西北油田：为效益 “把脉”

2016年面对油田板块的“极寒期”，西北油田采油一厂顺势而为，组成的调研组6天时间，深入基层，与员工零距离，面对面，对每一个和成本支出有关的细节进行用“过筛”，为效益 “把脉”，挖潜“开方”收到220多个优化项目， 累计增效可达8000多万元，为采油一厂在“极寒期”破冰前行注入新动力。

这里油井不停歇

“YJ3-1、YJ3-3、YJ2X这几口高产油井，和其它十几口油井一样，产量高，有品质好，可以直接外销。但就是结蜡严重，稍不注意，这些井就会在短短的时间内罢工”。YJ2X井场巡检工姜涛边记录数据边向笔者介绍。

“只要油井生产，我们就停不下来，几乎不到一小时都要巡检一次，每天都是这样。一旦出现蜡堵，就要上报，联系热油车进行正注热油解堵作业，后续机械刮蜡作业，确保跃进片区高产井平稳生产”驻守在跃进二号处理站党员李海强说。

3月18日，在跃进片区，笔者看到的不是“寒冬期”部分片区的萧条现象，与此相反的是这里的热火朝天。

在寒冬期遇上“抢手货”这对于经理黄江涛来说，既喜有忧，喜得的是自己辖区的油井都是效益井，忧愁的是如何更好的发挥他们的潜能。

采油一厂采油管理三区是分公司高品质凝析油的主要产区，今年年初，该厂按照效益评价原则厂第一批次关井方案实施后，采油管理三区仅关井5口。依据该厂计划财务科2月单井效益测算，全厂371口有效益井，三区占63口(17%)，以及增效效益1211万元，占全厂3221万元的37%。

63口效益井，日产凝析油达到380多吨，生产优品质的凝析油、天然气决定了该区生产潜力势头不减。

为了保证这些效益井的正常生产，该区采取四级承包责任制管理，将责任分节点细化至个人，强化基础资料录取，严格执行《采油一厂高产井管理办法》要求。利用缓冲罐严格控制外输液量平稳，每日跟踪单井化验含水变化，及时跟踪流量计异常情况并分析，确保单井产能最大化，效益最大化。

“现在在开的每一口油井都是效益井，我们要做的就是千方百计多产凝析油、2016年我们树立优化项目52个，预计增效达到2500多万元”采油三区经理黄江涛这样说道。

采油老区扬眉吐“气”

采油管理二区西达里亚区块是采油一厂的一个老区块，已经有27年的开发历史，油井产油能力普遍地下，经济效益往年在分公司排名属于后三。2016年，在油价持续低迷的情况下，该区所辖三叠系、九区奥陶系等区块，高压油气井达到28口，日产天然气达到125.4万方，寒冬期，天然气价格见好的情况下，天然气无疑成为增效的“顶梁柱”，这让采油老区重新让眉吐“气”。

S96井是采油管理二区的一口高产气井，井口压力36.5兆帕，日产气6万方。3月5日 因液控柜液压油渗透， 突然导致井下安全阀关闭。

监控人员接到远程监控报警后，第一时间组织人员现场排查，紧固设备。与此同时第一时间协调就近的扫线泵车进行油管打压，打开井下安全阀恢复了气井生产。全程仅用时1小时，利用最短的恢复了高压油气生产。

为保证高压油气井正常生产，该区梳理管理节点5大类，参数11个，严格要求现场落实，通过现场记录，完善相应台账等，做到各个部位专人把控，杜绝因主观因素造成的气量影响。

目前采油二区机械清蜡井30，正注井13口，1月至2月，管理三区自主开展清防蜡优化会议2次，累计优化清蜡12井次，正注扫线5井次，累计节约费用7.83万元。含蜡高压油气井，实行关井后扫线，下次开井时直接恢复生产，保证了天然气的生产时效，并有效减少了扫线井次。

“2016年我们要做的就是千方百计增加天然气产量，特别是九区处理站，要通过优化，是天然气处理量提升到80万方每天，今年我们梳理减费增效项目34个，累计增效可达550多万元”采油管理二区经理王海峰这样说道。

细化处理颗粒兼收

温度提高10度，每天增加轻烃3.2方，相当于增加经济效益xx万元。3月16日，在30万方天然气处理区，副经理苏德江对这个不用花钱而提高经济效益的好点子赞誉有加。

油气处理部作为采油一厂油气处理中枢，其精细化处理，提升产品质量，优化产品结构，对于提升经济效益有着至关重要的作用和意义。

该部凝稳定装置于2008年投产以来至今未进行过全装置停产检修，前期主要处理YJ片区车拉倒油，目前处理TP7流程来凝析油。在运行中存在车拉来凝析油进系统需通过补气建立压力运行，塔、管道、重沸器结盐严重，走液不畅情况，制约凝稳系统处理量。

技术人员经现场细致分析，装置处理瓶颈主要在二级缓冲罐至凝稳塔间走液流程，通过拆除二级分离缓冲罐出口流量计、补气管线改造、做好凝析油倒液、卸油站卸车、凝稳系统处理、外输相关衔接工作等措施，实现了凝稳装置凝析油处理能力大幅提升，目前日均最大处理量已由之前300方增至500方。

鉴于200万吨原稳来混液直接进入轻烃回收装置脱丁烷塔进行分馏，来液量直接影响轻烃、液化气产量的因素。

3月1日，该部技术人员与电厂联系开始对原油换热器来水进行提温，来水温度由102度提升至113度，同时将两套原油处理系统热量进行分配，保障2套系统原油加热后温度均达到68度，进原稳塔温度由前期60度升至65度，有力地提高了混烃拔出率，目前日产混烃13方左右，较前期日均增产混烃3.2方。

除了优化运行参数，该部还积极推进处理系统优化，今年年初30万方装置小膨胀机安装完毕，设计流程与现有膨胀机并联。3月8日，根据进站气量情况，技术人员停用一台原料气压缩机，采用单台原料气压缩机+小膨胀机运行模式，减少一台压缩机运行，降低电耗，目前新膨胀机运行平稳，制冷温度-80℃，转速71000。30万方装置单台压缩机运行，停运一台压缩机，年节约压缩机能耗及维护运行成本约300余万元。