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    科技動(dòng)態(tài)

    2017-04-08 15:38:07
    石油化工應(yīng)用 2017年1期
    關(guān)鍵詞:催化劑裝置

    科技動(dòng)態(tài)

    全可溶橋塞水平井分段壓裂技術(shù)工業(yè)試驗(yàn)取得重大突破

    橋塞是水平井多段體積壓裂核心技術(shù)之一。傳統(tǒng)可鉆式橋塞存在鉆塞費(fèi)用高、風(fēng)險(xiǎn)大、投產(chǎn)慢等難題。第四代橋塞即全可溶橋塞在國內(nèi)多個(gè)油氣田成功開展工業(yè)試驗(yàn),效果顯著。

    主要技術(shù)創(chuàng)新:(1)高強(qiáng)可溶材料技術(shù),可溶金屬材料體系抗壓強(qiáng)度達(dá)600兆帕,可溶高分子密封材料體系耐溫50~150攝氏度、耐壓90兆帕。(2)預(yù)制破片可溶卡瓦技術(shù),確保橋塞承壓可靠、壓后自行破碎。(3)仿生結(jié)構(gòu)和材質(zhì)組分優(yōu)化技術(shù),橋塞溶解速度精準(zhǔn)可控,可實(shí)現(xiàn)同一井不同層段溶解可控,也可實(shí)現(xiàn)不同區(qū)塊、不同油氣田壓裂的個(gè)性化需求。該技術(shù)具有以下優(yōu)點(diǎn):可實(shí)現(xiàn)無限級(jí)壓裂,風(fēng)險(xiǎn)低,溶解產(chǎn)物對(duì)儲(chǔ)層無傷害、對(duì)環(huán)境無污染;遇卡可快速溶解,減少壓裂施工總時(shí)間和總成本,作業(yè)效率提高50%,施工成本降低1/ 3;規(guī)模化生產(chǎn)后,制造成本與傳統(tǒng)橋塞價(jià)格基本相當(dāng)。在威遠(yuǎn)204H11平臺(tái)完成首次頁巖氣全可溶橋塞壓裂,最高25段、泵壓達(dá)86兆帕,壓后平均日產(chǎn)氣達(dá)到27.5萬立方米。僅鉆塞費(fèi)用就節(jié)省近千萬元,同時(shí)大幅降低作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)。該項(xiàng)創(chuàng)新成果打破國外公司的技術(shù)壟斷。

    (摘自中國石油報(bào)第6758期)

    PHR系列渣油加氫催化劑工業(yè)應(yīng)用試驗(yàn)獲得成功

    中國石油自主研發(fā)的PHR系列渣油加氫催化劑通過專家驗(yàn)收,認(rèn)為該系列催化劑在加氫脫硫、脫氮、脫殘?zhí)亢痛矊訅航档男阅芊矫鎯?yōu)于進(jìn)口劑,脫金屬性能優(yōu)異,總體達(dá)到國際先進(jìn)水平。

    該技術(shù)開發(fā)了催化劑形狀級(jí)配、孔結(jié)構(gòu)級(jí)配、活性級(jí)配的設(shè)計(jì)與制備方法,形成了“定制”催化劑孔結(jié)構(gòu)特征與活性分布特征的理論創(chuàng)新,國內(nèi)領(lǐng)先的雙峰孔結(jié)構(gòu)氧化鋁載體等核心制備技術(shù)的技術(shù)創(chuàng)新,以及自主設(shè)計(jì)催化劑級(jí)配方案并利于長周期穩(wěn)定運(yùn)行的應(yīng)用創(chuàng)新。在大連西太工業(yè)應(yīng)用試驗(yàn)結(jié)果表明,在渣油加工量及提溫操作完全相同的情況下,PHR系列催化劑累計(jì)脫除的硫、氮、殘?zhí)糠謩e高出另一系列進(jìn)口催化劑2.8%、24.7%、6.2%,裝置運(yùn)行過程中,總壓降始終低于進(jìn)口催化劑0.2~0.4兆帕。

    PHR系列渣油加氫催化劑的應(yīng)用成功,將為中國石油高硫劣質(zhì)原油的加工提供有力的技術(shù)支撐和保障。

    (摘自中國石油報(bào)第6758期)

    滿足國Ⅴ標(biāo)準(zhǔn)汽油生產(chǎn)系列成套技術(shù)有效支撐汽油質(zhì)量升級(jí)

    中國石油自主創(chuàng)新研制了催化裂化汽油選擇性加氫脫硫等9個(gè)牌號(hào)系列催化劑,開發(fā)了分段加氫脫硫、烯烴定向轉(zhuǎn)化等5項(xiàng)核心技術(shù),形成了選擇性加氫脫硫(DSO)和加氫脫硫—改質(zhì)組合(M-DSO、GARDES)兩大技術(shù)系列,成功破解了催化裂化汽油同步實(shí)現(xiàn)深度脫硫、降烯烴和保持辛烷值這一制約汽油清潔化的難題。

    開發(fā)的催化劑級(jí)配裝填和開工過程催化劑硫化、鈍化等新技術(shù),提高了催化劑脫硫活性及選擇性,減少了辛烷值損失,延長了裝置運(yùn)行周期,縮短了開工時(shí)間。與引進(jìn)技術(shù)比,投資節(jié)省15%左右,能耗降低20%左右。

    截至2016年年底,10多家采用上述自主技術(shù)的企業(yè)全部順利生產(chǎn)出國Ⅴ清潔汽油,總生產(chǎn)能力1 000多萬噸/年,總體技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)達(dá)到國際先進(jìn)水平,為保障中國石油順利實(shí)現(xiàn)國Ⅴ標(biāo)準(zhǔn)汽油質(zhì)量升級(jí)提供了有效技術(shù)支撐。

    (摘自中國石油報(bào)第6758期)

    醫(yī)用聚烯烴樹脂產(chǎn)業(yè)化技術(shù)開發(fā)及安全性評(píng)價(jià)取得重大突破

    中國石油于2016年7月在蘭州石化建成了我國首個(gè)醫(yī)用聚烯烴樹脂產(chǎn)業(yè)化基地,研發(fā)生產(chǎn)的兩個(gè)牌號(hào)聚烯烴樹脂(LD26D、RP260)通過了國家藥監(jiān)局評(píng)審,發(fā)布了產(chǎn)品企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)“QSY LS0196-2016”和“QSY LS 0197-2016”;藥監(jiān)局頒發(fā)了注冊(cè)號(hào)(國藥包字20160379、20160413),使我國醫(yī)藥樹脂包裝材料擺脫了對(duì)國外技術(shù)、原料和評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)的依賴,率先在國內(nèi)醫(yī)用聚烯烴行業(yè)擁有了話語權(quán)。

    該技術(shù)滿足了醫(yī)藥樹脂包裝制品的物理、化學(xué)和醫(yī)用聚烯烴安全性要求;制定了醫(yī)用聚烯烴原料產(chǎn)品標(biāo)準(zhǔn)、生產(chǎn)工藝、包裝儲(chǔ)運(yùn)及其管理體系的GMP規(guī)范。其創(chuàng)新性包括:(1)新型低溫引發(fā)劑及新型調(diào)節(jié)劑開發(fā)及反應(yīng)體系建立,以調(diào)整聚乙烯分子鏈微觀結(jié)構(gòu)及其相對(duì)分子質(zhì)量分布。(2)新型減震及高壓分離技術(shù)研發(fā),實(shí)現(xiàn)了低聚物分離和裝置在超高壓下的穩(wěn)定生產(chǎn)。(3)復(fù)配給電子體系開發(fā),協(xié)調(diào)催化劑活性、氫調(diào)敏感性、分子鏈立構(gòu)規(guī)整度三者間的關(guān)系,以控制聚丙烯微觀結(jié)構(gòu)、相對(duì)分子質(zhì)量分布及溶出物含量。(4)醫(yī)用聚烯烴樹脂專用助劑體系開發(fā)及應(yīng)用。

    蘭州石化潔凈化醫(yī)用聚烯烴生產(chǎn)線通過了科倫藥業(yè)的藥包材供應(yīng)商審計(jì),2016年量產(chǎn)銷售達(dá)3 000噸。

    (摘自中國石油報(bào)第6758期)

    蘭州石化煉油廠全負(fù)荷加工催化柴油生產(chǎn)創(chuàng)新高

    進(jìn)入12月以來,蘭州石化煉油廠柴油加氫聯(lián)合車間想方設(shè)法挖掘裝置運(yùn)行潛力,各項(xiàng)技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)不斷提升,年120萬噸柴油加氫裝置首次采用全負(fù)荷加工催化柴油生產(chǎn)方案,300萬噸柴油加氫裝置石腦油加工量首次突破每小時(shí)60噸大關(guān),均創(chuàng)歷史最高水平。

    年120萬噸柴油加氫裝置原本以摻煉加工催化柴油和直餾柴油為主。進(jìn)入12月,針對(duì)催化柴油高庫存狀況下的生產(chǎn)運(yùn)行,以及對(duì)上游裝置高負(fù)荷生產(chǎn)狀況下帶來的影響,決定調(diào)整裝置原料加工方式,采取逐步提高加工催化柴油比例,直至完全加工催化柴油生產(chǎn)運(yùn)行的生產(chǎn)方案,最大限度挖掘裝置生產(chǎn)潛力,有效解決催化柴油高庫存帶來的難題。

    車間工藝組以裝置加工催化柴油后工藝小指標(biāo)考核為基點(diǎn),有針對(duì)性地開展班組勞動(dòng)競賽等活動(dòng),將工藝控制、運(yùn)行工況及裝置平穩(wěn)率等多個(gè)指標(biāo)納入考核內(nèi)容。深入開展“技術(shù)大講堂”,管理技術(shù)人員集思廣益摸索新工況、解決疑難問題的同時(shí),組織技術(shù)人員深入班組崗位進(jìn)行專業(yè)指導(dǎo),提高班組操作技能。自12月 7日實(shí)現(xiàn)完全加工催化柴油以來,該裝置高效運(yùn)行,持續(xù)保持每小時(shí)135噸的進(jìn)料量,每小時(shí)可下降40余噸的庫存量,庫存消化收效顯著。

    車間積極做好年300萬噸柴油加氫裝置石腦油加工工作,根據(jù)月度加工情況,精心安排周計(jì)劃、日計(jì)劃,進(jìn)行動(dòng)態(tài)優(yōu)化。在日常工藝管理中,從采樣分析到分析數(shù)據(jù),從收集參數(shù)到調(diào)整操作方案,推出了一批近乎苛刻的操作規(guī)范,嚴(yán)格規(guī)定了系統(tǒng)操作壓力、溫度等參數(shù),讓操作人員有章可循。在進(jìn)行細(xì)致的數(shù)據(jù)分析、工況研究基礎(chǔ)上,攻克汽提塔頂負(fù)荷、高低壓換熱器管程入口溫度等操作不利因素的限制,通過優(yōu)化指標(biāo),加強(qiáng)操作管控,精準(zhǔn)執(zhí)行方案措施,石腦油加工量首次突破60噸每小時(shí)大關(guān),取得最優(yōu)效果。

    截至12月22日,加工石腦油1.9萬噸,實(shí)現(xiàn)了裝置的高負(fù)荷安全生產(chǎn),裝置開出最好水平。目前裝置建立全員、全天候聯(lián)動(dòng)管理機(jī)制,加強(qiáng)工藝運(yùn)行管控和設(shè)備運(yùn)行監(jiān)控,及時(shí)消除薄弱環(huán)節(jié),為兩套裝置增產(chǎn)保駕護(hù)航。

    (摘自中國石油新聞中心2016-12-27)

    內(nèi)源微生物采油技術(shù)研發(fā)與試驗(yàn)取得突破

    內(nèi)源微生物采油技術(shù)是通過注入營養(yǎng)物等激活地層中的有益微生物,利用其在油藏環(huán)境下的生長繁殖和代謝活動(dòng),產(chǎn)生有利于驅(qū)油的代謝物質(zhì),作用于油藏和油層流體,實(shí)現(xiàn)提高油井產(chǎn)量和原油采收率的目的。技術(shù)創(chuàng)新與進(jìn)展:利用現(xiàn)有生產(chǎn)設(shè)備和基礎(chǔ)設(shè)施,在注入水中連續(xù)添加低濃度無機(jī)營養(yǎng)物質(zhì),激活油藏內(nèi)微生物使其快速繁殖,降低油水界面張力,改變水流方向,擴(kuò)大波及體積,以較低的成本開采剩余油。先前,在北美地區(qū)35口生產(chǎn)井應(yīng)用38次,30口注水井應(yīng)用68次,成功率89%,產(chǎn)油量平均提高127%。近年,在堪薩斯、南加利福尼亞和阿爾伯塔的商業(yè)化試驗(yàn)表明,水驅(qū)后應(yīng)用該技術(shù),單井產(chǎn)量提高4倍多,增產(chǎn)原油的成本約10美元/桶,提高原油采收率9%~12%。

    該技術(shù)已在地層溫度20~93攝氏度、滲透率10~1 000毫達(dá)西、原油相對(duì)密度0.82~0.96、地層水礦化度1.8萬~14萬毫克每升,甚至雙孔介質(zhì)油藏條件下成功試驗(yàn),其成本低、見效快,為老油田提供了經(jīng)濟(jì)有效的開采技術(shù)。

    (摘自中國石油報(bào)第6758期)

    太陽能稠油熱采技術(shù)實(shí)現(xiàn)商業(yè)化規(guī)模應(yīng)用

    太陽能熱采技術(shù)改變了目前需要燃燒大量天然氣的傳統(tǒng)熱采方式,直接利用太陽能產(chǎn)生高溫水蒸汽,其節(jié)能環(huán)保特性符合當(dāng)今綠色發(fā)展潮流和需求。

    主體技術(shù)包括:(1)槽式集熱技術(shù),封閉式結(jié)構(gòu)類似于玻璃溫室,由玻璃和鋼結(jié)構(gòu)組成,內(nèi)部有數(shù)十列輕質(zhì)槽式反射鏡組成。陽光被反射到水循環(huán)管線上,生成符合熱采要求干度80%的蒸汽,晝夜采用不同的注汽量,降低天然氣消耗量。在美國和阿曼現(xiàn)場應(yīng)用中,系統(tǒng)生產(chǎn)功率達(dá)7兆瓦,每天可產(chǎn)生50噸蒸汽,蒸汽壓力達(dá)10兆帕,溫度312攝氏度,全年運(yùn)行效率為98.6%;百萬英熱單位蒸汽總成本4.5美元,與傳統(tǒng)燃燒天然氣生產(chǎn)蒸汽價(jià)格持平,可以穩(wěn)定的價(jià)格供應(yīng)蒸汽30年。(2)機(jī)器人全自動(dòng)清潔技術(shù)。生產(chǎn)裝置可耐受海灣地區(qū)特有的高濃度粉塵和沙塵暴,清潔后性能可100%恢復(fù),90%的清潔用水可重復(fù)利用。

    目前,在阿曼建設(shè)了世界上最大的太陽能集熱工廠用于稠油熱采,占地面積近3平方公里,峰值輸出功率高達(dá)1吉瓦,每天產(chǎn)生6 000噸蒸汽,每年節(jié)約燃?xì)庀募s1.58億立方米,減少碳排放超過30萬噸。

    (摘自中國石油報(bào)第6758期)

    長慶油田巧治6000口“哮喘井”

    長慶油田采用地質(zhì)工藝、效率效益、技術(shù)管理的三結(jié)合辦法,2016年,讓6 000余口低產(chǎn)低效井產(chǎn)能得到有效發(fā)揮,開井時(shí)率較前提升2.3個(gè)百分點(diǎn),累計(jì)增產(chǎn)天然氣17.75億立方米。

    已有20年天然氣開采歷史的長慶油田,低產(chǎn)低效的“哮喘井”比例越來越大。能否及時(shí)治理好這批氣井,讓每一口氣井都發(fā)揮正常作用,是長慶油田年5 000萬噸油氣當(dāng)量長期穩(wěn)產(chǎn)的重要保證。進(jìn)入2016年,長慶油田在治理低產(chǎn)低效氣井中,巧開三劑良方,效果明顯。

    地質(zhì)研究和工藝改進(jìn)相結(jié)合??紤]氣井產(chǎn)量、儲(chǔ)層物性、井口壓力和氣液比等多項(xiàng)指標(biāo),長慶油田利用“多維矩陣”管理模型,綜合排水采氣主體工藝適應(yīng)條件,細(xì)化生產(chǎn)井分類,將全氣田9 000余口氣井逐井摸排,并根據(jù)不同情況將其劃分為自然連續(xù)生產(chǎn)井、自然間歇井、措施井、待措施井等類別,最后選中6 000余口低產(chǎn)氣井作為全年排水采氣工作精細(xì)管理和挖潛增效的重點(diǎn)。特別是把靖邊氣田和蘇里格東區(qū)的兩口氣井作為先導(dǎo)試驗(yàn)井進(jìn)行試驗(yàn)后,大大積累了氣藏排水經(jīng)驗(yàn),提高了富水區(qū)開發(fā)效益和氣藏采收率。

    效率和效益相結(jié)合。對(duì)產(chǎn)氣量低、排水采氣增產(chǎn)效益較差的氣井,長慶油田優(yōu)先采取“長關(guān)短開”方式間歇生產(chǎn),發(fā)揮低產(chǎn)井“自救”能力,同時(shí)壓縮低效氣井復(fù)產(chǎn)工作量近40%。將氣井分成日產(chǎn)氣量高于5 000立方米、在3 000立方米至5 000立方米之間、低于3 000立方米3類,分別配套泡沫排水、速度管柱、柱塞氣舉等措施輔助生產(chǎn),使泡排措施有效率達(dá)到82.6%,平均單井日增產(chǎn)450立方米,速度管柱、柱塞氣舉措施有效率均在90%以上,增產(chǎn)幅度超過60%。

    技術(shù)革新和管理創(chuàng)新相結(jié)合。在著力推進(jìn)自動(dòng)泡排裝置、柱塞氣舉等自動(dòng)化排水采氣技術(shù)應(yīng)用的基礎(chǔ)上,長慶油田通過系列化柱塞、低成本高效泡排劑等技術(shù)研發(fā)、改進(jìn)以及集中采購等措施,使柱塞和泡排劑成本同比分別降低20%和15%,累計(jì)節(jié)約投入800余萬元。針對(duì)大產(chǎn)水量氣井排水采氣瓶頸,多次組織開展同步回轉(zhuǎn)壓縮機(jī)、井下驅(qū)動(dòng)泵等新技術(shù)研討和交流,探索經(jīng)濟(jì)有效的大產(chǎn)水量氣井排水采氣技術(shù),全年累計(jì)完成各類新技術(shù)試驗(yàn)39井次。

    據(jù)統(tǒng)計(jì),2016年,長慶油田累計(jì)完成排水采氣措施6 334口,共實(shí)施10.57萬井次。與2015年相比,措施井次減少12.7%,單井作業(yè)井次下降4.3井次,單井次年增產(chǎn)氣量由1.45萬立方米提高至1.66萬立方米,低產(chǎn)低效井產(chǎn)量貢獻(xiàn)率明顯提升,為氣田穩(wěn)產(chǎn)做出了積極貢獻(xiàn)。

    (摘自中國石油新聞中心2017-01-13)

    新型烷基化技術(shù)取得重要進(jìn)展

    固體酸烷基化技術(shù)和復(fù)合離子液體碳四烷基化技術(shù),分別采用固體酸沸石催化劑和離子液體催化劑替代了傳統(tǒng)的硫酸和氫氟酸催化劑,消除了酸油、廢酸對(duì)環(huán)境的污染以及廢酸泄漏造成的安全問題。

    固體酸烷基化技術(shù)(AlkyClean)由CB&I Lummus公司和Albemarle公司聯(lián)合開發(fā),該技術(shù)核心是AlkyStarTM固體酸催化劑,AlkyStarTM以鉑金為活性載體,在鋁沸石催化劑載體上形成酸性中心。全球首套20萬噸/年AlkyClean工業(yè)示范裝置在山東匯豐石化投產(chǎn),生產(chǎn)出的烷基化油辛烷值96左右,硫含量低于1毫克每升。

    復(fù)合離子液體碳四烷基化技術(shù)(CILA)由中國石油大學(xué)(北京)自主研發(fā),該技術(shù)創(chuàng)新性地設(shè)計(jì)合成了兼具高活性和高選擇性的雙金屬復(fù)合離子液體,發(fā)明了催化劑活性監(jiān)測(cè)方法和再生技術(shù),研制了新型管道式反應(yīng)器、旋液分離器等專用設(shè)備。全球首套10萬噸/年CILA裝置在山東德陽化工投產(chǎn),生產(chǎn)出的烷基化油辛烷值高達(dá)97以上,烯烴轉(zhuǎn)化率100%。

    固體酸烷基化技術(shù)和復(fù)合離子液體碳四烷基化技術(shù),為汽油清潔化和全面質(zhì)量升級(jí)提供了嶄新的解決方案,有廣闊的應(yīng)用前景和推廣價(jià)值。

    (摘自中國石油報(bào)第6758期)

    低成本天然氣制氫新工藝取得突破

    工業(yè)制氫方式中應(yīng)用最多的是利用化石燃料制氫,而由澳大利亞Hazer公司和悉尼大學(xué)合作開發(fā)的Hazer工藝可以采用天然氣和鐵礦石生產(chǎn)氫氣,并副產(chǎn)純度高達(dá)99%的石墨,極大降低了氫氣的生產(chǎn)成本。常規(guī)的甲烷裂解制氫氣是在高溫下(750攝氏度以上)熱裂解甲烷,制氫成本高。而Hazer工藝通過將鐵礦石用作催化劑,能夠?qū)⑻烊粴夂皖愃圃嫌行мD(zhuǎn)化為氫,并通過一次化學(xué)提純生產(chǎn)出純度高達(dá)99%的石墨。該工藝成本低、催化劑無需再生并可重復(fù)使用。Hazer工藝的氫氣制取成本是0.5~0.75美元/公斤,每使用1噸鐵礦石進(jìn)行催化反應(yīng),能夠制造10噸的氫氣。

    目前Hazer工藝處于實(shí)驗(yàn)室試驗(yàn)階段,工業(yè)試驗(yàn)裝置有望于2017年投產(chǎn),預(yù)計(jì)年產(chǎn)氫氣30噸。該工藝如果成功,將有效促進(jìn)用氫工業(yè)的發(fā)展,是一項(xiàng)開創(chuàng)性的革新技術(shù)。

    (摘自中國石油報(bào)第6758期)

    天然氣水合物儲(chǔ)氣技術(shù)取得突破

    天然氣水合物儲(chǔ)氣是指水和天然氣在高壓低溫情況下(8.27~10.34兆帕、2~10攝氏度)形成的類似于冰晶狀固體,在其形成的孔洞中儲(chǔ)存輕烴或其他氣體分子,1立方米水合物可儲(chǔ)存150~180立方米的氣體,可以實(shí)現(xiàn)常壓、-5~-15攝氏度儲(chǔ)運(yùn)。

    該技術(shù)目前的難題是如何提高水合物生成速率和增加儲(chǔ)氣密度,近年研究發(fā)現(xiàn)超聲波、初始?jí)毫?、含水率等參?shù)在一定條件下可促進(jìn)水合物的生成,添加活性炭、十二烷基硫酸鈉和氧化銅納米顆粒可有效提高天然氣水合物的轉(zhuǎn)化率。其中最為重大的發(fā)現(xiàn)是與純水體系相比,添加石墨烯納米顆??墒顾衔锏恼T導(dǎo)時(shí)間縮短61.07%,儲(chǔ)氣量增加12.9%。日本、美國、英國、挪威等加大了該技術(shù)研發(fā)力度,日本已經(jīng)擁有日產(chǎn)600噸天然氣水合物的技術(shù),將在2020年使天然氣水合物儲(chǔ)運(yùn)占LNG份額的8%~12%。美國國家天然氣水合物研究中心正在開展使用表面活性劑的儲(chǔ)氣中試研究以及與天然氣水合物汽車相關(guān)的探索研究。

    與LNG相比較,水合物的運(yùn)輸成本降低25%、生產(chǎn)成本降低3%、氣化成本降低9%,同時(shí)對(duì)溫度壓力要求較低,儲(chǔ)運(yùn)過程中能源損耗少,運(yùn)輸安全性高,在小型、分散、邊緣油田伴生氣的開采、運(yùn)輸方面具有很大的優(yōu)越性。

    (摘自中國石油報(bào)第6758期)

    遼河挖潛增效指標(biāo)超7.4億

    “原油保持千萬噸穩(wěn)產(chǎn)能力,各項(xiàng)指標(biāo)均好于預(yù)期?!?月10日,記者從遼河油田獲悉,面對(duì)2016的低油價(jià)挑戰(zhàn),遼河油田以3年擴(kuò)大經(jīng)營自主權(quán)為契機(jī),推進(jìn)精細(xì)勘探、效益開發(fā),全面深化開源節(jié)流降本增效工作,超額完成集團(tuán)公司業(yè)績指標(biāo)7.4億元。

    面對(duì)2014年以來低油價(jià)的挑戰(zhàn),遼河油田適時(shí)調(diào)整生產(chǎn)經(jīng)營策略,圍繞全年降本增效指標(biāo),根據(jù)油價(jià)變化,動(dòng)態(tài)組織生產(chǎn)。油氣勘探上,持續(xù)推進(jìn)精細(xì)勘探、效益勘探,全年新增三級(jí)儲(chǔ)量1.12億噸,超額完成勘探增儲(chǔ)任務(wù);原油生產(chǎn)上,適時(shí)調(diào)整生產(chǎn)經(jīng)營戰(zhàn)略,克服各種困難,突出稀油高凝油上產(chǎn)。2016年全年生產(chǎn)原油976.4萬噸,超計(jì)劃2萬噸,在助力實(shí)現(xiàn)全年效益指標(biāo)基礎(chǔ)上,保持了千萬噸穩(wěn)產(chǎn)能力。

    開源節(jié)流降本增效縱深推進(jìn)。結(jié)合全年效益指標(biāo),遼河油田明確了6項(xiàng)35條措施,逐月跟蹤落實(shí),超額完成全年奮斗目標(biāo)任務(wù)。在開源上,實(shí)施動(dòng)態(tài)油氣銷售,價(jià)高多銷、價(jià)低少銷,爭取政策支持,提高原油結(jié)算價(jià)格。在節(jié)流上,持續(xù)優(yōu)化投資結(jié)構(gòu),暫緩實(shí)施低效產(chǎn)能,削減與生產(chǎn)關(guān)聯(lián)度不高的配套項(xiàng)目;動(dòng)態(tài)調(diào)整燃料結(jié)構(gòu),減少了成本支出。

    深化改革為企業(yè)發(fā)展注入新活力。油田調(diào)整績效考核政策及辦法,加大對(duì)勘探增儲(chǔ)、油氣生產(chǎn)、提質(zhì)增效、外闖市場的獎(jiǎng)勵(lì)力度;成立“三供一業(yè)”、醫(yī)療機(jī)構(gòu)分離移交改制工作領(lǐng)導(dǎo)小組,統(tǒng)籌規(guī)劃推進(jìn)分離移交和社會(huì)化改革工作,供暖、供氣、托幼社會(huì)化步伐持續(xù)加快。

    (摘自中國石油新聞中心2017-01-16)

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