自动温控型油桶加热带使用方法

        随着开发的不断油桶加热带深入，大庆油田从2006年起整体进入“双特高”开发阶段，综合含水达90.44%，出现较大数量的长停井。为确保长停井治理过程中的全局性、统筹性和操作性，提高工作效率，大庆油田成立油公司、采油厂和采油矿“层叠式”三级领导机构，详细分解工作任务。在油田公司层面，编制治油桶加热带理计划，确定专项费用分配方案；在采油厂层面，编制月度运行计划和单井治理方案；在采油矿层面，进行现场实施和日常生产管理，各层级各司其职，有序配合。2006年至2014年，大庆油田累计治理长停油水井8544口，恢复产油1014.4万吨。对所油桶加热带有井下作业工程施工实行费效挂钩，执行阶梯结算价格；提前招投标；不断完善井下作业工程造价体系，降低作业费用；编制全年运行计划曲线，建立跟踪监督检查制度，并针对地质、工程等不同原因形成的长停井分类编制方案，对症下药。截至8月底，长庆油田今年共增油2.08万吨。

　　面对资源劣质化和低油价挑战，吉林油田开发部处长张海龙认为，长停井蕴藏着巨大潜力，通过新理念、新方法的整合应用，可以重新认识油藏，拓展资源动用潜力，同时借助新技术、新工艺，也可以重新发现长油桶加热带停井的油藏潜力。实现区域整体效益和开发水平的提升，还可以实现换向驱替，改变注采方向，实现井别转换。吉林油田从区块整体效益出发，将井网加密与长停井的恢复相结合，对由于渗透率低导致的关井，建立有效驱替，复活停产区块。方116区块以前因注采见效差被陆续关井，今年年初以来，吉林油田结合老井恢复进行加密调整，恢复4口老井注水，并部署7口新井采油，区块日产油由1吨提高到11.3吨，濒临废弃的区块获得重新油桶加热带利用。2014年至今，吉林油田共恢复油水井512口，新增年产能力5.4万吨，预计直接创效4509万元，并揭示出2100万吨外围储量动用前景。

　　辽河油田将长停井油桶加热带恢复与注水专项治理相结合，不断扩大水驱规模，以完善注采井网、恢复水驱开发为主线，将长停井复产与注水工作相结合。5年来，辽河油田累计增注1143万立方米，累计增油48.5万吨，注水油田产量不断上升，递减率大幅下降。“十二五”期间，辽河油田共治理长停井4617口，合计增油158万吨，平均年增油约30万吨。各油田将治理和经营管理相结合，开展经济效益评价，优化治理方案，确保油藏整体开发效果。华北油田根据2008年至2013年油井措施效益评价结果，做出油井实际增油量和总投入的关系模板。按照投入产出比大于1.5、1.2至1.5、1.0至1.2及小于1.0分为4类，根据模板，在对所有长停井开展恢油桶加热带复投入与增油效果预测的基础上，开展经济评价。