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南海西部连续九年产超千万方
发布日期:2017-01-11 浏览次数: 信息来源:中国海洋石油报 字号:[ ]

2016年,有限公司湛江分公司(下称湛江分公司)克服台风频发、下游用气设备故障等多重不利因素影响,全年油气产量超过1000万立方米,创造了连续9年产量超过千万方的纪录。

2008年,南海西部油田油气产量进入千万方阵营,现累计生产油气超过2亿吨。2016年,多数老油气田进入开发中后期,稳产难度越来越大,生产形势严峻。为此,南海西部油田通过精细管理、技术创新进行生产挖潜,超额完成全年产量目标。

向管理要产量

2016年,南海西部油田先后受4次台风影响,台风对产量的影响为历年之最。为了将损失的产量补回来,湛江分公司从生产时效入手,通过精细管理,与时间赛跑。

向停产检修要产量。东方作业公司根据下游用气的变化,通过调整检修方案,比原计划提前1.5天完成停产检修任务,多生产天然气1500万立方米。涠洲作业公司海上平台利用避台复产时机进行年度检修,缩短了检修时间。文昌13-1/2油田采用“集中优势兵力打歼灭战”的模式,先将人员集中至原油系统大修,恢复原油生产后再开展LPG装置大修,停产检修作业提效超50%,减少原油产量损失1.39万立方米。

向优化制度要产量。东方1-1气田针对气井出砂引进旋流除砂技术。湛江分公司制订了相关的工作制度,通过实时跟踪、调整参数,使得该技术的除砂率保持在99%以上,每天可增产天然气近20万立方米。针对文昌油田群海管外输受限的难题,湛江分公司结合各油田生产潜力、海管外输情况等对新文昌区开展了整体优化调整,油田群综合含水降低4%,总液量每天增加100立方米。在严格执行生产井专项诊断的同时,湛江分公司还对在生产油田电泵井实行闭环管理,全年电泵井运转周期达985天,全年增油13.9万吨。此外,公司还制订了以油藏为导向、以产量为目标的油藏、工艺及作业一体化管理制度,既保证了作业效率,又确保了措施的成功率。

向技术要产量

提前一个月完成带压修复作业的崖城13-1气田至香港的供气管线,既避免了3000多万元的天然气放空损失,又多贡献了4250万立方米天然气。该管线口径大、管内压力高、泄漏点水深近百米,带压维修属世界级难题。湛江分公司与相关单位通力配合,创立了一套自主维修技术体系与设备机具,打破了国外垄断,填补了国内空白。

低效井、隐患井的高效治理,也挽回了1.2亿立方米天然气产量损失。在治理这些井的过程中,技术创新起到了决定性的作用。崖城13-1气田主力气井A4、A6井由于生产套管腐蚀,面临着安全以及关井的风险。该气田储层温度近180摄氏度,压力系数仅0.12,如果采用常规模式作业,存在储层保护风险高、修井液成本高、生产井不能复产等问题。湛江分公司通过自主攻关创新,先后攻克并掌握了不压井动管柱作业、氮气坐封过油管封隔器、大切割比切割套管等7项高温超低压气井套管腐蚀治理技术,其中2项为国内首次,3项为海油首创。两口老井每天增产100万立方米天然气。

在低效井治理方面,湛江分公司还依托信息化,建立了井下作业大数据,应用于11口低效井治理,累计增产油超过12万立方米。

技术的应用,也让湛江分公司在增产措施方面收获颇丰。如文昌19-1-B5井引入分流暂堵技术,控制高渗含水通道,解堵后含水率不变,日增油117立方米。涠洲6-10-A1S1井应用低界面张力助排技术及复合有机解堵技术,日增油139立方米。(特约记者 傅文水 通讯员何伟)




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南海西部连续九年产超千万方
发布日期:2017-01-11 信息来源:中国海洋石油报

2016年,有限公司湛江分公司(下称湛江分公司)克服台风频发、下游用气设备故障等多重不利因素影响,全年油气产量超过1000万立方米,创造了连续9年产量超过千万方的纪录。

2008年,南海西部油田油气产量进入千万方阵营,现累计生产油气超过2亿吨。2016年,多数老油气田进入开发中后期,稳产难度越来越大,生产形势严峻。为此,南海西部油田通过精细管理、技术创新进行生产挖潜,超额完成全年产量目标。

向管理要产量

2016年,南海西部油田先后受4次台风影响,台风对产量的影响为历年之最。为了将损失的产量补回来,湛江分公司从生产时效入手,通过精细管理,与时间赛跑。

向停产检修要产量。东方作业公司根据下游用气的变化,通过调整检修方案,比原计划提前1.5天完成停产检修任务,多生产天然气1500万立方米。涠洲作业公司海上平台利用避台复产时机进行年度检修,缩短了检修时间。文昌13-1/2油田采用“集中优势兵力打歼灭战”的模式,先将人员集中至原油系统大修,恢复原油生产后再开展LPG装置大修,停产检修作业提效超50%,减少原油产量损失1.39万立方米。

向优化制度要产量。东方1-1气田针对气井出砂引进旋流除砂技术。湛江分公司制订了相关的工作制度,通过实时跟踪、调整参数,使得该技术的除砂率保持在99%以上,每天可增产天然气近20万立方米。针对文昌油田群海管外输受限的难题,湛江分公司结合各油田生产潜力、海管外输情况等对新文昌区开展了整体优化调整,油田群综合含水降低4%,总液量每天增加100立方米。在严格执行生产井专项诊断的同时,湛江分公司还对在生产油田电泵井实行闭环管理,全年电泵井运转周期达985天,全年增油13.9万吨。此外,公司还制订了以油藏为导向、以产量为目标的油藏、工艺及作业一体化管理制度,既保证了作业效率,又确保了措施的成功率。

向技术要产量

提前一个月完成带压修复作业的崖城13-1气田至香港的供气管线,既避免了3000多万元的天然气放空损失,又多贡献了4250万立方米天然气。该管线口径大、管内压力高、泄漏点水深近百米,带压维修属世界级难题。湛江分公司与相关单位通力配合,创立了一套自主维修技术体系与设备机具,打破了国外垄断,填补了国内空白。

低效井、隐患井的高效治理,也挽回了1.2亿立方米天然气产量损失。在治理这些井的过程中,技术创新起到了决定性的作用。崖城13-1气田主力气井A4、A6井由于生产套管腐蚀,面临着安全以及关井的风险。该气田储层温度近180摄氏度,压力系数仅0.12,如果采用常规模式作业,存在储层保护风险高、修井液成本高、生产井不能复产等问题。湛江分公司通过自主攻关创新,先后攻克并掌握了不压井动管柱作业、氮气坐封过油管封隔器、大切割比切割套管等7项高温超低压气井套管腐蚀治理技术,其中2项为国内首次,3项为海油首创。两口老井每天增产100万立方米天然气。

在低效井治理方面,湛江分公司还依托信息化,建立了井下作业大数据,应用于11口低效井治理,累计增产油超过12万立方米。

技术的应用,也让湛江分公司在增产措施方面收获颇丰。如文昌19-1-B5井引入分流暂堵技术,控制高渗含水通道,解堵后含水率不变,日增油117立方米。涠洲6-10-A1S1井应用低界面张力助排技术及复合有机解堵技术,日增油139立方米。(特约记者 傅文水 通讯员何伟)

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