葡萄花油田地面系统提质增效措施及对策研究

随着葡萄花油田的发展,开发区块呈现出地面环境复杂、区块分布零散、地质情况差、采出液成分复杂、已建系统距离较远等问题。“十三五”以来,葡萄花油田通过优化阀组间工艺、重新部署油井掺水流程等方法提高系统效率;为水域或农田等产能区块制定专项方案,优化简化地面系统;以油田安全生产为为前提,结合井间数字化建设,精简一线用工人数;多种节能措施并用,深挖管理方法,减少生产用电用气,精控生活用电用气;利用产能建设平台开展微光伏发电先导试验工程,加快新能源试验步伐,探索地面系统节能降耗新途径。同时,总结地面工程系统工作亮点和典型做法,分析目前存在的问题,有针对性地提出下步对策,为油田高质量发展、高效益稳产提供技术支撑。     

杏北油田地面系统提质增效分析及措施

杏北油田进入高含水开发后期,地面建设规模大、生产耗能设备体量多,地面系统围绕提质增效目标,需做好建设源头、运行过程和数字化提效挖潜。源头上加大优化简化力度,产能区域深化“三优一简”,非产能区域推进老系统区域优化调整,促进降本增效。运行中突出系统与节点相结合,完善集调气管网,优化集输和注水两大能耗系统运行,应用节能提效技术,实现多集气少耗能,促进提质提效。推进数智油田建设,完善大中型站库集中监控和数字化油田建设,探索智能化辅助技术,助力管理提效。结合油田新的发展形势,分析地面系统提质增效存在的区域低负荷、产能效益达标难、能耗控制难度大等问题,明确了今后一段时期的对策及措施,有效挖掘提质增效潜力,为油田高质量发展助力。     

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。     

冀东油田地面系统提质增效管理实践

为了实现公司整体扭亏解困,冀东油田公司开展了提质增效专项行动,全力、全方位控投降本。在压减地面建设工程与设备维护维修成本支出方面,宣传引导员工树立过紧日子的思想,制定了年度任务目标,优化管理流程,严格过程管控,突出“四精”管理,强化事前审批、事中优化、事后审核等多个环节,从制度、经营、技术和生产等多方面落实控本措施,经过2021年前10个月的努力,提质增效专项行动取得良好效果,冀东油田已实现扭亏为盈,提前2年扭转了长期亏损的被动局面。     

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。     

“十三五”油气田地面工程面临的形势及提质增效发展方向

结合中国石油"十二五"期间油气田地面工程取得的进展,分析了"十三五"地面工程面临的复杂形势和要求,面对新形势和要求,中国石油油气田地面工程要实现增效开发。一方面要高效抓好地面建设管理,优化工艺技术,确保工程建设质量;另一方面要加强已建地面生产系统管理,确保安全生产,提高系统效率,降低运行成本。提出了地面工程增效发展着重做好的六方面的工作,实现提质、降本增效发展。     

复合钻井技术在庆深气田的应用研究

庆深气田中下部地层岩石坚硬,可钻性级值较高,地层倾角较大,因此,防斜打快成为庆深气田钻井工作急于解决的首要问题。利用复合钻井恰恰可以达到防斜快打,保证井身质量,提高庆深气田泉头组到登娄库组地层机械钻速,节约钻井成本的目的。针对复合钻井技术在庆深气田上的应用开展了研究,力求使该技术发挥更大的作用。     

大庆油田萨南开发区地面工程提质增效工作实践及认识

大庆油田萨南开发区持续开发60余年,随着采出液含水率不断升高、原油产量逐步下降,开发效果差、系统效率低、运行成本高等问题日趋严重。为解决上述问题、达到提质增效的目的,萨南开发区在产能建设工程中采取“三优一减”等措施,并对地面系统进行了优化调整。在产能建设工程中,采用“总体规划、分期实施”建设模式,地面布局总体优化,并充分利用系统剩余能力及新技术新工艺,控制建设规模、满足开发需求、降低建设投资;南七-杏一区创新建设模式,与南六区对比,单井地面投资下降13%,注入体系质量合格率提高15%,开发效益显著改善。在系统优化调整中,将按驱油方式分类更新为按化学剂浓度分类,脱水站集中脱水向转油站提前放水转变,布站方式也由分散布站转变为集中布站、联合布站,形成了以“水系统”为控制点的优化模式;南六区地面系统优化后,管理点数量由13处降为4处,减少劳动定员95人,站场负荷率大幅度提高,预计年节气1 328×10⁴m³,年节电2 478×10⁴kWh。     

庆深气田火山岩气藏试井曲线特征分析

庆深气田火山岩气藏储层埋藏深、温度高,储层岩石类型复杂,储集空间复杂多样。通过对庆深气田火山岩气藏试井曲线特征分析归类,对火山岩气藏的渗流介质类型和储层发育特征等有了进一步认识,为评价该气藏提供了借鉴,可为认识具有类似试井曲线的气井提供指导。     

松辽盆地庆深大型气田的勘探前景

庆深气田是松辽盆地深层发现的地质储量超1×10¹¹m³的大型气田。气层为火山岩和砂砾岩，以岩性气藏、构造-岩性气藏为主，气藏具有气层厚度大、资源丰度高、天然气品质好等3个特点。成藏条件分析表明，断陷地层中发育的高-过成熟暗色泥岩和煤层为大气田形成提供了物质基础； 4个火山岩亚相形成的火山岩体以及砂质含量较高的砾岩层为大气田的形成提供了储集空间；在“下生上储”成藏背景下，断陷内纵向上叠置、横向上错迭连片的各类储层构成了以岩性气藏为主体的多种类型气藏，展示出良好的勘探前景。     

普光气田开发建设中人文管理的实践探索

川气东送工程是国家“十一五”重大工程,共包括3大部分。普光气田的开发建设是实现川气东送战略目标的根本保证。中国石化投入了大量人力物力,展开了大会战。坚持以人为本,实施人文管理,确保“安全、按期、优质、高效”地开发、建设好普光气田,既是国家能源发展战略的需要和要求,也是中国石化集团公司作为国有大型企业积极承担社会责任的具体体现。结合工作实践,阐述人文管理在普光气田开发建设中的现实意义和实施方法。     

大庆庆深气田深井快速钻井技术

为加快庆深气田深层天然气勘探开发步伐,进行了钻头选型、复合钻进、井身质量控制、井下复杂情况预防和气体钻井等深井快速技术研究与现场试验,深井机械钻速提高了23.1%,钻井周期缩短了58 d。详细介绍了庆深气田深井快速钻井技术和现场试验情况,并分析了试验效果,对庆深气田深井钻井提出了开展钻头选型试验、完善钻头序列,研制适应硬地层的牙轮钻头,研究营城组地层防塌技术和抗220℃高温水基钻井液体系及水泥浆体系的建议。     

苏里格气田地面工艺模式的形成与发展

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西部,具有典型的“三低”（低渗透率、低压力、低丰度）特征,采用常规方式开采,难以实现经济有效开发。为了经济有效地开发该气田,在攻克了多种技术难题的基础上,以低成本开发为指导思想,形成了“井下节流、井口不加热、不注醇、中低压集气、井口带液计量、井间串接、常温分离、二级增压、集中处理”等独具特色的苏里格气田地面工艺建设模式。同时在建设过程中,大力实施数字化管理,全面推行标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化服务,有效地控制了成本,降低了投资,满足了该气田大规模开发建设的需要,极大地提升了气田管理和规模建设的水平和能力。     

加强节能管理,助力质效提升

实现碳达峰、碳中和目标,是以习近平同志为核心的党中央着力解决资源环境约束突出问题、实现中华民族永续发展的重大战略决策,要坚持"全国统筹、节约优先、双轮驱动、内外畅通、防范风险"原则,将资源节约摆在首要位置抓紧抓好,在推进能源企业高质量发展进程中持续降低单位能耗、减少碳排放,提高能源企业的整体效益和效率.能源企业全面贯彻落实新发展理念,必须坚持质量第一、效益优先,大力实施"低成本"战略,加强节能管理,助力提质增效,以改革创新精神加快企业由注重规模发展向突出质量效益可持续发展转型.     

苏里格气田数字化集气站建设管理模式

鄂尔多斯盆地苏里格气田建产速度快、区域面积大、管理点多、人力资源相对不足,推广数字化集气站建设管理模式,通过中心站的“集中监视、事故报警、人工确认、远程操作、应急处理”的功能和集气站的“实时动态检测技术、多级远程关断技术、远程自动排液技术、紧急安全放空技术、关键设备自启停技术、全程网络监视技术、智能安防监控技术、报表自动生成技术”等8项关键技术,实现对数字化集气站的“站场定期巡检、运行远程监控、事故紧急关断、故障人工排除”,实现了整个生产过程的自动化、科学化、现代化管理,减少了现场操作次数,降低了安全风险,达到了减员增效的目的。苏里格气田数字化集气站模式是气田数字化的延伸、标准化的拓展,体现了现代精细管理的理念,提高了气田管理水平,适应大气田建设和管理的需要。     

加油站建设管理有关问题的商榷

从加油站的站址选择、建设规模的设计依据、销售量三方面论述当前加油站的建设与管理上存在的问题。     

靖边气田上、下古气藏合采地面集输工艺

靖边气田经过十多年的开发建设,气藏资源和地层能量迅速衰竭,为保证靖边气田稳产规模,研究试验了上、下古气藏气合采地面集输工艺,工艺主要采用了井下节流、单井中低压串接、井口不注醇、集气站大压比增压等技术。通过采用该工艺,技术难度大幅度降低,实现了中低压集气,降低了地面系统运行压力,同时地面投资大幅降低。该工艺技术的试验及实施,为苏东南20×108 m3/a上古气藏天然气,10×108 m3/a下古气藏天然气规划及靖边气田稳产提供了一种新思路及技术支持。     

靖边气田延长稳产期的地面集输工艺技术

靖边气田经过十多年的开发建设,气藏资源和地层能量迅速衰竭,部分气井井口流动压力已不能满足气田正常生产需求。为了保证靖边气田55亿m3/a的生产规模,实现气田长期稳定、高效开发,在原有常温地面集输工艺的基础上,又研究试验了上、下古气藏合采地面集输工艺及整体增压地面集输工艺。文章介绍了这三种延长稳产期的地面集输工艺技术。     

浅谈油田企业节能减排目标管理

油田企业节能减排目标管理应以油气生产过程为基础，按照目标管理的SMART原则合理制定节能减排的总目标。总目标确定后，各级节能减排管理人员要通过细分油气生产的工艺流程，制订可行的节能减排措施，将节能减排的总目标逐级分解到各工序，将责任逐级落实到各级单位直至具体岗位。抓好计划、过程跟踪控制和绩效考评，确保节能减排目标的实现。