單井

過(guò)對(duì)在產(chǎn)的天然氣單井效益評(píng)價(jià)類(lèi)型的研究，可以用來(lái)指導(dǎo)天然氣生產(chǎn)企業(yè)預(yù)測(cè)未來(lái)單井效益評(píng)價(jià)變化的趨勢(shì)，從而為新建產(chǎn)能建設(shè)投資及日常生產(chǎn)運(yùn)營(yíng)提供決策依據(jù)。3.1 天然氣井投資與生產(chǎn)決策的理論基礎(chǔ)結(jié)合上文天然氣單井效益評(píng)價(jià)分類(lèi)方法，天然氣井單井投資與生產(chǎn)決策可以圍繞以下3 個(gè)決策點(diǎn)展開(kāi)：一是盈虧平衡點(diǎn)，即根據(jù)歷史數(shù)據(jù)預(yù)測(cè)未來(lái)一年到數(shù)年之間在產(chǎn)天然氣單井的盈虧平衡狀況，其主要目的是目前的接近臨界狀態(tài)的高效益井R1 未來(lái)是否會(huì)轉(zhuǎn)化為有效益井R2。由于高效益井R1 能夠

為兩大類(lèi)：“單泵單井注入”和“一泵多井注入”[1-2]。為了提高油田聚合物驅(qū)整體經(jīng)濟(jì)效益，系統(tǒng)分析了兩種注入工藝的投資、成本及聚合物黏損造成的經(jīng)濟(jì)損失，評(píng)價(jià)了全生命周期條件下，兩種注入工藝的經(jīng)濟(jì)效益，研究結(jié)論對(duì)聚合物驅(qū)注入工藝的選擇具有重要指導(dǎo)意義。1 注入工藝的分類(lèi)目前的注入工藝分類(lèi)主要分為兩大類(lèi)：?jiǎn)伪?span id="j5i0abt0b" class="hl">單井注入工藝和一泵多井注入工藝。單泵單井注入工藝指的是一臺(tái)注聚泵對(duì)應(yīng)一口注聚井，為其提供聚合物溶液；一泵多井注入工藝指的是一臺(tái)注聚泵對(duì)應(yīng)多口注聚井，統(tǒng)一進(jìn)

氣站總體的產(chǎn)量對(duì)單井產(chǎn)量進(jìn)行估計(jì)，不能實(shí)時(shí)掌握每口井的精準(zhǔn)流量。這種計(jì)量方法增加了站內(nèi)工藝流程的復(fù)雜性，增加了設(shè)備采購(gòu)成本，且計(jì)量分離器設(shè)備體積較大，增大了集氣站的建設(shè)面積，導(dǎo)致油氣田整體建設(shè)的成本增加，此外，分離設(shè)備需要專(zhuān)業(yè)員工的實(shí)時(shí)維護(hù)保養(yǎng)，耗時(shí)耗工，成本高昂。鄂爾多斯盆地大牛地氣田位于陜西省榆林市和內(nèi)蒙古鄂爾多斯市交界處，具有“低滲、低壓、低豐度、低產(chǎn)”的四低特征，累計(jì)探明儲(chǔ)量已超過(guò)四千億方，在開(kāi)發(fā)過(guò)程中，氣井普遍產(chǎn)水，平均日均產(chǎn)水0.4方，濕氣的測(cè)

對(duì)特低滲透油藏的單井控制儲(chǔ)量進(jìn)行了研究。容積法是在確定單井控制面積后計(jì)算單井控制儲(chǔ)量。單井控制面積的計(jì)算方法有2種：1）利用霍納曲線(xiàn)徑向流直線(xiàn)段或壓力導(dǎo)數(shù)曲線(xiàn)擬穩(wěn)定流段的數(shù)據(jù)計(jì)算油井實(shí)際泄油面積[1-2]，但對(duì)于特低滲透油藏，由于長(zhǎng)時(shí)間關(guān)井影響生產(chǎn)，關(guān)井時(shí)間不足，出現(xiàn)徑向流或者擬穩(wěn)定流的可能性很?。?）根據(jù)鉆井、測(cè)井和試采資料，以沉積微相為主控因素，圈定泄油面積邊界[3-4]。物質(zhì)平衡法計(jì)算單井控制儲(chǔ)量分關(guān)井測(cè)壓和不關(guān)井測(cè)壓2類(lèi)：1）關(guān)井測(cè)壓是利用地層壓力

項(xiàng)成本支出、提高單井盈利能力就成為石油工程鉆井業(yè)務(wù)效益提升的重要舉措。關(guān)鍵詞：單井;成本寫(xiě)實(shí);鉆井;石油工程一、單井成本寫(xiě)實(shí)的內(nèi)涵單井成本寫(xiě)實(shí)，就是根據(jù)鉆井隊(duì)成本管理現(xiàn)狀，為了堵塞成本管理漏洞，實(shí)現(xiàn)成本發(fā)生即歸集，提升對(duì)井隊(duì)成本消耗監(jiān)控的力度，對(duì)單井發(fā)生的柴油、材料、水電、技術(shù)服務(wù)及勞務(wù)等項(xiàng)目成本，采取每日消耗填報(bào)，生成各井隊(duì)成本消耗日?qǐng)?bào)、月報(bào)及季度報(bào)表的措施，及時(shí)將報(bào)表提供至領(lǐng)導(dǎo)及業(yè)務(wù)部門(mén)查閱，發(fā)現(xiàn)異常消耗及時(shí)分析原因，堵塞漏洞，實(shí)現(xiàn)井隊(duì)各項(xiàng)成本消耗實(shí)時(shí)

，勢(shì)必造成配水間單井閥門(mén)控制節(jié)流損失過(guò)大，導(dǎo)致注水系統(tǒng)單位注水量電耗增大。因此，有必要對(duì)注水井進(jìn)行能耗評(píng)價(jià)，找出注水能耗高的注水井，從而提高注水系統(tǒng)運(yùn)行效率。目前，大量學(xué)者從注水泵站節(jié)能監(jiān)測(cè)、提高注水系統(tǒng)效率以及優(yōu)化注水系統(tǒng)方面開(kāi)展了大量的研究，而對(duì)注水井的研究主要集中在節(jié)能降耗方面[1-7]。萬(wàn)春利[8]認(rèn)為注水井注入能力影響著注水系統(tǒng)的能耗，通過(guò)建立油田注水系統(tǒng)地上、地下能耗、效率分析等計(jì)算模型，編制相應(yīng)評(píng)價(jià)軟件可指導(dǎo)油田生產(chǎn)。孫冰等[9]認(rèn)為井泵壓差

以改善，二氧化碳單井吞吐增油技術(shù)逐漸被人們所關(guān)注，并在很多地區(qū)得到了有效的應(yīng)用，獲得了非常可觀的成效?；诖耍疚闹饕獙?duì)二氧化碳單井吞吐增油技術(shù)應(yīng)用進(jìn)行了研究，希望能夠進(jìn)一步提升該項(xiàng)技術(shù)的應(yīng)用效果。關(guān)鍵詞：二氧化碳;單井;吞吐增油技術(shù)受到地質(zhì)條件等因素的影響，經(jīng)常會(huì)有一些油田在油層當(dāng)中出現(xiàn)原油稠度偏高的情況，在這種情況下，應(yīng)用常規(guī)的開(kāi)采技術(shù)不僅無(wú)法確保原油開(kāi)采的質(zhì)量，同時(shí)還會(huì)影響到開(kāi)采企業(yè)的經(jīng)濟(jì)效益。而二氧化碳單井吞吐增油技術(shù)對(duì)于高粘度以及低滲透性質(zhì)的油層

隆源摘?要：研究單井動(dòng)態(tài)問(wèn)題時(shí)，通常將井底附近的流動(dòng)看做一維徑向流動(dòng)，此時(shí)，最經(jīng)典的特點(diǎn)是沿著井軸壓力呈圓形分布，且井底周?chē)膲毫ψ兓?，而遠(yuǎn)離井底附近的壓力變化小。因此，需要采取不等距網(wǎng)格來(lái)模擬單井的問(wèn)題。該研究主要針對(duì)一維徑向單相流油藏?cái)?shù)值模擬方法，得出典型的一維徑向單向流的解來(lái)刻畫(huà)油藏特征。關(guān)鍵詞：數(shù)值模擬;網(wǎng)格塊;單井;一維徑向單相流

程為基礎(chǔ)，通過(guò)對(duì)單井當(dāng)期產(chǎn)出和投入的梳理、區(qū)分和歸集，形成了油田單井效益評(píng)價(jià)的科學(xué)方法，實(shí)現(xiàn)了對(duì)油田單井經(jīng)濟(jì)效益的合理反映，為實(shí)現(xiàn)以單井為對(duì)象的科學(xué)經(jīng)營(yíng)決策提供了新的角度。單井效益評(píng)價(jià)方法下單井的當(dāng)期效益直觀可見(jiàn)，有助于實(shí)現(xiàn)油田成本的精細(xì)管理，有助于對(duì)油田單井的精準(zhǔn)施策以實(shí)現(xiàn)油田整體效益的增加。【關(guān)鍵詞】單井;評(píng)價(jià);成本;效益單井效益評(píng)價(jià)是油田企業(yè)把管理的目標(biāo)從油田層面細(xì)化到最基本的單井層面，分析單井貢獻(xiàn)的實(shí)現(xiàn)過(guò)程，從單井投資、生產(chǎn)的各項(xiàng)措施著手，細(xì)化成本

站和接轉(zhuǎn)站，采用單井直接進(jìn)聯(lián)合站、“樹(shù)枝狀”串聯(lián)摻水、GPRS通訊方式實(shí)現(xiàn)各種數(shù)據(jù)自動(dòng)錄取監(jiān)測(cè)和遠(yuǎn)程傳輸?shù)募凸に嚰芭涮准夹g(shù)，與傳統(tǒng)集油工藝相比，節(jié)約一次性地面產(chǎn)能建設(shè)投資，同時(shí)優(yōu)化了原計(jì)配站集輸管網(wǎng)。且某斷塊“一級(jí)布站”集輸工藝為高寒地區(qū)首次應(yīng)用，此工藝的運(yùn)行狀況關(guān)系到今后作業(yè)區(qū)地面產(chǎn)能建設(shè)的發(fā)展方向，具有重要意義。1 某斷塊運(yùn)行特點(diǎn)某斷塊原油物性呈現(xiàn)為“三低、兩高”的特點(diǎn)：即原油粘度低(9.72～13.74)、膠質(zhì)瀝青低(24.99～27.55)、產(chǎn)出

油井也受到影響,單井產(chǎn)量下降[10]。油藏開(kāi)發(fā)面臨著“水驅(qū)波及面積小,有油采不出”的困境。因此控制邊水推進(jìn)形態(tài),減緩邊水突進(jìn)速度,防止油井水淹,成為影響油藏產(chǎn)量的關(guān)鍵點(diǎn)[11]。2 邊水突進(jìn)特征對(duì)工區(qū)各部位油井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析研究[12],認(rèn)為R油藏邊水突進(jìn)具有以下兩個(gè)特征:1)單井無(wú)水采油期的長(zhǎng)短與邊水距離有關(guān)。對(duì)R油藏19口油井的無(wú)水采油期與邊水距離進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析,結(jié)果顯示單井無(wú)水采油期的長(zhǎng)短與邊水距離相關(guān)。構(gòu)造中高部位油井距邊水距離較遠(yuǎn),平均無(wú)水

關(guān)鍵詞：DCS;單井;光纜;控制站1 緒論新疆克拉瑪依市獨(dú)山子區(qū)地處天山北麓，準(zhǔn)噶爾盆地西南邊緣，是一座石化工業(yè)小鎮(zhèn)。獨(dú)山子有2座地下水水廠，分別位于獨(dú)山子市區(qū)東南15公里處和獨(dú)山子以東40公里處，地處偏遠(yuǎn)。這2座水廠的原水經(jīng)過(guò)潛水泵提升至站內(nèi)蓄水池，因水質(zhì)合格，后直接通過(guò)管道采用重力自流方式供水。本文以原有供水條件為基礎(chǔ)，利用傳感器、DCS系統(tǒng)和光纜等設(shè)備設(shè)施，建立一套基于DCS的機(jī)井控制系統(tǒng)，同時(shí)對(duì)潛水機(jī)井的操作和監(jiān)控提出了如下要求：（1）操作必須遠(yuǎn)離

，天然能量匱乏，單井產(chǎn)量低，油藏總體表現(xiàn)為“低滲、低壓、低產(chǎn)”的“三低”特征[1]。姬塬油田黃3 長(zhǎng)6油藏從2007 年開(kāi)始勘探評(píng)價(jià)，2010 年至今規(guī)模開(kāi)發(fā)。黃3 長(zhǎng)6 油藏多層系開(kāi)發(fā)、儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)、水驅(qū)矛盾突出，自然遞減大，單井產(chǎn)能低，整體開(kāi)發(fā)效果不理想。1 油藏概況姬塬油田黃3 長(zhǎng)6 油藏位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡，構(gòu)造簡(jiǎn)單，總體呈東高西低的單斜，平均坡度小于1°。研究區(qū)長(zhǎng)6 主要發(fā)育三角洲前緣亞相沉積，沉積微相以水下分流河道和分流間灣為主。砂體展布

果較差，需要評(píng)價(jià)單井目前累產(chǎn)油是否達(dá)到最大值，量化評(píng)價(jià)單井累產(chǎn)油與單井可采儲(chǔ)量之間的潛力，指導(dǎo)措施選井。目前，對(duì)于新油藏可采儲(chǔ)量的計(jì)算主要采用類(lèi)比法和經(jīng)驗(yàn)公式法；對(duì)于老油藏主要采用遞減法和水驅(qū)法，而前者未考慮初始開(kāi)發(fā)指標(biāo)，后者則需要經(jīng)過(guò)一段時(shí)間的穩(wěn)定開(kāi)發(fā)，并且均是以油藏為計(jì)算單元[1-3]，未涉及單井評(píng)價(jià)。對(duì)于單井計(jì)算來(lái)說(shuō)，類(lèi)比法和經(jīng)驗(yàn)公式法具有較大的誤差，而動(dòng)態(tài)法則由于單井措施及動(dòng)態(tài)調(diào)整，使動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)波動(dòng)較大，計(jì)算具有一定的滯后期。因此，基于單井產(chǎn)量公式、

大幅上升，降低了單井和全油田的經(jīng)濟(jì)效益［6-7］。因此，確定經(jīng)濟(jì)極限含水率對(duì)注水開(kāi)發(fā)油田而言具有重要意義。所謂經(jīng)濟(jì)極限含水率，是指含水率高到一定值，使單井或油田生產(chǎn)保持盈虧平衡時(shí)的含水率［8-9］。行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定，選取98%的含水率作為經(jīng)濟(jì)極限含水率，基于此預(yù)測(cè)單井或油田的可采儲(chǔ)量［10-11］。目前，一般油井含水率達(dá)到98%會(huì)認(rèn)為沒(méi)有經(jīng)濟(jì)效益而關(guān)井，在數(shù)值模擬單井指標(biāo)的預(yù)測(cè)中，也會(huì)將98%作為最高含水率的界限［12-13］。經(jīng)濟(jì)極限含水率，應(yīng)該是跟經(jīng)濟(jì)因素

率高”。油田整體單井有效控制面積小，水驅(qū)波及系數(shù)低，具有“有油采不出”的開(kāi)發(fā)特征。W油田的實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)顯示，單井的水淹程度受構(gòu)造位置影響較大；低部位油井進(jìn)入高含水階段，中高部位油井仍處于中低含水階段，單井含水率和與邊水距離相關(guān)性較大。因此，開(kāi)展單井合理液量與邊水的距離研究，對(duì)延緩邊水推進(jìn)，提高邊水波及系數(shù)具有重要意義。1 單井液量?jī)?yōu)化方法傳統(tǒng)的單井配產(chǎn)方法，一般采用無(wú)因次采油采液指數(shù)曲線(xiàn)進(jìn)行配產(chǎn)，單井鉆遇的有效厚度為影響產(chǎn)液量的主要因素，忽略構(gòu)造位置對(duì)單井

量守恒定律，得出單井輸入功率與單井單位注水量電耗的關(guān)系，對(duì)注水井之間進(jìn)行節(jié)能程度比較，找出能耗異常的注水井。1 注水系統(tǒng)節(jié)能評(píng)價(jià)方法單位注水量電耗是注水系統(tǒng)每注入1 m3水的耗電量，表明注水系統(tǒng)對(duì)輸入電能的利用情況。目前關(guān)于單位注水量電耗的限定值與節(jié)能評(píng)價(jià)值還沒(méi)有規(guī)定，因此需要找出單位注水量電耗與注水系統(tǒng)的有效輸入流量和壓力之間的關(guān)系，從理論上找出異常注水井。1.1 理論分析對(duì)于任意的注水系統(tǒng)，每一口注水單井，都可以劃分為單臺(tái)注水泵連接單口注水井的模型，只

，對(duì)注水系統(tǒng)內(nèi)的單井輸入功率與單井單位注水量電耗進(jìn)行分析，從而了解注水系統(tǒng)的運(yùn)行情況。1 注水系統(tǒng)節(jié)能評(píng)價(jià)方法1.1 理論分析對(duì)于任意的注水系統(tǒng)，以注水井與注水泵為單元，將每口注水井劃分為單臺(tái)注水泵連接單口注水井的模型，即單泵單井模型，如圖1所示。圖1 單泵單井模型根據(jù)能量守恒定律，在單泵單井模型中，單井單位注水量電耗與單井輸入功率之間的關(guān)系如式（1）所示：式中：y為注水井單位注水量電耗，kWh/m3；Nmini為注水系統(tǒng)中第i個(gè)單泵單井模型的注水泵電動(dòng)機(jī)

油田生產(chǎn)中，推廣單井標(biāo)準(zhǔn)化管理對(duì)提高生產(chǎn)效益有著非常重要的意義。實(shí)際工作中，需堅(jiān)持與基層企業(yè)文化相結(jié)合的原則展開(kāi)這方面的實(shí)踐，引導(dǎo)采油對(duì)爭(zhēng)創(chuàng)良好標(biāo)準(zhǔn)化行為，具體工作內(nèi)容應(yīng)體現(xiàn)在開(kāi)發(fā)管理、安全生產(chǎn)以及清潔生產(chǎn)等方面。如此才能夠在提升單井標(biāo)準(zhǔn)化管理水平的前提下優(yōu)化生產(chǎn)管理、提升管理效益。下文中筆者分析了通過(guò)單井標(biāo)準(zhǔn)化管理提升單井管理效益的問(wèn)題，希望對(duì)進(jìn)一步推進(jìn)相關(guān)工作的優(yōu)化落實(shí)有所啟示。關(guān)鍵詞：標(biāo)準(zhǔn)化管理；單井；管理效益；提升優(yōu)化基層生產(chǎn)班組建設(shè)水平，促進(jìn)基層

地的工區(qū)為例，對(duì)單井、組合井這兩種激發(fā)方式的優(yōu)劣進(jìn)行了分析及總結(jié)。關(guān)鍵詞：松遼盆地、單井、組合井、優(yōu)劣分析引言在復(fù)雜地表?xiàng)l件地區(qū)進(jìn)行地震勘探時(shí)，因激發(fā)、接受條件、檢波器耦合及近地表結(jié)構(gòu)的不同會(huì)對(duì)資料的品質(zhì)產(chǎn)生不同程度的影響，使資料產(chǎn)生較大的差異，尤其是激發(fā)方式、激發(fā)能量的不同影響最大。如果選擇了不合適的激發(fā)方式，直接會(huì)導(dǎo)致資料的信噪比、頻率等各方面的品質(zhì)滿(mǎn)足不了地質(zhì)任務(wù)的要求。下面從井深、藥量等方面進(jìn)行激發(fā)方式的對(duì)比分析。1.單井藥量、井深分析該區(qū)激發(fā)巖性

管線(xiàn)低部聚集，使單井管線(xiàn)壓力升高，氣量下降。在冬季溫度較低情況下易發(fā)生管線(xiàn)凍堵，給生產(chǎn)帶來(lái)嚴(yán)重影響。目前解決煤層氣管線(xiàn)凝析水的方法主要是通過(guò)加裝凝水器設(shè)備和加大管線(xiàn)埋深兩種方法。安裝凝水器的最佳位置應(yīng)是凝析水不再析出的管段，如果要對(duì)安裝位置做出最佳判斷，需在模擬條件下進(jìn)行模擬計(jì)算，通常由于周邊溫度不易控制，計(jì)算結(jié)果易出現(xiàn)誤差。研究區(qū)內(nèi)管線(xiàn)埋深在產(chǎn)建初期就已完成，若在后期加大埋深深度，施工時(shí)間長(zhǎng)，費(fèi)用較高。因此有必要研究集輸管線(xiàn)中凝析水的排采方法，消除對(duì)單井

用國(guó)產(chǎn)設(shè)備，實(shí)現(xiàn)單井射孔308 簇，創(chuàng)國(guó)內(nèi)頁(yè)巖氣多簇射孔單井最高紀(jì)錄。據(jù)悉，YS112H5-5 井位于紫金壩建產(chǎn)區(qū)中部，完鉆井深4 600 米，水平段長(zhǎng)為1 900 米，應(yīng)用國(guó)內(nèi)自主研發(fā)的多級(jí)射孔裝備，每段壓裂從常規(guī)的3 簇升至11簇，共計(jì)29 段，注入總液量5.45 萬(wàn)立方米、加砂5 802噸。專(zhuān)家稱(chēng)，多簇射孔壓裂方式有兩個(gè)好處。一是通過(guò)多簇的方式縮短簇間距，增加單井產(chǎn)量，二是通過(guò)增加單段長(zhǎng)度的方式，減少段數(shù)，降低單井投資?！吧俣味噍?、大排量、高砂比、連

【摘 要】單井作業(yè)成本管理是井下作業(yè)精細(xì)化管理的必然趨勢(shì)，要求各單位結(jié)合實(shí)際情況，統(tǒng)籌兼顧，合理安排，按照油田單井作業(yè)管理的整體思路和下一步部署，積極推行單井作業(yè)成本管理，為井下作業(yè)公司可持續(xù)發(fā)展奠定基礎(chǔ)。本文詳細(xì)介紹了實(shí)施單井作業(yè)成本管理的意義和具體做法及取得的效果?！娟P(guān)鍵詞】單井;作業(yè)成本管理;做法;效果1.實(shí)施單井作業(yè)成本管理的必要性目前，從作業(yè)系統(tǒng)來(lái)看，實(shí)現(xiàn)真正意義的單井核算難度較大，但精細(xì)化成本管理、單井成本細(xì)化管理，探索其存在的規(guī)律，降底作業(yè)費(fèi)

底流壓，進(jìn)而確定單井廢棄壓力；再用物質(zhì)平衡法確定單井動(dòng)用儲(chǔ)量，最后根據(jù)單井廢棄壓力確定單井可采儲(chǔ)量。用以上方法計(jì)算出所有生產(chǎn)井的可采儲(chǔ)量，求和后得到氣藏可采儲(chǔ)量，再除以地質(zhì)儲(chǔ)量得到采收率。1.1 確定單井廢棄產(chǎn)量氣井生產(chǎn)進(jìn)入自然遞減期后，產(chǎn)量不斷下降，當(dāng)產(chǎn)量降至天然氣生產(chǎn)的經(jīng)營(yíng)成本等于銷(xiāo)售凈收入時(shí)，產(chǎn)量即為廢棄產(chǎn)量。因此，可用盈虧平衡法計(jì)算氣井廢棄產(chǎn)量，計(jì)算公式如下[5]：式中，a為廢棄產(chǎn)量，104m3/d ；)為天然氣商品率，%；*為含稅氣價(jià)，元/103

價(jià)下，石油開(kāi)發(fā)中單井設(shè)計(jì)運(yùn)用評(píng)價(jià)，通過(guò)節(jié)點(diǎn)分解、跟蹤評(píng)價(jià)、治理措施落實(shí)，針對(duì)不同類(lèi)型油井，重治理、輕關(guān)停。單井設(shè)計(jì)運(yùn)行評(píng)價(jià)的高效執(zhí)行，需要低成本開(kāi)發(fā)技術(shù)運(yùn)用，發(fā)揮技術(shù)集成優(yōu)勢(shì)，開(kāi)展設(shè)計(jì)經(jīng)濟(jì)配產(chǎn)，優(yōu)化生產(chǎn)策略運(yùn)行，實(shí)現(xiàn)單井結(jié)構(gòu)平衡，最大限度效益最優(yōu)化。單井設(shè)計(jì)運(yùn)行評(píng)價(jià)的常態(tài)化，要求嚴(yán)格單井設(shè)計(jì)人員獎(jiǎng)懲考核和開(kāi)展分析競(jìng)賽展評(píng)活動(dòng)，實(shí)現(xiàn)個(gè)人績(jī)效與油井效益緊密掛鉤，加強(qiáng)業(yè)務(wù)交流，拓展油井運(yùn)行人員管理視野。關(guān)鍵詞：低油價(jià)；單井；設(shè)計(jì)；運(yùn)行；評(píng)價(jià)多年來(lái)，高油價(jià)、高利潤(rùn)

析1.1 泉一段單井采氣能力根據(jù)建立的三維地質(zhì)模型和儲(chǔ)氣庫(kù)運(yùn)行方案要求，以數(shù)值模擬目前的參數(shù)場(chǎng)為基礎(chǔ)，注氣恢復(fù)到原始?jí)毫顟B(tài)下（即注氣達(dá)到上限壓力），設(shè)計(jì)井同時(shí)射開(kāi)生產(chǎn)，產(chǎn)量上限規(guī)定為50×104m3。圖1為雙坨子氣藏泉一段單井注采能力預(yù)測(cè)井位設(shè)計(jì)三維立體圖。圖1 泉一段采氣能力預(yù)測(cè)井位設(shè)計(jì)三維圖表1為雙坨子氣藏泉一段單井采氣能力預(yù)測(cè)表，預(yù)測(cè)結(jié)果顯示：在同一壓力條件、相同上限產(chǎn)量的情況下，泉一段的平均單井產(chǎn)能大約為6.25～26.94×104m3，直井最大

的矛盾日益突出，單井核算顯得尤為重要。本文詳細(xì)介紹了公司實(shí)行單井成本核算的背景、管理創(chuàng)新點(diǎn)、具體做法、見(jiàn)到的成效及下步工作重點(diǎn)，為公司有質(zhì)量、有效益、可持續(xù)發(fā)展奠定了基礎(chǔ)。關(guān)鍵詞：單井：成本核算；現(xiàn)場(chǎng)寫(xiě)實(shí)中圖分類(lèi)號(hào)：F275.3 文獻(xiàn)識(shí)別碼：A 文章編號(hào)：1001-828X（2018）006-0-02一、開(kāi)展單井成本核算管理的背景近幾年受?chē)?guó)際油價(jià)持續(xù)低迷影響，市場(chǎng)角逐日益激烈，市場(chǎng)投資減少、工作量萎縮，企業(yè)發(fā)展面臨著挑戰(zhàn)，尤其是油田工程技術(shù)服務(wù)行業(yè)，面臨著

。1 項(xiàng)目區(qū)主要單井出水量統(tǒng)計(jì)區(qū)內(nèi)地下水資源豐富，只有個(gè)別規(guī)劃地塊分布于單井出水量較小的水量貧乏區(qū)，比較典型的是位于丘前傾斜平原的八寶鎮(zhèn)大李家、小李家部分地塊，表層為黃土狀亞粘土，以下沙層僅幾米或無(wú)沙層。2 項(xiàng)目區(qū)影響半徑確定根據(jù)機(jī)井抽水試驗(yàn)資料對(duì)項(xiàng)目片區(qū)抽水井進(jìn)行估算。根據(jù)《開(kāi)原市“節(jié)水增糧行動(dòng)”實(shí)施方案》設(shè)計(jì)，抽水井最大出水量為0.51 L/s·m，根據(jù)經(jīng)驗(yàn)值取水井影響半徑為50～100 m。1)項(xiàng)目片區(qū)最大取水流量計(jì)算影響半徑計(jì)算公式采用庫(kù)薩金公式：

是一條必由之路。單井，作為采油廠成本投入的落腳點(diǎn)，是采油廠成本控制的核心。本文以單井成本管理為基礎(chǔ)，通過(guò)論述單井費(fèi)用目標(biāo)成本的建立，單井費(fèi)用的歸集方法，以及以單井為基礎(chǔ)的層級(jí)式成本控制、分析、考核的全員成本目標(biāo)管理體系的構(gòu)建，達(dá)到合理有效控制成本，增加企業(yè)利潤(rùn)的目標(biāo)。[關(guān)鍵詞]單井 目標(biāo)成本 管理體系 經(jīng)濟(jì)效益一、新常態(tài)下全員成本目標(biāo)管理的涵義新常態(tài)下基于單井的全員成本目標(biāo)管理是指，采油廠以單井為基礎(chǔ)，將目標(biāo)成本劃分到具體的基層單位和單井，通過(guò)明確單井成本

何細(xì)劃核算單位到單井，正確評(píng)價(jià)油田開(kāi)發(fā)過(guò)程中單井的經(jīng)濟(jì)效益，分析成本構(gòu)成與原因，為下一步?jīng)Q策提供可靠依據(jù)，已經(jīng)成為經(jīng)營(yíng)管理工作的一項(xiàng)重要內(nèi)容?；谝陨显蛱岢觥耙痪徊摺比珕T效益目標(biāo)管理。（一）建立科學(xué)的單井效益評(píng)價(jià)體系，形成完善“一井一策”效益目標(biāo)建立科學(xué)的單井效益評(píng)價(jià)體系。一是建立科學(xué)的單井效益評(píng)價(jià)體系。單井經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)就是把效益考核的立足點(diǎn)放在單井上，改變過(guò)去那種依行政組織機(jī)構(gòu)為主的評(píng)價(jià)模式，通過(guò)對(duì)單井投入與產(chǎn)出進(jìn)行分析評(píng)價(jià)，讓每口生產(chǎn)井的經(jīng)濟(jì)效益清

較低的現(xiàn)象，特別單井的采收率都非常低。本文中就油井單井采收管理的制約因素上進(jìn)行研究，提出了提升其采收率的主要方法，希望可以全面提升我國(guó)油田開(kāi)采的經(jīng)濟(jì)效益。關(guān)鍵詞：油井；單井；采收率；管理途徑中圖分類(lèi)號(hào)：TE327 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A 文章編號(hào)：1671-2064（2017）24-0160-01要想全面提升油井單井采收率，就要加強(qiáng)油井開(kāi)采的管理。我國(guó)當(dāng)前很多的油田在開(kāi)采的過(guò)程中還不是非常的完美，其主要存在一些低滲、低壓、低產(chǎn)等方面的問(wèn)題，這使得油井單井開(kāi)采效率根

紅本文提出了規(guī)范單井成本核算的方法，詳細(xì)列出了間接費(fèi)用和分?jǐn)傎M(fèi)用的分?jǐn)傇瓌t。通過(guò)實(shí)現(xiàn)單井油氣生產(chǎn)成本、完全成本以及單井收入的歸集，為單井效益評(píng)價(jià)模型的建立提供了可能。該模型的建立為油田企業(yè)有針對(duì)性地制定下一步措施，明確企業(yè)降本增效的方向，為油田有質(zhì)量、有效益、可持續(xù)發(fā)展奠定了基礎(chǔ)。一、單井成本核算的目的單井核算就是通過(guò)一定的方法，把生產(chǎn)過(guò)程中直接和間接發(fā)生在油井上的各項(xiàng)費(fèi)用，歸集到單井上，依據(jù)產(chǎn)出，計(jì)算每口井的成本和損益，并對(duì)單井進(jìn)行長(zhǎng)、短期經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)和

鍵詞：中頻伴熱；單井；應(yīng)用中頻伴熱技術(shù)是利用電磁感應(yīng)和感應(yīng)加熱原理，將伴熱線(xiàn)按照一定方向纏繞在鋼管上，并通以交流電將電磁能轉(zhuǎn)換成熱能，并將熱能傳到給管內(nèi)介質(zhì)，并通過(guò)保溫層限制熱量散失，從而達(dá)到保溫效果的一種技術(shù)手段。一、背景傳統(tǒng)上為解決油井產(chǎn)業(yè)溫度低造成管輸困難的問(wèn)題，在做好防腐保溫的基礎(chǔ)上，常常采用摻水伴熱、半導(dǎo)體伴熱帶伴熱、提高啟輸溫度等方式予以解決。傳統(tǒng)的雙管摻水流程需要大規(guī)模的基建投入來(lái)建立完善的熱能供應(yīng)循環(huán)系統(tǒng)。如鋪設(shè)伴熱管線(xiàn)，購(gòu)置鍋爐及熱水循環(huán)

Bcpd1050單井EUR/MBO700600250～4503 6～5 4Bcf500～900650～750平均水平井段長(zhǎng)度/Ft8700～100006000～70004050～51004700～62004550～6700井距/Acres16040～80160(D/S40)16080技術(shù)可采資源量/BBO4 5(20)7～101 53 0(5 5)30(Ind．est．)單井鉆井成本/＄MM8 5～9 0+6．0～9．03．5～5．56．0～8．07．0～

】眾所周知，提升單井評(píng)價(jià)質(zhì)量對(duì)油田企業(yè)至關(guān)重要，本文結(jié)合清河采油廠實(shí)際，對(duì)單井成本統(tǒng)計(jì)評(píng)價(jià)過(guò)程中存在的瓶頸進(jìn)行了細(xì)致分析，提出了建立單井成本統(tǒng)計(jì)評(píng)價(jià)系統(tǒng)提升評(píng)價(jià)質(zhì)量的策略?！娟P(guān)鍵詞】單井；評(píng)價(jià)；系統(tǒng)1單井評(píng)價(jià)面臨瓶頸1.1單井成本復(fù)雜多維化從覆蓋領(lǐng)域來(lái)看，油田單井成本涉及地質(zhì)、工藝、工程、財(cái)務(wù)、計(jì)劃等方面；從費(fèi)用層級(jí)來(lái)看，油田單井成本包含運(yùn)行、操作、完全成本等層面；從環(huán)節(jié)跨度來(lái)看，油田單井成本涉及勘探、開(kāi)發(fā)、運(yùn)行、維護(hù)等環(huán)節(jié)。成本數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)歸集到單井工作量巨

工作量分析法：①單井初產(chǎn)值可表征頁(yè)巖氣井產(chǎn)能，測(cè)試產(chǎn)量可近似為初產(chǎn)，由于頁(yè)巖氣井遞減率相似，由單井初產(chǎn)值可大致推測(cè)單井EUR（最終可采儲(chǔ)量）值，再根據(jù)鉆井工作量分析即可預(yù)測(cè)頁(yè)巖氣田產(chǎn)量規(guī)模；②目前南方海相頁(yè)巖氣測(cè)試產(chǎn)量期望值為17.6×104m3/d，單井EUR預(yù)測(cè)值約為1.5×108m3。結(jié)論認(rèn)為：中國(guó)南方海相頁(yè)巖氣井單井初期產(chǎn)量高、遞減快、生產(chǎn)周期較長(zhǎng)，鉆井工作量與氣田產(chǎn)量密切相關(guān)，因此鉆井工作量分析法對(duì)頁(yè)巖氣產(chǎn)量估算具有較好的適用性。利用該方法估算2

52)?一種確定單井提液時(shí)機(jī)的新方法吳春新,楊東東,石飛,穆朋飛,劉杰(中海石油(中國(guó))有限公司 天津分公司,天津 300452)[摘要]選擇恰當(dāng)?shù)奶嵋簳r(shí)機(jī)具有重要意義,由于地質(zhì)油藏的非均質(zhì)性,利用巖心實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬所得的相滲曲線(xiàn)對(duì)于單井代表性不強(qiáng)。根據(jù)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)選擇適合單井的水驅(qū)曲線(xiàn),綜合水驅(qū)曲線(xiàn)和分流量方程計(jì)算出含水率與油水相滲比的關(guān)系,計(jì)算相滲曲線(xiàn),確定單井最佳提液時(shí)機(jī)。利用該方法對(duì)渤海X油田某提液井進(jìn)行了提液時(shí)機(jī)分析。結(jié)果表明:該方法是一種確定單

科學(xué)、有效的預(yù)測(cè)單井未來(lái)的產(chǎn)量數(shù)據(jù)，本文從統(tǒng)計(jì)學(xué)線(xiàn)性回歸方法建立計(jì)量經(jīng)濟(jì)模型，簡(jiǎn)單的探究單井產(chǎn)量數(shù)據(jù)關(guān)系，來(lái)預(yù)測(cè)單井產(chǎn)量數(shù)據(jù)。關(guān)鍵詞：蘇里格；單井；產(chǎn)量數(shù)據(jù)；計(jì)量經(jīng)濟(jì)模型；產(chǎn)量預(yù)測(cè)中圖分類(lèi)號(hào)： F42 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼： A 文章編號(hào)： 1673-1069（2016）14-187-21 蘇里格氣田情況概述蘇里格氣田生產(chǎn)背景及特征：蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地，是目前探明亞洲最大的整裝氣田，構(gòu)造形態(tài)為自北東向南西方向傾斜，區(qū)內(nèi)多為平地地形，極難形成規(guī)模構(gòu)造情況。其主

6區(qū)E1+2油藏單井產(chǎn)能特征分析星占龍 樊榮華 孫智成 馬浩楠 （中石油青海油田分公司采油二廠， 青海 海西 816400）根據(jù)巖心分析、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析、試油成果等資料，對(duì)切16區(qū)E1+2油藏單井產(chǎn)能特征進(jìn)行分析，總結(jié)分析了產(chǎn)能的大小及其影響因素，為該區(qū)后期開(kāi)發(fā)方案的改善提供依據(jù)。試油； 單井產(chǎn)能； 影響因素；切16區(qū)1 研究區(qū)概況昆北油田切16號(hào)構(gòu)造位于柴西南昆北斷階帶西部，整體為一向北傾伏的斜坡，局部有小的鼻狀構(gòu)造或斷塊構(gòu)造。本區(qū)路樂(lè)河組（E1+2）為該

層地質(zhì)條件復(fù)雜，單井控制儲(chǔ)量較難估算，而物質(zhì)平衡法計(jì)算不需考慮油藏存在的復(fù)雜情況，就可以簡(jiǎn)單估算出儲(chǔ)層單元儲(chǔ)量。針對(duì)特殊油藏實(shí)施注水開(kāi)采方式，依據(jù)開(kāi)采初期注采量以及井口壓力計(jì)算單井的井底壓力，進(jìn)而估算單井控制儲(chǔ)量。接著對(duì)注氣生產(chǎn)階段運(yùn)用Beggs-Brill方法優(yōu)化注氣量。1 單井注水開(kāi)采階段分析選取LH-23井注水生產(chǎn)數(shù)據(jù)以及根據(jù)公式1-1得到注水指示曲線(xiàn)1-2：式中：初始注水壓力。表1 單井累計(jì)注水量與注水階段拐點(diǎn)前壓力數(shù)據(jù)通過(guò)數(shù)據(jù)計(jì)算注水?dāng)M合曲線(xiàn)方程

文對(duì)油田作業(yè)系統(tǒng)單井目標(biāo)成本考核評(píng)價(jià)指標(biāo)存在的問(wèn)題進(jìn)行分析，建立了以滿(mǎn)足精細(xì)化管理為核心的單井綜合評(píng)價(jià)指標(biāo)體系。針對(duì)該評(píng)價(jià)體系存在著難以量化、不能橫向比較的問(wèn)題，通過(guò)運(yùn)用模糊數(shù)學(xué)和數(shù)理統(tǒng)計(jì)方法，將定性指標(biāo)量化設(shè)計(jì)，定量指標(biāo)標(biāo)準(zhǔn)化處理，使得各項(xiàng)評(píng)價(jià)指標(biāo)便于比較和匯總。在此基礎(chǔ)上科學(xué)設(shè)計(jì)評(píng)價(jià)指標(biāo)權(quán)重，較好地解決了不同行業(yè)間單井考核兌現(xiàn)存在的差異，使評(píng)價(jià)結(jié)論更真實(shí)地反映現(xiàn)場(chǎng)管理水平，考核兌現(xiàn)更好地起到公平激勵(lì)的作用，為不同行業(yè)特點(diǎn)的單井評(píng)價(jià)考核提供了一條切實(shí)可行

郭嘉明 賈育紅單井核算就是把生產(chǎn)中各個(gè)環(huán)節(jié)直接和間接發(fā)生的費(fèi)用通過(guò)一定的方法歸集和分解到單井上,查找成本管理的薄弱環(huán)節(jié),弄清成本項(xiàng)目要素,分析成本構(gòu)成與消耗。對(duì)影響單井經(jīng)濟(jì)效益的主要因素進(jìn)行分析,及時(shí)掌握每口井動(dòng)態(tài)成本變化情況。一、細(xì)分核算對(duì)象，增強(qiáng)了成本控制能力建立了內(nèi)部核算體系，實(shí)行“單井（項(xiàng)目）核算管理”，實(shí)施“成本分解管理”，把成本指標(biāo)分解到單井、落實(shí)到人頭、細(xì)化到工序，進(jìn)一步壓縮可控成本。根據(jù)工程技術(shù)服務(wù)專(zhuān)業(yè)性質(zhì)及實(shí)際情況按單井或項(xiàng)目核算。一是

細(xì)計(jì)量管理，提升單井的基礎(chǔ)資料管理水平,以期提高整體經(jīng)濟(jì)效益。關(guān)鍵詞：單井；計(jì)量；效益0　前言東辛二礦管理著東辛東油田辛1、23、15、68、151等13個(gè)含油斷塊，15個(gè)注采開(kāi)發(fā)單元，目前共開(kāi)油井349口，日產(chǎn)液18673t，日產(chǎn)油1288t，綜合含水93.1%。其中辛68、辛15、辛23等斷塊特殊井較多，稠油井40口，結(jié)蠟井31口，在生產(chǎn)過(guò)程中，特別是三低油稠結(jié)蠟井，需摻水或合走才可以維持正常生產(chǎn)，到2014年10月底，全礦管線(xiàn)合走油井43口，摻水井2

采方式、開(kāi)發(fā)階段單井控制經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量規(guī)律的不同，因此結(jié)合勝利油田近幾年開(kāi)發(fā)形勢(shì)的變化及開(kāi)發(fā)規(guī)律，建立了單井控制剩余經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量計(jì)算模型，并以該模型為基礎(chǔ)，定量分析初產(chǎn)、遞減率、單井開(kāi)發(fā)投資、油價(jià)、桶油成本、操作成本中固定成本與可變成本的構(gòu)成比例等變化幅度分別為±5%、±10%、±15%、±20%時(shí)，對(duì)單井控制經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量的影響程度，對(duì)噸油折耗的影響程度，對(duì)評(píng)價(jià)期內(nèi)利潤(rùn)總額的影響程度。研究結(jié)果表明，評(píng)價(jià)期利潤(rùn)總額與初產(chǎn)、油價(jià)是正相關(guān)關(guān)系，與遞減率、桶油操作成

采油五廠“拐點(diǎn)”單井摻水控制法黃振昊大慶油田采油五廠在一定的摻水溫度下，通過(guò)減少摻水量的辦法使摻水油井的回油溫度降低，井口回壓逐漸升高。當(dāng)回壓升高并穩(wěn)定在設(shè)計(jì)回壓附近時(shí)（一般為0.8～1.0MPa），將此時(shí)的摻水量定為“拐點(diǎn)摻水量”，此時(shí)的回油溫度作為該井的“拐點(diǎn)回油溫度”，將該摻水溫度下對(duì)應(yīng)的摻水量、回油溫度統(tǒng)計(jì)列表，作為該井或集油環(huán)當(dāng)前摻水溫度下?lián)剿靠刂频囊罁?jù)。與傳統(tǒng)的控制回油溫度方式相比，其可進(jìn)一步降單井摻水量。建立個(gè)性化摻水管理制度，利用井口回壓

公司為樣本，探究單井產(chǎn)量與效益、措施投入與效益之間的關(guān)系，尋求油田效益最大化的管理方法與途徑。2 單井產(chǎn)量與效益模型2.1 建立單井產(chǎn)量與效益模型的前提目前，淺海公司投產(chǎn)油井206口，開(kāi)井116口，日產(chǎn)液1626噸，日產(chǎn)油472噸，綜合含水率71.0%，采油速度0.68%，累產(chǎn)油284.5萬(wàn)噸，采出程度11.28%；生產(chǎn)天然氣井7口，開(kāi)3口，日產(chǎn)氣1670立方米，累計(jì)產(chǎn)氣4.2億立方米，采出程度47.7%；投轉(zhuǎn)注水井32口，開(kāi)井29口，日注水1670立方米

一集輸流程，稠油單井集輸采用低壓蒸汽伴熱方式。摻水降黏集輸流程有注采合一、注采分開(kāi)兩種。稠油區(qū)塊單井摻水量主要由原油含水、出油溫度及油井產(chǎn)液量等因素來(lái)決定。建議采用注采分開(kāi)、新建部分單井集輸與摻水管線(xiàn)的方案，即利用原單井注采合一管線(xiàn)作單井注汽管線(xiàn)，新增部分單井集油和單井摻水管線(xiàn)、單井集輸與摻水管道采用埋地敷設(shè)方式。稠油區(qū)塊；摻水降黏集輸流程；改造方案；核算；投資估算；設(shè)計(jì)規(guī)范古城油田BQ10區(qū)稠油開(kāi)采采用注采合一集輸流程，稠油單井集輸采用低壓蒸汽伴熱方式，

1）低滲致密氣藏單井經(jīng)濟(jì)界限研究肖君 王徑 姚莉（中國(guó)石油西南油氣田公司天然氣經(jīng)濟(jì)研究所，四川 成都 610051）應(yīng)用技術(shù)經(jīng)濟(jì)學(xué)和盈虧平衡的原理，在一定技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件下，結(jié)合影響開(kāi)發(fā)效益的主要因素，建立單井經(jīng)濟(jì)界限計(jì)算模型。以X盆地低滲致密氣藏單井為研究對(duì)象，分別計(jì)算在不同目標(biāo)收益率下單井的產(chǎn)量界限、投資界限和經(jīng)營(yíng)成本界限等經(jīng)濟(jì)極限指標(biāo)，為企業(yè)實(shí)行目標(biāo)管理、開(kāi)展經(jīng)濟(jì)活動(dòng)分析、確定單井經(jīng)濟(jì)界限產(chǎn)量、投資和成本提供直觀的方法和參數(shù)。低滲致密氣藏 效益開(kāi)發(fā) 經(jīng)濟(jì)

研究意義1.1 單井油罐生產(chǎn)現(xiàn)狀隨著油田開(kāi)發(fā)進(jìn)程的不斷深入，井區(qū)的不斷擴(kuò)展，一些新建探井或邊遠(yuǎn)區(qū)塊的油井暫時(shí)無(wú)法帶入集輸系統(tǒng)，產(chǎn)出的原油只能暫時(shí)儲(chǔ)存于單井油罐中，待滿(mǎn)罐后裝車(chē)運(yùn)至集中卸油點(diǎn)。單井油罐中儲(chǔ)存的原油低于凝固點(diǎn)，存在凝結(jié)現(xiàn)象，不利于裝車(chē)運(yùn)輸，需要對(duì)單井油罐中的原油進(jìn)行加熱以防止原油凝結(jié)。吉林油田在以往生產(chǎn)當(dāng)中所采用的單井罐為開(kāi)式單井罐，加熱方式多為明火或者電加熱，裝車(chē)方式為潛油泵裝車(chē)，伴生氣直接排入到大氣當(dāng)中。明火加熱單井罐需要在井場(chǎng)附近設(shè)置蓄油

果。因此通過(guò)研究單井經(jīng)濟(jì)極限可采儲(chǔ)量和單井經(jīng)濟(jì)極限地質(zhì)儲(chǔ)量來(lái)共同確定儲(chǔ)層是否具備物質(zhì)基礎(chǔ)，以此為依據(jù)來(lái)確定層系細(xì)分的最小有效厚度及極限井距，最終得到層系細(xì)分技術(shù)經(jīng)濟(jì)政策的確定方法。1 單層開(kāi)發(fā)的單井經(jīng)濟(jì)極限地質(zhì)儲(chǔ)量界限研究1.1 單井經(jīng)濟(jì)極限可采儲(chǔ)量界限單井經(jīng)濟(jì)極限可采儲(chǔ)量依據(jù)下列公式計(jì)算：其中：Np——單井經(jīng)濟(jì)極限可采儲(chǔ)量，t；I——單井開(kāi)發(fā)投資，×104￥；CG——單井固定成本，取55×104￥/井；Co——噸油可變成本，取251￥/t；Cf——噸油費(fèi)

50006）提高單井產(chǎn)能綜合技術(shù)在采油廠產(chǎn)能建設(shè)中的應(yīng)用王碧濤，曹 麗，焦冬梅，趙 輝，李化斌，沈煥文，馬國(guó)梁（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）隨著采油三廠持續(xù)規(guī)模建產(chǎn)及優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)量不斷下降，后備儲(chǔ)量不足與單井產(chǎn)能的矛盾日益突出，如何提高單井產(chǎn)能，實(shí)現(xiàn)油田高效建產(chǎn)，是油田開(kāi)發(fā)者急需解決的難題。本文從產(chǎn)能建設(shè)角度出發(fā)，闡述了采油三廠在后備優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)量下降的前提下提高單井產(chǎn)能主要技術(shù)及做法，確保了單井產(chǎn)能的穩(wěn)定，有利的保障了采油三廠產(chǎn)能建設(shè)順

00）高含硫氣藏單井經(jīng)濟(jì)界限模型及其應(yīng)用樊芳1，彭鈺茹2，彭光明1（1.中國(guó)石化西南油氣分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，四川 成都 610081；2.西南石油大學(xué)經(jīng)濟(jì)管理學(xué)院，四川 成都 610500）油氣田開(kāi)發(fā)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限是一個(gè)新油氣田是否具有工業(yè)開(kāi)發(fā)價(jià)值的重要指標(biāo)，是油氣田開(kāi)發(fā)可行性分析的重要參數(shù)。文中根據(jù)高含硫氣藏特點(diǎn)建立了總產(chǎn)出模型，修改了單井初期產(chǎn)量界限模型，并應(yīng)用相關(guān)模型對(duì)某高含硫氣藏開(kāi)展了單井經(jīng)濟(jì)界限測(cè)算。測(cè)算表明，直井要求的單井經(jīng)濟(jì)界限最低，水平井

田生產(chǎn)單位將傳統(tǒng)單井巡井模式改為單井數(shù)據(jù)遠(yuǎn)程傳輸方式，它全部選用微波電臺(tái)傳輸方式，目前已對(duì)靖邊氣田范圍的所轄705口單井完成改造。在采氣樹(shù)安裝數(shù)字油壓表、數(shù)字套壓表、攝像頭；在井口安裝太陽(yáng)能電池板、RTU、井口電臺(tái)；在集氣站內(nèi)部安裝站內(nèi)電臺(tái)和控制系統(tǒng)。單井數(shù)據(jù)遠(yuǎn)傳數(shù)字化油套壓表在完成壓力錄取后將信號(hào)反饋給485集線(xiàn)器進(jìn)行編碼，再通過(guò)井口電臺(tái)與站內(nèi)電臺(tái)進(jìn)行通訊，接收信號(hào)后進(jìn)行解碼將數(shù)據(jù)源傳送至控制系統(tǒng)，工作人員現(xiàn)只需打開(kāi)控制平臺(tái)即可完成對(duì)井場(chǎng)安全和氣井生產(chǎn)動(dòng)

文章指出，要優(yōu)化單井的工程設(shè)計(jì)，確保單井方案設(shè)計(jì)優(yōu)化和實(shí)施及時(shí)到位，加強(qiáng)注采配套，抓好注水井動(dòng)態(tài)調(diào)配，加強(qiáng)儲(chǔ)層保護(hù)，提高單井措施成功率，降低單井成本，提高開(kāi)發(fā)效益。關(guān)鍵詞：單井 優(yōu)化 設(shè)計(jì) 成本 開(kāi)發(fā)效益中圖分類(lèi)號(hào)：F275.3 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A文章編號(hào)：1004-4914（2011）06-244-01一、優(yōu)化部署，提高投資效益按照效益優(yōu)先原則，壓縮效益差的工作量和投資，向效益好的項(xiàng)目和地區(qū)轉(zhuǎn)移。由老區(qū)向新區(qū)轉(zhuǎn)移，壓縮效益較差的老區(qū)工作量，擴(kuò)大新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)規(guī)

內(nèi)蒙古:單井規(guī)模30萬(wàn)t/a以下煤礦年底將退出市場(chǎng)從內(nèi)蒙古自治區(qū)國(guó)土資源廳了解到,今年內(nèi)蒙古自治區(qū)將進(jìn)一步推進(jìn)礦產(chǎn)資源整合,對(duì)所有煤礦存在的布局不合理、環(huán)境和安全隱患、不符合內(nèi)蒙古自治區(qū)產(chǎn)業(yè)政策等突出問(wèn)題進(jìn)行徹底整頓。到今年年底,單井規(guī)模在30萬(wàn)t/a以下的煤礦全部退出市場(chǎng),內(nèi)蒙古自治區(qū)井工礦平均單井規(guī)模提高到100萬(wàn)t/a以上,內(nèi)蒙古自治區(qū)煤炭生產(chǎn)企業(yè)控制在200家以?xún)?nèi),礦井總數(shù)控制在500處左右 (不含新建煤礦),資源回采率提高到60%以上。