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这家采油厂领跑效益榜
文／王维东 王振国
众所周知,海上油田开发具有高投入、高风险的特点,上世纪90 年代初投入开发时,海上油田尚属边际效益油田.多年来,胜利海洋采油厂创新生产经营管理模式,坚持效益运行、两化融合、精细开发,实现了边际效益油田向高效开发油田的“蝶变”.
以“稳产上产、创效增效、安全环保”为己任,让“每口油井都产生效益,每个平台都创造价值,每吨原油都安全环保”,胜利海上实现了效益开发、清洁生产.
4 月16 日,海洋采油厂累计产油量突破5000 万吨.“十二五”以来,海洋采油厂桶油成本控制在34 美元,累计盈利268 亿元.2016 年,国际油价低位徘徊,海洋厂依然盈利7.2 亿元,在中国石化油田板块57 家采油厂中,一骑绝尘,领跑效益榜.
让每一分投入发挥“最大效益”
海洋厂有427 口油井,按“三线四区”经济运行模型评价,部分低产低液井属于低效井.
如何让低效变高效？
海洋厂成立“五位一体”效益开发作战室,从关注每口井得失,上升到关注井组、区块效益最大化.
“五位一体”作战室集开发、工艺、财务、生产、计划五部门力量,构建效益最大化决策机制,推动产量成本、地质工艺、地上地下、当前长远、成本投资五个一体化,使业务处理由单个部门的“独角戏”变为多部门 “协奏曲”.
大到采油厂发展规划,小到一口井设计优化,效益开发理念融入海洋厂生产经营各环节.“有效就干,无效坚决不干.”负责油井措施作业地质方案设计的海洋厂油田开发研究所副所长陆友明在每一口油井作业前总琢磨着“效益”二字.
无论老井、新井、措施井还是维护井,每口井能不能干、怎么干、干到什么程度,都会有一整套评价流程.多部门联合会商,一体化决策,每项措施突出技术与投入双向优化,方案匹配成本、效益和风险评价,做到效益评价到位、设计优化到位、解剖分析到位.
海洋厂对每口作业井效益进行预判,按效益排队实施作业,高效作业优先投、低效作业优化后再投、有风险作业慎投、无效益作业坚决不投,真正实现无效变有效、有效变高效、高效再提效.
2013 年以来,海洋厂低液油井措施年均工作量32口,年均措施产量12.3万吨.
高投入与高回报的思辨
低油价下,多数开发单位想方设法压投资降成本,而在海洋厂,海上开发必要投入一分不少,因为“低成本不等于低投入”.
CB26B-2 井是一口出砂井,常规方法是采用拔滤防砂技术解决地层出砂堵塞问题.3 年间,该井实施5 轮次作业,但作业后日产油仅5.6 吨,属低效井.
2016 年,海洋厂采用氮气泡沫负压返排解堵技术,增加了100 多万元费用,作业效果立竿见影,CB26B-2 井日产油升至28 吨.“低成本不等于低投入,低成本技术指的是摊薄开发成本.”海洋厂采油工艺监督中心主任周思宏解释.
海上油田开发标准高、质量要求高,投入自然也高,一口井作业费少则300 多万元,多则上千万元,是陆地的几十倍.上世纪90 年代初开发论证时,因高投入,海上油田被贴上“边际效益”标签.
因为高投入,所以追求高回报.多年来,海洋厂坚持“少井高产”开发原则,动用更多储量,用更高的产量来摊薄开发成本,实现效益开发.
目前,海上单井产能21 吨左右,是陆上油井的7 倍；桶油完全成本32.8 美元,比油田分公司平均成本低30 多美元.
2016 年,海洋厂海上油井措施作业22 口,平均单井日增油16.9 吨,吨油完全成本1384 元,比油田平均成本低1000 多元.周思宏算过一笔账,油井日增油1 吨,吨油开发成本摊薄44 元；日增油2 吨,吨油开发成本摊薄85 元.
“目前,海上还有3200 多万吨储量的动用油价在每桶60~80 美元,要实现有效动用,必须大幅提高单井产能.”管理局副总工程师、海洋采油厂厂长赵勇表示.
让人力资源发挥“最佳效能”
108 座平台、700 多口油水井分散在100 多平方公里的海面上；远在几十海里的生产指挥中心实时掌控每口井动态,一旦出现异常波动,随时可以精确制导.信息化和工业化融合给海洋厂装上“”.
近年,海洋厂完善生产自动化、电力自动化、管线监测、视频监控等9 大系统,搭建开发业务一体化、海上生产指挥一体化、经营管理一体化3 个平台,实现海上生产现场全面可视、全程可控、实时监控、动态感知,应急处置一键启停,油藏开发数字管理、智能决策.
传统的海上采油平台,员工驻守平台上,负责油水井日常生产,不仅生产效率低,长期值守还让员工身心疲惫.工艺自动化和视频监控系统的建立,解放了人力资源,采油工只需轻点鼠标,即可对无人值守的油水井进行电子巡检,有效化解油气产量快速增长与人力资源不足的矛盾,劳动生产率大幅提高.
据了解,目前,海上除10 余座中心平台和采修一体化平台需值守外,其余平台均实现无人值守.2016 年,海洋厂年人均劳动生产率1524 吨,是分公司平均水平的5 倍多.
眼睛“亮”了,耳朵“长”了,神经“活”了,是海洋厂信息管理中心主任徐燕的感知.“每天有成千上万条数据从生产现场传回.”徐燕说,依靠数据分析平台,海洋厂有效整合油水井生产井史,建立自动化预警模型,给生产指挥系统加装“芯”片,形成海陆联动智能化决策生产指挥.
“海量数据是评价、决策油气田勘探开发的重要依据,是一笔无形财富.”赵勇说.大数据助力传统石油工业转型,让人力资源发挥出最佳效能.
让每个油层保持“最佳状态”
从1993 年10 万吨起步,短短六年时间,海洋厂实现两个百万吨级的跨越.
产量跃进,矛盾凸显.开发之初,刻意追求产量,为多拿油,一些该转注的井迟迟没有转注,导致注水滞后,地层能量亏空.
“水上欠账,油就不流了.”开发人员的话很直白,只有注好水才能采好油.
注水,注好水、注准水.如若注水不当,会造成“旱涝不均”.
海洋厂以“分得细、注得进、调得准,细分到单层、改造到单层、调配到单层”为目标,从全井调整向分层调整转变,实现各层系动态合理配注；平面上注重注采井网完善和调整,攻关分注工艺与测调技术,确保效益注水；层间上从提高注水层段合格率入手,对不同油藏开展有针对性的水处理工艺,提高注入水与储层的配伍性,让不同油藏喝上“对胃口”的水.
海洋厂首席开发专家王优杰直言,以前,单井最多分3 段,层段像吃“大锅饭”.如今,创新空心测调一体化分注工艺实现单井6 段细分注水,各层段“分灶吃饭”.
水量就是产量,今天的水就是明天的油.2016 年,海洋厂原油产量312 万吨,水驱产油量占总产量的94%.
让每一口油井都长寿
5 年未曾停产的油井被海洋厂称为“长寿井”,延长油井寿命即是降低成本.
周思宏介绍,海洋厂油井平均单井维护作业费高达350 多万元,但若作业质量好,油井电泵可延寿1 年.
为延长油井寿命,海洋厂由重“治理”向重“预防”转变,建立“油井全生命周期管理”模式,成立油井故障分析专家组,对油井关键点24 小时实时监控,加强油井生产全过程管理.
躺井是油井生产的正常现象,就像人生老病死一样.减少非正常躺井现象是采油厂延长油井生产周期的重要手段.海洋厂将油井工况管理与油藏、井筒、地面工艺影响相结合,建立躺井预警机；把因地质、工程因素而导致的躺井分门别类建档,截取有代表性的典型曲线建库,形成油井“病历”库；突出事前预防和循环改进,减少作业及维护工作量,降低躺井率.
一旦油井预警,调阅油井“病历”库,对照典型曲线,员工可以迅速判断油井“病症”,解决故障有的放矢,有效降低躺井率.目前, 海洋厂有427 口油井, 平均检泵周期达到1875 天,创历史最高水平.其中, 163 口油井超过5 年未曾停歇,44口油井连续生产时间超过7 年,而埕北251A-4 井更是已连续生产14.5 年.
据周思宏介绍,海洋厂每年减少检泵14 井次,少支出作业费4900 万元,吨油开发成本摊薄28 元.
安全环保是最大效益
“油污不入海,废气不上天”,是海油人的承诺.
海洋厂以最高、最严标准抓责任落实与隐患排查,“识别大风险、消除大隐患、防止大事故”,实现海上油田绿色发展.
采油厂推行以HSE 委员会为主体,用宣教培训、监督检查、隐患治理和职业卫生等4 个专业委员会和11 个专业小组支撑起“大HSE 管理模式”,形成横向到边、纵向到底、立体交叉的HSE 监控网络.
20 多年来,采油厂形成以岗检为主的检查监督机制和以事故问责为主要手段的考核机制,全面推行HSE 检查“三、三反馈、三落实”,实行“低老坏”问题制度.同时,明确考核分工、奖惩标准,实施月度通报、季度考核兑现、季度排名挂牌和年度目标责任考核的运行模式.
此外,海洋厂还建立重点项目JSA 运行机制,根据海况环境、人员、施工进度等变化,每天对所有施工项目进行JSA 风险分析.针对识别出的风险,明确责任部门、监管部门,全面落实专业部门和单位安全管理主体责任,构建安全风险分级管控和隐患排查治理双重机制.
该厂持续探索隐患治理方法和途径,持续加大隐患治理投入,对海底管道立管悬空、海上采油平台流程腐蚀老化等重大隐患进行治理,仅2016 年就实施隐患治理项目22 项,治理资金3.73 亿元.
近年,海洋厂以“信息化、自动化、可视化”为目标,创新海上安全环保管理,初步形成海上特色安全环保技术体系,集成配套平台、海管、井控、人员等11 类38 项技术,涵盖本质安全、过程监管、风险控制等多领域,全面提升了安全环保管理水平.
责任编辑：卢凯瑞
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