事

  每到冬季,青海油田三大气田满负荷生产,甘、青、藏三地下游市场依然吃紧。

  因

  气藏自然递减,气层出水、出砂,产能建设和新井投产节奏慢。

  补

  提高产能到位率,精细保供生产方案,恢复停躺井増气。

  果

  新井投产112口,完成新建产能工作量的90%,日増气超150万立方米。

  甘肃、青海、西藏近千万人口今冬明春能否温暖过冬?天然气资源能否充沛保障?“保供峰值期每天1800万立方米天然气外输量不打折扣。”青海油田给出了铿锵有力的答案。

  产能建设増气

  为了确保目标任务完成,青海油田一改以往产能建设冬休的机制,采取不停工连续生产模式,推进天然气产能建设提速提效,厚实天然气资源根基。

  今年,青海油田在涩北部署了6亿立方米新建产能,计划钻井132口。采气一厂提高产能建设贡献率,克服多重困难和挑战,将各节点工作逐个落实完成时间、保障措施、项目组与负责人,工作落实到站、单井,平均钻井周期较去年同期缩短1.28天。地面建设运用基建管理“四兵五清”工作法,实现标准化施工,100口井从开钻到投产仅用不到7个月。克服问题井多、钻建难度大等困难,产能建设全面提速,超计划钻井10口,较去年同期多完成46口井。地面配套工程保质保量,全面提速,已完成3座集气站扩建工程及130公里、132口气井单井管线的全部焊接。年累计进尺突破14万米,完成了年计划工作量的93%。

  在产能建设效益、效果上,青海油田明确“产量优先、进站优先、压裂优先”的产建思路,强调地面与地下同步规划、同步实施,做到新投一口、进站一口。通过有效衔接钻井作业、新投施工、地面配套等环节,实现投产周期较往年缩短11天,进站周期缩短22天,保障新井产量贡献。在11月中旬冬供峰值来临之前,油田天然气产能建设已完成工作的78%,日増气超过200万立方米。

  工艺措施补气

  加强地质研究,核查有利区域。在涩北剩余气富集区部井,青海油田通过开展气藏精细描述,逐层研究水侵区域过路新钻井电性变化特征,及时跟踪气藏动态,开展生产历史拟合,摸排剩余气富集区。今年8口新井钻遇水侵区域,与其原状地层电性基本一致,分析存在较富集的剩余气,为下一步储量挖潜提供了方向。

  在南八仙动用深层钻探高产井。青海油田通过强化深层地质研究、精细地层对比、强化井位论证等方式,提高E32深层潜力发挥,今年部署仙23、仙24共计2口新钻井,单井配产每天达到3万立方米。

  持续优化工艺技术,提升产建效果。在涩北气田压裂防砂工艺初见成效的基础上,青海油田兼顾储层改造和延长气井有效期,不断调整压裂施工模式,优化压裂施工参数,开展新井压裂防砂投产实施13井次,措施有效率84.6%,8个月累计增气1181万立方米,相当于减少新钻井14口,节约费用2000万元以上。

  东坪气田积极开展排水采气工艺措施。针对坪一井区的连续气举措施,对10口停躺井进行增压连续气举,累计增气644.20万立方米,单井最高累计增气101万立方米。

  应急预案保气

  为有效预防和应对天然气在保供周期生产运行过程中发生突发事件,最大限度降低系统管网压力波动对气井正常生产造成的影响,保障气田产能得到最大限度的释放,青海油田按照事件分级对冬供管线外输量的影响程度分为Ⅰ、Ⅱ级事件并形成了可操控的应急预案。

  三个采气厂根据不同生产特点,分别制定了冬季保供方案。生产指标分解到日,做到保供手中有气、步步为营。

  采气二厂将精细管理落实到区块、落实到井、落实到层,贯穿保供每一天,将老井自然递减率控制在20%以内,年底产量踏上100万立方米。保供期间,峰值供气外输量超越150万立方米稳产7天以上,日外输量130万立方米持续到明年3月底。

  采气一厂根据入冬生产动态、气藏递减规律、新井投产、措施作业、集中增压气举和增压二期等因素,制订了翔实的冬供生产计划,预计今年年底外输压力降至每小时3.5兆帕,确保主力气田日供气能力稳定在1452万立方米以上。

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