“以电代油”钻井在外围油田的实践分析

大庆油田第九采油厂2015年计划钻井382口,为了尽可能地降低钻井成本,各产能区块油藏开发方案一经确定,即对各区块进行现场调查,综合考虑电网能力,井位分布、架设钻井电力线路投资及油钻成本等因素,论证“以电代油”的可行性。得出1个区块可采用电钻方式,节省能源,降低成本;2个区块电钻投资比油钻高,2个区块当地电网不能满足需求,无法采用电钻。目前使用的半油半电型钻机节能效果没有全电型钻机好,电动钻机还需继续改进,以达到更好的节能效果,加大外围油田的适用范围。     

钻机动力电代油改造方案分析

针对电驱动及机械驱动石油钻机使用工业网的方案,分析常用网电驱动方案的优劣,提出机械和电动钻机使用工业网电的最优方案,并对钻机实施网电改造后,使用过程中需要注意和解决的问题提出意见和建议,为保证"电代油"钻机在满足钻井工艺要求安全生产前提下,能高效利用施工钻井区域的工业电网,实现节能、减排、增效,同时降低钻井现场噪音,改善生产环境目的。     

推行“油改电”项目节能增效的探讨

针对大庆油田深井钻机能耗较高的突出问题,以节能增效为目的进行管理创新,改变电动化深井钻机传统驱动方式,由柴油机发电机组驱动钻井改为利用工业电网驱动钻井(简称"油改电")。通过现场调研和理论分析及现场实践,解决了钻机改造和设备配套方面的几项关键技术,实现了利用工业电网驱动钻井的安全性、节能性和实用性;试验井资料分析表明效果显著,完全可以在油田全面推行"油改电"项目,为油田节能增效实现绿色钻井、科技钻井拓宽了渠道。     

模块钻机与油田电网双向供电技术的应用

模块钻机是海上石油平台钻井作业的重要组成部分,与平台电网相互独立,作业时主要由自带的柴油发电机组供电,而这种传统的由柴油发电机组供电的方式,存在能耗利用率低、生产成本较高、环境污染严重等问题,制约着海洋石油平台的可持续性发展。针对以上问题,基于涠洲油田群电力组网,通过测算模块钻机钻完井作业用电量,提出模块钻机的供电系统改造方案,成功实现涠洲11-4NB模块钻机与涠洲电网的双向供电,有效降低了涠洲11-4NB模块钻机的钻完井作业成本,降低了作业噪音,改善了工作环境,可为其他海上石油平台模块钻机与油田电网之间的互联互通改造提供借鉴。     

降本增效“一趟钻”

冀东油田应用"一趟钻"钻井技术,大幅提升产能建设速度,降低钻井成本。2020年,中国石油冀东油田浅层目的层区块应用"一趟钻"钻井技术共计37井次。与非"一趟钻"钻井对比,平均机械钻速提高26%,平均钻井周期缩短2天,钻井提速提效显著。     

喇十变电所停运现场试验

喇十变电所投产于 1986年 10月 ,主变容量 2×5 0 0 0kVA ,没有注水负荷 ,供电线路 11条 ,线路平均负荷2 70 0kW ,该变电所已经连续运行 17年 ,2 0 0 6年面临大修改造。该供电区块共有 5座变电所 :喇十、一、四、十五、14 0变电所 ,喇一变电所负载率为 5 4 5 8% ,喇四、十五、14 0变电所负载率均不超过 30 % ,在停运喇十变电所后 ,由相关的 4座变电所为喇十变电所的线路供电。1 试验方案试验期间为了保证测试结果的可对比性 ,停运喇十变电所前后保持相关的 4座变电所其它线路运行方式不变 ,保证喇十变的四排甲线、四排乙线、喇Ⅰ - 2乙线…     

电代油钻井经济性评价与应用研究

电代油钻井是钻探企业实现减排降耗、绿色生产的主要途径,但是电代油钻井的经济性与电价、油价、钻机台月和用电量等数据密切相关。为了提高电代油钻井的经济效益,在电价、油价、钻机台月、用电量等因素与经济效益相关性分析基础上,确定了建模的最终数据,建立了经济性评价的多重线性回归模型,并进行了验证,经济性评价模型拟合效果较好,单井综合效益与累计用电量呈高度相关,与台月呈中度相关,与油价、电价及架线费用相关性最低。现场应用效果表明:井深越深,用电量越多,单井综合效益越高,节约成本越显著。该研究为不同的钻机、井型等优选合适的钻井方式提供了理论依据,助力电代油钻井加快发展。     

钻机网电改造的效果分析与发展对策

油田钻井施工区域电网改善,引出了钻机进行网电改造的问题。就钻机网电改造方案(包括:机械钻机及复合(半电动)钻机改造成低压网电钻机,电动钻机直接改造成网电钻机,机械钻机改造成高压网电钻机,井场用电改造为网电)及其改造后的优劣势与经济效益作了介绍和分析,并对今后的网电改造提出有关的建议。     

喇嘛甸油田配电网运行优化潜力分析及对策

喇嘛甸油田23座变电所共辖176条6 Kv配电线路,存在线路过长、功率因数低而导致电能浪费的现象.通过线路优化调整、变压器合理匹配、线路分段运行、补偿及配套节能措施,缩短了供电半径,减少了线路压降,提高了线路功率因数,线路损耗明显降低.措施实施后,预计可节电7 990×10M<'4>kw·h,可实现喇嘛甸油田6 Kv配电网的优化运行.     

海上钻井含油钻屑处理技术

使用油基钻井液必然会产生大量含油钻屑.国内外相关法律法规都对海上油田含油钻屑提出了限制排放标准.含油钻屑只有达到排放标准方可排放入海,若达不到排放标准则需运回陆上处理.昂贵的海上运输费用及陆上处理费用,使得国外钻井公司及钻井液公司纷纷研究和开发现场处理含油钻屑新技术.本文较全面地介绍国内外海上含油钻屑处理技术.     

海上钻井含油钻屑处理技术

使用油基钻井液必然会产生大量含油钻屑。国内外相关法律法规都对海上油田含油钻屑提出了限制排放标准。含油钻屑只有达到排放标准方可排放入海,若达不到排放标准则需运回陆上处理。昂贵的海上运输费用及陆上处理费用,使得国外钻井公司及钻井液公司纷纷研究和开发现场处理含油钻屑新技术。本文较全面地介绍国内外海上含油钻屑处理技术。     

河南油田网电钻机改造方案与应用分析

利用高压电网的电力替代钻机配备的柴油机和柴油发电机组为钻机提供动力,可节约钻井成本,减少二氧化碳和硫化物的排放,并能方便地调整泥浆泵排量、转盘转速和起下钻的速度,使钻机性能、可靠性、钻井速度得到提高。对河南油田两种现用钻机的改造方案进行了分析对比,并提出了今后完善的措施。现场应用表明:改造后的网电钻机性能得到显著提高,钻井成本大幅度下降,具有很好的推广应用前景。     

钻井优化系统在国内非常规油气资源开发中的实践

相对于北美,国内非常规油气资源勘探开发起步较晚。页岩气勘探开发始于"十二五"初,致密油、致密气、页岩油勘探开发则始于"十三五"初,但在"十三五"期间得到了快速发展,特别是川渝页岩气藏、准噶尔盆地玛湖砾岩油藏、吉木萨尔页岩油藏已进入规模开发阶段,成为中国石油"十三五"末及"十四五"期间天然气和原油上产的最重要领域。与常规油气资源相比,非常规油气资源储层条件差,需要大规模"水平井+体积压裂"才能实现有效开发。然而,由于受钻机装备条件和水平井钻井工具性能,特别是理念和方法的限制,国内非常规水平井普遍存在钻井效率低、建井周期长的问题:一般垂深为2000~3000m、水平段长1500~2000m的水平井钻井周期为60~90天。而北美钻一口水平井基本都能控制在15~25天:一般垂深为2000~3000m、水平段长2000~3000m。国内一部钻机一年只能钻2~3口水平井,而在北美一部钻机一年能完成15~20口水平井。随着国内非常规油气资源的规模开发,钻机紧缺的矛盾日益突出,钻井效率已经成为严重制约国内非常规油气资源快速规模上产的瓶颈问题。北美大幅度提高水平井钻井效率的原因有管理和技术两大因素,其中技术主要表现在以下5个方面:一是钻机配套能力的不断升级;二是井下工具可靠性和稳定性的提升;三是大平台工厂化作业;四是远程实时支持与决策系统;五是系统优化钻井理念和方法的应用。2018年海峡能源股份有限公司与美国K&M钻井工程咨询公司合作,引进国际先进的系统优化钻井理念和方法,率先在川渝地区长宁页岩气藏和新疆玛湖砾岩油田开展了水平井钻井提速先导性试验,大幅缩短了建井周期,验证了系统优化钻井方法在国内非常规油气资源开发中的可行性。为了达到进一步推广的目的,2019年在玛湖砾岩油田开展区块提速试验,同样取得了显著的提速效果,进一步证明了系统优化提速理念和方法具有科学性、广普性和可复制性,是经验钻井向科学钻井迈进的重要实践,展示出了非常广阔的推广应用前景。     

高压无功补偿技术在杏南配电网的应用

大庆油田杏南油田开发面积广,机采井分散,配电线路供电半径大,配电网功率因数较低.高压无功补偿技术是一种投资少、见效快、维护方便的节能措施,是现阶段提高电网功率因数和供电质量的重要手段之一.2009年,在杏十五一变电所6条6 kV出线共安装23台合计2 700 kVar补偿容量的补偿装置,6条线路平均功率因数提高0.21,经计算,全部线路可实现年节电110.539 2×104 kW·h,节约电费65.7266万元,经济效益显著.     

大数据技术在杏北油田电力系统中的应用

针对杏北油田电力系统信息化建设中存在的数据信息多样却无法相互调用,在电力生产指挥工作中无法了解线路当前的运行状态及负荷变化原因,产能建设中供电电源就近搭接在已建线路上导致部分线路供电半径过长、停电影响井数多,机采系统电量统计不准确,电网线损计算困难等问题,研究建立了杏北油田电力大数据分析优化系统。该系统可对多源电力数据进行采集融合,建立了变电所出线与用电负荷的配输关系,生成了配电线路动态监测统计图形、曲线和报表,对波动变化进行综合分析,实现了配电网线损实时在线计算、用户网损分摊系数计算、电网规划模拟改造等功能;提升了电力系统的数字化、智能化水平,同时为智能电网时代的电力系统优化运行提供了新的思路。     

XJ900DB新型网电修井机的研制与应用

针对油田"以电代油"的需求及现有2种电动修井机存在的问题,研制了XJ900DB新型网电修井机。该修井机将变频调速和超级电容储能技术相结合,在现有抽油机低压配电条件下(50 k VA/400 V),以超级电容器作为储能元件,利用修井机工作间歇充电,起升时适时放电,补偿修井机输出功率,并采用变频调速和机械换挡,实现绞车宽恒功率输出,既保证新型修井机与常规修井机工作效率和作业能力相同,又可以安全、方便地实现修井机"电代油"。华北油田3个月的应用结果表明:应用XJ900DB新型网电修井机后共节省作业用燃油7.67 t,节省能耗费用2.88万元;该修井机可在各种恶劣气候下作业,工作稳定,性能可靠,电网供电、超级电容器模组充放电正常。XJ900DB新型网电修井机具有较高的推广应用价值。     

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。     

故障自动定位系统在油田配电网中的应用

随着油田的开发 ,直配电线路的负荷不断增大 ,供电半径不断加大 ,分支线路不断增多 ,使线路的结构愈来愈复杂 ,因此线路故障频繁。若要找出具体故障所在的分支和故障点则非常困难 ,影响供电的可靠性。而采用故障自动定位系统则是提高供电可靠性的重要基础。详细介绍了该系统的组成、工作原理及功能。应用情况表明 ,它能实现对线路故障的自动检测与定位 ,减少了检修费用 ,缩短了故障修复时间 ,提高了供电的可靠性。此外 ,它还具有投资少 ,运行维护工作量小 ,扩充性强等优点。     

冀东油田南堡1—29平台3口井投产一次成功

2009年8月8日,冀东油田南堡1-29平台3口井投产一次成功,目前生产基本稳定,日产油120t,日产气超过3万m3,不含水。南堡1—29平台是一座海上无人值守自动化导管架生产平台,是冀东油田第一个集油气计量、集输、注水于一体的海上采油平台,设计建设油井10口、注水井6口,目前已完钻11口井,正钻井1口。该平台是冀东油田建设“科技油田”的亮点之一。     

数字化模式下的油田电网调度管理

长庆油田电网存在供电范围广、站点分散、线路多的特点,目前实行的"厂生产指挥中心—大队集控站—操作维护班"的数字化调度管理模式面临着较为严峻的挑战,对人员业务水平、数字化设备的运行状态都提出了较高的要求。油田电网数字化采用对无人值班变电所集中监控、集中巡检的集控运行管理模式,在管理上分为厂指挥中心层、大队级集控站层和操作维护班层。随着油田电网数字化建设工作的推进,从目前的调控分离模式向"调控中心+操作维护站"的调控一体化模式过渡的条件将愈发成熟。