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西南油气田三管齐下降本增效显著

2020-03-30     来源:中国石化新闻网
石化新闻

中国石化新闻网讯 西南油气田洛带区块主要由广金、洛带、新都、大邑4个气田构成,于1997年投产,已提交探明储量近500亿立方米,动用储量240多亿立方米,可采储量为69亿立方米,具有储层低孔低渗、难动用储量大且分散、气井低产低压、生产过程中井口压力下降快等特点。

近年来,西南油气田从提升难动用储量动用程度入手,从管理、改革、创新等方面推进降本增效,开发成本呈逐年下降趋势。

管理降本,织好一张无形网

“企业管理犹如一张无形的网,网严密了,才能有效控制成本、提高效益。”西南油气田开发管理部负责人表示。

近年来,西南油气田坚决执行总部降本增效策略,持续加强全员成本管理,完善管理制度,优化管理模式,强化现场跟踪,深化动态分析,科学开展区块目标管理,不断修补完善这张无形之网,有效挡住效益流失点。

一方面,他们依托气藏管理信息化系统,及时诊断异常、及时开展处置、及时跟踪评价,实现气井精细化管理,气藏递减率大幅降低。

另一方面,他们每月召开气藏动态分析会,分析讨论洛带区块效益,实现部分井区无效变有效、有效变高效、高效再提效,无效井减少5口,高效井增加16口。

同时,他们试点推行员工价值积分管理,调动员工开展单元管理的积极性,实现控递减、控成本、稳产量的目标,开发指标提升效果显著。

“我们持续开展稳产创效竞赛,盘活了人力物力资源,全面提升了区块管理水平,递减率创历史新低。”采气一厂生产技术科技术员丰剑说。

改革降本,工作效率大提升

机构设置“管理区+中心站+采气井场”,管理区下设“三室一中心”,“三室”指综合管理室、经营管理室、技术信息室,“一中心”指生产运行中心,场站62个,用工115人。这是改革之前洛带区块的管理架构。

这样的体制已经不适应气田高效开发要求,洛带区块吹响改革与降本增效的号角,精简机构、盘活人员:管理层级从三级架构优化为“管理区+专业化班组”的二级架构;基层井站管理、安全环保管理、采输业务管理实行业务外包;“三室一中心”优化为“一室一中心”,三室合为一个综合管理室;场站优化到12个,用工人数降至80人,气田规模和机构设置及人员规模趋于合理,工作效率也明显提升。

此外,管理区还开展闲置设备拆除及修旧利旧,拆除停用设备,维修保养后用于新流程建设,每年节约设备采购及维护保养费用数十万元;优化车辆使用,采用拼车、优化行驶路线等方式,车辆使用费大幅降低。

创新降本,优化工艺增产量

洛带区块90%的气井已进入低压低产阶段,平均单井日产气仅1400立方米,气井稳产增产困难。创新从哪里突破是个问题。

技术人员在大邑101井须三段实施转层挖潜成功,获无阻流量7.5万立方米/日。“我们开展地质潜力全面复查、完善各气田选井评层标准、优选潜力靶区等工作,在洛带区块优选出大邑101等7口井开展挖潜,增产效果显著。”丰剑说。

优化工艺增产方面,他们通过优选低压气井实施单点增压工艺,确保低压气井稳产;通过分析对比泡排施工效果,优化泡排选井、加药量、施工周期等参数,重点对油套压差大于0.5兆帕、井口压力高于1兆帕的气井实施泡排;通过对泡排效果较差、日产气大于1500立方米、油套压差大于1兆帕的气井实施泡排-气举复合排水采气措施;通过优选低产气井应用多层无级滑套压裂工艺,采用小规模、低前置液、低砂比、全程液氮伴注、造长缝多层分压工艺,缩短施工周期,降低施工费用……

“老井迎来新生机。”开发管理部负责人说,通过创新优化工艺、实施多项措施,洛带区块增气效果显著。

(冯柳)


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