偶看新闻电焊机和点焊机的区别:依靠技术进步 加强工程管理
来源：百度文库 编辑：偶看新闻 时间：2024/04/16 13:17:29
依靠技术进步 加强工程管理
为油气田高效开发提供坚强的技术保障
2008年油气工程技术管理工作总结及2009年重点工作安排
一、二○○八年重点工作及成果
2008年油气工程系统以科学发展观为指导，认真贯彻落实股份公司与油田工作会议精神，紧紧围绕层间精细调整的油田开发思路，以经济效益为中心，以科技进步为手段，以精细管理为保证，加强油气工程基础管理工作，优化油气工程方案，加大技术创新力度，精心组织实施重点项目运行，注重成熟技术集成配套，完成了年初制定的各项工作目标，为油田科学高效开发与生产经营任务的完成提供了保障，在以下几个方面取得了新的进展与提高。
(一) 通过建立完善管理办法，规范采油管理，加强工艺技术配套，进一步提高了采油管理水平。
一是集成配套技术，机采系统效率稳中有升。加强机采系统效率测试、分析、评价，分油田、分区块对系统效率进行监测，详细分析机采系统现状，对比不同区块的系统效率差异，找到薄弱环节，制定对应的治理方案，开展系统效率配套技术的集成应用，综合应用“能耗最低机采参数设计”技术，节能电机、变频技术、抽油机减速器等节能技术，使机采系统效率稳中有升。
二是坚持防治并举，躺井得到有效控制。建立完善了控躺治躺管理办法，从躺井成因的定性、作业流程、管理单位及职责划分、采油管理、方案设计及工艺配套等八个环节对躺井进行一井一策治理，建立躺井跟踪管理数据库；与此同时，完善了旬度分析、月度总结、季度交流例会制度；开展了采油六厂马厂油田、采油二厂六区、采油三厂卫22块防腐专项治理与多轮次作业井专项治理。通过系列措施的有效实施，控躺治躺工作成效显著。
三是配套应用层间挖潜技术，产液结构进一步优化。在注水结构调整的基础上，通过强化层间挖潜技术配套，有效实施堵水、调层、分层改造等措施898井次，实现向二、三类油层的转换；以油藏为对象，按照优化工作与调整注水、产液结构有机结合，地面与地下有机结合的原则，优化高含水低效电泵井、气举井25口，使产液结构进一步优化，含水95%以上的井数由上年的755口减少到733口。
四是加大天然气措施挖潜力度，天然气资源利用程度不断提高。在文23、户部寨气田应用多种结盐防治措施，使结盐气井“洗得净、带得出、气量稳”，从被动解堵到提前预防，避免了高产井出现盐堵影响产量的突发“事故”；在桥口、白庙等凝析气田实施增压气举排液采气，根据气井不同生产阶段的积液规律，优化制定排液周期，探索气井稳产新途径，确保了气田稳产。另外，加大了零散天然气回收，提高了天然气集气量。
通过建立完善管理办法，加强工艺技术保障等举措，进一步提高了油气提升效益，主要采油指标呈现“三提高、一延长、一降低”的良好态势，即开井率86.7%，同比提高0.6个百分点；泵效44.5%，同比提高0.5个百分点；机采系统效率25.9%，同比提高0.9个百分点；检泵周期487天，同比延长17天延长；躺井比例3.9%，同比降低0.9个百分点。
(二) 通过注水工艺优化，强化水质和注水日常管理，控制注水成本，进一步夯实了精细注水工作基础。
一是强化技术配套，提高措施效果，有力促进了井组层间精细调整。在深化油藏认识的基础上，以“寻找差异、找准潜力、压缩井段、简化管柱”为原则，加强分注及配套工艺技术应用，简化注水管柱，减少注水井段，分注井平均单井层段数由2.01下降到1.9。通过应用分注、改分层等措施提高层间差异较小井组的层间动用程度，应用化堵、打塞、卡堵等措施控制层间启动压力差异较大井组的I类层，利用转注、井况治理、降压增注等措施完善注采井网注上水。全年实施水井措施1142井次，有效率94.3%，同比提高1.6个百分点，年增有效注水236.8万方，提高了I类层水驱波及体积及II、III类层动用程度。
二是细化水质管理，注水水质稳定达标。规范污水处理药剂管理制度，强化药剂投加技术方案管理，完善水质监测网络体系，加强水质日常监测和药剂质量管理，严格水质考核制度。同时应用精细过滤、污泥回注及反冲洗、加药、排污自动化工艺技术，撬装一体化污水处理装置及玻璃钢等新工艺、新技术、新材料，提高了污水处理工艺技术水平，保证了注水水质稳定达标。
三是开展注水管网管损治理工作，提升供水压力，满足低渗油田注水需要。针对濮三注水系统注水管网结垢严重，注水水质沿程逐渐恶化，干、支线压力损耗大（最高压损达4.9MPa）的问题。组织开展了濮三注水系统注水管网的清洗工作，应用物理法管线清洗技术对5干线条，75条支线，259条单井管线（管线总长
四是加强注水过程节点分析，有效控制注水成本。把整个注水过程按照地下取水、污水处理、离心泵增压、柱塞泵增压、水井作业五个节点，开展驱油物直接注入成本调查与分析工作。通过节点成本要素分析，找出注水过程成本控制点，明确下步优化方向。同时，开展注水水质适应性、无效注水、注水干支线管损、分层注水情况等调查工作，采取相应措施，在电价和原材料成本上涨的情况下，注入过程直接生产成本得到有效控制。
通过以上工作注水系统呈现“一稳、
(三) 通过理顺作业管理体制，推行井下作业项目管理，加强作业监督，进一步提高了井下作业效益。
一是理顺作业管理体制，作业运行效率和管理水平明显提高。作业体制改革后，完善了井下作业相关管理制度，理顺了管理体制，作业队伍从协调管理转变为采油厂统一管理，从市场经营者转变为油气开发生产的参与者，充分调动职工的工作积极性，增强了作业队伍的紧迫感和成本控制意识，促进了油藏经营管理的深化；简化了管理机构，减少了生产运行的中间环节，强化了各专业间的协同合作，工作运行衔接、管理协调渠道更畅通，工作效率、作业质量都有了明显的提高。
二是深化井下作业项目管理，作业成本得到有效控制。做好预算管理，坚持月度总结分析，做到工作量、成本、措施效果“三清晰”；加强措施方案管理，坚持压裂、大修、下电泵等重点措施方案会审制度，根据具体的井筒情况、射孔方式、储层情况、开发要求等，优化工艺措施，提高方案的科学性和针对性，确保措施效果；加大了措施与维护结合的力度，优化工序。通过细化管理，实现了作业项目的顺利运行，作业工作量和成本得到有效控制。
三是加强作业监督管理，作业质量不断提高。加强监督管理，强化监督人员的培训，积极参加股份公司组织的作业监督培训班，提高监督素质；深化质量意识，加大现场监督检查力度，规范现场操作，控制施工的每一个环节，做好作业过程控制；把好入井工具、入井液的质量关。通过强化几方面的管理，作业质量得到了提高。
四是应用新工艺新技术，提高措施效果。在文南油田成功应用薄差层压裂技术51井次，使单层厚度小于
通过以上工作，井下作业管理水平和各项指标实现了“两降低、五提高”，即工作量6905井次，同比降低669井次；作业成本13.76亿元，同比降低0.9亿元；电缆射孔率65.0%，同比提高3.3个百分点；措施维护结合率34.1%，同比提高2.8个百分点；油井措施有效率85.5%，同比提高3.2个百分点；单井措施增油156吨，同比提高15吨；作业生产时效92.0%，同比提高2.4个百分点。
(四) 通过加强工程项目前期论证，优化技术改造方案，简化工艺流程，进一步实现了节能降耗。
一是加强工程项目前期论证与后评价工作，优化方案设计，提高决策水平。完善方案设计优化管理制度，引进方案优化设计软件，按照“能力匹配、区域优化、安全优质、高效低耗”的原则，对技术改造方案进行优化，提高方案设计的科学性和地面工程技术水平。加强工程项目后评价工作，对项目的目的、执行过程、实施结果和效益进行系统客观的后评价，分析成败原因，总结经验教训，提高工程建设项目决策和管理水平。
二是加大地面工程系统效率检测力度，使地面工程技术改造更具针对性。重点开展文留油田、濮城油田、文卫马油田、文南油田、胡庆油田集输系统及马寨油田、卫东油田注水系统改造前后的效率检测工作。通过系统效率检测，全面分析了系统各环节能耗状况，研究了降低能耗、提高系统效率的方法，为运行管理、系统改造评估提供科学的依据。
三是实施地面工程系统技术改造，实现节能降耗。重点实施了胡庆油田、文卫马油田集输系统优化改造工程，缩减胡状联、明一联油气处理规模，更新改造高耗能、低效率处理设备和腐蚀穿孔严重的集输管网，实现全密闭集输工艺，停运改造12台套高耗低效的处理设备，改造后油田年减少油气损耗1024吨，年节气203万方。对文明寨、文25东油田注水系统进行技术改造，优化注水系统管网，降低管损，改造区域注水系统效率提高5.6个百分点。
四是实施注水系统技术改造，满足二三类油藏开发需要。应用精细过滤、废液预处理、玻璃钢和陶瓷罐等新工艺、新材料、新设备，对文一污、明一污、濮一污进行技术改造，提高污水处理系统工艺技术水平，改善注水水质，满足二、三类油藏注水需要，减缓油田注水压力上升的矛盾。
通过加强改造项目前期研究、优化改造方案，加强技术保障和后评估工作，油田集输系统主要技术指标呈现“三提高、一降低”的良好局面。即油气集输系统效率由43.9％提高到44.7％、吨油处理成本由10.5元降低到9元；油田注水系统效率由46%提高到47%，注水水质由B2提高到A2。
（五）通过优化钻井工程方案设计，强化现场监督管理，应用新技术新工艺，进一步提高了钻井工程质量。
一是优化钻井工程方案设计，确保钻井投资效益最大化。按照保护油气层、保证安全钻井和提高投资效益的原则，以满足投产需要、提高油气井产量和延长油气井寿命为目的，针对不同油藏类型与储层特点，重点优化了生产井井身结构、侧钻井开窗位置、水平井井身轨迹、水平井身结构和完井方式。
二是强化监督管理，钻井工程质量明显提高。建立健全监督管理制度，对钻井重点项目实施全过程监督；完善了钻井工程质量评定办法，加强了钻井液及固井水泥混拌料监测力度，有力地促进了钻井工程质量的提高。加大对钻井监督培训力度，提高监督人员素质，全年25人获得中石化三级监督资格。
三是应用新技术新工艺，有效解决钻井技术难题。应用NFJ－1凝胶堵漏新技术，在部17－1等8口井上成功堵漏，有效地解决了油田老区漏失严重的难题；应用欠平衡钻井技术，采用泡沫钻井液，有效地解决了产层污染严重的难题，其中，部1－23侧欠平衡钻井创中原油田钻井液最小密度
四是开展水平井技术攻关，使低渗薄差层储量得以动用。水平井电测、套管居中等重大技术难题取得突破，保证了水平井的顺利实施；应用薄油层地质导向技术和隔离膜技术，有效提高了油层钻遇率，避免了油层污染，增加了水平井产量。全年实施水平井14口，刘17-平2、云2-平5等井获得了高产。
通过优化钻井工程方案和设计，强化现场监督和监测工作，进一步稳定和提高了钻井工程质量，主要指标呈现“一稳定，二提高”的良好态势，全年固井质量合格率稳定在98 %左右，钻井液质量合格率同比提高1.6个百分点，井身质量合格率同比提高0.5个百分点。
2008年，通过大量艰苦细致的工作，工程技术管理和技术进步取得了一定成效，但还存在一些不容回避的矛盾和问题。
一是低无效注水量、产液量及无效作业工作量比例依然较大。
油田注水开发进入高含水期，剩余油高度分散，注入水及产液量低效、无效循环的矛盾日益明显。据统计，目前共有低无效注水井114口，占开井数的6.1%。目前含水小于60%的油井井数占总井数的29%，含水大于90%的占总井数的41%。其中尚有338口井含水大于98%，占总井数的9%，产液量占总液量的23%，有相当部分为低效、无效液量。2008年仍有527井次的无效作业工作量，共投入作业费用近1.5亿元。因此，需加大地质研究和工艺配套，进一步压缩低无效注水量、产液量和无效作业工作量，提高油田开发水平。
二是工程系统效率偏低，制约着油田开发效益的提高。
三大系统效率仍然偏底，近年虽然在提高系统效率方面做了大量工作，系统效率也在逐年提升，但与股份公司标准相比、与兄弟油田相比仍有一定差距。目前油田注水系统效率47%，集输系统效率44.7%，低于股份公司I类标准5个百分点，油田机采系统效率25.9%,低于股份公司I类标准3.1个百分点。较低的生产运行效率，严重制约着油田开发效益的提高。
三是进一步降低井下作业成本的难度不断加大。
由于油田进入高含水开发期，措施效果逐年变差，单井措施增油由2003年的235.9吨下降到2008年156.0吨，措施工作量仍呈现逐年加大的趋势；油水井井下技术状况问题比较突出，22.9%的事故井比例依然偏高，措施实施难度加大，措施工序日益复杂，作业周期延长，单井作业成本明显上升；腐蚀、偏磨和井况问题制约着维护作业工作量的降低。基于以上原因，井下作业成本控制难度明显加大。
四是水平井相关配套技术有待进一步完善。
截至2008年，共实施34口水平井，为深层低渗油田的挖潜增产发挥了重要作用。但在储层保护、完井方式、固井质量、修井及储层改造等相关配套技术还需进一步攻关和完善。
二、二○○九年主要目标和措施
(一) 工作思路和目标任务
工作思路：深入学习实践科学发展观，认真贯彻落实集团公司与油田工作会议精神，紧紧围绕油田开发部署，加强油气工程技术管理，推进技术进步，加大技术改造力度，深化精细注采调整，强化系统配套，努力提高工程技术管理水平，为油气田开发提供坚强的技术保障。
目标任务：三个降低：降低低无效注水量、降低低无效产液量、降低无效作业工作量；三个提高：提高机采、注水、集输系统效率，提高天然气挖潜技术水平，提高井下作业井控管理水平；三个优化：优化油气工程方案、优化措施结构、优化水平井工艺技术；三项配套：细分注技术、分层改造技术、复杂井大修技术；三项突破：水平井钻井及配套技术、水平井投产及增产技术、降低水处理残渣技术。
根据上述指导思路，围绕2009年目标任务，重点开展以下工作：
(二) 重点工作
1、集成配套精细注水技术，优化采油方式，深化作业项目管理，努力降低低无效注水量、产液量及作业工作量
一是强化以注水井为对象低效井组层间精细调整，开展低无效水量治理工作，提高注水效率。开展低效井组专项治理，按照井组精细调整方案，强化措施运行，关停边外注水和外溢井，修复套漏和管外窜井，调整治理低效循环井，降低低无效水量60万方；应用成熟配套工艺技术，改善注水剖面，扩大注水波及体积，提高注水效益，实施大修、投转注等措施435井次，实施降压增注、分注、调剖封堵等措施695井次, 日增加有效注水能力17200方。
二是进一步优化采油方式，调整产液结构，确保降低低效、无效产液量。针对特高含水液量比例高、单井产油量低、采油方式优化不到位的状况，在注采井组精细调整的基础上，进一步优化采油方式，减少低无效产液量。对338口含水大于98%的低效井进行分析论证，重点对低效电泵井和气举井进行采油方式优化，进一步压缩高含水低效益产液量，力争实现降低低效液量30万方。
三是继续深化作业项目管理，优化措施结构，降低无效作业工作量。强化作业预算管理，建立预警制度，实现过程控制；地质工程相结合，优化措施结构，优化措施方案，优化作业工序，提高方案的针对性和科学性，提高措施与维护的结合率。同时，认真分析查找多轮次作业的原因，分区块、分类型制定针对性治理措施，逐步降低多轮次作业井次。年作业工作量控制在6500井次以内，无效作业工作量同比降低10%以上。
2、加强工程技术改造，配套完善天然气挖潜技术，强化作业井控管理，努力实现“三个提高”目标
一是加强工程系统技术改造，提高系统效率，实现节能降耗。
加强机采系统效率现场监测，全年测试3000口井，对系统效率进行深入、全面、系统的分析，在此基础上，优化采油方式、优化管柱设计、优化油井工作制度，机采系统效率达到26.5%，较2008年提高0.6个百分点。
对文南集输系统、胡庆单拉井、文二联伴生气增压机组等进行整体优化改造，简化工艺流程，更新改造高耗能老化设施，减少油气损失，全油田油气集输系统效率由44.7%提高到45.2%，提高0.5个百分点。
应用水处理新工艺、新技术、新设备、新材料，重点对胡二污水站、桥口污水站污水处理系统进行技术改造，提高系统自动化水平，确保系统平稳运行，水质稳定达标。对胡状油田北区、文南油田和马寨油田注水系统进行分级、分压技术改造，优化注水系统管网，降低管损，油田注水系统的效率由47%上升到48%，提高1个百分点。
二是加大天然气挖潜力度，提高天然气挖潜技术水平，确保延缓气藏递减。
整装气田通过挖潜调整，控制气田产量递减。对文23、户部寨两个整装气田，在充分认识气层、裂缝、微构造及剩余气的基础上，通过补孔、压裂措施改造储层，挖掘纵向潜力，改善产气剖面；通过酸化、射孔措施解除井周污染，改善井周渗流；配套除防盐技术，提高连续补水清防盐防垢效果；完善地面工艺，抓好文23气田降压采气与气举排液配套工程，进一步提高气藏采收率。
深层凝析气藏通过技术配套，保持气田稳产。深化气藏精细描述和精细挖潜，在气藏构剩余气富集区块，通过侧钻、大修、压裂等技改措施，进一步提高动用储量；强化以气举排液为主的生产管理，优化增压气举工艺参数，实现气井注气量、产气量、产液量“三稳定”，确保气井正常生产，保持老井产量的基本稳定，延长气田高产稳产时间。
三是进一步强化作业井控管理，促进井控管理工作再上新台阶。
坚持“警钟长鸣、分级管理、明晰责任、强化监管、根治隐患”的工作方针，各级作业井控管理、操作人员要积极转变观念，认清作业井控工作的重要性和迫切性，树立“只要有作业施工，就有井喷发生可能”的意识，贯彻落实集团公司和油田有关作业井控的管理规定，完善作业井控组织机构与管理网络，设立作业井控专职人员，做到作业井控工作事事有人抓，事事有人管，事事有落实的长效工作机制。要加强井控培训，强化现场施工井各种工况下的作业井控演练检查，细化作业井控应急预案，认真抓好作业井控基础工作，确保作业井控工作健康平稳运行。
3、配套完善精细分层技术和复杂井大修技术，为老油田提高开发效果提供保障
一是配套完善细分注水技术。针对高压分注井投捞成功率低、有效期短的问题，开展深井高压分注研究与配套，通过优化橡胶材质和硫化方法，提高耐压耐温性能，根据不同井的特点，通过偏心配水器、中心配水器及恒流配水器等多种配水器的优化组合，解决深井高压下的投捞、调配问题。形成耐压差40MPa，耐温
二是配套完善分层压裂技术。针对分层压裂成功率不高、薄差层压裂有效期短的问题，一方面改进完善分层工具，优化分层压裂管柱工艺，通过改进完善两级封隔器间伸缩器等配套工具，降低解封阻力，避免卡管柱。同时要根据地层、井筒状况，优化选配相应的分层压裂管柱，提高工艺管柱的适应性；另一方面开展薄差层优化压裂技术研究。进一步优化薄差层压裂施工工艺，开展配套工艺应用研究。形成完善的分层压裂技术，改善薄差层压裂效果，适应精细注采调整的需要，为精细开发老油田提供技术支撑。
三是配套复杂井大修技术。针对复杂结构井修井技术的难点主要在于拉力、扭矩传递损失大，磨铣碎屑携带困难，为此开展水力加压器、慢速大扭矩螺杆钻具、小直径高强度钻杆、倒扣器、小直径高强度震击器、偏心磨鞋、磨铣沉淀杯、钻具扶正器等配套工具及配套修井工艺的研究；对深井开窗侧钻和加深井底配套技术方面，重点开展膨胀管尾管悬挂器研究设计，利用膨胀管的密封锚定技术满足开窗侧钻井的斜向器密封锚定的需要，配套通道式地锚斜向器，确保斜向器固定牢靠，以及膨胀管在侧钻井、加深井中的固井、完井工艺的试验；同时要开展错断套管的归位，套管扶正，加固及磨铣防开窗等配套工具、工艺的研究，提高修井成功率，为中原油田错断井的修复探索出有效的途径。
4、开展科技攻关，努力实现水井平完井及投产技术、水平井压裂技术、低残渣水处理技术三项技术突破。
一是水平井钻井及配套技术。应用水平井二维剖面设计、三维多点位置和姿态约束轨道设计优化剖面，优选曲率半径。配套耐温165℃,耐压35 MPa的LWD地质导向仪及其配套工具，提高深层水平井钻井施工水平；综合应用工程信息和录井信息，进行水平井录井分析，快速判断目的层顶、底位置和倾向倾角变化情况，提高水平井的油层钻穿率；进行水平井测井工艺技术研究，引进相应水平井裸眼及套管测井仪器设备，保证水平井测井安全，降低水平井测井周期；优选水泥浆体系，配套适用于水平井的固井工具，提高固井质量；对不同储层井壁稳定性进行研究，引进水平完井方式优先及完井参数优化软件，优选出适应于中原油田不同类型油藏的水平井完井方式，提高水平井产能，满足后期措施需要。
二是水平井投产及增产技术。开展水平井压裂技术攻关，依据井网及储层地质特点，优化裂缝分布、射孔参数、压裂井段长度和压裂施工参数，同时在水平井井筒支撑剂沉降规律研究的基础上，对水平井填砂、冲砂工艺技术和液体隔离胶塞密封等技术进行攻关，形成适于中原油田低渗油藏的水平井分段压裂工艺技术。开展水平井卡堵水技术及配套管柱研究，攻克出水段测试、工具居中，受力分析等难题，突破水平井卡堵技术，提高水平井卡堵水成功率。开展水平井封窜堵漏技术及配套工具研究，突破水平井打水泥塞技术难题，实现在小于85°的近水平段打塞一次成功，使封窜工艺成功率达95%以上。开展水平井分段酸化工艺技术及配套管柱研究，形成耐压大于35MPa，耐温
三是低残渣水处理技术。针对当前污水处理工艺污泥产出量大，造成污泥大量堆放，严重影响生产环境，环保压力巨大的问题。在胡二污水站低污泥水处理技术试验的基础上，针对不同油藏产出污水特点进一步优化药剂方案，筛选高效强氧化剂，达到低PH值条件下稳定水质、降低残渣量、控制腐蚀、降低成本、提高处理水与地层配伍性的目的。使水处理残渣产出量由1.4t/千方下降到0.6t/千方以下。同时加快该技术进入明二污现场试验进度，并研究明一污、濮二污、濮三污低污泥水处理技术，力争油田日污泥产出量减少20%及以上，探索出一个高效率、低成本、低产泥、且含油污泥能综合利用的水质稳定达标处理技术路线。
(三) 保障措施
1、努力做好油气工程方案设计管理，确保提高油气藏开发水平。
工程方案是工程技术的载体，也是工程技术和开发地质结合的载体。在油田开发难度越来越大，投资成本日趋紧张，各种矛盾日益突显的情况下，必须进一步解放思想，创新思维，优化工程方案，为油田科学高效开发提供保障。
一是要牢固树立油田经营管理的理念与大采油工程的观念。工程技术要以油藏工程为基础，服务于油藏工程。要针对不同的油藏类型和不同油藏类型的不同的开发阶段所面临的问题，以降低自然递减、提高采收率，降本增效为目标，分析油田开发的矛盾是什么，应该如何去技术配套、如何进行技术集成、如何解决开发问题、如何才能促进开发水平的提高。采油工程技术人员不仅仅要研究单项技术的工艺和技术改进，不仅仅是解决一口井的问题，更要从采油工程的角度去解剖问题，解决整个油藏和区块开发中的问题。
二是要进一步优化油（气）工程设计方案，为油田科学高效开发提供保障。2009年要以“地面地下一体化、地面工程简优化、采油工艺实用化”为原则，强化油（气）工程方案管理和优化方案编制。从油藏出发，充分利用油藏工程的研究成果，进一步解放思想，创新思维，注重成熟技术的配套应用，同时在经济上进行多方案对比，综合优化，提高方案决策的科学性、针对性和有效性，一个优化完善的工程设计，要体现成熟工艺技术的科学集合和完善配套，体现投资的经济性、工艺技术的适应性、实施过程中的可操作性，体现安全施工和健康环保。
2、加强作业系统基础管理和建设，努力提高作业质量。
一是进一步完善井下作业质量管理体系和网络，落实质量责任，前移质量关口，实现作业质量的过程控制；以强化基础管理为切入点，开展“提高管理水平和作业质量”的主题活动，把作业现场达标、作业基础资料和作业质量作为重点，制定检查、评比制度，促进基础管理工作的提高。
二是加强作业现场监督管理，强化作业管理和质量意识，加大现场监督检查力度，严格按方案设计、标准和操作规程施工，控制作业施工的每一个环节，杜绝各种违章行为，减少返工工序和返工井；加强现场入井管材、入井液的质量检验，把好材料的入井关，确保作业施工质量。
三是加快油管杆修复线技术改造建设，并制定“后四厂”管理办法，规范管理程序和管理流程，细化岗位职责，明确岗位质量责任，落实质量过程控制，加强修复产品的出厂验收工作，提高修复质量和工作效率，促进“后四厂”管理水平的提高，为提高作业质量提供有力支撑。
通过以上工作的开展，实现作业施工成功率达到95%以上，施工一次合格率同比提高0.1个百分点，施工全优率同比提高0.1个百分点，作业生产时效同比提高0.5个百分点。
3、强化系统优化与管理，确保提高系统效率。
加强地面工程技术管理和新技术研究与应用力度，提高地面工程技术水平和管理水平。一是完善地面工程系统监测手段，加强油、气、水地面系统效率检测和设备设施技术状况检测，分系统、按工艺运行过程分析能耗和效率状况，找出高能耗、低效率环节，有针对性地制定节能降耗、提高系统效率技术改造方案，进一步深入开展地面工程系统节能降耗、提高系统效率技术改造工作；二是加强地面工程新工艺新技术研究与推广应用力度，研究并推广应用地面工程地理信息系统、方案优化设计系统、地面工程优化运行管理系统、站库自动监控技术、综合热能利用技术、高效节能设备设施，提高中原油田地面工程系统技术水平；三是制定地面工程设备设施、管网更新改造和维护管理办法，以节约投资，规范管理；完善重要耗能设备操作运行管理规定，按照 “科学、高效、规范、严谨”的原则优化地面工程系统运行参数，确保地面工程系统始终处于最优化状态运行，提高管理水平。
4、加强钻井工程管理，确保提高钻井质量。
以优化钻井工程方案设计为主线，以现场监测为手段，强化钻井工程过程监督，做好油气层保护工作，适时引进新技术新工艺，努力提高钻井工程质量，降低生产成本，全面完成分公司的钻井工程任务。
一是优化方案设计，提高钻井投资的综合效益。进一步优化钻井工程方案设计，合理降低钻井工程成本，最大限度地满足油田开发需要；从严审核设计外工作量。未获批准的设计外工作量不予计算，超过设计10%以上的工程量报分公司领导同意后方可结算。加强钻井工程现场管理工作，及时发现并解决钻井施工中存在的问题，努力提高钻井投资的综合效益。
二是推广应用新工艺技术，提高钻井质量。继续推广应用欠平稳钻井技术、凝胶堵漏技术、屏蔽暂堵油气层保护等新工艺技术，进一步降低钻井风险，缩短钻井周期，提高钻井质量。
通过以上工作力争实现管理上保双百，技术上两提高。进一步加强监督管理工作，重点井监督驻井覆盖率达到100%，一般开发井监督巡井覆盖率达到100%，加强井控管理工作，钻开油气层前验收率达到100%；通过制定确实可行的技术措施，固井合格率提高1%，通过对油田各区块调研，钻井设计符合率提高2%。
5、积极开展先导试验，做好技术储备。
随着勘探开发的深入和持续增储稳产的要求，针对生产实践中不断出现的矛盾和问题，加强新技术先导试验，尽快形成能够规模化应用的配套技术，这是工程技术进步的重要环节，是勘探开发不断发展的必然要求，也是确保新技术进入工业化规模应用取得成效的前提。
一是提高采收率先导试验
结合中原油田的油藏特点，在近年不断探索取得的成功经验的基础上，2009年继续开展深部调驱、二元复合驱、微生物采油等技术应用的同时重点开展好二氧化碳驱、空气泡沫驱、天然气驱等三项气驱先导试验，做为下步大幅度提高原油采收率的技术储备。
天然气驱：文88块注天然气驱先导项目是集团公司确定的一项重点先导试验。2009年要根据前期注气运行情况，进行经济、技术综合评价，鉴国内外开发同类油藏注天然气的先进经验，调整先导试验方案，精心维护注气设备，争取尽早恢复注气，为解决中原油田低渗油藏注水开发难的问题提供新的技术支撑。
二氧化碳驱：由于二氧化碳与原油的混相压力最低，因此二氧化碳驱是一种提高采收率幅度较大的气驱技术，而且注入设备简单、投资少，该技术是中原油田下步提高采收率的重点方向之一。2008年在濮城沙一下高含水油藏1-1井开展了先导试验，自
空气泡沫驱：近年来开展了耐高温、高盐、高二价离子泡沫体系研究，确定了临界氧含量值和甲烷爆炸极限；建立了空气泡沫驱数值模拟方法；形成了注空气泡沫配套工艺技术，截至
二是复杂结构井钻井工艺技术先导试验
阶梯水平井钻井技术：目前中原油田厚度较大的产层已经动用，而一些厚度
超短半径水平井技术：针对东濮地区构造复杂，储层变化大的特点，采用超短半径，增加着陆准确度，最大限度地提高油层钻遇率。重点研究着陆控制和地质导向技术，力争攻克以设计轨迹为依据、以实钻地层数据为控制参数、以提高油层钻遇率为目的的超短半径水平井技术。
深层开窗侧钻技术：对产层埋深大、井深超过
6、加强工程管理与过程控制,确保工程技术在勘探开发中充分发挥作用
科学技术是第一生产力，管理也是生产力。面对油气勘探开发难度不断增加、对石油工程技术依赖度日益提高的挑战，面对控制投资、降低成本、提高效益的需要，工程管理的落脚点应是不断满足勘探开发的新要求。在正确认识当前形势和客观分析工程技术管理突出问题的基础上，我们认为，在目前管理体制下，按照股份公司的总体要求，工程管理的目标应是优化方案设计、科学组织运行、严密监督检查、保证施工效果，强调过程的控制与管理。
施工过程的控制是实现勘探开发目标，达到降低成本、提高效益的关键环节。一个勘探开发项目工程施工过程管理决定着项目的安全、环保、平稳、效益、质量。石油工程项目设计确定以后，影响最大、风险最高、时间最长的阶段就是工程施工。施工过程控制，是确保工程设计贯彻落实到位的必要手段，是确保先进的工艺技术现场实施到位、效果发挥到极致的关键措施，也是确保工程施工效率持续提高、确保安全施工的重要环节。
因此，今后应进一步加强施工过程管理，要实时跟踪工程施工全过程，严格按照设计实施，及时化解未知因素的影响，果断正确处理可能发生的突发情况，确保工程施工顺利进行。一是要完善工程组织管理体系，建立健全和细化管理制度，强化甲方管理的作用，改变以包代管的习惯思维。二是要加强现场监督管理，要形成纵向到头、横向到边、配合有序、职责清晰的“无缝隙”管理体系。提高现场监督人员的业务素质，提高处理突发情况的能力。三是要转变工程管理思路，由技术型管理向技术经营型管理扩展，提高综合管理能力，提高重大工程问题的决策能力、工程应急能力，确保施工效果，确保工程技术在勘探开发中充分发挥作用。
2009年油气工程系统决心在油田党委的正确领导下，深入贯彻党的十七大精神和油田工作部署，以更加务实的态度、更加扎实的工作、更加创新的精神，努力提高技术管理水平，为推进油田持续有效和谐发展做出更加积极的贡献。