提质降本增效背景下提升采油厂油气开发效益的思路研究

提质降本增效背景下提升采油厂油气开发效益的思路研究

许艳

中国石油大港油田分公司第三采油厂 天津300280

摘要:随着油田深化改革的逐步深入，对于采油厂来说，新形势下如何进一步实现油气开发的降本提质增效是采油厂一段时期内重要的工作目标。当前，受国际国内各种因素影响，国际油价近期处于相对高位的状态，采油厂油气开发及生产经营效益取得了不俗成绩，然而影响采油厂开发效益的一些痛点依然存在，也是影响效益的一大重要隐患。因此，必须未雨绸缪，在油田推动提质降本增效升级背景下通过注重老区管理、配产方式优化、集成技术应用等方面进行深入探索和研究, 由以前快速上产转变为效益开发，形成了一套提高油田开发效益的管理新模式，全面助推采油厂高质量发展。

关键词:采油厂；油气开发；经济效益  

1.提高油田开发效益的背景

做实油藏经营管理是推动采油厂高质量发展走在前的重要体现，油田的开发需求由以前快速上产转变为效益开发，这就要求采油厂根据油气开发实际做好切实的降本提质增效举措，特别是采油厂一些难点、复杂、生产经营成本居高不下的节点更是企业效益化经营的绊脚石。为此，采油厂应更加注重老区管理、配产方式优化、集成技术应用等方面进行深入探索和研究，形成采油厂一套提高油田开发效益的管理新模式。

2.提高油田开发效益管理的模式和思路

2.1转周管理模式优化转变

对于采油厂的稠油井来说，通过确定单井经济极限产油量和单井经济极限油汽比，确定油井转周时机的选择和注入参数的优化。

一是单井经济极限产油量的确定方法。根据每口稠油井注汽、作业、开井生产发生的成本，计算周期生产成本，应用盈亏平衡法计算“临界关井日产量”，当产量下降到“临界关井日产量”时应及时转周注气，对产能高的井则可以在产量略高于“临界关井日产量”前提前转周注气，以最大程度地发挥该井的产能，实现单井效益最大化。

根据目前国际油价持续走低的态势，参照大港油田分公司提供的方法确定单井经济极限产油量，其表达式：

式中：qomin--经济极限产油量，t/d；

          τ0－－时率f； 

          Cv－－吨液成本；

          Cg－－单井固定成本；

αo－－商品率，f；

          P－－油价；

          Rt－－吨油税金;

          qL－－液量 t。

（注：分析采用与油井相关的直接成本计算，直接成本定义为操作成本扣除人工成本，直接成本进一步分为可变成本和固定成本，可变成本按照产液量分摊，取值依据为考虑一吨液量从注入、采出到处理整个过程中需要消耗的费用，固定成本为直接成本扣除可变成本后的成本部分，按照油井数进行分摊。）

分别按照油价50、60、70美元/桶三个标准计算经济极限产油量（参照采油厂2014年发生成本），为2.4吨/天，2.0吨/天，1.75吨/天。

当日产油量低于上述界限值时，油井生产已经没有效益，应当及时转周。

同时应综合考虑产量运行情况、注气锅炉运行情况以及稠油井能否正常生产作为确定转周注汽时机的依据。

二是单井经济极限油汽比的确定方法。参照大港油田分公司提供的方法确定单井经济极限油汽比，其表达式：

式中，--经济极限油汽比，f；

      --单井平均一天分摊的固定成本，元/天；

       --周期天数，天；

--单井转周费用，万元；

       --平均每注1t蒸汽的成本，元/t；

       --单井周期注汽量，吨；

--商品率，f；

--油价，元/t；

         --吨油税金， 元/t；

--与产油量有关吨油可变成本，元/t。

在不考虑折旧及人工成本的情况下（参照采油厂2014年发生成本），油价50、60、70美元/桶三个标准下对应单井经济极限油汽比，随注汽锅炉不同，经济极限油汽比也不同，外雇活动锅炉分别为0.20、0.16、0.13；自备活动锅炉分别为0.14、0.11、0.10；燃煤锅炉分别为0.08、0.07、0.06。

油井转周生产时应参照上述标准，严格控制低于经济极限油汽比的井实施转周生产。

2.2配产开发方案管理模式优化转变

根据目前国际油价的态势，为确保油田存量资产开发效益，按照大港油田公司要求，采油厂开发管理中对低产低效井开展调查，并编制低产低效井间歇采油（间开）、周期采油预案。

分别按照油价50美元/桶、60美元/桶、70美元/桶三个标准计算单井经济极限产油量，为2.4吨/天，2.0吨/天，1.75吨/天（低效井分析采用与油井相关的直接成本计算）。在70美元/桶油价下，低效井68口，占总井数的15.1%，在油价60美元/桶时，低效井70口，占总井数的15.5%；在油价50美元/桶时，低效井75口，占总井数的16.6%。对低产低效井进行剖析，按形成原因分为四类，稠油包括高含水、井况问题及低液低效三类，稀油属于低孔低渗油藏，只采不注。针对上述问题，结合油藏特点和单井生产情况，制定下步对策。在50美元/桶油价下，安排各类上产措施26口，关停无经济效益井49口。

2.3集成技术配套管理方案优化转变

针对稠油油藏的开发，其开发技术应用中，由以前的单一转周技术创新HDNS稠油吞吐复合技术，并在开发技术应用过程中形成了“三大主导、九大配套”技术序列，三大主导包括：精细油藏描述技术、HDNS强化热采技术、建模数模一体化技术；九大配套包括：HWDC钻完井技术、井轨迹评价技术、HDNS优化技术、降综合递减技术、汽窜治理技术、转周预警技术、注采一体化技术、复合防砂技术、堵调技术。

在此基础上，为探索提高采收率开发方式，开展蒸汽驱先导试验，攻关水平井蒸汽驱配套技术，初步形成了蒸汽驱“燃煤蒸汽锅炉集成、高干度蒸汽分配计量、实时油藏监测、汽水分离”等四大配套技术，提高了注汽质量，保证蒸汽驱试验扎实推进。

3.提高油田开发效益的建议

（1）通过以经济评价为杠杆，以合理油藏开发为基础，通过确定经济极限产油量和经济极限油汽比来确定转周优化方式的极限，结合西部油藏特点确定具体的转周方案的优化，提高开发效益。

（2）通过科学统筹科学部署，建议不同油价下弹性开发方案体系的建立和运行机制，将配产方案结合采油厂的稠稀比例构成，合理优化部署，在油价变化时及时调整产量结构。

（3）在开发技术应用上，积极做到由单一技术应用向集成技术管理方式方法转变，并结合提高采收率的方式，积极探索新的提高开发效果的技术措施应用，为西部油田开发后期提供技术储备。

参考文献：

[1] 陈晓峰.油气田开发工程面临的形势及攻关方向[J].中国石油和化工标准与质量.2016,18（03）:112-114.

[2] 王新发.中国石油企业基层采油厂生产经营成本分析及控制措施[J].中国石油企业.2019,16（01）:118-119.

[3] 刘立峰.低产低效油气开发项目精细化管理研究[J].中小企业管理与科技.2020,17（09）:159-162.