通过“六化”建管模式，华北油田建成我国首个数字化规模化煤层气田示范工程。

　　 文/高跃东 邵黎辉

　　今年以来，华北油田煤层气开发的捷报不时穿过重重关山飞越而来。截止到9月21日，华北油田樊庄区块新井日产气量达10万立方米;继5月20日突破35万立方米后，8月初郑庄新区产气量稳步突破40万立方米……

　　面对全新的业务领域、复杂的环境条件、有限的技术支撑和激烈的市场竞争，中国石油华北油田分公司坚持“建设标准化、技术工业化、组织扁平化、运作市场化、现场自动化、上下游一体化”的“六化”建管模式，在太行深处率先实现了煤层气开采商业化运营，建成中国第一个数字化规模化煤层气田示范工程。截至上半年，华北油田累计自产商品气22.6亿立方米、合作气6.3亿立方米。

　　建设标准化 技术工业化

华北油田分公司利用“六化”建管模式，在太行深处率先实现了煤层气开采商业化运营。摄影/宋学功 李志勇

　　五阳增压站是长治煤层气分公司建成的第四座临时增压站，较其首个增压站屯留增压站的建设设计周期缩短了20天，地面建设周期缩短了90天。这是华北油田公司推行的标准化设计、模块化建设理念的一个缩影。

　　华北油田在设计上通过工艺流程通用化、井站平面标准化、工艺设备定型化等“十化”原则，根据单井的功能和流程，对建设内容、建设标准分类，优选工艺成型、技术成熟的工艺技术进行标准化设计;统一集气站的平面布局、统一工艺流程、统一设备选型、统一建设标准、统一单体安装尺寸。

　　建设标准化是提升煤层气产业发展质量和效益的基础。目前，建设的19.5亿立方米产能所辖单井、集气站、处理中心，全部实施统一平面布局、设备选型、工艺流程安装，达到了“预制、组装、复制、快速”的目的，降低了投资，提高了效率。在当前环境保护、土地征用、建设进度等问题突出的情况下，公司建设标准化的优势得到充分发挥。

　　从采油到采气，技术难题是华北油田煤层气产业工作者们一路筚路蓝缕的最大阻隔。由于区块内、区块间地质差异大，技术迫切需要完善升级;多分支水平井工艺到位低、管控难度大;储层改造没有实现单井产量有效提高;提高储层渗透率排采技术有待研究。

　　面对困境，他们以重大专项、油田公司23个课题为工作载体，生产、科研、试验齐头并进，推动地质理论和工程技术有形化持续升级，建立了一整套国内领先的煤层气技术工艺体系。总结形成了山地浅层地震采集、处理、精细解释技术，高阶煤煤层气有利区勘探评价技术，使井位部署、钻井井型更加科学合理。有效攻克了水平井钻井关键技术，每口井投资由最初的1300万元降到900万元;探索形成了“变排量、活性水加砂”压裂技术，使单井日产量平均提高了500立方米;自主研发了具有知识产权的粉煤灰过滤器，大大降低了粉煤灰对压缩机的损害，提高了运转时率;探索掌握了稳定的煤层气低压湿气集输工艺技术，连续5年实现安全平稳运行。

　　今年，华北油田启动安泽新区项目，煤层气勘探、钻完井、储层改造、排采等系列技术获突破，在安平1井采用同心管射流泵排采工艺技术，有效解决抽油机有杆排采时因井身倾角过大造成的管杆偏磨、卡泵等问题，提高了排采效率，也使传统钻井模式发生根本性改变，是煤层气今年的重大创新点之一。

　　几年来，华北油田科学编制煤层气技术规范标准，先后形成由5个领域17个技术系列45个单项技术构成的煤层气勘探开发技术有形化序列，编制标准70项。

　　组织扁平化 运作市场化

　　近年来，众多企业角力煤层气开发市场。华北油田起步较晚，却为何能后来居上?

　　组织扁平化是华北油田应对煤层气低成本开发，提升管理水平的重要举措。与常规油气相比，煤层气开发管理区域广、井站数量多且所处位置山高沟深，管理难度大。对此，华北油田坚持一岗多能的“大工种”模式，严控用工总量，压缩管理层级，实行“分公司—作业区—班组”三级管理。目前，609名员工管理着2050口气井、11座集气站，随着产能建设规模的扩大，井、站数量将继续增多。

　　员工素质的高低是实施扁平化管理的关键。华北油田通过制定人才培养规划，积极拓宽培训培养渠道，搭建先导试验基地、操作员工技能大赛等多个平台，使队伍业务整体素质和能力全面提升。

　　运作市场化是华北油田充分利用市场资源，提升煤层气产业发展质量效益的理性选择。华北油田打破传统的关联交易方式，在钻、录、固、测及地面建设、电力保运等工程中引入市场竞争机制，形成社会资源力量充分竞争的市场格局。对钻前、钻井、地面建设、压裂和排采、后勤服务等全部实行内部或外部承包方式，对施工队伍实行A、B、C分类管理，打造了一批品牌施工队伍，实现了煤层气开发的高速度。所有施工队伍由分公司统一技术要求和施工标准，进行统筹协调、过程控制和全面管理，以实现标准化、现代化、规模化煤层气开发。同时，与山西沁水县共建消防队，既保证了安全生产需要，每年又节约100多万元管理费。

　　现场自动化 上下游一体化

　　去年11月12日，山西煤层气分公司郑二作业区大面积停电，106口排采井停井。员工史玉圣在上位机上通过自动化启井系统，不到10分钟停产井便很快恢复生产。作业区主任邵黎辉介绍，如果没有自动化系统，员工要上山挨个儿启井，安全风险和劳动强度可想而知。

　　在山西煤层气分公司处理中心中控室，11座集气站、1800余口单井以及处理中心设备的运行情况尽收眼底。工作人员在上位机界面点击启井、停井按钮即可实现单井设备的运行与停止以及外输阀门的远程开关。现场的生产数据和单井参数传输到分公司自动化系统平台，地质排采、生产管理人员和领导层可根据生产需求及时了解单井生产参数、集气站运行状况，通过历史数据查询对比单井生产情况，迅速做出科学部署。

　　华北油田公司在煤层气开发建设之初，就在国内率先采用低成本可规模化推广的自动化技术。针对沁水盆地特殊的地形和气候，华北油田明确以现场自动化带动智能气田建设。目前，华北油田山西分公司2050口单井、11座集气站、处理中心，全部实现了设备远程自动启停、数据自动采集、报表自动生成、智能判断于一体的自动化生产管理系统，减少用工总量45%。

　　在多雨的夏季和大雪封山的冬季，智能化气田逐渐显示出强大优势。煤层气井不同于油井，长时间停抽会对储层造成伤害，自动化的应用使该问题得到较好解决。据统计，因天气等原因造成的停井，自动化一次性启井成功率达97%。

　　煤层气发展上下游一体化，是充分利用资源、提升煤层气业务抗风险能力的重要保证。华北油田先后与多家煤炭企业签署了《先采气后采煤战略合作框架协议》;与中联煤层气公司签署了《购销协议》，形成合作共赢、保护矿权的晋城合作模式;输出技术，拓展空间的潞安合作模式;发挥管网优势，掌控资源，上下游一体化的联购模式。

　　在发展上游业务的同时，华北油田进一步拓展下游业务。结合山西省提出的“气化山西”发展规划，下游抓产业落地，建设LNG加工厂。并推进国道主干线沿线LNG和CNG加气站的建设，逐步形成立足太原、晋城、长治、临汾、运城等城市，辐射山西省其他地级市及周边的河北、河南两省地级市的煤层气产业链延伸发展布局。9月22日，华北油田山西LNG调峰储备中心低温储罐气顶升工程圆满完成。项目投产后，可解决LNG资源瓶颈问题，大大提高华北油田供气高峰期的保障能力，为京津冀等多省市LNG市场发展提供强大支撑。

　　责任编辑：赵 雪