胜利油田天然气生产现状及潜力分析
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生产经营分析Analysis Of Production And Operation
胜利油田天然气生产现状及潜力分析
近几年来,油田不断加强天然气的勘探与开发、生产与销售管理,通过开展管线深穿与改造、海气上岸、零散气回收以及外部环境综合治理等措施,天然气商品量逐年增加,商品率不断提高。
特别是“十五”期间,天然气产量、商品量稳中有升,2005年天然气商品率达到49.89%。
一、天然气生产现状
胜利油田山东探区天然气主要分布在东营、沾化、惠民、昌潍四个沉积凹陷,总面积2.5万平方公里,根据新一轮资源评价结果,天然气资源量1.6万亿立方米,其中油溶解气0.3万亿立方米,气层气1.3万亿立方米。
已探明70个油气田,天然气地质储量2149.34亿立方米,动用地质储量1829.39亿立方米,累计2733口井钻遇气层,其中探井392口,开发井2341口,产气量408亿立方米。
胜利油田天然气生产以溶解气为主,其产量占天然气总产量的80%以上,截至2005年底,已探明的68个油田均投入开发,其中65个油田计算
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的地质储量为1766.95亿立方米,动用溶解气地质储量1509.59亿立方米,累计产气314亿立方米。
2005年产气量8.04亿立方米,占天然气总产量的91.36%,平均生产气油比31.2立方米/吨。
除海上埕岛油田部分采油平台外,陆上已开发油田溶解气全部纳入集气管网,其中24个油气田所产溶解气进入供气管网;40个油田因溶解气产量低、距供气管网远,未纳入供气管网。
气层气主要以浅层岩性气藏为主,探明含气层气油气田34个,探明地质储量382.4亿立方米,标定可采储量151.68亿立方米。
已投入开发油气田27个,动用地质储量326.85亿立方米,累计投产气井341口,采气94.16亿立方米。
由于地层压力逐年下降,气井出水、出砂情况日趋严重,导致近几年产量下滑,年产气量由1996年的3.06亿立方米下降至2005年的0.76亿立方米,平均综合递减率达到18%。
二、天然气产供销管理日趋规范
近年来,天然气生产以效益为中心,精细管理,强化运行,挖潜增效,狠抓治理,从勘探、开采、集输、销售入手,形成产供销协调运作,提高了天然气的商品率。
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1、天然气勘探、开发技术不断完善创新
“十五”期间,深层勘探取得新突破,民丰洼陷内的丰深1井、孤北低潜山的孤北古1井、阳信洼陷阳101井获得了高产工业气流,初步展示了中深层天然气勘探的潜力。
初步形成浅层气勘探开发一体化技术,新井钻遇气层成功率由“九五”的84.6%上升到91.3%。
老区开发水平进一步提高,通过钻调整井、排水采气、防砂、补孔改层以及管网配套等措施,在孤东、胜坨、陈家庄等地区开展了气藏描述,累计增加可采储量4.5亿立方米,提高采收率7%。
2、加强天然气管理,坚持油气并举
油田完善了一系列天然气管理规定,天然气生产量、商品量、冬季日交气量作为硬性承包指标,严考核,硬兑现。
同时,完善考核计量管理程序,把天然气与原油同时作为统计盘点的主要内容,增强天然气生产单位的管理意识。
各单位从生产挖潜、精细管理和节流增输等方面制定了具体的工作方案,加强天然气管理工作。
3、完善天然气集输管网,降低输气损失
以降本增效,提高天然气产、交气量为中心,抓好设备技术改造。
大力推广新技术、新工艺的应用,改造天然气流程,对盗气严重、治理难度较大的管线进行技改,增加集气量。
例如现河采油厂2005年投资1650万元,完成了郝现史地区及首站至东齐线天然气改造工程,使郝一站、郝现联到首站的日供气量达到1万立方米;首站至东齐线日供气量达到2.6万立方米,与改造前的日最低交气量0.4万立方米相比,提高了7倍,使该厂天然气商品率提高了16.9个百分点。
胜利采油厂筹集资金100万元对胜北社区胜荣、胜凯小区生活气管网进行改造,将原埋地管道全部抬到地上高架,部分盗气重点区域采用防盗管线,在增加810家住户的情况下,日供生活气由2004年的3.1万立方
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米下降到2.65万立方米。
4、向科学、精细管理要效益
强化计量工作。
2003年油田统一为联合站、接转站、集配气站配备了628块计量仪表,为加强管理、进行数据分析和数据控制提供了依据,取得了较好效果。
例如,胜利采油厂每周最少两次对全厂计量仪表进行巡检;每天分析天然气产、供、销计量平差等,提高了天然气管理水平。
优化生产运行方式,增加天然气工业产量。
油田设臵专项资金,安装防盗型油井油套连通装臵、固定或活动式套管气回收装臵,保证了油气比高的油井完全密闭生产。
2005年油田在套管气回收潜力较大的胜利、东辛、现河采油厂优选1000口井进行治理,见到良好的效益,回收天然气3.5万立方米,投资回收期1.1年。
胜利采油厂2005年安装防盗型油套连通装臵390套,回收天然气300万立方米以上,圆满完成了年交气任务。
节能降耗,减少自用量。
针对生产中存在的低水平、高能耗问题,积极引进吸收技术成熟、高收益、高回报的先进节能技术,降低了自用气量。
例如河口采油厂在义和和大北等8个外输站的19台水套炉,分别应用意大利两段式或比例式高效燃气燃烧器和导热油炉,热效率提高到80%左右;在7个原油处理站使用22台高效分水器,建立了一种新的集输生产模式,即:井站来液→分水→稳定→缓冲→外输的生产模式,使原油处理工艺日趋完善,年节约天然气约912万立方米。
5、加大综合治理力度,减少损耗
目前非法盗、用天然气严重,破坏了生产的正常运行,造成天然气资源大量流失,针对这一老大难问题,各单位采取了多种应对措施。
对盗气重灾区反复治理,细巡勤掐、分级治理,维护好气管线,减少天然气损失。
2005年胜利采油厂日常盗气治理121次,补焊盗气点335处,收缴各种盗气塑料管线6万多米,避免天然气损失近200万立方米。
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三、天然气生产潜力和建议措施
目前天然气供需矛盾十分突出,多数主力区块天然气产量下降,要真正实现天然气生产的良性循环,必须在地质研究、勘探技术、气藏工程、天然气市场价格、人力资源和环境管理等各方面都有大的发展和突破。
1、大力发展天然气勘探开发技术,实现资源有序接替
目前浅层气藏的多参数“亮点”技术已成熟,但中深层的勘探技术还有待于深入研究。
油田每年钻油井探井近百口,而气井探井仅几口,数量上差距明显。
气藏工程的深入研究与应用将使气藏开发更趋科学化,减少探井风险,加快资源量向储量的转化。
目前油田天然气采收率只有43%左右,而国内外气田的平均采收率在60%左右,提高采收率仍有较大余地。
由于气价上涨,可以对原来未达到储量界限的“亮点”气藏进行重新评价,初步估算可以增加动用储量7.13亿立方米。
计算机信息技术的进步,还将带动储量发现和产量增长。
2、强化油气井管理,在增加产气量方面做文章
抓好以增加开井数和单井增产挖潜为主的各项工作,扩大气源。
套管气作为溶解气资源的重要组成部分,流失现象严重,挖潜空间还相当大,油井必须装全套管阀门,能安装油套连通流程的油井必须安装,不允许外放套管气。
目前采油厂采用的智能型旋进漩涡流量计普遍故障发生率高,计量准确性差,而且稳定性较差,易损坏,因此要加强天然气计量仪表的选型工作,培养专门人才,提高对计量仪表的管理使用能力。
3、抓好重点技改项目的实施
目前运行的输气管网大多建于七八十年代天然气的高产期,据统计,仍在使用的管线七十年代的有213千米,八十年代的有287千米,管线老化腐蚀严重,同时由于偷盗天然气的破坏,“跑、冒、漏”现象十分严重,对于投产时间长、漏点多、气量大、损耗大,并且远离生活区的集输管线,
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应作为更换改造的重点,加快更换改造步伐。
对于离生活区比较近,非法盗气比较集中的集气线路,建议变更集气线路走向,甩开非法盗气用户,并且由地下变为空架,方便线路检查,减少非法盗气量。
要提高加热炉的热效率、降低加热炉热负荷、减少站内散热负荷和降低长输管线热能损失,提高热能利用率,降低能耗。
4、加强油区治安综合治理,改善生产环境
目前油区治安环境日趋恶化,为保证正常生产,治安综合治理已牵扯了油气生产单位的大半精力,因此要进一步加大打击非法盗气的力度,减少损耗量。
要提高商品率必须加大气费收缴力度,建议油田成立气费收缴小组,对不交费用的用气户,特别是大用户采取有效措施,迫使其交费。
同时还要加强环境保护,严格执行HSE标准,实现天然气生产的可持续发展。
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