优化发电方式降低燃油消耗

塔中西部试采井,大多数以柴油发电机为生产、生活提供电力,月发电费用高,消耗柴油量大.为了能够降低燃油消耗,节约成本,依托西部试采的大面积开发以及管网的进一步完善,通过合理地调整生产组织方式,实现了燃气发电替代燃油发电;通过完善电力线路,实现电网供电,从而降低油气田开发生产成本,减少燃油消耗,节能效果显著.     

海拉尔油田燃气发电站问题与对策

海拉尔油田大量伴生气因无处利用而外排,为了充分利用剩余气,分别在贝301和贝28作业区建成2座燃气发电站.利用发电并网可有效解决发电分配不均而导致的设备运行负荷率低的问题,另外安装余热利用装置可有效利用发电机组烟气余热,节约天然气能源.2座燃气发电站建设一次性投入2 500万元,每年可节省电费960万元,投资回收期3年.余热利用装置投资按165万元计算,1年即可收回成本.     

三塘湖油田边远井站节能改造技术研究与应用

分析了三塘湖油田边远井站供热现状,指出了现有锅炉水伴热方式前期投资和后期工作量较大,热效率偏低等问题,研究制定了单井罐内安装电磁加热棒进行罐内原油加热保温的节能改造方案,并在牛东、牛圈湖等采油区块进行了现场试验。建站井平均节约费用3.24万元/口,每口井减少燃煤消耗90 t;非建站井平均节约费用0.58万元/口,减少冬季收油17次/口,取得了较好的经济效益和社会效益。     

数控式往复电潜柱塞泵在低产井上的节能应用

低渗透油田加密井渗透率低、单井产液量低,常规采油设备能耗大,平均单井日耗电100.8 kWh,杆管偏磨造成检泵周期缩短,维护费用高,为降低投资成本、节能降耗,应用了新型智能数控式往复电潜柱塞泵.现场应用效果表明该电潜柱塞泵具有很好的适应性,节约投资成本,降低单井能耗3.34 kWh/t,是一种具有良好应用前景的节能型举升装置.     

“井工厂”模式在大牛地气田的探索与应用

大牛地气田是典型的低孔、低压、低渗气田,为提高单井产量,缩短单井建井周期,降低单井钻井、储层改造、采油气管理的成本,2012年进行了"井工厂"开发模式的探索与应用。采用地质和工程整体部署的方法开展研究,井组部署在地质预测砂体水平展布面积广、砂体相对较厚的有利区;井组全部由水平井组成,可分为二井式、四井式、六井式,井眼轨道尽量不设计三维轨道;井组实施同步压裂储层改造。现场应用表明,"井工厂"模式水平井单井平均建井周期较常规井缩短20.11%,平均完井周期缩短23.85%,平均机械钻速提高29.08%,井组平均搬迁周期缩短50.46%。2012年"井工厂"模式的应用共节约征地面积381亩,直接节约投资3 303万元,对大牛地气田进一步推广应用"井工厂"模式开发具有借鉴意义。     

短期试采资料在大庆外围油田单井开发中的应用

为了使大庆外围零散区块储量得到经济有效地动用,从2002年开始开展了“百井工程”研究工作,其核心是形成一套单井评价技术,根据评价结果优选井区进行基于单井的开发方案设计。短期试采作为单井评价技术中的一项主要技术,能够全面反映油藏开发特点,通过对试采资料的分析解释,能够得到准确可靠的储层参数、合理开发井井距及初期稳定产能,能够对储层砂体规模大小、储层流体类型做出准确判断,从而为编制油田开发方案提供可靠的依据。     

冀东油田提升单井产量

南堡1—3人工岛是冀东油田2009年产能建设的重要战场,这座人工岛已开井24口,日产油达到700t,日产天然气达到35-3万m^3。冀东油田海陆并进,有力地拉动了单井产量相对增长。南堡油田滩海产能建设已投产井平均单井日产油达到29-3t。     

胡尖山油田长7致密油藏提高单井产能技术对策

鄂尔多斯盆地胡尖山油田长7油藏资源潜力大,目前控制地质储量1.3×108t,但储量丰度低,隔夹层较发育,储层物性差,开发难度大,投产井单井产能低,单井平均产能不到2.0t。围绕"提高单井产量,改善开发效益"这一主题,通过对胡尖山油田的构造特征、沉积相特征、油藏特征、开发现状及所采用的6种不同开发试验井网、井排距的试油、试采、工艺改造措施等进行评价对比分析,得出提高长7致密油藏提高单井产能的技术对策,为该区后期增储建产、效益建产提供了参考意见。     

试采井下开关井及压力监测工艺新技术

针对油田"低渗、低孔、低产"油藏试采井存在的试采周期长、成本高的实际情况,研究了试采井下开关井工艺技术,并与电缆直读技术相结合,实现了用一趟管柱进行抽油试采及井下开关井,并对压力资料进行实时录取和监测。通过在实际井的应用证明,可减少试采井的压力恢复时间40 d以上,有效地缩短试采周期,降低工人劳动强度,节约生产成本。     

增压泵增注工艺在江汉油田的应用

根据江汉油田的油层特点，介绍了应用增注泵提高注水压力解决小断块，低渗透油田注水难题。同时还介绍了应用增注泵的选井依据，工艺流程安装，以及使用管理措施。经过一年多的增注实践增油3180t，节约注水成本支出385．9万元     

海上低渗油气田开发中的集成和集约技术方案

为突破海上低渗油气田经济开发的成本瓶颈,从井筒设计、油藏井网、增大泄流面积提高单井产量、完善注采系统、补充地层能量等方面,研究了成熟技术集成和措施集约的技术方案。探讨了使用小井眼、单通道井和一井多用技术优化组合,低成本加密井网;使用自流注水、增压注水、注气技术,实现超前注水,补充地层能量;利用集约化管理措施进一步综合成本等做法。介绍了在渤海湾油田的实际应用效果,目前海上压裂作业单井成本已从几年前的2500万元降至400～600万元,降低了油田开发成本,推动了海上低渗油气田的经济开发。     

海塔油田产能建设投资效益分析及建议

2007 ～ 2009年,海塔油田产能建设区块开发井投资为46.1亿元,平均单井投资为397.6万元,百万吨产能投资为36.4亿元,占建设投资的62.6％.基于目前的投资及效益情况,对海塔油田近三年产能区块进行分析:海塔油田地处偏远,大部分设备材料由大庆运往施工现场,运距远、运费较高是增加建设成本的重要原因,建议在海拉尔地区建立材料集散地及预制厂,以节约运费,降低地面投资；在海拉尔地区应减少抢投井次数,以降低投资；由于海塔盆地井深,且每米进尺及射孔、压裂指标均高,造成开发井投资占建设投资的比例较高,因此对于海塔盆地产能建设工程应做到地下地上整体优化,以达到降低投资,提高效益的目的.     

大修换井底技术使老井焕发青春

近年来，文留油田部分油水井由于受上部套管错断、复杂落物等事故的影响不能正常生产，采取修套、打捞等常规大修工艺技术不能解决此类问题，而使用侧钻技术成本较高，单井平均费用达到￥260万元。为此，中原油田采油一厂工程技术人员联合有关单位，利用修井机配套钻井辅助设备完成井深3000m以内，裸眼段小于500m的油水井的换井底作业，平均单井费用只有￥160万元，与侧钻相比节约费用￥100万元。截至目前已实施3口井，分别是65-C101、10-C19、15-49井，成功率100％，已投产2口井，日增油达到18．8t，增油效果较好。     

零散试采井逐级沉降简易脱水工艺技术

1．概述 塔里木油田深处沙漠腹地，交通不便，自然条件十分恶劣。随着勘探开发的不断深入，有大量的中小型区块被发现，由于不能进入地面集输系统，同时为了取全取准地质资料、多产油、早见效，这类油田一般以试采井的方式投产运行。零散试采井的原油一般靠汽车拉油到处理站进行集中处理，由于综合含水及相对单井产量较高，势必造成大量拉水运输费用的浪费，而且还增加了原油在集中处理卸油台的处理难度和成本；同时也给卸油台交接和单井产油直接外销造成了巨大困难和矛盾。为解决该问题，结合气候特点，经过大量调查、分析和研究，设计出了一种适合油田现状的试采井逐级沉降简易脱水工艺，实现井场原油脱水，脱出的油田水进入晒水场蒸发，把单井的原油含水降低到5％以下后汽车外运，减少了运费，提高了效益。     

海拉尔油田节能管理实践应用

海拉尔油田开发建设已20 a,随着油田综合含水升高,注水量和产液量逐年增加,油田开发能耗日益增大,给企业运行成本带来极大压力。针对以上问题,海拉尔油田采用转提捞、间抽生产、调整生产参数、使用节能电动机和抽油机变频器等技术,降低举升能耗;实施集输系统综合优化,开展降温集输试验,充分利用伴生天然气,推进加热炉及变压器换代更新,降低集输系统能耗;加大注水调控力度,注水泵应用变频装置,降低注水系统能耗;实施配电线路无功补偿,加强用电设备日常管理,减少电力消耗。通过采取上述节能降耗措施,取得了年节电3 068.3×10⁴kWh,节约燃油2 093 t的效果,实现年节约成本2 192万元。这些节能技术举措对于“三低”油田效益开发具有借鉴意义。     

哈拉哈塘油田技术创新,节约成本2亿元

<正>截至2014年12月18日,哈拉哈塘油田为有效阻止地层吐砂而自主创新的丢手悬挂防砂技术落地实施113井次,累计增油2万t,节约修井成本2亿元。哈拉哈塘油田是塔里木油田建成的首个百万吨碳酸盐岩区。这个区域部分井井底受地层影响,易出砂,致使砂埋产层,油管砂堵及地面管汇和储缺积砂,被迫停产作业。而冲洗被砂埋的地层,清除油管砂堵,既费时又费工。鉴于此,从2012年7月开始,哈拉哈塘油田技术人员针对地层垮塌原因进行全面分析,重点研究机采管柱,逐步确认生产管柱防砂管     

小井眼采油配套技术

小机、小杆、小泵、小管和小采油树“五小”采油技术 ,与十型抽油机对比 ,机采系统效率提高了 6 6 7个百分点 ,日节电6 0 80kW·h。通过小井眼抽油举升系统优化及配套技术的应用 ,共节省一次性投资 6 87万元 ,年节省运行成本 2 14万元。对于单井产量较低、井深较浅的老区二次、三次加密井 ,考虑应用小井眼 ,既可以节约建井投资 ,同时可提高杆、管的适应性。     

成本责任主体控制法

江苏油田试采二厂采油五队经过多年探索,总结出符合本队实际的管理方法———成本责任主体控制法。实施两年来,成效显著,１９９７年成本节约２０万元,１９９８年成本节约２５万元。成本责任主体控制法的内涵是以职责明确、管理科学为指导思想,以人是管理中的第一要素...     

提捞试采动态预测模型及在储量评价中的应用

为了实现大庆外围油田未动用储量的有效开发,近年来创新出一套勘探开发一体化的单井评价技术和开发模式.提捞试采作为单井评价模式中的一项重要技术,主要从动态角度对油藏作出评价.利用提捞试采过程中录取的提捞液量、液面等资料,依据渗流力学原理,建立了油井试采过程中原油从油藏流向井筒和从井筒流向地面的常微分方程组,并给出了解析解.证明出油井关井恢复期间地下产量变化服从指数递减规律.建立了基于试采资料计算地质储量的方法并给出了实例,解决了试采过程中没有地层压力资料,运用传统的物质平衡法难以进行储量评价的问题.     

辽河油田纤维树脂砂防砂技术

针对辽河油田的出砂情况及采取的防砂措施,提出采用树脂预包纤维与覆膜石英砂混用的方法提高防砂效果,详细讨论了树脂预包纤维对石英树脂预包砂抗压强度、抗折强度和渗透率的影响。当树脂预包纤维加量控制在4%～8%时,岩心的各项指标都能满足防砂需要,施工成本费用可降低30%左右,单井节约成本2～3万元。截至2008年9月底,采用该技术施工54井次,施工成功率100%,有效率90%,收到了较好的经济效益。