降低产能建设投资的措施

为降低大庆外围油田建设投资,提高整体开发效益,结合地面地下一体化运行体系,通过采取优化井位部署,优化产能区块部署及系统布局,简化地面工艺技术,探索试验新工艺、新技术等措施,2010年产能投资控制取得了显著效果.通过优化简化技术措施,2010年产能建设与近五年对比,百万吨产能投资由55.82亿元降低到43.51亿元,控制在50亿以下,降低22.0％;地面投资所占比例由33.76％降低到22.1％,控制在25％以下.     

降低外围油田产能建设投资

1.地面地下一体化优化针对外围部分油田或区块单井产量低、地面建设条件差、达不到经济开发界限的实际,加强了油藏工程和地面工程之间的渗透和结合,有效促进了各专业间控制投资的良性互动。通过一体化优化,使开发效益差的油田或区块实现了有效开发。3年来,在葡361区块、肇源油田等6个产能项目上进行了一体化调整,节省投资达3.21亿元,使22.37×104t产能由无法动用变为有效开发,使6.6×104t产能项目的效益在有效开发的基础上进一步提高。采油九厂英51区块大部分分布在退耕还林区、树林、砂丘地带,在加强地面地下一体化优化工作情况下,优选18组…     

萨南油田三元驱开发区块降投资技术措施

随着三元复合驱的大规模推进,产能建设投资的压力逐渐加大,初步推算萨南油田某区块按地面工程投资计算的单井指标为200多万元,按建成产能计算的地面工程百万吨产能投资已超过50亿元。通过采用优化总体方案、大型站场标准化布站模式、丛式井平台设计、合岗设计、集中监控及标准化设计等优化简化技术,能够大幅度提高生产管理水平,降低建设投资及运行成本,有效缓解产能投资压力,同时也为油田地面工程优化简化技术的进一步提高和完善提供依据和参考。     

杏北油田地面系统优化简化措施及形势对策分析

针对杏北油田开发方式多元化、原油产量逐年降低、产能规模大、效益差、地面腐蚀老化突出等问题,大力开展地面系统优化简化工作。在产能建设上强化地上地下结合以提高方案深度,细化全过程协调推进方案设计进度,做好区域能力、布局优化及工艺简化提高产能效益;在已建系统上重点实施区域站场、站外系统优化调整,有序推进了区域集中监控建设。通过新老系统统筹,在控投资、降成本、增效益、提效率方面取得了显著效果。在总结优化简化主要措施基础上,结合油田开发安排,分析产能建设低产低效、各系统负荷不均、老油田腐蚀老化等形势,明确了今后一段时期地面优化调整措施,有效挖掘地面提质增效潜力,为杏北油田中长期地面规划提供指导意见。     

大庆油田设计院提前规划油田产能建设

2012年,大庆油田开发工作安排产能区块66个,基建油水井5 413口,建成新增产能256.4万吨。大庆油田设计院针对2012年大庆油田产能建设任务,采取"提前介入、主动介入、有效介入"的方式,不断加强规划设计工作的力度,为油田新一年的产能建设争取时间。     

榆树林油田地面工程提质增效技术探讨

榆树林油田属于特低渗透油田，为了提质增效，“十三五”以来，根据产能区块特点及生产情况，深入研究产能建设、节能降耗、数字化油田建设等方案、措施。通过实践应用，形成了经济有效的地面工程提质增效技术。在产能建设方面，规模较大的偏远区块应用混输接力集输，常规零散或小规模偏远区块应用提捞采油技术，致密油区块错峰投产，加密区块就近挂接已建系统，比选新老注水工艺，满足生产需求且经济可行、便于管理。在节能降耗方面，通过优化泵配置、机泵配变频、供电线路无功补偿、推行系统优化、加强管理等，可实现节气、节电。在数字化油田建设方面，通过油井“三件套”和低成本站、间数字化，提高了管理水平。榆树林油田地面工程提质增效技术可为低产、低渗油田开发提供借鉴。     

优化地面建设方案提高低产油田开发建设效益

针对大庆油田小规模、零散、低产区块的开发建设,通过按照地下地面一体化的原则,优化滚动开发部署;按照新老系统兼顾的原则,宏观优化地面系统布局和建设规模;按照油藏、采油、地面三位一体的原则,优化钻井方案;按照微观简化的思路,优化地面建设方案的技术措施,使33个产能区块的建设投资大幅度降低,收到了良好效果。     

大庆油田采油工程降本增效设计与实践

大庆油田进入特高含水期,油田呈现出剩余油高度分散、低效无效水循环严重、开发储层条件变差等问题。作为油田开发的重要组成部分,采油工程相应也面临着单井产量低、能耗高、投资成本高等难题。为了提高采油工程整体经济效益,以降本增效为目标,通过设计思路和优化方法创新,研究形成了基于相控建模的压裂工艺优化、抽油机系统能耗预测方法和节能优选优化技术、抽油机井提高系统效率优化设计方法、老井措施工艺优化设计方法等组成的一系列采油工程优化设计方法。“十三五”期间,采油工程通过降本增效设计累计新建成产能约500万t,减少投资约9亿元,老井措施增油近400万t,系统效率提高2.2个百分点,在井数增加的情况下,能耗降低15.6%。     

油田站场能耗控制及数字化建设在提质增效方面的应用研究

某油田发展面临地面系统能耗高、站场用工形势紧张等问题,针对这些问题,采取以下措施：应用注水泵涂膜、有源滤波、高压变频、斩波内馈等节能技术,注水用电单耗从6.03 kWh/m³下降至5.77 kWh/m³;应用站场区域优化、技术参数优化等措施,吨液耗气平均降为1.47 m³/t;采取多岗合一、集中监控、岗位无人值守的建设模式,有效缓解了一线人员用工紧张的问题。结果表明,通过应用节能技术、天然气能耗控制、区块优化技术、数字化建设等措施,每年节气1 835×10⁴m³,节电451×10⁴kWh,节约能耗成本1 187万元,优化岗位用工259人,节省用工成本3 108万元。     

升平油田地面建设整体优化技术

根据升平油田开发建设现状,模拟编制升平油田地面系统高效运行15年开发方案。依据地面系统建设思路,根据地下井位、钻井区域、地面现状进行地面井位坐标优化,优化后的井位更有利于地面工艺的优化简化。距已建系统远、掺水集油工艺不能保证运行,以及应用掺水工艺转油站扩建规模较大、投资高的区块采用电加热集油工艺,可节省投资20%～40%。通过优化射孔方案、优化射孔工艺,低效井比例控制在4.5%以下,实现少井多产的目的。按照优化后方案运行,合理选择开发调整时机和规模,不仅可有效控制地面建设规模,提高系统平均运行负荷率,而且可大幅降低后期地面运行成本,油田整体经济效益将得以提高。     

精细化管理:一份来自普光气田的保供样本

中原油田普光气田地面集输工程20亿产能建设目前已进入收尾阶段.油田物资供应处普光保障部按照"提前介入、快速反应、质量可靠、保障无误"的管理思路,紧跟气田开发建设进度,精细内部管理,强化供应服务,推进了普光建设物资保供效能.     

杏六区中部聚驱产能建设优化设计

杏六区中部聚驱产能建设,分两年建设。设计过程中,根据已建区块的实际开发特点,通过采用单管通球集油、计量站组装化,联合布站等措施的应用,同时积极采用新技术、新工艺、新设备,进一步简化工艺流程,通过对施工及运行期产生污水、污泥等的深度处理、循环利用。节省了大量资金,取得了明显的经济效益。     

敖南油田产能建设总图设计

敖南油田为滚动开发的新油田,针对敖南油田的特点,在2006年敖南油田产能建设总图设计中重点做了以下几方面的工作:集中布置、联合建站;管线综合;优化平面布置。通过集中布置、联合建站,节省了单独建站时公用工程和辅助设施的工程费用和永久占地面积,减少能耗和物流工程量,可节省永久用地面积约3.92×104m2;通过管线综合减少了管沟挖方的工程量和临时占地面积,可节约管沟挖方约40%,管线单独敷设比同沟敷设可节约临时占地面积约45%,节省临时用地241×104m2。本项目共节省投资约702万元。敖南油田建设面积大,基建井数多,时间跨度大,建设环境差,系统依托差等特点在外围油田产能建设中具有一定的代表性,其总图设计中集中布置联合建站、管线综合、优化平面布置等几个方面的工作经验,不但适用于外围油田新开发区块的总图设计,而且对长垣地区老油田的调整改造及加密井的产能建设总图设计同样具有指导意义。     

宝浪油田高压注水区钻井技术

宝浪油田宝北区块的井网稠密,且处于高压注水区,注水压力多在20 MPa以上,给钻井带来了很大难度。通过采取优化剖面,简化钻具组合,选用合适的钻井液等技术措施,保证了各井的顺利完钻,钻井进度得到了保证,产生了明显的经济效益。     

强化过程控制,提升方案质量

产能工程方案编制过程中,提升方案质量,加快方案进度是油田增储上产的有力保障。而有效进行科研过程控制,则会为方案的质量及进度提供有力的管理依据。近几年通过不断完善质量管理体系,制定详细的工作策划,有效控制过程关键点,加强与相关方的交流,使产能建设工程方案在保证质量和进度的基础上,得到进一步优化,大大降低了产能建设投资,为新疆油田产能建设提供了有力的技术保障。     

油田产能地面建设项目管理方法的探讨和实践

油田产能地面建设项目是油田发展过程中基础的建设项目,其建设进度和建设质量直接影响整个油田的发展进度。在油田产能地面建设项目管理中利用先进的管理模式能够有效提高项目管理水平。目前,利用EPC总承包模式进行油田产能地面建设项目管理可以节省项目投资,提高项目建设质量,加快油田地面建设的速度,被各个油田广泛的应用。本文探讨了EPC项目管理模式的优势,进一步分析了EPC项目管理模式在油田产能地面建设项目管理中的应用措施。     

宝浪油田高压注水区钻井技术

宝浪油田宝北区块的井网稠密，且处于高压注水区，注水压力多在20MPa以上，给钻井带来了很大难度。通过采取优化剖面，简化钻具组合，选用合适的钻井液等技术措施，保证了各井的顺利完钻，钻井进度得到了保证，产生了明显的经济效益。     

如何破解我国煤层气开发的技术难题——以沁水盆地南部煤层气藏为例

平均单井产量低已成为制约我国煤层气产业发展的主要瓶颈,直接导致了煤层气开发经济效益低。为此,以山西省东南部沁水盆地南部煤层气藏为例,总结了中国石油华北油田公司在该区煤层气产业的发展及技术现状,梳理了煤层气开发所存在的关键问题:①煤层气开发工程技术不适应特有的地质特征变化;②煤层气田成熟区块仍存在大量的低效区;③单纯增大压裂规模并未能有效提高单井产量;④多分支水平井单井产量高,但总体产能到位率仍偏低;⑤现场管控总体缺乏科学依据。进而对我国煤层气的后续开发提出了以下建议:①改变产能建设模式、提高产能建设效率;②改进地质研究方法,科学设计井位和井型;③用辩证思维的方式,构建主体技术;④优化水平井的设计,提高技术的适用性;⑤改变压裂改造方式,提高单井产量;⑥改变排采工艺,提高投资效益。通过采取以上措施,将有可能破解我国煤层气开发的技术难题。     

低渗透油田地面设施负荷率低的原因及解决措施

随着油田开发时间的延长,低渗透油田已建地面设施的负荷率较低,处于低效运行状态。分析了老站及新站负荷率偏低的原因,提出相应的解决措施：提前做好方案研究,确保开发方案的准确性;加强专业间的一体化协作,共同优化布井方式;实施区块错峰投产,按照次高年预测产量设计,简化地面工艺,优化设计参数,有效控制新增建设能力;充分挖潜利用剩余能力,采取＂关停并转、换优用管＂措施,做好老油田系统优化调整,提高已建设施的运行效率。     

大庆油田杏南开发区提质增效措施及效果

针对油田特高含水开发后期面临的形势,系统分析了大庆油田杏南开发区地面工程系统的布局、负荷、工艺建设现状及潜力,总结了地面建设、数字化、节能降耗等方面采取的措施及效果。通过区块开发一体化,努力控制建设规模;实施地上地下一体化和站场改造一体化措施,全面提升质量效率,提升区域整合效果。超前谋划并积极组织数字化建设,明确了井、间、站的建设思路,并在作业区全面推进,构建了作业区“三重监控”管理模式和“三位一体”生产指挥系统,梳理了数字化管控业务和工作流程,确保数字化平稳高效运行。按照“系统挖潜、源头控制、节点治理、过程优化”的节能工作思路,做好集输节气和注水节电工作,优化系统运行,提高设备效率,促进油田生产降本增效。实施后,杏南开发区产能建设节省投资3.5亿元,年节气2300×10^(4)m^(3),节电945×10^(4)kWh。