华北油气深挖内部潜力激活效益增长

战“疫”尚未全胜，油价又遇寒冬。面对当前油价低位震荡的严峻形势，华北油气分公司采油一厂紧紧围绕提质增效，按照“利旧盘活变有效、改造革新变高效”的思路，谋发展、寻突破，从利旧盘活、深度优化、改造革新等方面入手，创新工作方法，对外调拨盘活、出租创收，对内优化配套、升级创效，充分利用现有闲置资产，向闲置资产要效益，向工作创新要成效。

截至目前，该厂累计盘活设备322台套，完成年度闲置设备资产盘活任务的115%，超额完成华北油气分公司下达的盘活闲置资产目标。

利旧盘活，把“包袱”变财富

“受2016年原油价格断崖式下跌影响，大量沉睡的资产变成‘包袱’。把‘死’资产变成‘活’资源是企业发展的必要路径。”该厂设备管理室主任朱晋说。“及时将闲置资产对社会进行调剂，既降低了库存资金占用，也盘活了资产。”

该厂本着“省一分钱比挣一分钱更容易”的理念，以市场为导向，向管理要效益。组织生产、安全、设备等相关单位分析资产积压原因，并对闲置的3353套设备资产进行勘验，检验各种设备外观、性能是否完好，各种性能指标是否能达到现场生产需要。

对勘验合格的3247套闲置设备制定处置方案，按照通用、注采和油气专用设备对现有闲置进行细分，经过市场调研和专业论证，对企业短期无需求的发电机、野营房等闲置资产进行改造升级，有针对性的开拓目标市场。同时，利用各种平台牵线搭桥，打通出租渠道，在工区内出租配套设备，把“沉睡包袱”变成财富资源。

5月初，安全顺利完成调拨至华东油气分公司的30台套8型抽油机的吊装任务和现场实物交接，减少年折旧33.51万元。通过对外调拨和租赁，该厂累计盘活资产净值逾九百万元，创收79.25万元，其中对外租赁创收47.97万元。

深度优化，花小钱办大事

“电费和维修费是提质增效的重中之重，也是难点。而在生产经营过程中，水源井、增压站和发油点是‘耗钱’大户。”朱晋介绍说。

为了有效克服水源井电潜泵检维修难度大、成本高问题。他们以“抽油机+抽油泵”模式替代原有的电潜泵生产模式，先后在取水量较少的HH55-1等3口水源井进行应用，使生产单耗从3.95千瓦时/方下降至1.65千瓦时/方，创效75万元，盘活资产净值34万元。

为了使集输系统增压设备更加适用高效。他们逐步用小排量高扬程隔膜泵和备用小排量螺杆泵替代大排量低扬程螺杆泵，先后完成各类泵的优化配套17台。各增压站、小集输发油点均使用小排量隔膜泵、螺杆泵增压集输后，设备装机功率、用电量和维护成本，分别降低71.4%、66.7%和82.3%，共计节约生产成本95.4万元。

今年初，采油厂开展超破压注水先导试验，现有注水泵额定工作压力无法满足生产需要，且新购置注水泵周期长、成本高，技术人员经过柱塞泵承压条件与负载能力测算，制定升级注水泵液力端提高工作压力的技改方案，通过更换柱塞、缸套等承压元件，将注水泵工作压力提升至40兆帕，目前已完成3台泵改造升级，节约采购成本近30万元，盘活闲置注水泵资产净值43.60万元。

改造革新，省力节能环保

“推广应用‘燃气发电机+灵活配套并网系统+余热回收系统’，在扩大闲置柴油发电机组改造为燃气发电机组投用范围的同时，既有利于环保，又节能降耗。”朱晋介绍说。

该厂所属工区地貌沟壑纵横，集输系统无天然气汇集管线，单井套管气压力一般低于集输回压，套管气只能对外排放。且发油点原油处理主要靠燃煤锅炉加热循环脱水,但存在热能转化率低、员工劳动强度大、不够环保等生产实际。

经充分论证，推广应用天然气发电机+并网控制系统+余热回收系统，将过去的对外排放套管气回收利用，并配套燃气报警、远程控制、余热回收和并网控制系统等组合拳应用，通过燃气发电机与市电混合供电，实现一台50千瓦发电机由原供应3台抽油机用电增至6台，有效负荷提升35%，日节约电量434度；对有加热需求井站，安装余热回收系统，通过与空气源热泵配合使用，实现机组发热和尾气余热变废为宝，在天然气利用率从30%升至82%的同时，原油加热效率提高40%，减少日用电量200余度。

日前，该厂已安装天然气发电机15台，配套并网系统和余热系统各2套，日节电量3219度、柴油151.2升，折合电费1751元、燃料费726元，上半年累计节约38.9万元，盘活闲置设备资产净值57.8万元。

（付绪凯 王广贤）