东北油气：精准施策“智”取效益气

  [中国石化新闻网2021-04-09]历经3天近2个昼夜的奋战，龙凤山采气管理区北213-10HF集中增压点顺利建成投运，运行后相比之前北213区块的5口单井生产日产气增加1.5万方,平均单井生产时率提高3个百分点,日节约电量350千瓦/小时。
  年初伊始，东北油气分公司松原采油厂因地制宜按照“大集中，大优化”工作思路，精准施策，降本增效，强化天然气增压技术应用。构建低成本集中增压生产模式，实行一点一策，“智”取效益气，用超常规努力创造高含金量效益。
  龙凤山采气管理区第一口单井天然气增压从2019年开始，至2020年先后建设11个单井增压点，单日增压天然气量达到13万方，产能增加、生产时率显著提高，而增压劳务、电费等费用支出2020年达到806万元，天然气单价1488元/千方，盈亏平衡点1603元/千方。瞄准分公司目标，追求高质量发展，不断创新增压生产运行模式，有效释放产能的同时，优化成本投入，寻找效益最大化，给松原人提出了更高的要求。
  先算后干，边产边算，评价调整同步走。建立天然气增压井点效益评价数值模拟图版，增压井点工业预测气量、增压劳务费用支出、电力费用、基础设施建设费用、折耗、利润、现金流一目了然，生产数据实时更新，增压井点效益评价实时跟踪，工业产量-增产措施，增压劳务—投入优化，电费支出—挖潜降本，量化分析，精准施策。
  “低效无效撤点，制度调整匹配”减少无效投入。低效益井坚决撤点减少无效低效投入，工作制度量体裁衣。北201-8井，2019年投入增压，日增压气量由初期1.2万方下降至2021年1月0.3万方，增压劳务费、电费投入达到0.57元/方，效益测算评价为低效增压井，实施撤点的同时，根据压力恢复曲线，排液规律分析、确定间开生产制度，日产0.3万方平稳生产。
  “集中模式构建，投入优化增效”，北213-10HF增压井，单台设备设计排量2.6万方，存在“大马拉小车”，临近北213-2HF、北213-3HF、北213-4HF、北213-5HF井不同程度存在排液不连续、生产时率低问题。鉴于此，北213-10HF集中增压点建设措施出台了，技术人员从增压点选址、管网设计、设备选型、排量匹配、产能测算入手编制工艺设计，经营室增压效益评价，筛选边际贡献低、盈亏平衡点高的井提供匹配方案。于是压缩机互换、增压汇管组装、管线铺设、分离器扩容一系列工作全面展开，集中增压投运后同比日增加天然气量1.5万方，连续生产10天，累计天然气增产20万方。