吐哈油田準(zhǔn)東采油管理區(qū)鋪設(shè)輸油管線降低油氣生產(chǎn)成本兩年來(lái)，共計(jì)節(jié)約運(yùn)行成本1100余萬(wàn)元。
2019年準(zhǔn)東新區(qū)礦權(quán)流轉(zhuǎn)，吐哈油田對(duì)該區(qū)域大力投入勘探開發(fā)，但因該區(qū)遠(yuǎn)離哈密石油基地總部，且初期無(wú)油水地面處理設(shè)施，所生產(chǎn)的含水原油需拉運(yùn)300公里以上交至鄯善卸油臺(tái)處理，而污水需交至新疆油田吉慶油田作業(yè)區(qū)（吉木薩爾頁(yè)巖油項(xiàng)目經(jīng)理部）進(jìn)行處理，生產(chǎn)運(yùn)營(yíng)成本較高。
為此，吐哈油田公司準(zhǔn)東采油管理區(qū)優(yōu)化預(yù)算管控思路，積極尋找節(jié)能降耗源頭、降本增效突破點(diǎn)，大力實(shí)施各項(xiàng)重點(diǎn)增效措施，持續(xù)推進(jìn)生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)提效。
準(zhǔn)東采油管理區(qū)進(jìn)入規(guī)模開發(fā)階段后，通過鋪設(shè)輸油管線降低油氣生產(chǎn)成本。兩年間，相繼投用管輸進(jìn)站流程，持續(xù)降低油井混合液拉運(yùn)成本，共計(jì)實(shí)現(xiàn)準(zhǔn)東區(qū)域22個(gè)平臺(tái)73口單井液量管輸進(jìn)站，單井產(chǎn)液管道密閉集輸率達(dá)到42%，吉康油田單井集輸率由25.4%提升至75%。截至目前，共計(jì)節(jié)約運(yùn)行成本1105萬(wàn)元。
同時(shí)，面對(duì)社會(huì)依托差、人員較少等困難，準(zhǔn)東采油管理區(qū)加強(qiáng)頂層設(shè)計(jì)，統(tǒng)籌規(guī)劃地面集輸系統(tǒng)布局，結(jié)合準(zhǔn)東油區(qū)集輸系統(tǒng)建設(shè)現(xiàn)狀，優(yōu)化完善地面系統(tǒng)建設(shè)布局，全力實(shí)現(xiàn)地面系統(tǒng)的效益最大化。
準(zhǔn)東采油管理區(qū)以吉康區(qū)域、紅旗區(qū)域、石樹區(qū)塊為區(qū)域集中處理中心，實(shí)現(xiàn)各區(qū)域原油的集中合
格生產(chǎn)，減少跨區(qū)域拉運(yùn)及二次處理費(fèi)用；完善各區(qū)域管網(wǎng)布局，建設(shè)接轉(zhuǎn)閥組，預(yù)留接入位置，管網(wǎng)布局中充分考慮探評(píng)井管輸生產(chǎn)需求，能接盡接，通過地面完善降低原油生產(chǎn)成本。
2023年以來(lái)，準(zhǔn)東采油管理區(qū)加快地面配套組織，加速推進(jìn)管輸工作進(jìn)度，對(duì)吉康脫水站集輸管網(wǎng)薩104、105、薩探1等7個(gè)鉆井平臺(tái)的集輸管線進(jìn)行實(shí)地測(cè)量，優(yōu)化管線走向，建成后實(shí)現(xiàn)了35口開發(fā)井24小時(shí)不間斷往吉康脫水站輸油，保證了站內(nèi)三相分離器氣源供給，降低了三相分離器運(yùn)行成本及原油拉運(yùn)成本。
下一步，準(zhǔn)東采油管理區(qū)將繼續(xù)深入推進(jìn)管道站場(chǎng)完整性管理工作，提高管理區(qū)原油密閉集輸率，今年預(yù)計(jì)完成19個(gè)平臺(tái)27口單井管道建設(shè)，進(jìn)一步降低拉運(yùn)和排采費(fèi)用，為油田提質(zhì)增效作出更大貢獻(xiàn)。