采油厂全员创新的构建与实施

长庆油田公司第二采油厂(简称采油二厂)是长庆油田陇东地区原油增储上产的主力单位.近年来,在长庆油田快速发展的大形势下,采油二厂结合自身发展实际,对采油厂开展全员创新进行了系统思考,对建立全员创新的工作机制进行了有益的实践,有力地促进了全厂各个层面创新能力的提升,为企业的管理升级奠定了良好基础.     

适应企业快速发展的数字化采油厂建设

长庆油田第二采油厂(简称采油二厂)工作区域1.4万平方公里,管理着马岭、华池、城壕、西峰等七个油田、48个开发区块,现有用工总量6106人,年生产原油能力200万吨,是长庆油田陇东     

量化管理如何提升管理层工作效率

长庆油田公司第二采油厂（简称采油二厂）始建于1971年,是中国石油长庆油田公司下属的一家以原油生产为主、兼有项目管理和技术研究职能的大型石油生产企业。     

脉冲采油技术花开陇东

正长庆油田采油二厂试验推广的"脉冲采油技术",已在陇东老区的六个油田开花结果。长庆油田采油二厂负责开发的陇东老区,是典型的低渗透、超低渗透油藏。长期以来,随着开采时间的延长,由采油二厂负责开发的马岭、城壕、华池、樊家川、西峰、南梁等重点油田,很多区块的递减程度已经到了无法控制的地步,尽管多方借鉴经验,效果仍不明显。很多油井不是枯竭,就是100%含水。从2015年开始,采油二厂大胆实施以"轮注轮采"为核心的"脉冲采油技术"试验,目前,在六大油田的22个油藏推广,实施井数已突破3000口,不但原油产量明显提升,而且每年可减少低效注水112万立方米,节约成本达2400万元。     

长庆油田采油二厂措施增油突破4600吨

正5月8日,在长庆油田采油二厂西峰油田西30—161井组生产现场,井架高耸、机器轰鸣,工人师傅们正在进行紧张的油井措施作业。截至目前,完井93口,措施累计增油4653吨,平均单井日增油1.3吨。自采油二厂"大干四个月,奋战300万"劳动竞赛活动开展以来,以"提时率、降递减"为抓手,围绕全年6万吨措施增油任务,坚持"效益增     

浅议安全培训过程控制体系的建立、运行与完善

安全培训过程控制体系是规范培训管理,提高培训质量,确保培训效果的基础。体系的架构分为体系手册、程序文件和作业文件三个层面。"科学规范,简洁有效"是建立和完善体系的原则。体系的运行要靠管理者、教职工和学员共同努力,通过宣传教育和制度保障推进体系的执行。     

班组“家文化”暖人心

中国石化西北油田分公司塔河采油二厂"雪莲号"女子计转站积极打造班组"家文化"建设,既凝聚了人心,又促进了安全工作上台阶,确保了各项生产任务指标顺利完成。塔河采油二厂"雪莲号"女子计转站位于天山以南的荒漠戈壁滩上,由8名采油女工共同管理着11口油气井的安全生产任务。从建站至今,已经安全计量接转原油100余万吨。她们全力打造"温暖之家、清洁之家、勤俭之家、平安之家"良好班组     

长庆油田原油日产突破6×10~4t

2012年5月30日,长庆油田原油日产量首次突破6×104t,达6.016 9×104t。日产原油6×104t,表明长庆油田已具备年产原油2 200×104t的生产能力。这对长庆油田今年油气当量突破4 500×104t,高质量高水平全面建成"西部大庆",提升保障国家能源安全的能力,具有里程碑式的意义。     

以科技进步带动油田发展实现长期高产稳产

新疆石油管理局采油二厂是全国大型采油厂矿之一,它担负着全局1/4以上的原油生产任务。油田含油面积为245平方公里,有37个开发单元和1524口油水井。由于油藏类型多,油田地质构造复杂,其开发管理难度很大。尤其是1987年原油年产达到历史峰值(266万吨)之后,进入全面递减阶段,稳产及管理难度进一步加大。如何依靠科技进步,强化管理,真正发     

长庆采油二厂钻井进尺突破18万米

<正>3月18日,随着长庆油田采油二厂午平276-3口顺利完钻,该厂产能建设项目组钻井进尺突破了18万米,首季"成绩单"为全年产能建设任务顺利完成奠定了坚实基础。2019年采油二厂产能建设任务63万吨,新钻井421口,钻井进尺94.16万米,产能建设任务占比达全年生产任务的57.9%。面对产建任务重、工期紧,作为加快上产的"龙头"     

长庆油田油气当量突破4500×10~4t

2012年12月26日8时,"4 504.99万吨"显示在中国石油长庆油田公司(以下简称长庆石油)西安生产指挥中心的电子屏幕上。随着年产油气当量在4 500×104t水平线上的跨越,长庆油田实现"西部大庆"的建设目标已指日可待。在长庆油田2012年已完成的油气当量里,原油产量达2 230.58×104t,天然气产量达285.44×108m3。     

浅层稠油生产经营一体化管理探索与实践

重油开发公司是克拉玛依油田中专门从事浅层稠油开发的企业,经过20多年的连续滚动开发,不断探索稠油开发管理模式,建立稠油生产经营管理的"前评估、中反馈、后评价"3个环节的控制管理体系,通过健全完善管理制度、创新管理流程、加强过程管理、提升生产技术创新、优化标准作业程序、实施成本对标管理、健全业绩考核制度等方面的内容,使生产、经营、科研在各生产经营环节能够紧密衔接,实现生产与经营的协同工作,达到稠油生产经营一体化管理的目标。     

浅谈提高输油系统效率的途径

1．弓1言目前，长庆油田采油二厂共有输油泵154台，总功率9819kw，年输油耗电1278X10‘kw小。平均输油系统效率为26．32％，平均输油泵效率为46．67％，电机效率为对．42％，管网效率为6三亚6％。提高输油系统效率是原油集输节能降耗的主要内容。《中国节能技术政策大纲》规定，到2000年输油系统效率要提高4－5个百分点，集输油泵的效率按输量大小应达到65％或75％以上，长庆油田采油二厂平均输油泵效率只有46．67％，而全国平均输油泵运行效率为67．87％。通过测试发现，输油系统效率低的主要原因是输油泵的泵效低、电机效率低、泵管压差…     

HSE管理体系存在问题及解决方法

采油厂建立HSE（健康、安全、环境）管理体系是市场经济的要求，也是参与国际市场竞争的需要。长庆油田采油三厂HSE管理体系经过两年的摸索，取得了一定的成果。体现为HSE文件体系已经建成；职工的健康、安全、环保意识明显增强；各项安全指标都达到或超过了油田公司下达的标准。但就健康、安全、环境管理体系如何有效应用到生产管理的每个环节中，还需要进一步研究。     

“四清二考”的班组管理命题

正长庆油田公司第二采油厂南梁作业区(简称南梁作业区)成立于1998年,目前共有油井391口,注水井162口;作业区下设8个井区(队),管辖计量转油站10座,注水站4座,增压点3座,维修大班8组。现有员工315人,年生产原油22.2万吨,是长庆油田公司第二采油厂原油增储上产的主力单位。长庆油田公司采油厂在推行     

站在新起点扬帆起航 长庆油田分公司第三采油技术服务处

<正>第三采油技术服务处隶属于中国石油长庆油田分公司,主要有原油生产、油田治安与保卫、油田产能建设、井下作业、水电转供、特车服务、酒店管理等业务。机关设在宁夏回族自治区首府银川市长庆油田生产指挥中心,生产区域在陕西、宁夏两省区,现有用工总量1740人。     

精细管理 降本增效

华北油田采油二厂管理着岔河集、南孟、龙虎庄等6个油气田,年生产能力64.2万吨。经过24年的风雨“洗礼”,地质储量减少,综合含水上升,滚动勘探没有大的突破。1998年重组改制后,油田公司下达的年产原油指标逐年上升,成本却直线下降。今年前7个月,全厂共生产原油39.3万吨,超产上万吨,成本支出比计划节约上千万元。     

科技动态

正长庆油田年5000万吨稳产三连胜12月13日,以年产油气当量突破5 000万吨为标志,长庆油田已连续4年实现年油气当量5 000万吨以上,进而夺得年5 000万吨稳产三连胜。至此,长庆油田累计生产原油2.925亿吨,累计生产天然气3 050多亿立方米。长庆油田2013年油气当量突破5 000万吨,高质量高水平如期建成"西部大庆"。然而递减快、稳产难、含水量大、成本费用高等诸多不利因素,已成为制约油田稳产和发展的瓶颈,特别是低油价带来的长时间不     

中原油田采油二厂用电量连续10年负增长

中原油田采油二厂坚持生产与节能并重,纵深对标管理,努力节能挖潜,取得良好经济效益。到目前为止,该厂用电量连续10年负增长,总用电量比2012年同期下降285.1万千瓦时,下降1.81%。这个厂按照"保油气生产主业,兼顾一般单位用电"的原则,将全年电量指标分解到各三级单位承包使用,实行量化定额管理。加强电网日常维护管理,定期对变电所设备进行检查,密切监视运行状况。     

天然气开发对标管理探索

开展天然气开发对标管理探索,是提升天然气开发水平的有效途径。天然气开发对标管理的关键是建立对标指标体系,而对于对国内石油公司的开发水平、不同类型气藏的开发指标,目前尚未开展系统性、有针对性的研究。为了进一步提升天然气开发水平,运用对标原理,选取中国石油天然气股份有限公司、其下属的6个天然气产量规模较大的地区公司、26个不同类型典型气田(藏)三个层面作为对标对象,优选出24项天然气开发指标,并首次建立了天然气开发对标指标体系,进而开展了股份公司级、地区公司级及重点气田(藏)级三个层面的对标分析。研究结果表明:①所建立的天然气开发对标指标体系能够直观地反映出天然气开发效果、开发质量,基于该指标体系进行对标能够较准确地评估天然气开发水平;②同类型气藏由于受到储层条件、开发方式及所处开发阶段存在差异的影响,应尽可能在同盆地、同区域、同开发阶段等条件的限制下开展对标,其结果才更有价值;③国内石油公司应建立对标管理长效机制,不断完善对标指标体系,通过学习先进、查找差距、补齐短板来促进天然气开发水平的提升;④不断完善天然气开发基础数据,确保其准确性,以避免因基础数据不准确而导致对标结果产生错误;⑤应尽快建立天然气开发水平分级标准,明确不同类型气藏开发水平分级的指标界限,建立高效开发对应的关键指标标准,进而指导天然气开发对标工作的深入开展。