延川南气田外输煤层气超2亿方

2017-11-03 00:00

  2017年以来,华东石油局延川南煤层气田依靠稳步排采和措施增产,积极与下游客户沟通,努力提升销售率,到10月31日,累计完成销售2.007亿方,完成年度任务的89%。相当于外输了20万吨的原油,2亿方煤层气每年可减排24万吨二氧化碳、氮氧化物0.2万吨、二氧化硫0.6万吨,相当于在黄土塬上植了220万棵树。

  精细化排采 一井一策促上产

  针对气田的低渗、低压、低产特点,技术人员结合现场排采降压实践,形成了“五段三压”平衡排采阶梯式降压排采制度,在“日对比”、“周总结”、“半月讨论”、“月度分析”跟踪模式下,确立一井一策平稳上产措施。

  针对部分井长期处于低效、低产状态,综合地质、工艺、排采,逐井分析排查,围绕低效主因找对策,积极开展措施增产。去年11月实施的2口氮气泡沫重复压裂试验井,日产量由原来的200方增至1200方和1600方。今年8月,优选10口低效潜力井进行试验,目前已完成4口井压裂,压裂效果良好。同时还实施了二氧化碳吞吐、冲击波解堵措施增产。

  现在延川南气田共有产气井794口,千方井310口,平均单井日产量超过1000方,产气水平优于周边煤层气区块。

  专业化整合 “瘦身”疾步前行

  气田的职能由产能建设全面转为生产经营后,积极开展专业化整合,将原有的12个科室部门整合至6个,落实三定,定岗85人。同时,调整用工结构,优化核定业务外包工作量,主业外包用工134人,同比去年减少137人。

  上半年成立生产指挥中心,设视频监控、数据分析、调度运行、信息维护、经营销售等五个专业小组,压减了生产科室,有效实现了气田一体化、专业化管理,提高了生产效率。

  近期将撤销采气管理区,实行场站自主经营承包,进一步压扁管理层。

  智能化管理 提高气田管理效率

  气田将智能自动化作为整体产建方案的重要组成部分进行实施,不仅能够远程监控167个生产平台上908口煤层气井,还能采集相关数据,进行控制,为整个气田装上了“眼睛”和“大脑”。

  过去两个采气管理区7个排采班组有排采工170人,现在的维护班、巡线班只有20多人,一线工人纷纷走上了站区集输管理岗位。过去人工巡井,每天每口井录取两次资料,排采工要翻山越岭几十公里,遇到抽油机发生故障,一个起抽可能要花费个把小时。信息智能化管理不仅解放了大量人力、提高了效率,还大大降低了雨雪天气职工上井的安全风险。现在无论晴天和雨天,电子巡井的工人在室内就能实时监控井场和抽油机的工作状态,完成资料录取、调冲次调参数、启停机工作。

  盯紧生产成本 省一分比挣一分钱易

  电费占有延川南煤层气田操作成本35%,而集输场站压缩机用电、排采机抽用电则是电费中的大客户。在每月的经济活动分析中,生产和财务管理部门都要对各个站区压缩机进行逐台分析,查找电费增长和下降的原因,分析什么型号、多大功率的压缩机组合既能满足生产又能节约能耗。经过进一步优化,1-10月份千方气耗电同比下降15度/千方,节约电300多万度,节省费用147万元;对于排采井机抽,则根据液量、冲次开展间抽试验,单井日耗电下降3度/天,节约电83万度,节省费用40万元。

  作业措施方面,扩大推广应用加药与阴极保护器,腐蚀穿孔作业井比例由7.5%降至3.9%;优化管杆组合及扶正器结构,偏磨导致作业的比例由16.7%降至9.2%;自行加工撬装洗井车,处理井筒煤粉,大大降低卡泵躺井几率。同时,开展废旧设备、物资重复利用,开展报废油管、抽油杆置换等业务,节约投资成本。

[来源:中国石化新闻网]
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