华北油田公司第三采油厂抓能源计量取得巨大经济效益

采油厂是原油开采企业,同时也是高耗能企业。2005年以来,随着市场原材料价格的上涨和老油田开发难度的加大,华北油田第三采油厂原油生产成本逐年上升,国家下达的原油生产成本指标到了难以承受的程度,企业全体员工不等不靠,深挖内部潜力,在能源消耗上大做文章。认真贯彻执行GB17167-2006《用能单位能源计量器具配备和管理通则》、

让文明之花美丽绽放——华北油田公司第三采油厂文明单位创建侧记

道路没有终点,目标没有止境。华北油田公司第三采油厂自1977年投入开发,已经走过了四十年的风雨历程。近年来,面对国际油价持续低位运行的严峻形势,第三采油厂秉承有质量、有效益、可持续发展战略,坚持以质量效益为中心、以原油生产为重点,将精神文明建设提升到企业发展的战略高度,与生产经营管理一起策划、部署、检查、落实。全厂上下弘扬"我为祖国献石油"主旋律,发挥主力采油厂作用,自觉将培育和践行社会主义核心价值观、推进中国特色社会主义和中国梦宣传教育与党的群众路线教育实践活动有机结合,聚焦发展,勇于探索,敢于超越,深化改革,开拓创新,在挑战中铸造辉煌,持续打造石油系统精细管理特色品牌,为中国石油和地方经济发展做出突出贡献。

绩效考核引领采油厂站上“高质量发展”新风口——华北油田公司第三采油厂绩效管理体系升级纪实

华北油田公司第三采油厂以"长效高质量发展"战略规划为引领,坚持以原油生产和控本增效为核心,把经营管理提升作为实现高质量发展、提质增效的重要驱动,补齐发展短板,体现考核的差异性和实效性,以绩效考核为杠杆"撬"出单位效益,逐步实现由任务型考核向质量、效益型考核转变,重塑绩效考核体系。

华北油田油气密闭混输技术应用

华北油田第三采油厂所辖站场数量多,包括较多转油站和供热拉油站,多数站内保留着传统原油处理工艺,设备设施老化严重,生产成本较高,不易于管理。为最大程度地减少或降级部分站场,简化优化原油处理工艺流程,停用部分能耗较高的设备,开展油气密闭混输技术研究并进行现场应用。该技术的研究主要集中在油气混输装置,在两座站场应用的油气密闭混输装置成功解决了气相、液相共用一个泵腔结构给多相混输设备带来的技术难题;现场应用体现在两座站场实现越站外输,停运储油罐及部分原油处理设备。转油站应用油气密闭混输技术可在很大程度上简化工艺流程,实现站场降级,优化后,两个站年节省各类费用439.6万元,其经济效益和社会效益可观。

化学驱新技术及华北油田化学驱现状与展望

化学驱是大幅提升油田采收率的重要技术。化学驱理论和技术持续创新,应用规模不断扩大,其中聚合物驱矿场提高采收率约14%,二元复合驱和三元复合驱矿场提高采收率均在18%以上,纳米驱油技术预期采收率可达80%以上,中相微乳液驱表面活性剂体系性能不断突破,矿场取得良好增油效果。针对华北油田复杂断块砂岩油藏的实际情况,采用以可动凝胶为主的深部调驱技术,进一步提高了油田采收率。为进一步提高华北油田采收率,可以在深化油藏剩余油分布规律认识的基础上,加强基础理论研究,推动化学驱技术的持续创新和有序接替,配套开发化学驱地面工程,以期实现油田开发的可持续发展。

热泵技术在华北油田站场的应用

华北油田第三采油厂日处理污水中蕴含着约90×104 MJ/d的低温热源,为利用这部分能源,在主要站点投入5台水源热泵系统;同时,对于污水资源有所欠缺的站点,投入了6台空气源热泵系统,11台热泵创造的年经济效益约664.64万元。热泵系统的投入使用,不仅为第三采油厂创造了巨大的经济效益,且可少使用27台加热炉,日节约气量12668.4 m3。热泵在试点站点的运行中,能够满足油田日常生产用热,具有良好的应用价值,可继续向其他站点推行。

华北油田油井腐蚀结垢原因分析与治理方法优选

油田进入高含水开发期,抽油杆、油管腐蚀结垢问题日益严重,影响油田的正常生产。分析了腐蚀结垢的原因,对油井腐蚀结垢治理方法进行了优选。采出水矿化度高是腐蚀结垢的共性原因,主要腐蚀因素包括Cl-、CO_2、H_2S、SRB(硫酸盐还原菌)等,主要结垢因素是钙镁盐及铁腐蚀产物的沉淀。化学加药抑制腐蚀结垢是相对经济有效的治理方式,咪唑啉类表面活性剂对抑制Cl-、CO_2、H2S腐蚀有良好效果,有机膦酸通过鳌合成垢金属离子,起到阻垢作用。通过室内试验筛选配方,缓蚀率≥75%,阻垢率≥85%。现场采用井口加药的方式,在65口油井进行了5年的连续试验,有效遏制了腐蚀结垢,油井检泵周期延长2~3倍,取得良好经济效益。

深部调驱技术在华北油田L断块的研究与应用

对于非均质性较强、长期注水开发的高温砂岩油藏,存在含水上升快、剩余油分布复杂、常规治理难度大等开发问题,一般采用深部调驱技术可以改善油藏开发效果。华北油田L断块储层温度高达115℃,处于高含水、高采出程度开发后期,应用数值模拟方法宏观研究剩余油分布,判定水流优势通道,自主研制新型耐高温复合交联剂,采用多井组联合同步调驱方式开展了现场试验。5个井组共注入44150 m3调驱剂,高峰期日增油25 t,综合含水下降9.5%,截至2019年12月累计增油12780 t。现场试验结果表明,耐高温复合交联可动凝胶体系在L断块的深部调驱取得了显著的降水增油效果,剩余油分布研究及水流优势通道判定为调驱方案设计提供了可靠依据,为同类油藏开展深部调驱提供技术借鉴。

碳达峰碳中和目标下采油厂的绿色低碳发展

在国家碳达峰、碳中和目标下采油厂需要完善清洁低碳、节能高效的能源供应体系,减污降碳将成为行业绿色发展的重要手段。CCUS技术是实现碳中和的核心技术,分驱油、减碳、负排放三个阶段,其驱动力分别为驱采石油、减碳、深度减排,与采油厂的生产路线一致,通过CCUS技术将二氧化碳变废为宝,助力采油、减少排放。以华北油田第三采油厂潜山油藏为例,利用碳驱油、碳埋存配套工艺技术,规模埋存后实现零排放及收益率大于6%,为京津冀地区打造亿吨级潜山碳库群做好了技术储备,为双碳目标的实现做出贡献。该技术具有推广价值和应用前景,可在中小潜山群进行工业化推广。

油田多相流密闭混输技术的研究与应用

为实现油田集输站场工艺简化优化、密闭橇装化,停用部分老旧高耗能设备,最大程度实现站场简化降级、无人或少人值守,因此开展多相流密闭混输技术研究与应用。该技术利用离心式双腔混输装置将油、气、水混合介质同时增压输送,实现多相流密闭混输,同时集成集油、计量、增压及自动化控制等功能,形成橇装化装置,实现“一橇代站”密闭集输,有效解决了传统油气混输泵效率低、易损坏、含气率限制等技术难题。在两座转油站试验应用多相流密闭混输技术后,停用了原计量阀组、储油罐、输油泵等工艺设备,采取无人值守方式,成功实现了密闭混输、自动计量与控制。结果表明在转油站应用该技术可实现气液密闭混输、工艺简化优化、降低油气损耗,达到站场降级、减员增效的目的,其经济效益和社会效益可观。

华北油田长岩心注CO _(2)驱替室内实验研究

为全面提高华北油田A区块采收率,探索注CO_(2)驱替方式的选择,使用CO_(2)驱替室内实验方法,研究不同注入压力条件下CO_(2)驱油效果的差异。实验设定回压分别为14.0 MPa(非混相压力)和19.0 MPa(混相压力)2种注入压力参数,对不同驱替方式驱油效果进行对比。结果显示,非混相条件下CO_(2)驱采收率为53.69%,混相条件下CO_(2)驱采收率为60.55%,混相条件下气水交替驱油采收率最高,达76.56%,为现场CO_(2)驱替提高采收率方式的优选提供了依据。

华北油田留北潜山地热开发综合利用先导试验

针对华北油田潜山油藏埋藏深、采出液温度高、资源丰富的特点,以经济效益和社会效益为中心,开发利用因高含水而未报废的潜山井,通过大排量提液,"以液带油"提高采收率;采出的大量地热水进行地热发电;利用地热水余热资源进行生产换热维温,取代以原油和天然气作为燃料的热水炉,节约油气能源,从而达到综合、高效利用地热水目的。

“双碳”目标下油田企业发展实践与思考

为适应新形势下国家经济发展要求,紧跟能源企业高质量转型的有利时机,加快清洁能源利用,倒逼油田企业实现转型升级,走绿色低碳之路成为油田企业实现未来持续发展的必然趋势。油田企业在生产运行中创新采用“揭榜挂帅”机制,持续通过工艺简化优化、站场简化降级、区域功能整合等管理手段,进一步为地面系统“瘦身减负”;重点针对热采、电加热集油工艺高耗电设备,应用智能化联锁控制管理工具,压缩设备运行时长;深化高耗能设备阶梯优化管理理念,提高设备与系统匹配度;探索能源合作创新管理思路,打破固有的设备淘汰更新模式,形成“瘦”“调”“技”“策”四个方面的“双碳”目标管理方法,进一步实现碳达峰碳中和。

华北油田工业噪声现状及治理方法探讨

通过对工业噪声产生的主要原因的调查分析，对部分噪声源进行了监测，指出了噪声对人的危害是多方面的，提出了预防、控制和治理的方法。

华北油田复杂断块油藏高含水期水驱技术改进方法

复杂断块油藏是华北油田的主力开发油藏,为改善当前水驱效果不佳的局面,从水驱采收率的影响因素出发,开展了水驱技术改进方法研究,提出了复杂断块油藏开发技术优化政策,以期为华北油田复杂断块油藏的高效开发提供指导。

智慧工程在华北油田的研究与应用

华北油田"智慧油田"的建设,贯穿油气资源勘探、油藏评价、油气田开发建设和油气生产四大业务,积极探索物联网、云计算、下一代互联网等现代信息技术,并选取了二连油田为智慧工程示范基地,探索建立无人值守、全天监控、智能巡检、自动感知、组织运维安全平稳、层级简化的高寒油田管理新模式。

潜油电泵采油技术在低孔低渗油田的应用

温米油田是吐哈盆地一个低孔低渗油田,其平均孔隙度16.4%,平均渗透率51×10-3μm2。为实现高速高效开发,稳定油田产量,发展了在低渗透油田中应用潜油电泵采油技术,取得了良好的开发效果,对油田稳产发挥了重要作用。实践证明,在合理的注采压力系统下,潜油电泵可以应用于低渗透油田。它不仅可以降低井底流压,减小层间干扰,而且可以在一定程度上改善近井地带渗流条件,有效提高采液速度,达到提液增油的目的。

采油厂基于大数据分析的能耗管理

随着油田进入开发中后期,油田可采储量减少,原油物性逐渐变差、设备老化现象严重、能耗节点多且较为分散,给油田开发、能耗管理提出了更高的要求和挑战。纵观近年来的先进技术,大数据分析技术无疑是推动油田工业化与数字化融合的有力工具,华北油田在工业化建设的过程中迎来了信息化,其发展积累的大量数据正好在大数据时代发挥重要价值,以辅助企业进行现代化管理,减少常规管理、开采能耗居高不下的问题。

远源浅水辫状河三角洲前缘储层构型模式研究:以冀中坳陷饶阳凹陷留西油田L18断块为例

利用渤海湾盆地冀中坳陷饶阳凹陷留西油田留18断块内岩心、录井、测井、三维地震以及生产动态资料,应用层次分析的方法,对远源浅水辫状河三角洲前缘进行了相带划分,对砂体构型进行了解剖,明确了各相带内沉积构型样式的特征,建立了远源浅水辫状河三角洲前缘精细的沉积构型模式。研究表明:(1)研究区水体整体较浅,远源浅水辫状河三角洲前缘亚相广泛发育,并进一步分为前缘近端、前缘中端和前缘远端3个相带,不同相带在砂体厚度、岩性组合特征和砂体横向连通性等方面存在差异。(2)前缘远端水下分流河道水动力较弱,所携带沉积物较少,形成横向连通性较差的小规模河口坝,河口坝之间的厚层泥质披覆夹层为主要的夹层类型。(3)前缘中端分流河道水动力强度中等,形成串珠状或分叉树枝状的河口坝,单一河口坝由2~4期前积增生体构成,前积倾角约2. 2°,增生体间的泥质披覆夹层为主要的夹层类型。(4)前缘近端分流河道水流强度较大,下切作用较强,所携带沉积物较多;下伏河口坝互相叠置切割,形成连片分布的复合体;单个河口坝由多个前积增生体构成,前积倾角约3. 5°,增生体内的漫溢夹层及增生体间的泥质披覆夹层为主要夹层类型。

采油厂自主招标管理机制的探索与实践

引言：第三采油厂作为华北油田公司主力采油厂,每年生产建设任务工程量繁重,发生的经济业务量较大,每年签订的合同数量较多,合同金额平均为3亿~5亿元。但是在原有旧体制下,各部门对招投标管理基本上没有一个清晰的概念,依法招标的意识很模糊,招投标活动主要以与内部单位或关联交易单位议标的项目比较多,公开招标的项目很少,很多项目基本上都是先施工后议标补签合同,招标管理运行机制不健全,存在较大的经营风险。