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    胜利油田建设海上效益“海洋”

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    【摘要】:
    4月16日,一个普通的日子,但对胜利油田海洋采油厂来说却意义非凡。这一天,海洋采油厂累计原油产量突破5000万吨大关,达到5000.3万吨。  从一无所有到国内最大浅海油田,从边际效益油田到第一效益大户,胜利海上油区探索走出一条低成本发展之路。“旱鸭子”下海,建成国内最大浅海油田  胜利油田开发的海上油田位于渤海湾,包括埕岛和新北两个油田。这里气象环境恶劣、地质条件差

      记者赵士振 通讯员孔庆慈

      4月16日,一个普通的日子,但对胜利油田海洋采油厂来说却意义非凡。这一天,海洋采油厂累计原油产量突破5000万吨大关,达到5000.3万吨。

      从一无所有到国内最大浅海油田,从边际效益油田到第一效益大户,胜利海上油区探索走出一条低成本发展之路。

      “旱鸭子”下海,建成国内最大浅海油田

      胜利油田开发的海上油田位于渤海湾,包括埕岛和新北两个油田。这里气象环境恶劣、地质条件差,属于中丰度、天然能量弱、开采难度高的边际油田。

      上世纪七十年代,胜利油田开始向海上进发。1988年5月,埕北12井试油成功,一个亿吨级油田——埕岛油田浮出水面。

      胜利油田长于陆上油田开采,开发海上油田如同“旱鸭子”下水,而且国内毫无浅海石油开发的成功经验可以借鉴。海洋产油厂不断探索实践,逐步配套形成了从卫星平台-海底管线-中心平台到陆地联合站、注水从陆地联合站-中心平台到卫星平台、电力从陆地变电所-海底电缆-中心平台到卫星平台的“生产平台+陆岸终端”的半海半陆开发模式,海上原油产量一步一个台阶:1993年10万吨起步,1996年达到105万吨,建成了我国第一个百万吨级浅海大油田;1999年,原油产量达到201万吨。实现两个百万吨级的跨越,他们仅用了六年时间。

      进入“十一五”以后,海上油田成为胜利最具潜力的产量增长点之一。自2007年开始,海上原油产量平均以每年11万吨的速度递增。2014年,海上油田实现年产300万吨的历史跨越。

      截至目前,海上油田动用地质储量2.99亿吨,建成各类海上平台109座,投产开发井767口,日产油8800吨。2016年,海上油田完成原油产量312.4万吨,今年将达到321万吨,一跃成为中国石化原油产量第一大采油厂。

      追求高回报,每吨原油都有效益

      海上油田开发投入很高。上世纪九十年代初期开发论证时,海上油田被认为是边际效益油田。

      追求高回报,就必须在平台寿命期内尽可能提高采油速度。埕岛油田开发初期坚持少井高产,井间距在450米左右。但随着简易采油平台达到使用寿命,井间距过大造成采油速度下降,加密布井提高采油速度势在必行。从2006年,海洋采油厂开始实施注采大调整,截至目前共新钻井382口,井距加密到300米,采收率由18.5%提高到31.2%;平均SEC(美国证券交易委员会)储量替代率1.04,远高于油田板块平均水平;单井日产能21吨左右,是陆上油井的7倍。

      海洋不同于陆上,交通只能依靠船舶,哪怕只间隔几米,也得考虑气象等条件,否则只能望洋兴叹。陆上油井躺井几天时间就能维修好,而海上油井一旦躺井,开工维修至少需要两个月时间,看天施工无形中增加了海上油田生产成本。更让人心疼的是,陆上修一口井只需几万元到几十万元成本,而海上作业一口井费用高达数百万元甚至上千万元。

      正因为高成本,所以海洋采油厂从各个环节入手降成本。

      以前,海上采油平台多是小型卫星平台,修井作业时,作业队伍要使用移动式作业平台作业,综合算下来,平均单井修井费高达600多万元。他们创新应用采修一体化平台,平台既能采油,又能用来修井,就不需要再动用移动式作业平台。同时,单座采修一体化平台所辖井数增至18~56口,便于集中管理,且平台、管缆数量大幅降低,节约了投资成本。目前,海洋采油厂建成采修一体化平台12座,单井作业费用实现连续5年降低。

      “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,在国际油价一度跌破20美元的情况下依然盈利7.2亿元。今年1-4月份,创内部利润7.81亿元,超计划3721万元。

      “油污不入海,废气不上天”,安全环保成最大效益

      海上油田是产量效益增长点,更是安全环保高风险点。从建厂之初年产原油30万吨,到原油产量突破300万吨,海洋采油厂始终把抓好制度和责任落实作为安全环保管理工作的重点。

      他们健全“采油厂—管理区—班站”三级监督管理网络,即在设立二级安全总监的基础上,在一线单位设立安全监督主管师,管理区设安全工程师在海上平台轮岗带班,班站设兼职安全监督,实现HSE管理全覆盖,目前安全专兼职管理人员已达230人。

      由于海上生产不同于陆地,受环境影响大,在建设初期时实行滚动开发模式,受当时标准和认识等因素影响,致使采油平台和海底管道存在隐患较多。他们根据海况环境、人员、施工进度等变化,每天对所有施工项目进行风险分析,构建安全风险分级管控和隐患排查治理双重机制。认真落实风险分级监管,按照住人、延寿、硫化氢含量等重点评估因素,对126座平台划分为A、B、C、D四类等级,实施动态分级监管。同时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。

      同时,以“信息化、自动化、可视化”为目标,创新海上安全环保管理,集成配套了平台、海管、井控、人员等11类38项安全技术。先后安装海上视频与雷达监控系统,实现中心平台对卫星平台及周围海域的辐射性监控。安装泄漏定位系统,实现输油管线流量、压力的海陆同步监控。平台所有油井都安装井下和井口安全阀及封隔器等保护装置,实现自动开关井,避免溢油事故发生。

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