分公司标杆优良创标（951-1000分）价值实现标杆奖采油厂标杆达标越级奖优良五星级（801-850分）优秀四星级（901-950分）升级奖采油矿标杆层内升级奖达标五星级（651-700分）优良四星级（751-800分）优秀级三星级（851-900分）创优争强采油队标杆达标四星级（601-650分）优良三星级（701-750分）（长寿井、井组标杆达标三星级（550-600分）稳升井）比先进比进步“升级管理”实施细则为落实“升级”管理，以注采系统对标升级管理法为依据，特制定对标升级管理法实施细则。 一、油（水）井单井升级技术指标500分、现场管理400分、职工技能（单井承包人）100分。 （一）技术指标 1、油井指标序号指标权重（分）中高渗对标值低渗对标值稠油对标值1配产完成率（%）1101001001002百米吨液耗电（kW.h/100m.t）800.71.140.623泵效（%）605645604采油时率（%）609898985平衡率（%）801001001006检泵周期（天）607007006007资料全准率（%） 509898982、注水井指标序号指标权重（分）中高渗对标值低渗对标值1有效注水量（%）1501001002层段合格率（%）15075653注水时率（%）10098984资料全准率（%）1009898（二）现场管理现场管理分油、水井各占400分，现场管理得分为所检查油、水井得分加权平均。 1、油井现场管理评分细则表项目标准分分值检查标准检查方式考核标准40按征地四址丈量四址不够扣40分30井场内界桩8个或界沟完好、坚固丈量、查看少一个界桩扣5分，界沟不合格扣10-30分，扣完为止20井场内干净整洁，无油污；无明火；无垃圾堆放；无散失器材查看1处不合格扣10分20抽油机悬绳器上喷“小心碰头”、支架上悬挂“禁止攀登”、“攀登时请系好安全带”标示牌等字样，减速箱左面喷有“旋转部位禁止靠近”、右面喷有井场规格字样。 查看少1个警示标语扣5分，扣完为止20抽油机5条压杠不变形；10处螺栓齐全紧固。 扳手测试、查看1处不合格扣5分，扣完为止20毛辫子不打扭；无破损；不断丝查看1处不合格扣10分，扣完为止40减速箱润滑油不变质（40分）；无渗漏油；油位控制在中检测孔处不超过溢流孔。 丈量、查看1处不合格扣10分，扣完为止20游梁式抽油机井台标准为12m4.5m0.4m，皮带机井台标准为9.5m4.8m0.4m。 井台平整，无杂草。 丈量、查看1处不合格扣5分，扣完为止30抽油机井口无渗漏（20分）、无油污、干净整洁。 查看1处不合格扣10分，扣完为止30采油树所有阀门齐全、完好，手轮朝向一致；卡箍水平放置，并与井口装置整体平面平行。 采油树所有螺栓齐全并对称均匀上紧，上平面螺栓露出螺母长度全部一致；套四通上法兰4个顶丝对角对称顶紧，保证油管悬挂器固定密封。 扳手测试、查看1处不合格扣5分，扣完为止10采油树为灰色；手轮均为红色；卡箍为黑色。 查看1处不合格扣5分，扣完为止30接地接零规范，焊接牢固可靠（20分）；变压器不漏油（20分）；防盗效果可靠；变压器周围无杂草。 查看1处不合格扣5分，扣完为止30悬挂“高压危险、禁止攀登”的安全警示牌；底座高度在2.5m以上。 丈量、查看1处不合格扣15分，扣完为止30抽油机电机及底座各部位连接螺丝齐全、紧固；有风罩、风叶；接地和防雨达到安全要求接地线牢固可靠符合安全标准（20分）；电机皮带轮与抽油机皮带轮对正呈“四点一线”。 扳手测试、查看1处不合格扣10分，扣完为止30电控箱完好无损、内部清洁卫生，每月应除尘清洁一次；必须有接地线（15分）；采取防雨、防盗措施；箱门明显处喷“小心触电、防止电弧伤人”等安全标志（15分）。 查看1处不合格扣10分，扣完为止滨南采油厂油井现场管理评分细则表井场90抽油机设备120井口70电器设备 1202、水井现场管理评分细则表序号标准分检查内容及标准检查方式评分标准井场四址100按征地四址，有界桩或界沟并完好、坚固实物检查四址不合格扣100分；界桩或界沟不合格扣100分场地管理80 （1）井场平整，无杂草、无油污、无散失器材； （2）井口部件着色符合规定标准闸门、卡箍为黑色，手轮为红色，其它为绿色。 实物检查其他1项内容不合格扣20分，扣完为止2220 （1）井口卡箍、闸门、手轮、丝杠等部件齐全并灵活好用，无脏、松、漏、锈、缺；单流阀、大小四通安装合格，性能可靠； （2）有洗井流程（50分）洗井回水流程畅通； （3）井口水质取样装置保持完好，无人为损坏、渗漏、锈蚀； （4）注水流程按规定下埋，无裸露、无渗漏、无污染。 所有闸门、螺栓等部位每月保养、涂油、润滑一次； （5）井口录取油压、套压的考克完好，方便安装仪表。 实物检查井口部件缺失一项扣20分，锈蚀严重扣100-150分，油压、套压不能录取各扣50分井口设施规格化管理检查项目1（三）职工技能职工技能考核包括理论、实践操作。 试题采油工技能鉴定（初、中级采油工）。 考核办法随机出5道选择题、5道判断题、1个实际操作题（口述），随机抽一名员工现场测试。 二、计量站（井组）升级 二、计量站（井组）升级技术指标500分、现场管理400分、职工技能100分。 （一）技术指标稀油指标（一）技术指标稀油指标指标权重（分）中高渗对标值低渗对标值产量完成率（%）60100100注水完成率（%）60100100工况合格率（%）507560分注井层段合格率（%）507565油水井综合利用率（%）409290泵效（%）405645百米吨液耗电（kW.h/100m.t）400.71.14平衡率达标率（%）40100100检泵周期（天）40700700躺井率（%）402.52.5资料全准率（%）409898稠油指标稠油指标指标权重（分）稠油对标值产量完成率（%）100100工况合格率（%）5075油水井综合利用率%）5092泵效（%）5056百米吨液耗电（kW.h/100m.t）500.62平衡率达标率（%）50100检泵周期（天）50600躺井率（%）501.5资料全准率（%）5098数据数据选自计量站内单井月度数据。 （二）现场管理现场管理分油水井、计量站及配水间，各占400分，现场管理得分为所检查油水井计量站及配水间得分加权平均。 1、计量站现场管理评分细则表项目标准分（400分）分值检查标准检查方式考核标准5站号、井号印刷标准；位置统一。 实物检查无站号扣1分，井号缺1处扣1分，1处印刷不标准扣1分，扣完为止5地面、墙壁清洁干净、无杂物、无油污；门窗玻璃明亮、完好。 实物检查1处不合格扣1分，扣完为止10流程、设施安装整齐；按标准刷漆、防腐；无脏、松、锈、漏、缺（10分）。 实物检查1处不合格扣2分，扣完为止10分离器配件齐全、无渗漏；标线误差正负1mm，玻璃管无油污，不渗漏；分离器按时清砂、标定，并有记录；分离器注册、检验有效。 查阅资料、查看1处不合格扣2分，扣完为止15安全阀定期校对，灵活好用，有记录；卸压弯头齐全，刷漆标准。 查阅资料、查看1处不合格扣5分，扣完为止10各部闸门按照标准刷漆、保养，不渗不漏不锈，开关灵活，手轮方向一致；闸门丝杠打亮，无锈蚀，无油污，灵活好用。 实物检查1个闸门不合格扣2分，扣完为止10压力表盘与闸门丝杠方向一致，有接头；压力表量程符合使用范围；标定及时（5分）；计量准确。 实物检查1处不合格扣2分，扣完为止5流程标向清晰规范。 实物检查1处不合格扣1分，扣完为止10计量房通风孔防雨帽完好，并按标准刷漆、保养；照明线路走线正规，线头无裸露、破损、老化；总电源装有漏电保护器；电气设施接地良好，保险符合规范要求。 实物检查1处不合格扣2分，扣完为止20库房工具上架或进箱；工具摆放整齐有序；防腐、无油污。 实物检查1处不合格扣5分，扣完为止20厨房、值班室整洁，无杂物、无烟头（20分）；照明线路规整，线头无裸露、破损、老化。 实物检查1处不合格扣5分，扣完为止15配件齐全、完好、灵活、好用，具备点火条件。 实物检查1处不合格扣3分，扣完为止10流程阀门炉体无脏、松、漏、锈、缺。 实物检查1处不合格扣2分，扣完为止20火管高架；烟筒无堵塞，燃烧良好；炉缝、挡火墙完好；炉体保温完好；按照标准刷漆、保养。 实物检查1处不合格扣5分，扣完为止15水套炉水位适中；带压升温，安全阀定期标定；或加热炉常压运行并喷漆注明。 查阅资料、查看1处不合格扣5分，扣完为止15日常库存液位低于容积的1/2。 丈量1处不合格扣10分，扣完为止10放喷池周围3米内无杂草。 丈量、查看1处不合格扣10分，扣完为止15放喷罐（池）有盖板；放喷弯头必须固定。 实物检查1处不合格扣10分，扣完为止10站区平整清洁，无杂草，无油污；无散失器材。 实物检查1处不合格扣5分，扣完为止40变压器设有安全警示标志（20分）；变压器油量合适、不变质，无破瓷、渗油现象；变压器接线牢固，零线及外壳接地完好，进出线有绝缘套，线头无裸露、破损、老化现象（20分）；变压器周围2米内无杂草，并应有变压器台。 丈量、查看1处不合格扣5分，扣完为止20消防器材配备齐全（灭火器35kg1个、8kg2个、消防桶2个、消防锨2把）（10分）；摆放整齐；每月校验一次，有校验记录。 查阅资料、查看1处不合格扣5分，扣完为止20站内严禁存放易燃易爆物品（20分）；站内设有“禁止烟火”等醒目的安全标志,警示标语必须齐全。 实物检查少一处安全标志扣5分15计量房电路符合安全要求；应用防爆电器。 实物检查1处不合格扣10分，扣完为止15有绝缘工具（绝缘手套、零克棒等）（15分）；定时校验、安全可靠。 查阅资料、查看1处不合格扣5分，扣完为止10岗位工人正确穿戴劳保；熟悉岗位安全操作规程及常见事故的应急处理；严格执行采油安全管理“十大禁令”。 询问、查看1处不合格扣5分，扣完为止25报表资料按油水井资料录取规定，取全取准；各项资料、报表、安全活动记录本填写规范、整齐、清洁；正常生产井每天电流测量一次，每次测量三遍，将选值填入班报表并绘制电流曲线，特殊井、措施井加密测量；HSE记录本按要求填写及时；取样规范。 查阅资料、查看1处不合格扣5分，扣完为止25岗位责任制、交接班制、巡回检查制、岗位练兵制、安全责任制、设备管理制度、设备维护保养制度、操作规程、地面流程图、巡回检查图、设备管理网络图齐全。 查阅资料、查看缺1处扣5分，扣完为止资料录取及其他50站区50安全生产80加热炉60放喷罐（池）40滨南采油厂计量站现场管理评分细则表计量房80库房、厨房、值班室 402、配水间现场管理评分细则表序号标准分检查内容及标准检查方法评分标准书写规范100录取资料按时填写，各种资料保持字迹清洁，颜色为蓝黑色，不得有涂改、连笔现象。 各类资料报表填写规范，资料报表摆放整齐，不得有报表损坏现象（如报表有裂纹、油渍等）。 实物及填写检查1项内容不合格扣15分，扣完为止数据规范100注水时间每天记录一次。 泵压、油压、套压正常注水井，泵压、油压每12小时观察记录一次，套压每旬测量调整记录一次；临时停注、作业放溢流或待作业等，都按正常井录取压力资料，并填写在班报表上；压力单位Mpa，取值到小数点后一位。 全井注水量每天观察记录水表累积注水量一次，上日与当日累积注水量之差值为当日实际注水量；班、日注水量均取整数，计量单位为m3/d。 要严格执行配注方案，在允许压力值之内全井日注水量与配注量相差不能超过10%（地质队特殊要求井除外）。 注水井洗井有记录（洗井压力、实物及填写检查1项内容不合格扣10分，扣完为止2200配水间内门窗、玻璃、墙壁清洁卫生；地面平整干净，站容站貌达到“三标”要求。 有安全操作规程。 每班重点对流程连接部位检查、擦拭。 流程无跑、冒、滴、漏、锈现象，阀门灵活好用；流量、压力仪表朝向一致，便于观察操作。 流程水流方向标示清楚；井号标注位置、格式、字体大小统一；按规定悬挂单井配注牌。 各部位着色符合规定标准流程管道为绿色；阀门为黑色；手轮为红色，井号及其它识别标志为白色。 流量、压力仪表有定期校验记录，做到灵敏准确。 照明及数据传输电路规范无安全隐患。 有增压设备的配水间要求管实物检查站容站貌1项不合格扣10分；流程标示、整洁1项不合格扣15分；仪表不合格1项扣20分；增压设备1项不合格扣20分现场管理滨南采油厂配水间现场管理评分细则表检查项目资料录取1（三）职工技能职工技能考核包括理论、实践操作。 试题采油工技能鉴定（初、中级采油工）。 考核办法随机出5道选择题、5道判断题、1个实际操作题（口述），随机抽一名员工现场测试。 三、采油队升级技术指标500分、现场管理400分、职工技能100分。 （一）技术指标 1、稀油指标指标权重（分）中高渗对标值低渗对标值产量完成率（%）60100100注水完成率（%）60100100工况合格率（%）507560分注井层段合格率（%）507565油水井综合利用率（%）409290泵效（%）405645百米吨液耗电（kW.h/100m.t）400.71.14平衡率达标率（%）40100100检泵周期（天）40700700躺井率（%）402.52.5资料全准率（%） 4098982、稠油指标指标权重（分）稠油对标值产量完成率（%）100100工况合格率（%）5075油水井综合利用率（%）5092泵效（%）5056百米吨液耗电（kW.h/100m.t）500.62平衡率达标率（%）50100检泵周期（天）50600躺井率（%）501.5资料全准率（%）5098数据数据选自采油队单井月度数据。 （二）现场管理现场管理分油水井、计量站及配水间，各占400分，现场管理得分为所检查油水井计量站及配水间得分加权平均。 （三）职工技能职工技能考核包括理论、实践操作。 试题采油工技能鉴定（初、中级采油工）。 考核办法随机出5道选择题、5道判断题、1个实际操作题（口述），随机抽一名员工现场测试。 四、采油矿升级 四、采油矿升级采油矿得分为各采油队综合分加权平均，季度评比先进单位。 附数据 （1）平衡率采用现场测量方法录取。 （2）其余各项选自单井月度数据。 赋分办法 （1）配产、配注完成率（完成值/计划值）*权重。 （2）油水井综合利用率、泵效、工况合格率、分注井层段合格率、检泵周期、资料全准率、标准化井场达标率、注汽干度达标率、注汽一次成功率赋分值=（完成值/对标值）*权重。 （3）百米吨液耗电、注汽标耗赋分值=（对标值/完成值）*权重。 （4）躺井率稠油0-1.5%满分，1.6%-2.5%得分为权重80%，大于2.5%得分为权重60%；稀油0-2.5%满分，2.6%-3.5%得分为权重80%，大于3.5%得分为权重60%。 （5）平衡率:85%-115%为满分。 平衡达标率（实际值/对标值）*权重。 （6）注汽一次成功率注汽时率/停炉次数。 指标提升措施为更加有效的提高基层注采管理水平，以达标升级管理法中要求的注采指标为依据，结合滨南采油厂各类型油藏特点，特制定注采指标控制管理办法。 一、指标计算方法配产（注）完成率单井、计量站、采油队月度完成产量与月度配产的百分比。 百米吨液耗电在开采过程中把一吨液量从地下提升一百米所消耗的电能。 月单井、计量站、采油队累计耗电*100（月累计产液*混合液密度*动液面）单位kWh/100m.t泵效油井、计量站实际日产液量与深井泵理论排量的比值。 采油时率油井、计量站开井当月累计生产时间占当月累计日历时间的比例。 平衡率抽油机井上、下行电流相除，所得的数据在85-115%为平衡。 平衡达标率平衡井数占全站、队月度开井数的百分比。 检泵周期是指油井最近两次检泵作业之间的实际生产天数与最后一次检泵作业到统计之日之间的实际生产天数相比，取长的一个。 单井检泵周期/统计井数沉没度油井抽油泵泵深减去动液面的差值。 单井沉没度/统计井数资料全准率年（季、月）度资料全准井数与年（季、月）度应取资料井数的比值。 工况合格率上图合格井数占上图井数的百分比。 躺井率月度躺井井数与开井数的比值。 井场标准化达标率达标井数/(开井数-特殊井数)*100%注水达标率配注达标井数/开井数*100%分层测试率:测试井数/分注井开井数*100%层段合格率测试合格层段数/开注井总配水层段数*100%测试层段合格率测试合格层段数/测试层段数*100%注水系统标准单耗单位压力下注入每方水所消耗的电能。 说明注水标准单耗的单位kw.h/（m3.MPa）。 配水间平均干压值为注水站所辖全部配水间干压与配水间日（月、年）注水量的加权平均值。 二、过程控制办法 1、油水井开井率 （1）设施设备的日常维护保养及岗位责任制的落实。 做好抽油机各级保养，保证抽油机“五率”（润滑率、平衡率、对中率、紧固率、水平率）良好（要求水平率、对中率、紧固率、润滑率均达100%、平衡率达到90%以上）；做好油水井生产基础资料的录取及对比（计量站、油井的干压、回压、温度、取样等；配水间、注水井的干压、油压、套压等）；做好地面混输设备、增压注水设备的维护保养和运行监控。 认真执行滨南采油厂油水井关停井审批管理制度，杜绝随意关停井行为。 （2）及时制定、实施群挖群管工作量。 油井热洗、加药、水井洗井执行采油厂相关规定，减少躺井。 雨季、冬季日常管理执行滨南采油厂雨季注采管理规定、滨南采油厂冬季注采管理规定。 （3）每天关注重点干线、管线的干压、回压和温度，及时开展躺井分析，月度油井开井率达到61.4%以上、水井开井率达到63%以上。 2、机采系统效率、泵效 （1）建立单井技术档案，跟踪生产状况，树立“机、电、采”一体化思路。 （2）地面做好注采调整；保证抽油机“五率”状况良好；对于供液不足的油井可采取间开等措施恢复液面；应用节能电机、控制柜、变压器，电机维修不能超过三次。 （3）每天录取电流，及时调整平衡，做好热洗、加药、放套气、碰泵等群挖群管工作。 及时调整皮带、盘根松紧度，采取降低回压措施。 （4）井筒优化举升方式，合理确定泵型、泵径和沉没度（正常稀油井保持在300米左右），根据不同油藏确定合理的泵效和检泵周期，及时实施检泵，提高高效生产周期。 （5）录取资料准确，以供技术部门做好优化设计。 3、工况合格率 （1）井口设施齐全，达到示功图、液面等资料录取条件，上图率达到100%。 （2）对于断脱、漏失、工作参数偏大偏小、资料不准等造成的不合理区油井查找原因，提出切实可行的措施，每月不合格区井数应不断减少或向正常区域偏移。 （3）合理实施调参、调平衡、放套气、调防冲距、碰泵、间开等群挖工作。 （4）月度工况合格率达到85%以上。 4、躺井率 （1）抽油设备必须按照，整齐、清洁、润滑、紧固、调整、防腐、安全“十四字”作业法管理，保证抽油机“五率”状况良好。 设备保养实行例保、一保、二保技术保养制度。 （2）坚持巡回检查制度和日常点检制。 发现生产异常（电机过热、传动部分异响等）及时整改。 （3）群挖群管工作的落实。 （4）月度躺井率控制在3%以下。 5、百米吨液耗电 （1）优化作业设计，简化井筒，合理匹配机、杆、泵。 （2）做好地面机、泵配套；做好油水井生产基础资料的录取及对比；保证设备及时维护。 （3）合理优化检泵时机。 （4）加强热洗、加药、放套气、升温降回压等管理工作量的投入。 6、检泵周期 （1）做好“三个优化”，提高作业质量。 （2）降低维护频次。 做好油井热洗、加药、水井洗井等群挖群管工作。 （3）及时抢扶躺井。 7、采油时率加强管理，及时抢扶躺井。 8、注水系统标准单耗 （1）注水站节点做好注水设备的维护保养及能力匹配和运行参数适应性分析。 按照设备管理相关规定做好注水设备的一保、二保、三保，保证完好率和注水泵高效运行；注水站的运行管理与所带注水井生产情况相结合，注水能力与系统需求水量（注水量、高压掺水量等）对比，及时调整开泵数量、泵压、电流、变频器频率等运行参数，使之相互适应。 （2）管网节点做好注水站干压的控制工作，减小管网压损和配水间阀控损失，提高管网效率。 离心泵注水系统管网效率大于70%，柱塞泵注水系统管网效率大于80%。 注水站干压宜设定在满足80%85%的注水井注入压力范围内，泵干压差控制在0.5MPa以内；分析支干线压力损耗原因（管径能力不匹配造成供水不足、管线结垢或刺漏造成压损、供水半径不合理造成末端压损、人为截流造成压损、高压掺水控制不严造成压损等），制定合理的分线分压或管网调整措施；分析配水间阀控损耗，合理调整压力差异，制定调压增压措施；严格控制高压掺水，严禁从单井流程上直接安装临时掺水管线。 （3）离心泵系统标准单耗低于0.410kw.h/（m3.MPa）；柱塞泵系统标准单耗低于0.350kw.h/（m3.MPa）。 “一井一策”法为增强稳产基础、提高油（水）井精细化水平，按照“油藏、井筒、地面”三位一体的管理理念，制定“一井一策”管理办法。 一、油（水）井“一井一策”办法为动态管理办法当油（水）井生产动态发生较大变化时，应当调整“一井一策” 1、新井、措施井、参数调整井；生产方式改变；生产设施、设备有较大变化； 2、季节交替、特殊天气、所处周边环境（水域、绿地、城建）发生较大改变时； 3、日产液量、日注水量波动10%-15%；含水波动5%； 4、电流、电量波动5%-10%；回压波动0.2MPa； 5、热采井温度波动5； 6、其它情况下。 二、“一井一策”制定需收集以下资料 1、油（水）井静态资料油（水）井静态资料主要有层位、油层井段、射孔井段、厚度、渗透率、油水井对应关系等。 2、油（水）井动态资料工作制度（泵深、泵径、冲程、冲数）、套压、回压、电流、电量、产量（包括产液、油、气、水量）、含水、含砂、示功图、动液面、井下管柱等；注水井干压、油压、套压、注水量、分层注水情况、洗井资料、水质、井下管柱等。 稠油热采井注汽压力、干度、注汽量、上周期注汽及生产情况、温度等。 3、单井采油曲线、注水曲线、注水指示曲线、油水井连通图、油（水）井生产数据表等。 三、“一井一策”调整、制定程序 1、结合单井动、静态资料，“油藏、井筒、地面”三位一体，分析油（水）井生产动态变化原因及措施效果。 重点分析产量、含水、动液面、百米吨液单耗、检泵周期、平衡率、层段合格率等变化情况。 注水井重点分析油套压、注水量和分层吸水量情况。 以上数据有突变时必须查明原因。 2、结合产液量、动液面、沉没度、示功图、工况图、电流、电量、温度（热采井）等分析抽油泵及井筒状况，分析井筒管理是否到位、群挖措施（热洗、加药）是否合理、参数匹配是否科学等。 3、分析注水受效情况；结合对应油井产液量、含水变化、动液面等，根据油套压、注水量、分层测试资料、水质、洗井情况，分析油水井对应情况。 4、分析升温降压、地面流程情况，巡回检查制度是否落实；分析抽油设备运行情况（平衡状况、皮带“四点一线”、润滑、紧固、对中等）；检查井场、道路标准化现场情况。 5、分析安全生产情况。 6、分析资料录取情况。 油（水）井动态资料每天录取产量、注水量（有效注水量）、含水、干压、油压、回压、温度、电流、电量、水质。 每五天录取套压。 每月录取动液面、示功图。 季度录取注水井指示曲线。 其他资料泵深、泵径、冲程、冲次、管柱、油水井措施资料、其他指定资料等。 通过上述分析，结合油藏特点和现阶段开发、生产、管理主要矛盾，调整、制定油（水）井“一井一策”，抓管理、挖潜力。 通过上述分析，结合油藏特点和现阶段开发、生产、管理主要矛盾，调整、制定油（水）井“一井一策”，抓管理、挖潜力。 低渗透油藏“一井一策”指导意见低渗透油藏以加强注水井水质管理、保持合理注水压力、注水量为主，加强注水井洗井、分层测调和日常管理。 对应油井确定合理生产压差，取全取准动态资料（产液量、含水、动液面、示功图、回压、套压、电流、电量等），加强动态分析，合理选择维护措施，保持油井长期稳产。 注水困难、供液能力较差、结蜡、乳化、泵深偏磨、间隙出油为常见问题，为此低渗透油藏油（水）井，应着重考虑以下几方面制定“一井一策” 1、油藏方面从攻欠增注措施、水质达标、注水井洗井、分层测调、水量调控等加强注水井管理方面的措施、办法；合理控制油井生产压差，关注动液面、含水变化，协调供采关系，挖潜增效措施。 2、井筒方面主要关注根据油井现阶段存在的主要问题，有针对性制定井筒管理措施。 （1）合理确定热洗清蜡周期，建议“高水温、少洗井、洗彻底”为原则，宜采用锅炉车混蒸汽洗井方式，以减少入井液对油层伤害。 （2）合理确定清防蜡剂、破乳剂加药量、周期。 （3）在保持产量较高的前提下，以提高深井泵充满系数、提高泵效、减少冲程损失、降低单耗、减少偏磨为原则，合理确定抽吸参数。 （4）防止气体影响措施。 3、地面管理 （1）“提温降压”工作如何开展，冬季管理措施（掺水、定期冲洗管线）制定，井口回压不高于0.9mpa。 井口保温、加热措施。 （2）根据产量、含水、含蜡量、凝固点、示功图、动液面等确定油井间歇开井周期。 （3）根据管线流程腐蚀程度、走向、周边环境（水域、绿地、城建、防盗）等，修订、落实巡井制度。 （4）落实设备保养制度，重点关注平衡率、抽油机皮带“四点一线”、对中、紧固、润滑，加强现场标准化管理。 （5）落实油（水）井计量管理规定，取全取准各项资料方面存在哪些问题。 （6）预防和降低躺井措施。 中高渗透油藏“一井一策”指导意见中高渗透油藏以加强注采调配为主，合理保持地层能量，控制含水上升，提高采油速度，加强资料录取，密切关注油水井动态，实现井组稳产。 1、油藏方面主要从注采井组分析入手，制定完成有效注水量，实现油藏压力上升、产量稳升、含水稳定的措施；做好注采调配、供排关系协调，防止油层出砂和水线突进，提高注水井测试率、层段合格率，确保注足水、注好水。 2、井筒方面 （1）油井含水较低、井口出液温度低于45时，合理确定清防蜡方式、周期，确保井筒不结蜡。 （2）含水在40%-70%区间时，注意井筒破乳降粘措施的实施。 （3）合理确定抽油参数，保持沉没度300-400米和较高泵效。 （4）含水高于60%时，注意防偏磨措施。 3、地面方面 （1）取全取准各项资料，特别注意产液量波动5%、含水波动3-5%时，及时分析原因，采取措施；每四小时观察、调整一次注水量，不欠注、不超注。 （2）按“注水井洗井管理规定”，进行洗井，出砂井注意防止出砂。 （3）注意注水系统压力稳定，防止注水井因压力波动较大出砂。 （4）放套管气时，注意缓开阀门，防止油层出砂。 （5）出砂井平衡率宜大于100%。 （6）其它措施参考低渗透油藏“一井一策”指导意见。 稠油油藏“一井一策”指导意见稠油冷采井主要考虑井筒降粘问题，优化降粘方式，优先选择低能耗、易管理、效果好的降粘方式。 分类分析降粘方式（井下掺水、电加热、化学降粘等）使用效果、能耗状况、管理问题等；分析地面管输存在问题、解决方法。 稠油热采井应结合不同生产周期和阶段制定“一井一策”。 1、油藏方面通过分析现阶段生产情况，结合注汽质量、注汽量、上周期及生产数据，制定充分利用热能、单井提高采油速度的措施。 2、井筒方面 （1）分析、确定降粘措施及使用效果。 （2）根据不同阶段，合理调整加药量。 3、地面措施 （1）根据产液温度、含水、沉没度变化，调整抽油参数、管输降粘方式。 （2）防止井（层）间汽串、地面管线泄漏措施；每两小时录取温度资料，波动5，立即查明原因，采取措施。 （3）防止出砂措施。 （4）周期末生产措施。 （5）其他措施参照上述两类油藏“一井一策”。 注水井动态资料静态资料油井动态资料热采井动态资料层位、油层井段、射孔井段、厚度、孔隙度、渗透率、含油饱和度、泥质含量、油水井对应关系、管柱结构油水井生产参数发生较大变化时，执行一井一策方案工作制度（泵径、冲程、冲数）、生产时间、套压、回压、产量（包括产液、油、气、水量）、含水、气油比、含砂、示功图、动液面、静压（静液面）、油性、水性、天然气性质注汽时间、油压、套压、井口温度、井口干度、套管伸长、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注水时间、泵压、油压、套压、地层压力、全井注水量、分层