采油技术员工作总结
员工提高自身素质是贯彻落实党的各项路线、方针、政策的重要前提。下面是小编为大家收集整理出来的有关于采油技术员工作总结范文，欢迎阅读!
采油技术员工作总结1
大家好!我叫XXX，20XX年毕业于XX科技学院石油工程专业。回首过去的二年，自己收获颇多，启迪颇深。现将本人二年来的思想、工作和学习情况述职如下：
一、深化学习，提高业务工作水平和综合政治素质
从学校踏入工作岗位就意味着从同学转换成同志。作为技术员的我学习之本不能丢，职责之重不能忘。我始终
坚持把学习放在首要位置，把提升自身的综合素质作为适应新岗位的当务之急。在队上，师傅要求我定位准确，目标明确，清楚自己要干什么，学什么，要主动学习，多问为什么，在工作中积极发挥理论优势，结合实践去锻炼，积极处理工作难题。
工作中我用心去观察用笔去记录，闲暇时我常去请教师傅，勤去翻阅资料。就这样我严格尊照师傅教导努力拓展知识面，全面学习采油、注水、集输、作业以及相关配套的工程专业知识，争取让自己能独立处理各种生产难题，在工作实践中逐步成长为多面手。采油6队是70年代就开始开采的老油区老队伍，30多年以来出了很多技术模范、工作标兵。
我来到此队实习就被他优良的传统和严谨的作风所感染。行就行，不行就不行，这是采油6队设备副队长邓宏伟长挂在嘴边的一句话，他教导我，对任何所有的管理措施和技术参数都要有
精确的推算和合理的依据，不能模棱两可的靠蒙靠估计。
1寸=毫米，光杆就是一寸，在他的带领下我注重多跑现场，在加强自身理论学习的同时侧重实践经验的培养，在施工中想原理，在设计书上算参数。一次在井厂上与刘厂长的相遇也让我记忆犹新，他问我能否在井场不依靠任何仪器就想出油井的功图，我听后大为震惊。
我想不依靠测试仪光凭眼睛看怎么能做出示功图?最后刘厂长笑着传授了这一经验：看毛鞭子的松紧程度即可想出上下行载荷量，看抽油机上下行电流即可判断泵内液体充满情况。我深深的意思到要做到理论、实际的有机结合，真正达到维护油水井正常生产的目的从而逐渐成长为一个合格的采油工程技术人员我还需万分努力。
二、帮助他人，拉近距离，努力营造团结奋进和内和外顺的工作环境
作为技术干部不能摆架子讲面
子，要和职工群众一家亲。努力去帮助、体谅，切实为员工排忧解难，一年一度的高考是改变人生的一大转折，大学志愿的填报则是重中之重，我队基层员工很多没读过大学甚至没参加过高考，可作为以是父母的他们却面临这帮孩子填报志愿这一难题。我得知这一情况后主动与他们联系，了解他们对孩子的预期和孩子的学习状况,收集高考填志愿信息与各专业就业率。每个拜托我填报志愿的孩子我都对他们个人做了充分的研究并结合父母的意愿做出2套填报志愿方案供家长选择。对职工我竭尽全力为他们做好事、解难事、办实事。哪怕是递一杯水，让一个座位我都任劳任怨。
三、立足岗位，刻苦钻研，锐意进取，戍边采油17队不断开创采油工作新成绩
今年9月我被定岗到采油17队，接到通知我第一时间去报道。荒凉的环境压不住我工作的热情，艰苦的条件阻挡不了我夺油的豪情。到队上第一见事
就是熟悉生产了解井况。采油17队包含丫角、曹
8、曹13三个区块，含油面积，可采储量，现油开井18口，日产液/d，核实日产油 t/d，综合含水%，平均动液面794m，地质储量采出程度%。水井开井3口，日注水137 m3/d，累计注水。含水上升率-%，与去年同期相比下降%。自然递减率%，与去年同期相比上升%。2xxxx年1-6月计划上交原油1910t，实际上交油量1991t,超产81t。
与去年同期相比都是完成计划的%，2xxx年上半年计划注水23660m3，实际注水25223m3,完成计划的%。上半年所做工作收效显著，其中曹8斜-1于上措施补孔31卡堵3440下，封下采上。第一天取样做含水40%，第二天含水明显增加，怀疑是封隔器失效。于1月12日措施返工，解封下机械桥塞。目前日产液24t，日产油，含水%，动液面359m，生产较为稳定。
曹8斜-3在上半年措施，封隔器二次失效，影响产油量56t，目前该井日
产液，含水%，H:1158m。含水较稳定，但动液面、供液能力下降趋势较明显，还需加强观察其动态变化。丫平1于投产，生产层位潜311，目前日产液，日产油，含水88%。
四、目前存在问题
一、丫角目前污水处理工艺流程(如图1)。井上来液进入压力罐(60m3)，压力罐油水分离后，原油进入储油罐(50m3)，污水进入除油罐(105m3),污水经除油沉降后直接进入注水罐(99m3)，通过注水泵注入地层。
二、注采对应率低，新投产丫平1井由于地层能量供应不足，又无对应水井，导致产量下降较快。建议投注一口水井，完善注采井网。
三、曹8区块，油井4口，有采无注。污注井曹9已有5年未检管作业，日处理污水150方左右，一旦该井出现问题，很难处理曹八区块污水，建议在该区块增加一口污注井备用。
四、丫角长期注水效果不明显。
分析认为其主要原因是注水井存在问题多，注水有效性差。鉴于目前2口配注井，1口污注井地面管线频繁穿孔的实际，丫角水站增加药流程，改善注入水水质。
最后我再次向在生活上和工作上帮助过我的领导，同事，师傅们表以感谢。不管以后我走到哪，我都会记得**采油厂广华作业区是我起步成长的地方。
采油技术员工作总结2
作为十二队的一名技术干部，我分管全队加药热洗、油井诊断、油气管网及井站管理、节能、技监等方面工作。现在我把一年来技术工作情况向各位领导和同事汇报一下，请大家评议。
一.加强理论学习，提高政治思想素质
我深知加强学习，提高自身素质是贯彻落实党的各项路线、方针、政策的重要前提。今年以来，我参加学习了三个代表重要思想、十六大六中全会的
重要精神等党的路线、方针、政策和党纪、政纪条规。通过学习，进一步牢固树立了马克思主义的世界观、人生观和价值观，进一步增强了工作的预见性、创造性、系统性和原则性，为各项工作能够顺利开展并高质量、高标准地完成奠定了良好的思想理论基础。
二.努力工作，为超产1万吨做出应有的贡献
1.加强油井清防蜡工作，努力延长油井免修期
今年年初，我分析了全队所有油井的采油曲线、电流曲线、地层压力系数，及研究油井结蜡规律，分析了以往加药、热洗效果，并分区块研究油井结蜡的共性，并在相关部门的帮助下优化我队的加药、热洗周期。油井热洗时我能够盯在现场确保热洗温度、排量、洗井量合理，达到理想的洗井效果。
通过合理的对油井进行加药、热洗有效地延长了我队的油井免修期，如沙7-9已经有6年多没有作业检泵周期
达到2300多天。我队的沙26区块，由于地层压力低洗井后产量难以恢复，我们采用加药清蜡的方式，从全年分析效果还是很好的。针对沙49区块结蜡严重、频繁卡井的问题，我及时优了化热洗周期，并积极与厂相关职能部门配合投加新型清蜡剂，半年来没因结蜡而卡井。
2.加强油井诊断，强化油井分析，确保全队油井正常运行
油井诊断和分析关系到油井的高产稳产、油井修井的及时准确、免修期的延长及经济效益的提高等方面。这一年来，我们加强了油井诊断工作，只要发现油井不正常，我们都及时到现场进行诊断，及时采取措施，及时汇报。如侧沙7-24井在去年5月28日不出液，我们及时进行井口憋压、测电流和示功图诊断，发现是气锁，放套管气后正常出液。
在做好油井及时诊断的同时，我们每月定期对全队所有油井逐井分析采油曲线、电流曲线，研究油井结蜡规律，分析加药、热洗效果，及时调整加药、热洗周期，向厂专业部门提出油井工作制度调整建议。
3.加强油气管道、井站管理，确保原油正常外输
为了全队油气管道能全年安全、高效运行，从7月份开始，整整花费了一个月时间对我队总长24574米的41条油气集输管道进行了检测，并将所有数据和管道质量状态进行了记录。由于我队地理位置的特殊、井点分散，给管道检测工作带了诸多不便，但我还是尽心尽力圆满地完成了各项工作。我们将每条管道都认真的通过仪器进行检测，并对相关数据进行了分析，对存在问题的管道及时上报，并建立了相应的应急预案和安全生产管理制度;另外，在53、54区块管道开建初期就上井落实管线走向，对全队油气管线走向做到心中有数。
三、存在不足
一年来的工作使我收益不少，但我自己认为还有很多方面需要改进：
1、缺乏解决现场问题的经验，需要经常到现场工作和操作，尽快的弥补理论与实践的差距。
2、在对沙埝油田的认识深度上，还存在欠缺，还需要积累经验。
四、下步打算
1、认真学习党的方针政策，及时了解掌握生产形势，不断学习政治理论与业务知识，开拓思路，提高工作效率;
由于渗透比较低的油井开采时间逐渐变长, 数量不断增加。因此为了提高油井的经济效益和开采质量, 在20世纪90年代末在宋芳区进行了抽油机提捞采油实验, 在多年来的采油技术研究攻关下, 使得提捞采油技术水平有了进一步的完善。然而在堵井技术环节却长期存在一些难以攻克的技术难题, 直接影响着采油的运转工作。同时不少犯罪分子长期毁坏井口并向下仍垃圾。有些不法分子还使用割管道对油井进行毁坏。使得油井工作人员频繁进入井下捞取垃圾, 此行为对采油工作有着严重恶劣的影响和干扰, 并且加剧了维护油井的费用, 破坏了周边的环境。所以当前迫在眉睫的任务是加快采油堵井技术的研究, 防止油井被毁坏和周边环境的污染, 进而减少维护管理成本, 对正常的采油工作进行保障, 减少采油的资金损失, 进而提高企业经济效益。
二、当前采油井堵技术的薄弱环节
目前采油一般使用的是阶段性开采方式, 这和使用抽油机等采油方法不一样, 这种开采方式比抽油机更加简单易操作。其井口封口的时候一般用简单的井帽和管道, 在井帽的上方设置了一个10mm的排气孔并且可以被封住, 其目的是为了减少井下压力, 对于井下油压相对较小的时候会比较有用, 然而这种设计虽然简单方便, 可以容易被盗, 不法分子经常使用其他工具将其卸下来。同时为了避免污染环境的情况发生, 有时候会把排气孔封住, 使得压力无法释放导致工作人员下井工作时容易发生危险, 并且使得环境更容易被污染。
三、采油工作中井堵技术的研究
由于采油技术的不断提高, 井堵技术也不断改良, 研究并应用的一些封堵设备在采油的工作中起到了重要的作用, 相对于之前的采油井堵技术现在的井堵技术在防盗窃、防破坏以及防污染方面作用更加明显, 可以更具采油环境的工作状况进行不同的调节和设置, 以达到防盗窃、防破坏、防污染的目的。
1、新开发的封井装置
为了防止一些油井的管子被人为割断, 从而导致油水淹没工作区域, 目前研究开发出了井堵装置, 这个井堵技术的应用和安装, 哪怕不法分子把井帽毁坏也不会对井下的环境造成污染, 进而阻止了污染事故的发生。其设置的管子可以下井最大1.2m的深度, 经过专业的工具器械进行固定、封锁, 使得专用工具由传动装置和防掉装置组成。总体来说防掉装置对于装置在井下进行安装工作时隔离和密封分隔器的作用, 在进行采油工作的时候使用工具将其装置放入管子之内的1.2m深处, 带动盖子的运转, 使得分隔器膨胀固定在管子上, 并且在盖子的旋转中使得分隔器内部胀开既而达到封井的目的。因为此技术进入井下的深度大大增加, 使得从根源上防止了不法分子对管子的割断并出现一系列的污染环境问题。同时使用起来也更加方便简捷, 不容易被毁坏。唯一的不足之处就是只能在一些高水井上使用, 适用的范围比较小。
2、新开发的防盗井帽
为了弥补之前井堵技术中的一些不足之处, 我们对井帽也进行了研究改良, 设计出一些先进的防盗井帽并投入实践使用。这种比较新的井帽是由井帽、排气阀门、拆卸器组合成的, 同时使用管子内的丝扣连接, 并且内部设置了一个可以活动的转盘, 转盘可以用专门的器具进行打开, 这就能有效防止盗窃行为的破坏。排气阀门也必须用专门的器具进行开关, 在保证安全的同时也防止了环境的污染, 同时还具有使用范围更加广泛的优点, 能够在不同环境的采油工作中进行使用。
3、经济效益的研究
经过研究发现之前每年会有100个井帽被盗窃, 按照每个100元来算, 每年采油企业将会损失10000元。同时因不法分子的盗窃和破坏使得人工和管理成本的增加将近3万元, 下井打捞垃圾的费用每次大约需要至少5000元的开支, 其中包括人工、油料以及生产量的费用, 再加上其他费用每年企业会有一共将近10万元的损失, 使得企业浪费了巨大的资金, 严重影响采油企业的长期稳定生产和发展。
四、结论
当前新型的封井装置和防盗井帽具有更方便、更快捷、更安全以及适用范围更广的特点, 同时在防盗窃、防破坏以及防止环境污染的问题中也起到显著的效果, 因此值得大范围的推广使用, 为采油企业减少更多的损失, 进而提高经济效益。采油工作中的井堵技术不但能够为企业减少损失, 带来更高的经济效益, 同时也给社会的进步注入活力, 使得采油企业中的员工工作量大大下降, 强度也降低了不少, 并且采油企业中的一线工作者的安全系数也大大提高, 生命安全得到了保障, 企业的总体管理成本、生产成本和维护成本也有明显降低, 也减少了生态环境的污染, 从各个方面来说新型的井堵技术都是值得广泛推广和使用的。
参考文献
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【关键词】采油技术；化学驱；气驱；热力驱；微生物驱
从客观的角度来分析，采油技术的发展还是比较迅速的，我国的石油资源虽然比较丰富，但人口较多，采油技术的进步和发展趋势，在一定程度上影响着石油资源的利用。从主观的角度来说，采油技术必须朝着“高、精、尖”的方向发展，满足社会需求的同时，还要考虑到操作、问题处理、突发事件处理等等问题，单纯取得某一项较高的技术指标，并非最终目的。本文主要对采油技术发展趋势以及方向展开讨论。
一、采油技术发展趋势
（一）技术体系更加健全
当下的采油技术虽然发展迅速，但总体上的采油效果并不是很理想。以化学驱为例，在我国，采用的化学驱技术，主要是集中在聚合物驱油等技术体系，这种类型的技术在大庆油田、胜利油田的应用比较广泛。大型油田、胜利油田在我国的开发年限较长，基本上处于建国初期，即便是采油技术取得了较好的效果，因年限较长，一旦我国发现新的油田，很难保证固有的化学驱技术仍然可以得到之前的成果。另外，复合驱技术也出现了一定的限制，先导性试验的成功，并不能证明该种技术可以广泛的服务于各种油田。我国的采油范围正在从内陆向海洋转变，内陆的技术成果转移到海洋油田后，不一定可以得到理想采油效率、采油质量。今后必须健全采油技术体系，加强采油技术的叠加应用。
（二）技术服务范围需更加广泛
采油技术虽然经过了不断的更新，但油田的特殊性不断增多，特殊油气田，是指地质结构特殊的低渗透性油气田，主要是指油田，这种油田的特点是采油助剂注入困难，原油采收也困难，目前低渗透油田的开发是一个世界性的难题，普遍存在注不进、采不出的技术瓶颈。由此可见，仅仅是服务大众油田的采油技术，在未来的提升空间不是很大。例如，20世纪80年代至90年代，我国热力驱技术发展经历了蒸汽吞吐试验阶段、蒸汽吞吐推广和蒸汽驱先导试验阶段以及蒸汽吞吐和蒸汽驱工业应用3个阶段。目前蒸汽吞吐和蒸汽驱已成为我国稠油开采的主要方法。全国稠油产量主要来自辽河、新疆、胜利、河南4个油田。采油技术只有不断的更新，不断的拓宽服务范围，才能在今后的采油工作中取得更大的发展，采油技术服务范围拓宽，已经成为今后的必然趋势和硬性要求。
二、采油技术发展方向
（一）加快聚合物驱后化学驱技术攻关
采油技术作为推动社会发展的重要技术之一，在今后的发展方向上，必须加快聚合物驱后化学驱技术攻关，也就是在固有的成果上进行优化与革新。首先，加快技术攻关，可以得到更加健全的技术体系，一方面减少采油成本，另一方面提高采油操作的安全系数和工作效率。就目前而言，我国石化聚合物驱优质资源接替不足、化学驱技术接替难度大、注人水质差等因素决定中国石化化学驱油藏发展的潜力方向为：进一步针对高温高盐油藏提高采收率驱油体系（主要是耐温抗盐聚合物、耐温抗盐表面活性剂和胶态分散凝胶驱）和聚合物驱后提高采收率驱油体系（主要是二元复合驱和泡沫复合驱）进行深化研究，并强化先导试验。同时，要进一步加强油田化学剂的攻关研究。从以上的表述来看，加快聚合物驱后化学技术攻关后，石油工程和石油企业，能够在客观上获得更大的工作进步，并且充分满足社会需求。
（二）攻关和配套蒸汽驱技术理论、研究水平
蒸汽驱技术作为采油技术的重要组成部分，在起始阶段的确取得了非常好的效果。例如，在1984年的时候，我国的胜利油田采用蒸汽驱技术取得了非常大的成功，不仅采油质量非常高，而且在效率、安全性等方面，都达到了一个较高的水准。但是，随着时间的推移，蒸汽驱技术经过几个周期的吞吐之后，增产量表现出了明显的下滑特点，这有两方面的原因，一方面原因在于油田被开采后，其深埋的石油资源不易开采，另一方面在于蒸汽驱技术仍然存在提升空间，需进一步研究技术理论和实践方式。油田的地质条件和开采条件是无法改变的，日后只能通过技术优化和设备研发，提高蒸汽驱技术的各项性能，为采油技术的发展做出更大贡献。从技术本身来讲，为提高热力效应，有效开发超稠油，国外提出水平井SAGD。目前，SAGD技术已成为国际开发超稠油的一项成熟技术。加拿大应用此技术的最终采收率超过50%，最高达70%。中国石油辽河油田已引进该技术并作为超稠油开采的主要接替技术。我国在今后的工作中，应结合本国油田研究更加先进的技术体系和理论，实现采油工作的更大进步。
（三）加强微生物驱基础理论研究
到目前为止，微生物驱技术还不是特别的健全，世界各国都将微生物驱技术研究作为国家发展的重要工作。就技术本身而言，微生物驱技术在采油工作中，属于前瞻性较强的技术，该技术的服务范围非常广泛，即便是在特殊油田中应用，仍然可以得到较为理想的采油水平。但是，当下的微生物驱技术，其基础理论还不是特别完善，因此无法推广应用。在今后的采油工作中，需从多方面健全微生物驱技术的基础理论。首先，必须提高该技术的经济效益，保证在应用该技术的过程中，不会消耗大量的能源。石油本身就是一种非常重要的能源，如果以牺牲其他能源为代价，则没有任何价值。其次，微生物驱技术的研究，需深入了解各种生物--物化作用以及相关的渗流规律。综合而言，微生物驱技术的研究，是研究采油技术的重点方向，该技术的基础理论决定了使用效果，同时也决定了采油技术能否获得更大的突破。我国的油田较多，并且开采时间分明，可以从一些年限比较长的油田开始试验，逐步健全微生物驱技术的技术理论体系，融入更多的实际理论。
三、总结
本文对采油技术的发展趋势及方向展开分析，就目前取得的技术成果来看，采油技术仅仅能够满足基本工作上的需求，未来的工作还需进一步深入探索。最重要的是，我国人口增长速度过快，社会对石油的需求表现出了持续增长的趋势，石油这种能源的开采，已经成为了影响社会发展的重要因素，而一切工作都取决于采油技术的高低。相信在今后的工作中，采油技术会有更大的提升，为国家创造出更大的经济效益与社会效益。
【参考文献】
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[2]薛守梅，叶立涛，高东华.浅谈工程采油技术的应用现状及展望[J].化工管理，2014，09：81.
采油污水是石油工业中的重点污染源之一.本文论述了采油污水生物处理的`难度和技术可行性,总结了国内外近年来采油污水生物处理技术的现状及研究进展.
作 者：陆金仁 王修林 单宝田 胡海燕 汪严明 作者单位：陆金仁,王修林,单宝田,胡海燕(中国海洋大学化学化工学院,青岛,266003)
汪严明(北京大学环境工程系,北京,100871)
第一章 总则
第一条 为建立和完善戈壁能源公司（以下简称公司）机械采油管理体系，提高机械采油管理水平，特制定本规定。
第二条 本规定适用于公司机采管理。
第二章 捞油管理
第三条 捞油职责分工：
1、工程部
与地质部结合制定捞油井生产周期、生产计划的排布、组织协调捞油生产设备合理运行、监督并记录现场生产情况及数据并及时进行反馈、掌握并分析各井液面恢复及合理生产情况、发现生产相关情况及问题及时沟通处理、监督生产现场安全、环保等相关注意事项，负责捞油道路的勘察工作，需要维修处理的及时联系生产部。捞油监督要督促捞油队严格按照捞油周期及捞油深度进行捞油，现场跟踪记录捞油井液面恢复情况，并对目前捞油周期提出合理性调整意见。捞油监督负责每口井生产情况的跟踪，存在问题及时进行上报，严禁弄虚作假，如发现存在作假情况，一经查证捞油监督将予以开除。
2、生产部
负责捞油生产的道路维修、土地协调等相关问题的处理。生产部负责处理各小队或捞油监督上报需维修的道路，在周期生产前进行处理，避免影响捞油井正常周期生产。
3、基层站队
负责本队所辖捞油井的道路、井场日常巡查、维护工作，保证道路、井场顺利畅通，需要帮助处理的及时上报生产部；负责本队所辖新转捞油井的问题井口处理，保证可正常捞油生产。基层站队负责捞油井道路、井场巡查及维护工作，尤其在雨、雪结束后1天内进行巡查，发现道路积水、雪及时处理，如超出小队处理能力范围立即上报生产部。基层站队要对所辖捞油井不定期进行维护，保证边界清晰，避免因井场面积丢失与周边地主发生争议。捞油生产时遇到问题，各基层站队有义务与责任配合捞油监督工作，以确保生产的顺利进行；如发现小队有消极、不配合情况发生，捞油监督有权利对其进行考核。
4、地质部
负责捞液量计量、含水资料管理。
第三章 油井工作参数调整管理
油井工作参数调整是机械采油基础管理的重要工作内容，通过及时、动态调整油井工作参数使油井的流入和产出相匹配，达到提高油井产能、提高机采系统效率、延长油井免修期以及保证设备平稳运行等目的，因此调参工作应得到了各相关部门的高度重视。调参管理工作也是一项技术性很强的工作，需要项目部有关技术部门进行指导和支持，需要基层采油队进行积极的落实，因此严格规范地执行调参工作标准、捋顺调参程序、明确各单位、各部门的管理责任十分重要，为此我们将制定的《油井工作参数调整管理规定》下发给采油队及其他相关单位，以便全面提高全项目部采油工程工作管理水平。
第四条 调参工作的责任主体
1、调参工作主管部门是公司工程部。负责全公司年、季、月调参工作方案的制定，监督、检查和指导；负责调参工作的技术管理；负责调参工作的评比、奖励和考核；
2、油井调参工作实行主管部门负责，分级管理的制度，由采油队负责具体实施；
3、工程技术员全面负责本队的调参技术管理工作，地质技术员从井筒挖潜和地质开发的角度，协助工程技术员做好本队的调参工作。工程技术员和地质技术员负责提出油井工作制度调整技术对策，采油队主管行政领导负责调参工作的具体实施。
第五条 调参工作标准
油井工作参数的调整实行动态监控与定期普查相结合的方法。动态监控是指当油井产液量及相关参数发生变化时要进行及时的调整（持续5天）；当油井进行井下作业时必须要考虑调参的相关内容，不漏掉每一次调整的机会。动态监控主要是抓住重点井动态数据发生变化时的调参工作。
定期普查就是指每月末都对每口油井工作参数进行技术分析，制定月度调参工作计划（上报公司工程部）。每季作出调参工作总结，并上报公司工程部。
油井调参工作标准
（一）调大工作制度的原则
正常抽油井一般情况沉没度大于200米（地层出砂、出泥浆严重的特殊井况井除外，但要在综合记录上标明）、示功图充满系数大于80%、泵效大于60%的井，需要进行参数调整。这部分井应先将冲程调到最大（不能调到最大时要在综合记录上标明原因），需要换泵时要结合油井清检来进行，但要有专门台帐列出需要清检换泵井号。在未换泵前可以先行调大冲数，换泵后及时将冲数调小。例如：十型抽油机当冲次需从4次调到6次时应先进行调整，并在油井清检时32mm泵换为38mm泵后再降低冲数。不能实施换大泵时要进行冲数的调整，但需调整冲数时，采油队要将该井静动态数据及测试原始资料填写《采油队参数调整申请表》上报工程部，经过工程部批准后方可执行。（申请表见附表1）
（二）调小工作制度的原则
1、泵效低于15%、示功图供液差或极差、沉没度低于30米的井；
2、油井井况较差、井内出砂、出泥浆或管杆偏磨严重、免修期较短的井可综合考虑降低工作参数。调小工作制度要先减小冲数，冲数不能满足调参需要时再进行冲程的减小；对于产液量极低的井（日产液2吨以下）可以安装低转速电机或二次减速装置来进一步降低冲次；地面参数调整不了的井可以结合清检换泵。清检换泵的方法和要求同调大工作制度要求相同。
（三）优化不合理工作制度组合
泵效、沉没度在合理范围内，但冲程还可调大、冲数也能降低的井必须首先将冲程调到最大，然后结合泵径和理排情况降低冲数。一般不允许有2米以下冲程、6次/分以上冲数的工作制度组合出现。合理工作制度组合调整应根据长冲程、小冲数、合理泵径的原则来确定。
（四）泵挂的调整
泵挂原则上应保持油井在饱和压力下生产，对于个别井因井况原因需要调整泵挂的的（套变、偏磨、出砂、出泥浆等）必须在油井综合记录上标明。经过井况治理恢复后，泵挂要及时恢复。
对于需调整泵挂的井可结合油井清检进行，但是必须要有需调整泵挂井台帐（可与调参在同一台帐）。
（五）特殊井的调参规定
对于已经改变工作制度也不能解决的高沉没度、低泵效井，采油队要专项技术报告进行详细的情况说明；同时要制定积极的技术对策。没有上述两点工作，视为调参不合理井。
第六条 调参工作管理程序
（一）对于油井动态参数变化明显，符合调参标准，理由充分、井况、设备允许的井，采油队应及时安排参数的调整。这里所叙述的及时为30天时间之内。
（二）对于泵效较低、沉没度较高的井要按如下程序处理
1、核实油井静动态数据。主要有动液面、泵挂、产液量、冲程、冲数、泵径等数据。
2、通过憋泵、测示功图、动液面、计量产液量来判断该井是否泵工作不正常，管柱是否漏失。同时判断该井进液通道是否存在堵塞的现象。
3、查看油井历次修井时间、修井原因、井下工具串装置、历次作业的现场描述等，决定下步采取的措施（洗井、修井或其他）。
4、以上问题的处理过程应由采油技术员负责组织实施，处理后要有处理过程的详细记录。
（三）调参中需要的不同规格马达轮采油队要有一定的计划存量，存量不足时要及时上报给生产部设备管理岗解决。更换电机皮带轮时不能野蛮拆卸，换下皮带轮采油队要按器材管理要求正规管理。以后凡是因皮带轮规格不全、数量缺少等原因影响调参工作的责任主体为基层采油队。
电机和机型的调整采油队也要按资产管理要求及时上报调整计划。
（四）需要结合清检换泵、调整泵挂井要建立单独的调参台帐，并及时掌握该井清检日期。做到凡是提出清检设计时均要检查该井是否需要调整泵径和调整泵挂。
（五）油井调整参数前工程、地质技术员填写《采油队油井参数调整申请表》每月28日上报工程部机采岗，经工程部机采岗与地质部审核后每月30日返回采油队，由采油队负责实施。调参结束后每旬采油技术员用网络传输的方法或电话通知，将该旬的调参工作量上报工程部，月末上报详细的调参报表（同机采报表一起上报）。
（六）每季度末各采油队技术员要进行该季的调参工作总结，二季度和四季度写半年和年度调参工作总结，并上报工程部。同时建立调参后效果跟踪台帐（见附表2），进行调参工作效果分析。
第四章 油井清防蜡管理
第七条 清防蜡剂使用范围
1、地层能量低，有结蜡现象的油井；
2、高含水井、电磁防蜡器安装井等特殊机采井，根据生产需要可适当使用清防蜡剂。
第八条 清防蜡剂使用技术要求
执行《采油用清防蜡剂技术要求》Q/SH 0052-2007。第九条 加清防蜡剂要求
（一）加清防蜡剂前准备工作
1、采油队技术员要认真分析油井产量、含水、电流、载荷等数据，根据拟定的加药周期来确定需要加清防蜡剂的井号及用量，并填写《加清防蜡剂申请表》（见附表3），每月21日前上报工程部，工程部批准后方可实施；
2、各采油队要严格按照申请表中的井号、用药量及加药时间执行，如因生产实际情况需要调整加药井及药量的要及时上报工程部；
3、计划井加药前发现示功图不正常、产量不正常、含水上升等原因，采油队技术员要及时通知工程部并暂停加药，做好记录；
4、使用前检查药品是否存在变质等其他现象，如对药品存在质疑要及时上报工程部并停止使用。
（二）加药过程中的工作
1、采油井组班长要随维修班人员到本井组加药井现场监督加药全过程，直至加药结束。如果发现施工人员不按要求加药或药品质量有问题，有权终止加药，并及时进行上报采油队技术员；
2、入环井因特殊原因影响正常加药时，需将原因及井数上报工程部。
（三）加药后管理工作
1、加药后采油队要在生产日报、综合记录上标明加药井号、用量、日期。
2、采油队要建立《加清防蜡剂台帐》、《特殊井效果跟踪表》。
3、录取资料
加药井前2天要有电流、载荷数据，加药后3-4天要跟踪测量电流载荷数据；各队可根据实际生产情况，每个区块每个月至少选择10口以上具有代表性井，录取功图资料。加药前2天之内要有载荷数据，加药后3-4天要有一次载荷数据。如果加药后载荷上升，连续复取2次载荷资料，复取数据确实证实载荷上升井列入特殊井进行处理，上报工程部并在《清防蜡剂台帐》上备注说明；
采油队技术员负责清防蜡剂使用效果分析、评价，要进行月分析、总结；
加药后,采油队技术员要根据油井产液量、产油量、电流、示功图（充满程度）、含水等资料数据综合分析油井结蜡程度，摸索再次加药时间，并按规定及要求及时通知工程部再次加药井井号、用量，同时要说清楚加药理由，经工程部审批同意后安排加药，加药后管理办法同上所述，否则继续观察分析；
采油队技术员要依据产液量、含水、电流、载荷等生产数据，不断摸索试验，确定更加趋于合理的加药量和加药周期；
采取化学清防蜡井生产不正常必须与工程部联系，制定相应的解决措施。如需检泵作业，采油队技术员亲自到作业现场，检查油管、抽油杆结蜡情况，详细描述结蜡剖面图，并记录在案，月底和机采报表一起上报工程部。
（四）特殊井加清防蜡剂
1、特殊井是指加完清防蜡剂后载荷上升、结蜡严重、结蜡周期较短、含水高载荷有明显上升趋势、安装电磁防蜡器后载荷上升等特殊情况井；
2、此类井要求加药前2天内有载荷、电流数据加药后每2天一次电流、载荷数据，直至摸索清加药周期和用量为止；
3、采油队技术员要认真分析特殊井的资料数据，摸索合理的加药周期及药量，月底将分析结果与机采报表一起上报工程部。
第十条 电磁防蜡器使用范围
偏远井、加清防蜡剂困难、有结蜡现象的油井。第十一条 电磁防蜡器管理要求
每月5日采油队工程技术员需要对上报电磁防蜡器电流进行审核，电流低于0.5A，证明电磁防蜡器出现故障，于每月8日随机采旬报上报电磁防蜡器故障井号，由工程部机采岗与电磁防蜡器厂家联系，组织电磁防蜡器维修。
在维修电磁防蜡器期间，要求采油队现场监督，记录故障原因及更换配件，填写在电磁防蜡器管理台账中，于每月29日上报工程部机采岗。厂家在维修后，需填写电磁防蜡器维修三联单，采油队一份、工程部机采岗一份，厂家一份。在维修过程中检查出的报废电磁防蜡器标明报废原因，填写电磁防蜡器报废申请单，采油队一份、工程部机采岗一份，厂家一份。
第十二条 其它注意事项
1、电流测试要尽量测试电机电路的同一支路，测试电流要录取多个冲程中上行和下行最大电流取其平稳值；
2、测试数据是分析、判断油井结蜡的主要依据，采油队技术员要严格管理、经常督促检查测试工作，确保测试数据及时准确，要严把数据、资料质量关，杜绝虚假数据情况发生；
3、使用密闭加药罐车加药时，注意管线连接及压力，避免出现安全及药品喷溅等污染问题；
4、清防蜡剂为易燃品，要远离氧化剂与火源存放，与其他易燃品隔开，防止暴晒、雨淋，存放在阴凉、干燥、通风处；
5、使用时要确保附近无明火并穿带好安全防护用品。
第五章 机采井热洗管理规定
第十三条 确定机采井热洗范围
1、示功图反映上行载荷变大、下行载荷变小，或产量下降的井；
2、凡尔漏失，通过碰、洗结合的方法，能够处理正常的井；
3、判断为井底脏、进油部分堵塞，能通过热洗处理好的油井；
4、油井卡泵后，通过热洗井可处理好的油井；
5、因油稠而导致示功图变肥或凡尔迟关的井；
6、加清防蜡剂后不能解决油井杆、管的结蜡问题井。第十四条 限制油井洗井界限
1、非注水区域的油井，一般油层没有边水或底水驱动的低含水、高渗透、产气量大的井、不能用泵车进行热洗井；
2、油井有管外串槽，且井口套外返水的井不能进行热水洗井；
3、化学防蜡效果好的井，没有特殊原因，不允许洗井；
4、示功图、产液量无变化的井，无特殊情况不允许洗井；
5、双漏、双失灵，此前出现类似示功图后，洗井无效的油井；
6、诊断确定为管漏、断脱的油井，不许洗井；
7、井下有特殊工具及不具备循环通道的油井，不许洗井。第十五条 洗井前、后的油井生产资料录取规定
1、在油井洗井的前2天之内必须录取示功图、动液面、电流、产量等资料数据；
2、低产井洗井前要核实机采井工作参数，如冲次≤2次在洗井前要及时调大冲次，利于洗井后洗井液返排，尽量减少洗井液对油层的伤害；
3、洗井现场必须按实际情况填写《洗井现场记录》，要求电子版与手写版内容一致；
4、洗井开始半小时后测量一次电流，之后每半小时测量一次电流，直至正常为止；
5、洗井后要跟踪计量产量、录取电流、功图等生产数据，每月分析洗井效果成败及原因；
6、以旬、月度为单位，洗井工作量、洗井效果分析及时上报工程部。
第十六条 洗井注意事项
1、各采油队决定洗井后，工程技术员必须上报工程部机采岗，审核后方可洗井；
2、洗井前检查水温（温度≥65℃）、核实水量（不低于井筒容积2倍）水质是否符合要求；
3、洗井现场，必须由工程技术员或其他队领导现场监督，如发现人手不足时，可向工程部机采岗提前提出，由工程部机采岗负责现场监督；
4、操作人员接好油印，正确连接洗井管线，打开套管闸门，启动洗井泵，开始洗井；
5、洗井的排量由小到大，洗井开始时要控制泵车排量，水量要少要慢；逐步提升泵车排量，直至洗井结束；
6、洗井的过程中如发现上、下冲程缓慢，有蜡卡现象，应加大排量进行洗井，严禁停机；
7、洗井完毕后，现场行车单中井别、洗井原因、用水量填写准确；
8、套压较高（＞1Mpa），供液能力较好的井，泵车热洗时排量可视现场情况调整；
9、套压较低（＜1Mpa），供液能力较差的井，泵洗时一定要注意排量和压力，避免洗井液过多的进入油层，要严格控制洗井时压力和水量，可以采用小排量长时间的方法；
10、遇特殊井如油稠、油水过渡带、卡井、结蜡严重井，根据现场需要可适当的调整洗井水量。
第六章 抽油机平衡管理
第十七条 各采油队要对所管辖油井的平衡进行动态调整，单井平衡率在85%-115%（下行电流峰值／上行电流峰值）为平衡井。
第十八条 各采油队要在每月28日上报本队调平衡计划，按照计划日期进行调整。
第十九条 新井平衡调整要在产量稳定后进行调整；老井发现超、欠平衡时，在发现后5天内进行调整。如老井平衡块已经调到极限，需在抽油机现状调查表备注中标注。
第二十条 对安装尾平衡井，采油队技术员到现场监督，掌握安装进度，安装完尾平衡的油井，及时测试电流，对平衡及时调整。
第二十一条 采油队技术员每旬5日需要对井组测试电流进行检查，保证电流录取的准确性，对出现假电流数据要严格考核。电流原始记录需在工程技术员处存档3月。
第七章 机采系统效率管理
电能能耗是采油井筒提升过程直接生产成本的主要构成部分，机采系统效率是衡量提升过程能耗水平的主要指标，为提高机采系统效率, 增产节能,实现机采系统效率管理工作规范化、程序化，特制定《机采系统效率管理》，此规定适用于机采系统效率管理。
第二十二条 指标制定
年初根据各采油队去年实际完成机采系统效率指标加上当年新井投产井数及预测新井产量，结合公司机采系统实际现状，实现稳步提高，确定各采油队机采系统效率指标，下发到各采油队。
第二十三条 机采系统效率工作的责任主体
1、机采系统效率工作实行主管部门是公司工程部。负责审核年度提升系统效率方案，确定年度工作目标、工作计划与考核政策，落实各基层站队工作进度、审核上报数据的准确性、协调解决实施过程中出现的问题，进行半年、年度工作效果评价，负责机采系统效率工作的技术管理；
2、机采系统效率工作实行主管部门负责，各采油队分级管理。责任主体为基层采油队，完成本年度机采系统效率指标；
3、基层采油队由工程技术员全面负责本队的机采系统效率工作，编制半年、全年测试工作运行计划，分析影响本队机采系统效率因素，提出解决方案。汇总全队机采系统效率工作量，对测试后数据进行录入，不准确数据制定复测计划。
第二十四条 工作管理程序
公司机采系统效率工作一年2次测试，上半年在5月28日上交，下半年在10月28日上交。工程部负责管理制度的制定,进行日常工作检查, 落实各采油队工作计划的执行情况。
采油队具体负责测试工作、数据录取与日常管理工作：
1、要根据本队实际情况制定测试工作运行计划，确保在规定日期内上交机采系统效率数据；
2、在测试时，操作人员严格按照《测试电机功率操作规程》进行操作；
3、测试过程中，间抽井要开抽2小时后，进行测试数据；
4、要对测试的数据进行审核，发现不准确数据，要求测试人员进行复测；（根据产量、冲数、功图、液面、地面效率、井下效率、井下有效功率等数据，找出复测井，如冲数2次，产量0.5吨，测试电机功率6KW，此数据为不准确数据，需要复测）
5、在录取数据时，不允许更改数据；
6、在数据生成后，要与上一年机采系统效率对比分析，找出提高或下降原因；
7、在日常工作中，参数调整、平衡调整、安装新工艺等工作，要有前后机采系统效率对比情况。
第八章 附则
第二十五条 本规定由戈壁能源公司工程部负责解释。第二十六条 本规定自文件下发之日期起实施。附件1：采油队参数调整申请表
附表2：采油队调参跟踪台帐
附表2.xlsx附表1.xlsx 附表3：加清防蜡剂申请表
附表3.xlsx
附表4：特殊井加清防蜡剂效果跟踪台账
附表4.xlsx
戈壁能源公司工程部
3.1对信息技术的应用创新
进入21世纪，信息技术已经广泛地运用到各个行业，并发挥了重要的作用。信息技术的渗透甚至导致一些传统行业的颠覆，这对于我国的石油产业而言，也同样存在巨大的利用高价值。事实上，我国的石油产业是对信息技术利用较早的产业之一。以石油勘测为例，勘测过程中需要应用大量的电子设备，计算机是必不可少的设备之一。作为勘测信息的分析平台和总结平台，计算机本身又与信息技术存在密切的关系，两方面结合可以更有效地实现数据的联动，并通过虚拟技术来分析勘测结果。
3.2对生物技术的应用创新
将生物技术应用到石油产业是一种了不起的创新。生物技术的应用范围虽然广泛，但是却缺乏可控制性，它的实用性并不很强。但是针对于采油工程而言，不需要精确的控制，同时利用生物技术不仅成本低、效果好，更重要的是减少了化学剂的使用，减少了地层损伤和环境污染;生物技术的应用优点不止于此，在勘测速度方面也有很好的表现，同时具有良好的重复实用性，操作简单。
3.3对新型材料技术的创新
一、复合驱采油技术分析
复合驱采油技术将普通的凝胶驱替和表面活性剂两者统一起来, 充分的发挥两者驱替采油的优势, 最大限度的提高原油的采收效率, 复合驱采油具体的过程为, 驱替液最前端为凝胶, 凝胶后面为表面活性剂驱替。最大程度的降低驱替过程中油层纵向和横向之间的差异, 增加了驱替液驱替面积, 提升了原油的驱替效率。复合驱采油技术适用于油藏非均质性强, 含水率高, 处在开发后期的油藏的开采。通过对油藏类型的分析研究, 可以得到油藏剩余油的分布和性质, 复合驱采油技术主要驱替对象为驱替潜力大的油藏主体区域, 在油藏的开采过程中, 油藏主体区域水驱的波及程度高, 利用普通的采油技术已经很难取得良好的效果, 因此需要利用复合驱采油的技术, 改善油藏主体区域在纵向上的驱替效果, 从而改善油藏原油的动用效果。在前期研究的基础上, 研究提出了改善复合驱驱油效果的措施, 例如加大复合驱采油技术的试验规模, 提高复合驱采油技术凝聚和表面活性剂的用量, 同时进行驱替配方的优化。适当的提高注水过程中调剖剂的使用量, 减小调剖剂的粘度, 在实际操作时, 要有效的控制作业压力和注入量, 为了降低施工的难度, 可以在施工前首先确定出地层的最高的注入压力。适当的增加驱油段塞的粘度, 有效的增加复合驱采油技术的作用和效果。聚合物采油技术是三次采油技术常用的方法之一, 但是随着油藏的不断开发, 油藏条件越来越复杂, 常规的聚合物驱采油方式已经逐渐满足不了油藏继续开发的需要。复合驱采油技术的就是综合利用聚合驱等化学驱油的优势, 最大限度的提高油藏的开采效率。
二、复合驱采油技术设计研究
研究表表明, 利用凝胶可以提高驱油的波及体积, 从而有效的增加油藏的采收效率。利用表面活性剂可以降低油水的界面张力, 减少剩余油的量, 从而有效的提高油藏的采油效率, 增加油藏的产量。复合驱采油技术就是综合利用凝胶和表面活性剂的驱油优势, 充分利用两者驱替的协同作用, 凝胶提高波及体积的作用可以更好促进表面活性剂发挥作用, 而表面活性剂降低油水界面张力的作用也可以更好的促进凝胶发挥作用。对于处于开发后期的油藏, 剩余油主要存在油藏的小层, 油藏小层一般水淹的现象严重, 因此需要充分的发挥凝胶调剖作用, 并且结合表面活性剂, 进行油藏原油的高效开采。凝胶段塞的注入量会直接影响到复合驱采油技术的质量, 如果凝胶段塞的注入量太少, 后续的驱油段塞会较快的进入到地层的高渗层, 复合驱驱油的面积受到限制, 驱油的效果不理想。如果凝胶段塞的注入量过大, 会对地层主要的吸水层造成破坏, 后续的驱油段塞很难继续注入到地层中。因此需要选择恰当的凝胶段塞注入量, 既可以保证凝胶良好的调剖效果, 同时不会对地层的主力吸水层造成破坏。通过研究可以得到表面活性剂的使用量增加, 可以有效的提高采收率, 当复合驱注入体积和浓度的增加, 复合驱采油技术的效果也逐渐的增加, 当注入体积和浓度增加到一定值时, 复合驱采油技术增加驱油效率的幅度逐渐减小。在进行复合驱采油过程中, 主段塞的驱油剂为单一的表面活性剂, 主段塞的粘度不高, 随着复合驱采油技术继续, 凝胶封堵调剖的能力逐渐的变弱, 因此会形成表面活性剂段塞窜流现象, 影响到了复合驱采油技术的驱替质量。为了避免这种现象, 可以在表面活性剂段塞中, 增加一定量的凝胶来达到增加表面活性剂段塞粘度的目的, 通过计算可以得到, 加入凝胶后, 表面活性剂窜流现象明显的降低。在复合驱采油技术施工过程中, 要严格的按照相关规定和标准来实施, 确保施工的安全运行。在进行调剖段塞制作时, 因为交联剂具有毒性, 应当由专人操作和保管。在操作过程中要避免药剂的散落, 对于散落的药剂要进行统一回收处理, 所有剩余的药剂要进行集中管理, 禁止随意倾倒, 复合驱采油技术是一个系统工程, 为了能够保证良好的施工效果, 应当做好复合驱采油技术施工的每个过程。
三、结束语
复合驱采油技术是提高老油田原油采收率的重要途径之一, 复合驱采油技术通过将凝胶驱替和表面活性剂驱替两者统一起来, 充分的发挥两者驱替采油的优势, 最大限度的提高原油的采收效率。复合驱采油技术适用于油藏的非均质性强, 含水率高, 处在开发后期的油藏的开采。通过研究为复合驱采油技术的不断发展奠定了基础, 对于提高油田原油的采收率和产量具有积极的意义。
参考文献
[1]冯其红等.可动凝胶深部调驱流线模拟方法研究[J], 应用基础与工程科学学报, 2005 (2) , 146-153
关键词：水下卧式采油树 结构设计 测试系统 可靠性评价
Abstract：Subsea x-mas tree is an essential equipment in the deep-water oil & gas development.This project is to develop a prototype subsea x-mas tree with independent intellectual property，which can withstand 1500 meters depth，10 000 psi pressure and SU（-18 ℃～121 ℃）temperature degree，throughout mastering the design、manufacturer technique of subsea horizontal x-mas tree，and lay the foundation of the design，manufacturer，test and engineering service of the China's own subsea x-mas tree.The project includes：（1）Overall plan design and structure design of the x-mas tree；（2）running，installation，retrieve process and mating tools design of the x-mas tree；（3）control system design of the x-mas tree；（4）material & manufacturing process research of the x-mas tree；（5）risk evaluation and reliability analysis of the x-mas tree；（6）test of the prototype tree.From now，the General Design of Subsea Tree Mechanical，Running Tools and Control System，Detailed Mechanical Design of Subsea Tree，Related Design of Subsea Tree Subsea Control Module，Basic Design of Tree Running & Handling Tools and Manufacturing Preparation of Subsea Tree Principle Prototype Key Parts，as well as the establishment of subsea tree ground verification testing system，Testing Program of Tree Installation Functional Simulation，Program of FAT and SIT and the Risk Assessment and Reliability Analysis of Subsea Tree.By those researches，the research group has basically mastered the key technology and laid a solid foundation for the development of localization application of the subsea horizontal tree.Mainly including：（1）General design of subsea tree and associated equipment；（2）The design of core components，such as tubing hanger and Penetrator；（3）Testing System technology of subsea control module；（4）Risk assessment and reliability analysis technology of Subsea Tree；（5）Materials design and anti-corrosion technology of subsea tree.
Key Words：Subsea horizontal x-mas tree；Structure design；Testing System；Reliability analysis
