基层采油队季度经济活动分析PPT课件

1、1,2011年1-9月经济活动分析,新庄项目部采油六队 2011年10月,2,3,第一部分,4,资 源 状 况 明 细 表（采油六队）,一、生产经营概况,5,2011年1-9月，我队油井总数164口，实际开井 128口,实际开井数占总井数的78.0%。未开井原因：南三块热采关井：10口。常采关井：6口。BQ57区关井：20口,一、生产经营概况,6,2011年1-9月比计划超产3361.5吨，比去年上升1264吨。,2011年1-8月商品量比计划超2590吨，比去年下降680.8吨。,原油产量：（万吨）,原油商品量：（万吨）,一、生产经营概况,7,一、生产经营概况,注汽量：（万吨）,2011年1

2、-9月份实际比计划欠注0.5404吨，比去年比少注1.323万吨。,8,单位操作成本,单位：元/吨,实际与计划相比下降189.42元/吨，与去年同期相比下降14.61元/吨。,一、生产经营概况,9,2011年1-9月份指标完成情况,2011年1-8月份计划完全成本8316.31万元、单位完全成本3251.18元/吨，实际发生完全成本8086.51万元，单位完全成本2870.59元/吨，单位完全成本比计划节约380.59元/吨。,一、生产经营概况,10,第二部分,11,单位：万元、万吨、元/吨,二、 生产过程及消耗分析,油气生产成本项目对比表,12,单位：万元、万吨、元/吨,费用要素支出明细表,

3、二、 生产过程及消耗分析,13,单位：万元、万吨、元/吨,油气提升过程费用表,二、生产过程及消耗分析,14,材料分析,1-8月计划是222.14万元，实际是258.44万元。实际比计划超支36.30万元，其中含措施井在调剖及堵边水时使用的高温起泡剂和堵水剂费用占据145.38万元。,单位：万元,油气提升过程分析,15,南三块1-8月措施化工材料费用明细,16,南三块1-8月措施化工材料费用明细,17,BQ57区1-8月措施化工材料费用明细,18,1、油气提升过程分析: 材料消耗,19,1、油气提升过程分析: 材料消耗,原因分析,1、1月份井口及配件费用4.97 万元。,2、5月份机电和仪表费用

4、 3.22 万元。,3、3月份提升泵耗材费用1.99 万元。,主要是23#站新增设注汽干线下架闸阀DN65和DN60各10个，合计费用3.2万元。,主要是更换了15#站X7303及X7402的配电柜2套，XK22 、XK2203的电缆费用。,主要是3月份12#、14#站更换2台打油泵。,20,热采井单井耗材排序对比,单位:元/口井,班组材料分析,1、12站1-8月较去年同期相比单井耗材上升主要是在闸阀使用方面合计费用9694元，3月更换站内打油泵的定子一套价值9967元，致使1-8月费用较去年同期上升。 2、21#站1-8月与去年同期相比单井耗材上升主要是EX77试采发生井口及闸阀费用合计85

5、72元。使该站单耗高于去年。 20#站主要是在1-8月EX79及注氮井使用热采阀及井口配件，价值13930元，以及站内电子流量计表头发生费用3273元。X3206使用电缆费用5979元。是导致单耗较高的原因。,油气提升过程分析,21,常采井单井耗材排序对比,单位:元/口井,班组材料分析,1-8月常采的费用与去年同期相比，17#站单耗较高，主要是三口井转热采发生的各项费用合计13866元以及1-8月在XK2203、XK22的电缆使用较多占据10322元，致使该站在1-8月单耗较高。,油气提升过程分析,22,8#集油站耗材明细表,油气提升过程分析,8#集油站在1-8月机泵耗材类发生费用11.31万

6、元，主要是6月更换定子一套价值7.64万。7月更换1#泵的减速器1套，价值3.66万元。 1-8月管线闸阀类合计4.25万元，主要是1月改造1#、2#四项分离器发生的阀门费用20040元，5月更换应急罐安全阀2套，阻火器4套，价值21320元。,23,12#集油站耗材明细表,油气提升过程分析,12#集油站在1-8月无较高费用发生，主要在1月发生泵配费用34000元。,24,材料消耗小结,为了降低材料消耗，提高材料利用率，年初就结合本队生产实际，制定了材料使用管理考核办法，促进材料管理水平。 1、严把材料关，对材料的领用，严格执行签字制度，杜绝人情料的发生。 2、组织维修班对每一口井检查“四点一

7、线”，并及时调整，延长了抽油机皮带的使用寿命。 3、大力开展修旧利废活动。如：有一些闸门因为丝杠生锈开关不动、盘根刺漏等原因废弃不用的，我们就利用空闲时间进行修复，经工程技术员鉴定后有些已经又用在了井上。另外就是组织人员对那些变形不太严重的光杆进行校正。还有就是对有些管钳、方卡子因牙块掉而报废的我们就进行了拼装换牙，对盘根盒内上压环，下压环磨损坏的，及时更换，避免造成损坏盘根盒，仍可以继续使用。 4、严格执行抽油机巡检检查制度，发现有抽油机毛辫子两端不齐，悬绳器倾斜的及时调整。有效的防止了毛辫子受力不均断脱、光杆拉弯拉断、井口偏磨等事故发生。 5、严格执行抽油机一保、二保制度，定期对抽油机零部

8、件进行认真仔细的维护保养，延长了抽油机零部件的使用寿命，降低了更换频率。及时调整抽油机平衡，减少了因不平衡而造成的部件磨损。 6、加强对站内和井口闸门的保养，我队要求各站在每一口井注汽前后都要进行加注黄油，检查更换闸门盘根等维护保养工作。另外就是严禁利用闸门闸板来控制注汽压力，防止高温高压刺坏闸板，造成闸门报废。 7、要求电工定时对各站配电柜进行检修，发现有触点发热、固定螺丝松动等现象的及时调整紧固，防止电路元器件烧坏。 8、严格巡回检查制度，有效的防止了井口、抽油机零部件的被盗，减少了不必要的材料费用支出 9,部分为水平井、加之老井，油稠，注汽频繁，光杆容易滞后，造成光杆撞弯、毛辫子断脱、偏

9、磨盘根盒，更换光杆，更换盘根盒。造成材料费用上升的问题， 10、发动职工集思广义，开展降本增效活动。,25,2011年1-8月采油六队区块计划提液21.69万吨,实际提液21.94万吨. 总耗电373.64万千瓦时，合计301.16万元。平均吨液耗电量为17.03瓦时。,电力消耗,油气提升过程分析,26,1、油气提升过程分析:电力消耗,27,单位：万元,1-8月的耗电量与计划比节约31.55万千瓦时，与去年同期相比节约10.12万千瓦时。,电力消耗,油气提升过程分析,28,各站电量单耗对比表,度/（吨*百米）,油气提升过程分析,29,区块耗电量对比,单位:kw.h,油气提升过程分析,BQ57区

10、电耗下降主要是X5912等井高含水关停，X5710等井间开；南三块常采同期下降主要在于EX8、EX17、XQ28改为热采井，同时EX16、XK21、XK18也取消了单井变压器，进23#计量站集中控制，停用5台高架罐电加热棒，该6口井原来使用常采区块电力改为使用热采区块电力，又新投了热采井EX80及EX79，所以南三块常采电耗下降的同时热采电耗略有增加。,30,区块百米吨液耗电对比,油气提升过程分析,2011年1-8月南三块热采产液量变化不大,但是由于EX78、EX79、EX80井的开抽导致耗电量增加,故而使单耗增加. 百米吨液耗电较去年同期增加.BQ57区主要是进行了低效井治理，对供液不足井采

11、取间开生产，提高了油井有效时率。,31,电力消耗小结,2011年18月份围绕节能降耗主要开展以下工作： 1、动态调参：今年我队对低效井加大了调参力度，1-8月份共调参36井次，有效地提高了泵效，降低了抽油机的无用功。 2、积极摸索低效井生产规律，制定相应的生产制度，1-8月份低效井间开16井次。 3、加强对高架罐电加热的管理，继续实行 “单井高架罐加热棒差异化”管理，开展“优化伴热时率，节能降耗”活动，根据加热棒的加热效果、产液含水、季节更替等动态调整加热时间。今年年初对XK16、BQ69、XK19、17#计量站进行流程改造。去年年底借助新投23#计量站的有利时机，将EX17等6口螺杆泵井改进

12、系统生产，取消单井高架罐电加热棒，有效节能降耗。,32,下步措施如下：,1、进一步加强南三块高架罐及管线电加热用电的管理，控制好非生产用电。 2、继续开展抽油机调平衡工作，根据油井产状，利用机采测试仪监测抽油机平衡状况，保持动态调整。 3、细化油井管理，提高有效时率。 4、进一步加强油井调参工作，以提高泵效，降低油井吨液耗电量。 5、加强对低效井的管理工作，摸索出油井产液规律，制定合理的间开制度，降低单井耗电量。,33,1-8月计划运输费149万元，实际发生146.08万元，与计划相比节约2.92万元，主要是3月初XK16，BQ69，XK19进系统生产，节约高架罐拉油费用0.9万元,1-8月由

13、于时率改变收油液量减少降低收油费用0.6万元。1-8月新投油井增加17口，通过加强油井管理，与去年同期对比，洗井等特车费用节约较多，定期放套管气，连续液面监测，套管打回流消除假液面，重新对防冲距等方法来对油井进行诊断，减少油井洗井，减少油层污染，降低特车费用。,油气提升过程分析,运输费分析,单位：元,34,2、 井 下 作 业,1、 采油六队2011年1-8月实际作业118井次，其中维护作业74井次（隔热14口；转抽11口）;措施作业44井次。比计划作业增加3井次； 2、 采油六队2011年1-8月共发生实际作业费用1314.02万元，计划作业费用1095.39万元，比计划作业费用增加218.

14、63万元。,35,（单位：井次）,井下作业量统计表,36,生产指标完成情况,2011年1-8月实际作业井次与 计划作业井次增加3井次,实际作业井次,2011年1-8月实际作业费用比 计划作业费用超支218.63万元,实际作业费用,(单位：口）,（单位：万元）,37,18月维护作业井次表,38,18月活塞断脱井统计,39,18月活塞磨损井统计,40,18月活塞磨损井统计,41,井下作业存在的问题,（1）由于工具本身质量问题，造成油井多次重复性上作业； （2）部分井生产过程中，因液量过大地层出砂，砂埋油层，增加维护作业井次； （3）随着吞吐轮次的增加，汽窜加剧，部分油井受汽窜影响后，地层出砂，导致

15、维护工作量增加； （4）部分氮气泡沫调剖井，因注氮程序问题，导致调剖剂卡泵； （5）个别油井严重超工期，严重增加占产时间； （6）个别油井在作业过程中，因监督不到位，导致返工作业。,42,下步对策,43,稠油热采分析,2010年1-9月我队计划注汽12.97万吨,合计费用2875.19万元.实际注汽12.4296万吨，合计产生费用2755.39万元。与计划相比少注0.5404万吨。,44,稠油热采分析,45,稠油热采分析,BQ57区块2011年1-9月份，计划注汽量7.64万吨，实际注汽量3.6576万吨，欠注汽量3.9824万吨。欠注原因分析： 1、2011.1-9月，累计吞吐52井次，油井

16、累计吞吐16.4个周期，区块高周期吞吐，采出程度高，主力层受边水影响，低效井增多，不适合注汽的井增加如：X5718、X5910、新BQ89等；井况原因不能注汽的井：X5417、新EX23、X5514等，X51005调层回采，待大修；对边水淹经采取段塞措施用汽量减少如：X5312、X57121、X51207、X5407、X5514等； 2、BQ90区块， 2010年底，对X7002、X7101、X7102等井实施氮气泡沫调剖，产状较好，一直未注汽；区块汽窜严重，不适合多频次注汽。 3、BQ57区块，低效井较多，油井出砂严重，负荷重，油稠，光杆滞后严重，热处理频繁。,46,稠油热采分析,47,第三

17、部分,48,单位：吨,采油六队1-9月份计划产量为3.18385万吨，实际完成3.52万吨，超产3361.5吨。,产量完成构成表,49,1、南三块热采： 南三块热采1-9月计划产量12919吨，实际完成产量17360吨，与计划相比超产4441吨。主要原因：通过合理选井，优化组合，并实施配套措施，减少了无效注汽，同时加大措施工作量，对X2304井实施返层，X2805堵水，X2303返层注汽，效果较好；同时，2010年底XQ28断块新投井也进入了蒸汽吞吐，新2807、新2803氮气段塞效果显著；新2309补孔合采、新浅25-P9上返注汽效果好。,南三块热采产量变化分析,50,2、南三块常采： 南三

18、块常采1-9月计划产量6457.5吨，实际完成产量5202吨，与计划相比欠产1255.5吨。主要原因：靠螺杆泵冷采方式，2011年1-8月份，油井普遍含水上升，自然递减快。通过调整时率，欠产趋势得到减缓，但只能弥补小部分产量；措施挖潜难度大。,南三块常采产量变化分析,51,3、BQ57区块： BQ57区块1-9月计划产量11232吨，实际完成产量10499吨，与计划相比欠产733吨。主要原因：X5316返层注汽，X5516、X57141第3周期注汽，X51009氮气助排，X5607、X5805调层回采注汽效果较好，X5405调剖效果显著，X51207、X5312、X57121氮气段塞有一定效果

19、，X7002返层措施增油。新井欠产比较大，2011年计划11口新井均未打，1-9月份计划新井产量2769吨，实际0吨，是欠产主要原因；,BQ57区块产量变化分析,52,23610,27993,老井,措施井,2579.5,3038,新井,单位 ：万元 、吨 、元/吨,新井商品量比计划减少1758.6吨，影响单位成本上升199.52元/吨,2289,52,331,产量结构对成本的影响,措施井商品量比计划超411.8吨,使单位成本下降46.72元/吨。,老井商品量比计划超3936.8吨,影响单位成本下降446.63元/吨。,老井、措施井商品量对成本影响,53,第四部分,54,目前工作中存在主要问题,1、产量方面,（1） BQ57区块，该区块为老区块，受边水影响较大，主力层汽窜严重，后备层不足，低效井较多，井下故障增多。 （2）南三块热采，大斜度、水平井投产初期，产状较好，但随着吞吐周期的增加，油井生