江汉油田加强作业管理降本增效

“自百日攻坚创效行动以来，截至6月底，江汉油田江汉采油厂与采服中心开展联合技术指导，在今年上半年共完成重点工序监督246次，累计复杂井打捞作业19口井，打捞成功率94.7%，在提高作业质量，降低作业成本上，取得了较好效果。”7月28日，江汉采油厂技术监督站负责人向记者介绍井下作业一体化最新成果，这是江汉油田加强井下作业管理，积极降本的一项举措。

在国际油价下跌，江汉油田生产效益受影响的严峻形势下，为确保油田2020年油气生产任务完成，江汉油田工程技术管理部深化“百日攻坚创效”行动，优化作业措施，加强作业管理，加强低成本配套工艺技术推广应用，积极促进油田降本增效。今年1至6月份，分公司井下作业工作量、作业费用得到有效控制。实际完成井下作业工作量796井次，比计划减少73井次；作业费用比计划减少1个百分点。

优化作业措施，降低作业费用

7月14日，坪北经理部北区P45-87井实施补孔措施后，日产油由原来的0.3吨上升到目前的2.4吨，日增油2.1吨，增油效果显著，单井作业成本下降3000元。这是江汉油田应用作业效益评价模型，优化作业措施，降低作业费用的一个缩影。

今年以来，江汉油田工程技术管理部通过优化作业措施，压减高成本措施工作量，增加低成本措施工作量，降低维护作业频次，压减井下作业费用。

在油井方面，压减大修等高成本措施工作量，增加酸化等低成本措施工作量，与2019年同期相比，压裂减少13井次，大修减少11井次。压减油井维护作业频次，与2019年同期相比，油井维护减少57井次。加强注水管理，提升注入水水质，减少油管腐蚀，与2019年同期相比，降低维修量36井次。根据概预算中心下发的文件精神，为应对超低油价，力争实现采油厂成本控制目标，井下作业工程下浮10%办理工程预结算。尽量采用修复管杆作业，压减新管杆费用。

今年以来，坪北经理部应用作业效益评价模型，精打细算控成本，实现干前成本可预测，施工工序可优化、指标可考核、效益可评价。今年1至6月份作业62井次，与预算相比，作业井次减少41井次，其中措施减少8井次，维护减少33井次，费用减少156万元。

在气井方面，采气一厂对气井井下作业方案进行多次论证，控减了4口井的作业量，有效节约作业成本。根据涪陵气田油管，出现较多穿孔现象，适量增加页岩气检管工作量7井次。

加强作业管理，压减管理成本

4月9日，荆州采油厂SH9-P15井进行检泵作业，工农关系协调员和作业监督全天候驻守施工现场，由于生产协调得力，施工运行紧凑，经过58小时的安全高效施工，比设计完井时间提前了近6小时，日产量恢复到7吨。这是江汉油田加强作业管理，严格现场监督，压减管理成本的一个缩影。

今年以来，江汉油田工程技术管理部加强作业精细化管理，通过一体化协调机制、工程数据分析、能耗管理和信息化应用，压减管理成本，节约成本。

创新管理机制，组织开展一体化协调。4月30日，江汉采油厂和采服中心联合签属了《江汉油区井下作业一体化战略合作框架协议》，建立一体化协调机制，成立一体化运行协调组，建立联合办公的工作模式，开会讨论复杂作业井处理方案，优化处理工艺，提高作业效率和成功率。技术人员对每口重点井的工作进度、下步措施进行讨论研究，及时做出调整，选择切实可行、技术先进、经济合理的作业方案，为作业施工提供技术保障。此举大幅度提高运行效率和作业质量。每周油井维护平均占井时间从5.16天/井次下降至2.19天/井次，返工作业比去年同期减少7井次。

加强工程数据分析，挖掘效益增长点。江汉采油厂由于套损井较多，近年来修复成本和修复工作量不足，造成井网失控、储量损失、水驱控制程度降低、开井率下降等生产问题。针对这种现状，按照以恢复井网为主，零散挖潜为辅的治理思路，结合“技术可行，地面配套，效益优先”的原则进行套损井治理工作。江汉采油厂通过建立井下作业一体化管理体系，加强套损井复杂井况分析，传统封隔器找漏施工周期长，效率较低，费用较高。今年1至6月，江汉油区采用电磁流量计找漏工艺技术代替常规封隔器机械找漏工艺技术，今年现场实施7口井，找漏平均用时4小时，找出多漏点的有5口。与常规封隔器机械找漏相比，共计节省费用30万元，节约施工周期2天。

在采气方面，建立涪陵页岩气田采气工程管理体系。页岩气井生产油管受微生物电化学腐蚀影响，存在穿孔影响气井正常生产现象。前期主要通过井下电视观察判别井下油管腐蚀穿孔情况，存在作业费用高、井下钢丝断脱风险。涪陵页岩气公司通过建立涪陵页岩气田采气工程管理体系，加强采气工程数据分析，利用气井生产资料分析方法替代井下电视，单井节约费用15万元，节约施工周期3天。

强化能耗管理，提升系统节能降耗效果。加强加热炉用气管理，限制联合站各条干线进站温度，将节约的伴生气用于发电。江汉采油厂潭口采油管理区、王场采油管理区、集输大队等基层单位所辖站点摸索下调加热炉出口温度。1至6月，累计调整外输掺水温度29处，其中停加热炉9处，累计节约气量11.36万方。依托油井信息化的覆盖，利用井口回压预警值监管管道电加热器的启用，目前已经关停电加热器55处，调整管道电加热器运行制度15处，累计节电8.3万度，优化拉油站储罐电加热器运行87处，累计节约电量19.5万度。

依托信息化，减少故障躺井。今年1至6月，各采油厂通过信息化系统预警功能，及时处置异常井，通过参数优化、洗井、碰泵等手段，恢复油井正常生产，有效减少躺井率。荆州采油厂使用生产指挥系统的油井工况诊断和报警功能，实时监控油井生产状况，一旦发现油井异常生产问题，技术人员核实后及时联系采服中心井下作业队实施扶躺井作业，恢复油井正常生产。今年上半年，油井异常报警及时处置120井次，有效避免油井躺井作业3井次。

推广低成本工艺，实现技术降本

“自百日攻坚创效行动以来，江汉采油厂在广29斜-1等5口井推广运用‘射采联作’工艺技术，在钟10斜-2、黄9斜-9井应用‘冲采联作’工艺技术，平均单井节省作业占井时间26小时，节约各类费用30余万元。”7月14日，江汉采油厂主任采油专家郑瑞波向记者介绍起推广低成本工艺的思路。

为有效降低成本费用，今年以来，江汉油田工程技术管理部组织各采油厂采气厂梳理并组织实施低成本配套工艺，实现技术降本。

降低油井作业工作量，配套以内衬管为核心、以抽油杆和抽油泵优化为辅的油井举升工艺技术，实现了油井维护作业井次减少57井次，频次下降，检泵周期不断延长。此外，在中高渗油藏 推广“泡沫排砂+绕防”工艺替代常规高压充填工艺，中低渗出砂油藏 推广压裂防砂一体化工艺替代传统压裂防砂工艺，稠油区块推广化学降粘吞吐工艺替代稠油热采吞吐工艺，通过以上措施单井费用平均减少4.3万元/口。

积极应用耐磨、耐腐蚀的新型管材，今年1至6月，江汉油区注水井应用玻璃钢油管16口井 ，钨合金防腐油管2口井，通过优化，延长管柱有效期，预计检管周期内可减少维护作业7井次，节约作业费用140万元。

优化压裂工艺，上半年通过对支撑剂优化、采用同步压裂、联作管柱以及新型现场混配压裂液的应用等，上半年节约作业费用约120万元；微生物深部吞吐工艺优化，改用实时混配注入，将施工时间由7小时压缩为3小时，大幅度降低人工成本以及车组费用。

（黄慧 王峰）