大庆油田主导制定首项提高采收率领域国际标准

9月26日获悉，ISO/TC67/SC10提高采收率分委会正式发布由大庆油田主导制定的ISO 25206-1《包括低碳能源在内的石油和天然气工业 提高采收率术语与定义 第1部分：通用词汇》国际标准。该项标准是全球范围内提高采收率领域发布的首项国际标准，填补该领域国际基础性规则的空白，为全球油气行业提供统一、权威的专业术语框架，是我国在能源标准国际化工作中的又一标志性成果。 据悉，该国际标准首次系统定义涵盖化学驱、气驱、热采、微生物采油等主流提高采收率技术的核心术语及其定义，实现“一个术语，全球同义同解”，有效消除国际沟通中的认知壁垒，为全球提高采收率行业技术合作与贸易往来扫清关键障碍。 近年来，大庆油田深耕标准沃土，在国际标准化舞台上，实现从“跟随参与”到“规则塑造”的转变。2022年3月，大庆油田充分发挥提高采收率技术领域全球领先优势，成立ISO/TC67/SC10提高采收率分委会，发展至今，已成立5个国际工作组并均由我国专家担任召集人，吸引全球20个主要油气生产国参与，围绕化学驱、热采、气驱等关键技术领域加快推进国际标准研制，目前已立项国际标准11项，将逐步构建起从基础术语、关键产品到工程方案的完整国际标准体系，为全球提高采收率行业提供系统化的技术规范与规则支撑。

锚定价值提升 聚力协同创效

长庆油田构建全链条体系 奋力打好“十五五”开局攻坚战 三季度，长庆油田严格落实中国石油集团相关工作要求，立足自身资源开发实际，锚定价值提升核心导向，依托长期实践形成的全链条管理思路，统筹构建覆盖生产、经营、保障各环节的协同创效工作体系，稳步夯实整体经营运行稳定底盘。 自上而下的统筹谋划，为全域提质增效搭建起刚性制度框架。7月份，长庆油田召开提质增效工作推进会，由财务部门牵头联合多业务条线出台专项实施方案，将全年目标拆解为运维成本管控、增收创效、投资优化等多个板块的数十项细化举措，同步落地新版多维评价体系，从质量、效益、效率、发展等多个维度开展动态监测。优化考核导向，大幅提升各级管理层、业务单元及生产一线成本效益指标考核权重，推动全员从“要我提质增效”向“我要提质增效”转变。依托现有精益管理体系，升级完善管理会计数字化平台，搭建典型案例入库、预算动态分析等线上模块，累计征集基层提质增效案例57项，汇编印发提质增效优秀案例集，推动先进经验跨单位复制推广，营造出人人算成本、事事讲效益的浓厚干事氛围。 各单位立足生产实际，因地制宜走出差异化降本增效路径，形成多点开花的实践样板。采油三厂聚焦用电成本长效压降，构建集输、注水、机采、热力、电力五大系统精益治理体系，优化3537井次油井工作制度，泵效提升11%，停用206座井组加热炉、建成多座分布式光伏电站，上半年电费同比下降6.96%。采油十一厂推行“三定四保”基层自治新模式，实施项目经理竞聘、四维分层用工管理，盘活富余用工58人，劳动生产率提升15.1%，实现稳产与控薪双向平衡；采油八厂则把目光投向数字化，打造全域“大监控”智能运营中枢。将4827口油水井、4666公里管线、156座站库接入统一监控体系，覆盖率达99.5%，预警处置闭环率提升至100%，劳动生产率同步提升17吨/人。 采气开发及配套保障单位也同步创新开发与运营模式，从源头压缩投资、挖掘增收空间。苏南公司创新“小项目、大体制”效益产建模式，依托“四办四中心”嵌入式协同架构，推行棋盘式布井、三定两集中集约化开发，土地占用降低69%，仅依靠不足200人建成40亿方规模气田，千方气人工成本控制至33元；清洁电力开发项目部大力推进“电代油”低碳转型，在钻井、压裂、修井环节完成170余处用电接入，年替代柴油9400余吨，减少碳排放7800余吨。市场营销、物资装备、工程造价等机关支撑部门同步发力，通过增量气推价、副产品外销、设备再制造、工程造价审减多渠道拓宽效益来源，其中零散气销售、研发费用加计扣除等项目超额完成年度阶段性目标。

克石化扎实推进“质量月”活动

9月下旬，中国石油克拉玛依石化公司各单位紧扣“增强质量技术基础能力、提升质量安全保障水平”活动主题，结合大检修实际，把“质量月”活动融入检修现场、开工一线，让“质量月”活动更贴近生产实际，更贴近生产一线。 据了解，该公司各基层单位成立质量管控小组，严格落实检修质量确认制度，关键工序现场核查签字，实现可追溯。紧盯关键设备检修、隐蔽工程施工、定力矩紧固等关键环节，逐项对照标准核查验收，做到每一项作业有据可依。建立质量隐患台账，明确负责人跟进落实，问题及时闭环。现场遇到难啃的技术难题，主动对接帮扶专家研讨处置，不放过任何一个细节，全力保障检修施工质量。 同时，各装置以“学训鉴”三维联动，推动质量管控从“被动执行”向“主动作为”转变。组织全员学习质量法规、工艺标准，开展质量网络答题，以考促学。对照《工艺卡片》《产品标准》开展合规性自查及重点产品质量控制，确保内控达标率100%。组织全员对历年质量偏差事件“举一反三”复盘，通过“单兵对练”强化实操记忆，划出质量偏差不可逾越的红线，守牢产品质量底线。

青海油田实现全链条智能管控

9月26日获悉，地处青藏高原的青海油田已完成全域生产运营数字化体系搭建，搭建起覆盖油气勘探、开发、储运、安全、应急的全链条智能平台，破解高海拔复杂地貌数据归集、业务协同难题。 据介绍，青海油田是中国西部甘肃、青海、西藏三省（区）的主要气源地，是世界上海拔最高的油气田，也是中国最早开发的油田之一。作为中国石油重点数字化示范项目，青海油田生产运营平台已落地46个标准化生产应用场景，集成部署千余项层级功能，全面对接大集中ERP等核心系统。目前，青海油田196项核心生产业务指标均达标验收，实现传统油气生产模式的系统性升级。 多年来，青海油田依托统一数据标准与全域资源目录体系，搭建起覆盖9大业务领域的标准化数据模型，形成近7万条规范数据字段、290个标准化数据产品。目前，项目团队已完成数十万点位时序数据的标准化归集，当前高原油气时序数据采集归集率达81.1%。 数字化应用大幅提升生产效率。青海油田8大核心业务领域的187张生产报表实现全自动生成，报表制作时长直接缩短50%。针对高原分散开采、设备运维难度大的特点，平台接入1.2万余条设备台账及实时监测数据，实现生产设备全生命周期线上管控，完成与国家级能源管理系统的数据深度互通。 在安全应急领域，青海油田搭建一体化智能防控体系，实现危险源、排放、质量、职业健康全流程可追溯监管；构建基层、油田、总部三级数字化应急联动机制，实现预案、资源、演练、处置一体化闭环管理，提升偏远高原产区风险防控能力。 青海油田针对数字化落地应用短板，搭建常态化全员赋能体系，开展近30场专项培训，补齐高原一线员工实操能力弱项，并配套考核与管理制度，推动平台从“全面上线”向“好用实用”转变，持续释放高原能源数字化转型动能。

新疆油田水平井膨胀管井筒重构技术刷新国内最长施工纪录

9月26日获悉，新疆油田采油工艺研究院（监理公司）联合中石油工程技术研究院、重油开发公司、西部钻探井下作业公司，在金龙2井区JLHW2038井顺利完成水平井膨胀管井筒重构作业。此次施工一举刷新国内水平井膨胀管连续膨胀作业最长施工纪录，标志着新疆油田在中深层水平井高承压井筒重构领域取得关键性技术突破，是新疆油田持续健全非常规油藏稳产增效技术体系取得的又一项标志性成果。 据悉，本次现场施工实现多项核心指标跨越式突破，提质增效成果显著。该井最终施工周期压缩至26天，作业效率提升45%，节省大修作业成本超60万元；单次连续膨胀长度超700米，成功刷新国内水平井膨胀管连续膨胀作业最长施工纪录。目前，该井核心膨胀管井筒重构作业已全部顺利完成，后续将有序开展底堵钻磨等收尾作业，稳步推进重复压裂施工工作，为老区油田长效稳产、提质增效提供技术支撑。