基于数据包络分析的炼油企业经济效益评价方法研究

DEA是根据采集到的原始数据来评价具有多个输入、多个输出的复杂的经济体(定义为决策单元DMU)的评价方法,DEA模型的主要组成部分包括决策单元和输入、输出指标。炼油企业具有多输入、多输出的特性,因此可以采用DEA模型进行评价,其经济效益评价指标体系具体指标包括固定资产净值、单位完全费用、利税额、工业增加值、原油加工能力、人力资源效率、原油加工量和综合商品率。选择某石油公司下属22家炼油企业作为决策单元DMU,以各家企业某年的相关数据为基础,应用C2R模型进行经济效益评价。评价结果表明,选取的22家炼化企业中,达到技术规模有效的有11家,它们无论在技术还是规模上,投入和产出均达到了均衡状态;技术规模相对非有效的也有11家,这表明它们在经营过程中存在浪费和生产能力没有完全有效利用的现象,可利用投影分析法对其进行改进。建议通过炼油装置大型化,形成炼厂规模;改善装置结构,适应原油加工趋势;加强设备管理,提高装置利用率;采取积极措施,降低炼油成本;减员增效,提高人力资源效率等措施来提高企业经济效益。     

十屋采油厂机采系统效率优化及发展方向

抽油机井采油是油田主要的机械采油方式,抽油机也是油田主要耗能设备之一。抽油机采井系统效率是抽油机在提液过程中其有效功与系统输入能量的比值,反映抽油机井采油的能耗水平,是机械采油经济技术指标之一。介绍机采井系统效率的计算方法、影响因素,并对提高机采井系统效率的措施进行探讨。提高机采井系统效率,是降本增效的有效途径。     

模框法封井在扶余油田疑难井治理中的应用

针对扶余油田部分油水井吐泥岩严重、地层坍塌、鱼顶丢失等难点问题,采取救援井施工方式,利用新钻井眼轨迹,通过油层射孔井段作为联通媒介,使新、老井眼轨迹形成一个∪型连通器,最终建立起一个联通关系,从而实施向新井眼轨迹注水泥浆达到封死老井眼上返通道目的。该项技术解决套管错断下部鱼顶完全丢失无通道,浅层泥岩地层严重坍塌和漏失,套内和套外大量吐泥岩,作业时无法对下部井筒及油层进行有效封堵。在沟通新老井眼轨迹采用化学堵剂和增注提压措施,相对有效的降低了无效分流作用,提高新老井眼之间良好的沟通关系和联通性能,最终实现了有效封固作用。在现场应用中取得了较好的效果,有效的封堵了这部分疑难井,为扶余油田安全隐患治理提供了新的方法。     

西非深水油田开发经济界限可采储量和产量评价研究

西非深水地区特殊的地理环境和复杂的合同财税条款,决定了勘探开发的高风险、高投入和高难度,其经济界限既不同于国内,也不同于浅海和陆上。到目前为止,未曾见到针对该地区油气田勘探开发经济界限方面的公开研究成果。根据长期从事海外油气田评价的实际经验和相关理论,对该地区油田开发经济界限可采储量和产量评价进行了探索研究。通过对经济评价指标进行筛选和确定,结合贴现现金流法,对经济因素影响最大的油价、开发投资等敏感性参数进行分析,得出一系列图版。同时,对尼日利亚地区目标油田的不同年产规模和不同井数条件下的经济界限产量和可采储量进行评价。研究结果表明,无论在不同年产规模还是不同井数情况下,经济界限可采储量和产量与油价均呈反比关系,与投资变化均呈线性增长关系。同时,在考虑财税政策下,要回收开发投资、操作费用和弃置费用等,西非深水油田经济界限产量、经济界限可采储量至少要在800×104m3/a和5000×104m3以上,若采出程度为40%,油田经济界限动用地质储量、经济单井动用储量要在1.3×108m3和350×104m3以上。     

喇嘛甸油田北东块二区萨Ⅲ油层组精细地质研究

喇嘛甸油田在进入特高含水开发期后,剩余油挖潜难度逐渐增大。喇嘛甸油田北东块二区萨Ⅲ油层属于三次采油的第一套上返调整层系。为了实现精细开发调整,开展了萨Ⅲ油层组的精细地质研究。为了更客观地描述该区块目的层沉积单元的沉积特征,将原来的8个沉积单元合并调整成6个沉积单元。分析了井网加密后萨Ⅲ组砂体变化特征：砂体连续性明显增强,河道边界更加明显;砂体连通率明显增加;砂体水淹程度由上至下逐渐减小。确定了剩余油的5种分布类型,为新井射孔方案的编制提供了必要的依据：①注采井均位于变差部位,造成油层动用较差,剩余油富集;②在网状分流河道中原井网控制不住的砂体,形成剩余油;③采油井不发育,形成有注无采剩余油;④注入井不发育。形成剩余油富集区;⑤由于废弃河道的遮挡形成剩余油。     

抽油机变频控制及其节能、增产效果

本文介绍了油井多功能增油节能智能器的工作原理，对常采井、热采井的现场应用效果进行了分析，指出了油井多功能增油节能智能器降低能耗，提高机械采油系统效率的内在机理。论证了有效延长热采井(尤其是斜直井)的吞吐周期，提高周期油汽比的可行性。提出了下步配套技术升级，实现油井全自动监控，实现增油、节能的设想。指出此项技术能有效提高稠油井机采系统效率，促进稠油油田整体开发效益达到科学经济合理，具有广阔的推广空间。     

互层状超稠油更新井效果分析及应用

曙光油田曙一区属于互层状超稠油油藏,采用蒸汽吞吐开发,出现了较为严重的油井套损、出水现象,影响区块开发效果。2011年开始实施更新井技术,在原井眼附近重新钻井,挖潜原井附近剩余油。通过对更新井生产规律和原井及邻井生产效果对比分析,发现更新井生产效果明显优于原井及邻井,其生产效果主要受油藏发育和区域动用因素影响;更新井生产效果与油层有效厚度及净总比呈正相关,原井生产周期在6~14周期、累产油2000~10000t、采注比大于0.7的更新井生产效果更好;油层有效厚度在20m以上、原井采出量在10000t以下的可部署更新井,采出量达到15000t的井部署需慎重,邻井采出量在15000t以上的井需考虑邻井影响。通过对更新井原井挤灰封层、提高更新井固井质量、增加射孔避射厚度、提高套管强度等配套措施可避免更新井出现大规模出水套损等开发矛盾。     

构成法评估经济可采储量的方法探究

增加经济可采储量是油田开发的核心,是油田生产经营水平的集中体现,针对目前的经济可采储量评估方法不能真实反映油藏真实的价值状况,通过开展储量评估单元的合理划分与归集,在研究评估单元开发及成本变化规律的基础上,打破以往以油田为评估对象的模式,探索以油藏类型、产量构成为评估对象的经济可采储量评估方法。按照油井分类构成法,分为新井和老井,根据各自分类油井的变化规律分别进行可采储量标定,消除关井、新投井等因素对标定结果产生的影响,提高了储量评价结果的准确性,实现对油藏真实开发经营状况的真实反映。同时以分单元剩余经济可采储量测算模型为基础,开展开发因素和经济因素的敏感性分析,开展初产、递减率、成本和油价四个关键因素对剩余经济可采储量的影响规律研究,分析主控因素,进一步明确提高油藏经济可采储量的主要方向。     

地热采油新技术

针对油田稠油热采及注水开发中存在的一些问题，提出了利用地热采油的构想。通过加热降低粘度增强流动性是开发稠油的有效途径，但蒸汽吞吐法、注汽、薄层、边水驱稠油油藏、电加热井等热采油法存在着能耗大、效率低等问题。而注入水温度低造成油层温度持续下降，增大了原油粘度。长期剧烈的温差导致储层孔喉胶结物及骨架矿物破碎，加剧了大孔道窜流。为此提出利用油田的地热资源，加热浅油层。本文在统计分析孤东油田温度场变化特征基础上，进行了地热采油流程概念设计，推荐在地热源井同井场钻打稠油层多分支井作为注入井，单体增压泵直接将从地热源井采出热流体注入目的油层，在周围油井采油。建议在全油田范围内普查地热资源，在有利区块率先开展地热桑油试验．     

基于聚类数据包络分析模型的可再生能源发电项目综合评判决策

在深入调研的基础上,针对可再生能源发电项目规划环节面临的开发排序问题及运行后的效率综合评估问题,建立了聚类分析和数据包络分析相结合的CA/DEA两阶段评价模型。基于文中所设计的综合评价指标体系,引入了模糊层次分析法对于环境协调度等定性指标进行了综合分析,并运用基于聚类分析的主导因素挖掘方法从众多指标中选出最具影响力的因素指标;采用非参数DEA最优化模型对发电项目综合效率进行评估,较好地解决了生产函数难以确定的问题。通过CA/DEA模型所确定的综合投入产出效率,实现了对发电项目优秀度的有效评价。最后通过实例分析,验证了该评估方法的有效性及实用性。     

Assessment of operational and environmental performance of the thermal power plants in Turkey by using data envelopment analysis

In this study, efficiency analyses of the eleven lignite-fired, one hard coal-fired and three natural gas-fired state-owned thermal power plants used for electricity generation were conducted through data envelopment analysis (DEA). Two efficiency indexes, operational and environmental performance, were defined and pursued. In the calculation of the operational performance, main production indicators were used as input, and fuel cost per actual production (Y) was used as output (Model 1). On the other hand, in the calculation of the environmental performance, gases emitted to the environment were used as output (Model 2). Data envelopment analysis (DEA) is the main instrument for the measurement of relative performances of the decision making units with multiple inputs and outputs. Constant returns to scale (CRS or CCR) and variable returns to scale (VRS or BCC) type DEA models were used in the analyses. The relationship between efficiency scores and input/output factors was investigated. Employing the obtained results, the power plants were evaluated with respect to both the cost of electricity generation and the environmental effects.     

应用水平井挖掘杜84块兴Ⅱ组单砂体稠油油藏潜力

辽河油田杜84块兴隆台油藏纵向划分为兴Ⅵ组、兴Ⅲ组、兴Ⅱ组、兴Ⅰ组四套油层组。其中,兴Ⅵ组采用直平组合SAGD(蒸汽辅助重力泄油技术),兴Ⅰ组采用双水平井SAGD,兴Ⅱ、Ⅲ组互层状油藏水平井吞吐挖潜,实现杜84块多元化立体高效开发。通过开发方式转换,杜84块实现了油田纵向储量的均匀动用,很多区域达到或超过油田标定采收率(29.2%)。通过深化地质研究,发现兴Ⅱ组还存在未得到有效动用的单砂体油藏。结合部署界限和油藏发育情况,在兴Ⅱ组隔夹层发育稳定区域部署规划两口水平井杜84兴H2111井、杜84兴H2112井,控制地质储量11.5×104t,部署区域基本未动用。两口水平井目的层厚度在7m左右,水平段长度为240m以上,单井储量在5×104t左右。应用近钻头地质导向、随钻地质跟踪以及水平井同注同采技术,挖潜单砂体油藏潜力。     

新立油田扶杨油层重复压裂裂缝转向研究

压裂在新立油田开发过程中一直发挥着重要作用。随着开发年限的增加,油井处于中高含水期,原裂缝控制范围内的原油接近枯竭,为进一步提高产量和采收率,并更大限度沟通、改造、动用剩余油富集区和动用程度低甚至未动用的储层,需要进行老井重复压裂作业。进行重复压裂裂缝转向理论研究,尤其是加强重复压裂新裂缝启裂、延伸规律的研究,对于指导重复压裂施工,提高其工程实用性和经济适用性,强化低渗透油气藏开发效果,具有重要的理论和现实意义。从地应力入手,结合新立油田具体区块实际情况,通过利用测井信息分段建立静态泊松比的方法,得到全井静态泊松比,从而建立全区块地应力数学模型,由此确定重复压裂前储层的应力分布,建立了重复压裂新裂缝的启裂与延伸模型。最终通过新立油田某区块的实例计算,证明了本研究的准确性和可行性。     

新村油田古26区块线性注水效果评价

到2008年底,新村油田古26区块共有油水井272口,其中注水井99口,抽油井173口。累积产油85．3235×10^4t,采出程度9．44％。区块开发初期,采用反九点法采油井网开发,区块油井见水快,产量递减快,地层压力分布不均衡,表现出明显的裂缝性油田注水开发特征。通过实施线性注水,有效减缓了区块含水上升速度快、产量递减快的矛盾,线性注水前后,因含水上升造成产量递减占区块递减构成比例有所减少,由2003年的14．10％减少到2007年的5．17％,减少8．93个百分点;2004～2006年注采系统调整使区块产量递减率分别下降了1．35％、0．36％和0．70％;线性注水前后对比,非主力层产出由31．1％上升到32．2％,非主力层吸水由29．5％上升到36．3％。利用采油速度、递减率、地层压力、存水率等开发指标对古26区块线性注水效果进行了评价。     

Logistic模型参数估计的新方法

Logistic模型在石油地质研究、油田开发指标预测等领域应用广泛。针对Logistic模型存在难以给定合适的初始迭代值、容易收敛到局部极小点等方面的局限,遵循旨在降低求解难度、提高计算速度的"降维"思路,将需要求解三维优化问题简化成求解一元非线性方程问题,并提出了求解该一元方程的解区间搜索算法和二分法求解算法。该算法具有计算过程稳定、熟练性能好等特点,克服了一般数值优化算法应用在Logistic模型参数估计问题中难以给定合适初始值和容易收敛于局部极小点等缺陷。采用该算法建立了摆宴井油田累积产量预测模型。根据模型拟合的结果与摆宴井油田年产油历史数据最大相对误差仅为0.15%。通过求极限得摆宴井油田最终累积产量为127.8425×104t,剩余产量为31.2×104t。本文算法可应用于石油地质储量预测、油田产量趋势分析等实际问题中。     

Investigation of Inert Gas Injection Through Horizontal Wells

Abstract

Downward displacement of oil by inert gas injection in oil reservoirs results in very high oil recovery efficiencies. Advances made in horizontal drilling technology and increased understanding of the mechanisms and conditions that maximize recovery efficiencies can make the inert gas injection process feasible for a wide variety of oil reservoirs. In this study, laboratory investigation was conducted for the recovery of heavy oil from a 3-D physical model packed with 26°API gravity oil, brine and crushed limestone. A total of 7 runs were conducted using the 3-D physical model with 30 × 30 × 6 cm³ dimensions. Two groups of well configurations were mainly used: (1) horizontal injection and point production wells and (2) horizontal injection and horizontal production wells. In continuous N₂ injection, highest recovery was obtained by horizontal injection-horizontal production well configuration.     

大庆油田套损井综合管理平台的构建

大庆油田开发50多年来,不断产生套损井和重复套损井,成片套损区数量增大。截至2013年8月,累计有套损井1万余口,且每年新增套损井1千余口,大量套损井的存在严重影响油田正常生产。套损类型、套损程度和不同套损井区块的地质条件异常复杂,增加了套损分析的难度。为了强化油田套损井管理,有效分析套损成因、预测区块套损趋势,指导油田套损井防护和套损区块预警,提升油田套损井综合治理的针对性,利用地理信息技术(GIS),依托大庆油田最新井位图,把各采油厂的套损数据库组织起来,实施一体化管理,建立套损井分析评价平台,完成大庆油田套损井的整体布局,实现油田套损井和套损区域的动态分析、监督和管理,科学识别地下压力异常区域,完成油田采油厂、钻井、修井等系统的联动和集成,在套损井、地下异常区域和套损层位之间建立多维、多角度和多方位的关联,满足多单位对地下复杂情况认识和施工的需求,更好地适应油田长远发展的要求。     

荧光显微图像定量化参数评价油水层及水淹层方法研究

荧光显微图像技术在油水层识别及水淹层评价方面有较强的技术优势。为进一步提高该项技术的应用水平,以荧光显微镜技术和颜色技术为基础,以聚类分析、神经网络、颜色空间转换、计算机软件编程等技术为手段,以水驱油实验及实际试油的荧光显微图像资料为根据,确定定量的图像特征参数,研究了量化表征方法,获得原油各组分面积百分含量、波长、亮度及各组分间色差,共计18项参数。以试油、投产井资料为依据,对参数进行了优选,建立松辽盆地东、西部地区葡萄花油层油水层识别方法及喇萨杏油田水淹层评价方法及评价标准,在探井及开发井油水层评价中应用85口井149层,符合率达87.9%;在喇萨杏油田应用183口井856层,投产111口井451层,符合率为82.9%。荧光显微图像定量处理技术进一步深化了该项资料的应用方法,提高了油水层及水淹层判准率,实现了对储层的精细评价,可在大庆油田所有探井及开发井中应用。     

应用"接近零流量法"挖潜杏西油田高水淹井层潜力研究

杏西油田已注水开发22年,随着开发时间的延长,虽然在注水井上采取细分、调剖、周期注水,在采油井上采取堵水等措施稳油控水,但仍有部分井油层水淹程度高、地层能量高,成为高含水井,失去开采价值而关井。但从剩余油分布机理和其他油田开发实践表明,这些井仍有一定的产油潜力。结合现场实践,从井筒内再次成藏角度提出了“接近零流量法”挖潜高水淹井层内剩余油,其主要目的是对特高含水、已经或将要废弃的井层采取间歇生产或尽可能降低产液量方法继续动用。现场实践表明,这种方法可以有效挖潜强水淹井层内的剩余油,是对水驱油田后期开发和挖潜方式的丰富与完善,值得推广应用。