科技動(dòng)態(tài)

科技動(dòng)態(tài)

全可溶橋塞水平井分段壓裂技術(shù)工業(yè)試驗(yàn)取得重大突破

橋塞是水平井多段體積壓裂核心技術(shù)之一。傳統(tǒng)可鉆式橋塞存在鉆塞費(fèi)用高、風(fēng)險(xiǎn)大、投產(chǎn)慢等難題。第四代橋塞即全可溶橋塞在國內(nèi)多個(gè)油氣田成功開展工業(yè)試驗(yàn)，效果顯著。

主要技術(shù)創(chuàng)新：（1）高強(qiáng)可溶材料技術(shù)，可溶金屬材料體系抗壓強(qiáng)度達(dá)600兆帕，可溶高分子密封材料體系耐溫50～150攝氏度、耐壓90兆帕。（2）預(yù)制破片可溶卡瓦技術(shù)，確保橋塞承壓可靠、壓后自行破碎。（3）仿生結(jié)構(gòu)和材質(zhì)組分優(yōu)化技術(shù)，橋塞溶解速度精準(zhǔn)可控，可實(shí)現(xiàn)同一井不同層段溶解可控，也可實(shí)現(xiàn)不同區(qū)塊、不同油氣田壓裂的個(gè)性化需求。該技術(shù)具有以下優(yōu)點(diǎn)：可實(shí)現(xiàn)無限級(jí)壓裂，風(fēng)險(xiǎn)低，溶解產(chǎn)物對(duì)儲(chǔ)層無傷害、對(duì)環(huán)境無污染;遇卡可快速溶解，減少壓裂施工總時(shí)間和總成本，作業(yè)效率提高50%，施工成本降低1/ 3；規(guī)模化生產(chǎn)后，制造成本與傳統(tǒng)橋塞價(jià)格基本相當(dāng)。在威遠(yuǎn)204H11平臺(tái)完成首次頁巖氣全可溶橋塞壓裂，最高25段、泵壓達(dá)86兆帕，壓后平均日產(chǎn)氣達(dá)到27.5萬立方米。僅鉆塞費(fèi)用就節(jié)省近千萬元，同時(shí)大幅降低作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)。該項(xiàng)創(chuàng)新成果打破國外公司的技術(shù)壟斷。

（摘自中國石油報(bào)第6758期）

PHR系列渣油加氫催化劑工業(yè)應(yīng)用試驗(yàn)獲得成功

中國石油自主研發(fā)的PHR系列渣油加氫催化劑通過專家驗(yàn)收，認(rèn)為該系列催化劑在加氫脫硫、脫氮、脫殘?zhí)亢痛矊訅航档男阅芊矫鎯?yōu)于進(jìn)口劑，脫金屬性能優(yōu)異，總體達(dá)到國際先進(jìn)水平。

該技術(shù)開發(fā)了催化劑形狀級(jí)配、孔結(jié)構(gòu)級(jí)配、活性級(jí)配的設(shè)計(jì)與制備方法，形成了“定制”催化劑孔結(jié)構(gòu)特征與活性分布特征的理論創(chuàng)新，國內(nèi)領(lǐng)先的雙峰孔結(jié)構(gòu)氧化鋁載體等核心制備技術(shù)的技術(shù)創(chuàng)新，以及自主設(shè)計(jì)催化劑級(jí)配方案并利于長周期穩(wěn)定運(yùn)行的應(yīng)用創(chuàng)新。在大連西太工業(yè)應(yīng)用試驗(yàn)結(jié)果表明，在渣油加工量及提溫操作完全相同的情況下，PHR系列催化劑累計(jì)脫除的硫、氮、殘?zhí)糠謩e高出另一系列進(jìn)口催化劑2.8%、24.7%、6.2%，裝置運(yùn)行過程中，總壓降始終低于進(jìn)口催化劑0.2～0.4兆帕。

PHR系列渣油加氫催化劑的應(yīng)用成功，將為中國石油高硫劣質(zhì)原油的加工提供有力的技術(shù)支撐和保障。

（摘自中國石油報(bào)第6758期）

滿足國Ⅴ標(biāo)準(zhǔn)汽油生產(chǎn)系列成套技術(shù)有效支撐汽油質(zhì)量升級(jí)

中國石油自主創(chuàng)新研制了催化裂化汽油選擇性加氫脫硫等9個(gè)牌號(hào)系列催化劑，開發(fā)了分段加氫脫硫、烯烴定向轉(zhuǎn)化等5項(xiàng)核心技術(shù)，形成了選擇性加氫脫硫（DSO）和加氫脫硫—改質(zhì)組合（M-DSO、GARDES）兩大技術(shù)系列，成功破解了催化裂化汽油同步實(shí)現(xiàn)深度脫硫、降烯烴和保持辛烷值這一制約汽油清潔化的難題。

開發(fā)的催化劑級(jí)配裝填和開工過程催化劑硫化、鈍化等新技術(shù)，提高了催化劑脫硫活性及選擇性，減少了辛烷值損失，延長了裝置運(yùn)行周期，縮短了開工時(shí)間。與引進(jìn)技術(shù)比，投資節(jié)省15%左右，能耗降低20%左右。

截至2016年年底，10多家采用上述自主技術(shù)的企業(yè)全部順利生產(chǎn)出國Ⅴ清潔汽油，總生產(chǎn)能力1 000多萬噸/年，總體技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)達(dá)到國際先進(jìn)水平，為保障中國石油順利實(shí)現(xiàn)國Ⅴ標(biāo)準(zhǔn)汽油質(zhì)量升級(jí)提供了有效技術(shù)支撐。

（摘自中國石油報(bào)第6758期）

醫(yī)用聚烯烴樹脂產(chǎn)業(yè)化技術(shù)開發(fā)及安全性評(píng)價(jià)取得重大突破

中國石油于2016年7月在蘭州石化建成了我國首個(gè)醫(yī)用聚烯烴樹脂產(chǎn)業(yè)化基地，研發(fā)生產(chǎn)的兩個(gè)牌號(hào)聚烯烴樹脂（LD26D、RP260）通過了國家藥監(jiān)局評(píng)審，發(fā)布了產(chǎn)品企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)“QSY LS0196-2016”和“QSY LS 0197-2016”；藥監(jiān)局頒發(fā)了注冊(cè)號(hào)（國藥包字20160379、20160413），使我國醫(yī)藥樹脂包裝材料擺脫了對(duì)國外技術(shù)、原料和評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)的依賴，率先在國內(nèi)醫(yī)用聚烯烴行業(yè)擁有了話語權(quán)。

該技術(shù)滿足了醫(yī)藥樹脂包裝制品的物理、化學(xué)和醫(yī)用聚烯烴安全性要求;制定了醫(yī)用聚烯烴原料產(chǎn)品標(biāo)準(zhǔn)、生產(chǎn)工藝、包裝儲(chǔ)運(yùn)及其管理體系的GMP規(guī)范。其創(chuàng)新性包括：（1）新型低溫引發(fā)劑及新型調(diào)節(jié)劑開發(fā)及反應(yīng)體系建立，以調(diào)整聚乙烯分子鏈微觀結(jié)構(gòu)及其相對(duì)分子質(zhì)量分布。（2）新型減震及高壓分離技術(shù)研發(fā)，實(shí)現(xiàn)了低聚物分離和裝置在超高壓下的穩(wěn)定生產(chǎn)。（3）復(fù)配給電子體系開發(fā)，協(xié)調(diào)催化劑活性、氫調(diào)敏感性、分子鏈立構(gòu)規(guī)整度三者間的關(guān)系，以控制聚丙烯微觀結(jié)構(gòu)、相對(duì)分子質(zhì)量分布及溶出物含量。（4）醫(yī)用聚烯烴樹脂專用助劑體系開發(fā)及應(yīng)用。

蘭州石化潔凈化醫(yī)用聚烯烴生產(chǎn)線通過了科倫藥業(yè)的藥包材供應(yīng)商審計(jì)，2016年量產(chǎn)銷售達(dá)3 000噸。

（摘自中國石油報(bào)第6758期）

蘭州石化煉油廠全負(fù)荷加工催化柴油生產(chǎn)創(chuàng)新高

進(jìn)入12月以來，蘭州石化煉油廠柴油加氫聯(lián)合車間想方設(shè)法挖掘裝置運(yùn)行潛力，各項(xiàng)技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)不斷提升，年120萬噸柴油加氫裝置首次采用全負(fù)荷加工催化柴油生產(chǎn)方案，300萬噸柴油加氫裝置石腦油加工量首次突破每小時(shí)60噸大關(guān)，均創(chuàng)歷史最高水平。

年120萬噸柴油加氫裝置原本以摻煉加工催化柴油和直餾柴油為主。進(jìn)入12月，針對(duì)催化柴油高庫存狀況下的生產(chǎn)運(yùn)行，以及對(duì)上游裝置高負(fù)荷生產(chǎn)狀況下帶來的影響，決定調(diào)整裝置原料加工方式，采取逐步提高加工催化柴油比例，直至完全加工催化柴油生產(chǎn)運(yùn)行的生產(chǎn)方案，最大限度挖掘裝置生產(chǎn)潛力，有效解決催化柴油高庫存帶來的難題。

車間工藝組以裝置加工催化柴油后工藝小指標(biāo)考核為基點(diǎn)，有針對(duì)性地開展班組勞動(dòng)競賽等活動(dòng)，將工藝控制、運(yùn)行工況及裝置平穩(wěn)率等多個(gè)指標(biāo)納入考核內(nèi)容。深入開展“技術(shù)大講堂”，管理技術(shù)人員集思廣益摸索新工況、解決疑難問題的同時(shí)，組織技術(shù)人員深入班組崗位進(jìn)行專業(yè)指導(dǎo)，提高班組操作技能。自12月 7日實(shí)現(xiàn)完全加工催化柴油以來，該裝置高效運(yùn)行，持續(xù)保持每小時(shí)135噸的進(jìn)料量，每小時(shí)可下降40余噸的庫存量，庫存消化收效顯著。

車間積極做好年300萬噸柴油加氫裝置石腦油加工工作，根據(jù)月度加工情況，精心安排周計(jì)劃、日計(jì)劃，進(jìn)行動(dòng)態(tài)優(yōu)化。在日常工藝管理中，從采樣分析到分析數(shù)據(jù)，從收集參數(shù)到調(diào)整操作方案，推出了一批近乎苛刻的操作規(guī)范，嚴(yán)格規(guī)定了系統(tǒng)操作壓力、溫度等參數(shù)，讓操作人員有章可循。在進(jìn)行細(xì)致的數(shù)據(jù)分析、工況研究基礎(chǔ)上，攻克汽提塔頂負(fù)荷、高低壓換熱器管程入口溫度等操作不利因素的限制，通過優(yōu)化指標(biāo)，加強(qiáng)操作管控，精準(zhǔn)執(zhí)行方案措施，石腦油加工量首次突破60噸每小時(shí)大關(guān)，取得最優(yōu)效果。

截至12月22日，加工石腦油1.9萬噸，實(shí)現(xiàn)了裝置的高負(fù)荷安全生產(chǎn)，裝置開出最好水平。目前裝置建立全員、全天候聯(lián)動(dòng)管理機(jī)制，加強(qiáng)工藝運(yùn)行管控和設(shè)備運(yùn)行監(jiān)控，及時(shí)消除薄弱環(huán)節(jié)，為兩套裝置增產(chǎn)保駕護(hù)航。

（摘自中國石油新聞中心2016-12-27）

內(nèi)源微生物采油技術(shù)研發(fā)與試驗(yàn)取得突破

內(nèi)源微生物采油技術(shù)是通過注入營養(yǎng)物等激活地層中的有益微生物，利用其在油藏環(huán)境下的生長繁殖和代謝活動(dòng)，產(chǎn)生有利于驅(qū)油的代謝物質(zhì)，作用于油藏和油層流體，實(shí)現(xiàn)提高油井產(chǎn)量和原油采收率的目的。技術(shù)創(chuàng)新與進(jìn)展：利用現(xiàn)有生產(chǎn)設(shè)備和基礎(chǔ)設(shè)施，在注入水中連續(xù)添加低濃度無機(jī)營養(yǎng)物質(zhì)，激活油藏內(nèi)微生物使其快速繁殖，降低油水界面張力，改變水流方向，擴(kuò)大波及體積，以較低的成本開采剩余油。先前，在北美地區(qū)35口生產(chǎn)井應(yīng)用38次，30口注水井應(yīng)用68次，成功率89%，產(chǎn)油量平均提高127%。近年，在堪薩斯、南加利福尼亞和阿爾伯塔的商業(yè)化試驗(yàn)表明，水驅(qū)后應(yīng)用該技術(shù)，單井產(chǎn)量提高4倍多，增產(chǎn)原油的成本約10美元/桶，提高原油采收率9%～12%。

該技術(shù)已在地層溫度20～93攝氏度、滲透率10～1 000毫達(dá)西、原油相對(duì)密度0.82～0.96、地層水礦化度1.8萬～14萬毫克每升，甚至雙孔介質(zhì)油藏條件下成功試驗(yàn)，其成本低、見效快，為老油田提供了經(jīng)濟(jì)有效的開采技術(shù)。

（摘自中國石油報(bào)第6758期）

太陽能稠油熱采技術(shù)實(shí)現(xiàn)商業(yè)化規(guī)模應(yīng)用

太陽能熱采技術(shù)改變了目前需要燃燒大量天然氣的傳統(tǒng)熱采方式，直接利用太陽能產(chǎn)生高溫水蒸汽，其節(jié)能環(huán)保特性符合當(dāng)今綠色發(fā)展潮流和需求。

主體技術(shù)包括：（1）槽式集熱技術(shù)，封閉式結(jié)構(gòu)類似于玻璃溫室，由玻璃和鋼結(jié)構(gòu)組成，內(nèi)部有數(shù)十列輕質(zhì)槽式反射鏡組成。陽光被反射到水循環(huán)管線上，生成符合熱采要求干度80%的蒸汽，晝夜采用不同的注汽量，降低天然氣消耗量。在美國和阿曼現(xiàn)場應(yīng)用中，系統(tǒng)生產(chǎn)功率達(dá)7兆瓦，每天可產(chǎn)生50噸蒸汽，蒸汽壓力達(dá)10兆帕，溫度312攝氏度，全年運(yùn)行效率為98.6%；百萬英熱單位蒸汽總成本4.5美元，與傳統(tǒng)燃燒天然氣生產(chǎn)蒸汽價(jià)格持平，可以穩(wěn)定的價(jià)格供應(yīng)蒸汽30年。（2）機(jī)器人全自動(dòng)清潔技術(shù)。生產(chǎn)裝置可耐受海灣地區(qū)特有的高濃度粉塵和沙塵暴，清潔后性能可100%恢復(fù)，90%的清潔用水可重復(fù)利用。

目前，在阿曼建設(shè)了世界上最大的太陽能集熱工廠用于稠油熱采，占地面積近3平方公里，峰值輸出功率高達(dá)1吉瓦，每天產(chǎn)生6 000噸蒸汽，每年節(jié)約燃?xì)庀募s1.58億立方米，減少碳排放超過30萬噸。

（摘自中國石油報(bào)第6758期）

長慶油田巧治6000口“哮喘井”

長慶油田采用地質(zhì)工藝、效率效益、技術(shù)管理的三結(jié)合辦法，2016年，讓6 000余口低產(chǎn)低效井產(chǎn)能得到有效發(fā)揮，開井時(shí)率較前提升2.3個(gè)百分點(diǎn)，累計(jì)增產(chǎn)天然氣17.75億立方米。

已有20年天然氣開采歷史的長慶油田，低產(chǎn)低效的“哮喘井”比例越來越大。能否及時(shí)治理好這批氣井，讓每一口氣井都發(fā)揮正常作用，是長慶油田年5 000萬噸油氣當(dāng)量長期穩(wěn)產(chǎn)的重要保證。進(jìn)入2016年，長慶油田在治理低產(chǎn)低效氣井中，巧開三劑良方，效果明顯。

地質(zhì)研究和工藝改進(jìn)相結(jié)合?？紤]氣井產(chǎn)量、儲(chǔ)層物性、井口壓力和氣液比等多項(xiàng)指標(biāo)，長慶油田利用“多維矩陣”管理模型，綜合排水采氣主體工藝適應(yīng)條件，細(xì)化生產(chǎn)井分類，將全氣田9 000余口氣井逐井摸排，并根據(jù)不同情況將其劃分為自然連續(xù)生產(chǎn)井、自然間歇井、措施井、待措施井等類別，最后選中6 000余口低產(chǎn)氣井作為全年排水采氣工作精細(xì)管理和挖潛增效的重點(diǎn)。特別是把靖邊氣田和蘇里格東區(qū)的兩口氣井作為先導(dǎo)試驗(yàn)井進(jìn)行試驗(yàn)后，大大積累了氣藏排水經(jīng)驗(yàn)，提高了富水區(qū)開發(fā)效益和氣藏采收率。

效率和效益相結(jié)合。對(duì)產(chǎn)氣量低、排水采氣增產(chǎn)效益較差的氣井，長慶油田優(yōu)先采取“長關(guān)短開”方式間歇生產(chǎn)，發(fā)揮低產(chǎn)井“自救”能力，同時(shí)壓縮低效氣井復(fù)產(chǎn)工作量近40%。將氣井分成日產(chǎn)氣量高于5 000立方米、在3 000立方米至5 000立方米之間、低于3 000立方米3類，分別配套泡沫排水、速度管柱、柱塞氣舉等措施輔助生產(chǎn)，使泡排措施有效率達(dá)到82.6%，平均單井日增產(chǎn)450立方米，速度管柱、柱塞氣舉措施有效率均在90%以上，增產(chǎn)幅度超過60%。

技術(shù)革新和管理創(chuàng)新相結(jié)合。在著力推進(jìn)自動(dòng)泡排裝置、柱塞氣舉等自動(dòng)化排水采氣技術(shù)應(yīng)用的基礎(chǔ)上，長慶油田通過系列化柱塞、低成本高效泡排劑等技術(shù)研發(fā)、改進(jìn)以及集中采購等措施，使柱塞和泡排劑成本同比分別降低20%和15%，累計(jì)節(jié)約投入800余萬元。針對(duì)大產(chǎn)水量氣井排水采氣瓶頸，多次組織開展同步回轉(zhuǎn)壓縮機(jī)、井下驅(qū)動(dòng)泵等新技術(shù)研討和交流，探索經(jīng)濟(jì)有效的大產(chǎn)水量氣井排水采氣技術(shù)，全年累計(jì)完成各類新技術(shù)試驗(yàn)39井次。

據(jù)統(tǒng)計(jì)，2016年，長慶油田累計(jì)完成排水采氣措施6 334口，共實(shí)施10.57萬井次。與2015年相比，措施井次減少12.7%，單井作業(yè)井次下降4.3井次，單井次年增產(chǎn)氣量由1.45萬立方米提高至1.66萬立方米，低產(chǎn)低效井產(chǎn)量貢獻(xiàn)率明顯提升，為氣田穩(wěn)產(chǎn)做出了積極貢獻(xiàn)。

（摘自中國石油新聞中心2017-01-13）

新型烷基化技術(shù)取得重要進(jìn)展

固體酸烷基化技術(shù)和復(fù)合離子液體碳四烷基化技術(shù)，分別采用固體酸沸石催化劑和離子液體催化劑替代了傳統(tǒng)的硫酸和氫氟酸催化劑，消除了酸油、廢酸對(duì)環(huán)境的污染以及廢酸泄漏造成的安全問題。

固體酸烷基化技術(shù)（AlkyClean）由CB&I Lummus公司和Albemarle公司聯(lián)合開發(fā)，該技術(shù)核心是AlkyStarTM固體酸催化劑，AlkyStarTM以鉑金為活性載體，在鋁沸石催化劑載體上形成酸性中心。全球首套20萬噸/年AlkyClean工業(yè)示范裝置在山東匯豐石化投產(chǎn)，生產(chǎn)出的烷基化油辛烷值96左右，硫含量低于1毫克每升。

復(fù)合離子液體碳四烷基化技術(shù)（CILA）由中國石油大學(xué)（北京）自主研發(fā)，該技術(shù)創(chuàng)新性地設(shè)計(jì)合成了兼具高活性和高選擇性的雙金屬復(fù)合離子液體，發(fā)明了催化劑活性監(jiān)測(cè)方法和再生技術(shù)，研制了新型管道式反應(yīng)器、旋液分離器等專用設(shè)備。全球首套10萬噸/年CILA裝置在山東德陽化工投產(chǎn)，生產(chǎn)出的烷基化油辛烷值高達(dá)97以上，烯烴轉(zhuǎn)化率100%。

固體酸烷基化技術(shù)和復(fù)合離子液體碳四烷基化技術(shù)，為汽油清潔化和全面質(zhì)量升級(jí)提供了嶄新的解決方案，有廣闊的應(yīng)用前景和推廣價(jià)值。

（摘自中國石油報(bào)第6758期）

低成本天然氣制氫新工藝取得突破

工業(yè)制氫方式中應(yīng)用最多的是利用化石燃料制氫，而由澳大利亞Hazer公司和悉尼大學(xué)合作開發(fā)的Hazer工藝可以采用天然氣和鐵礦石生產(chǎn)氫氣，并副產(chǎn)純度高達(dá)99%的石墨，極大降低了氫氣的生產(chǎn)成本。常規(guī)的甲烷裂解制氫氣是在高溫下（750攝氏度以上）熱裂解甲烷，制氫成本高。而Hazer工藝通過將鐵礦石用作催化劑，能夠?qū)⑻烊粴夂皖愃圃嫌行мD(zhuǎn)化為氫，并通過一次化學(xué)提純生產(chǎn)出純度高達(dá)99%的石墨。該工藝成本低、催化劑無需再生并可重復(fù)使用。Hazer工藝的氫氣制取成本是0.5～0.75美元/公斤，每使用1噸鐵礦石進(jìn)行催化反應(yīng)，能夠制造10噸的氫氣。

目前Hazer工藝處于實(shí)驗(yàn)室試驗(yàn)階段，工業(yè)試驗(yàn)裝置有望于2017年投產(chǎn)，預(yù)計(jì)年產(chǎn)氫氣30噸。該工藝如果成功，將有效促進(jìn)用氫工業(yè)的發(fā)展，是一項(xiàng)開創(chuàng)性的革新技術(shù)。

（摘自中國石油報(bào)第6758期）

天然氣水合物儲(chǔ)氣技術(shù)取得突破

天然氣水合物儲(chǔ)氣是指水和天然氣在高壓低溫情況下（8.27～10.34兆帕、2～10攝氏度）形成的類似于冰晶狀固體，在其形成的孔洞中儲(chǔ)存輕烴或其他氣體分子，1立方米水合物可儲(chǔ)存150～180立方米的氣體，可以實(shí)現(xiàn)常壓、-5～-15攝氏度儲(chǔ)運(yùn)。

該技術(shù)目前的難題是如何提高水合物生成速率和增加儲(chǔ)氣密度，近年研究發(fā)現(xiàn)超聲波、初始?jí)毫?、含水率等參?shù)在一定條件下可促進(jìn)水合物的生成，添加活性炭、十二烷基硫酸鈉和氧化銅納米顆粒可有效提高天然氣水合物的轉(zhuǎn)化率。其中最為重大的發(fā)現(xiàn)是與純水體系相比，添加石墨烯納米顆?？墒顾衔锏恼T導(dǎo)時(shí)間縮短61.07%，儲(chǔ)氣量增加12.9%。日本、美國、英國、挪威等加大了該技術(shù)研發(fā)力度，日本已經(jīng)擁有日產(chǎn)600噸天然氣水合物的技術(shù)，將在2020年使天然氣水合物儲(chǔ)運(yùn)占LNG份額的8%～12%。美國國家天然氣水合物研究中心正在開展使用表面活性劑的儲(chǔ)氣中試研究以及與天然氣水合物汽車相關(guān)的探索研究。

與LNG相比較，水合物的運(yùn)輸成本降低25%、生產(chǎn)成本降低3%、氣化成本降低9%，同時(shí)對(duì)溫度壓力要求較低，儲(chǔ)運(yùn)過程中能源損耗少，運(yùn)輸安全性高，在小型、分散、邊緣油田伴生氣的開采、運(yùn)輸方面具有很大的優(yōu)越性。

（摘自中國石油報(bào)第6758期）

遼河挖潛增效指標(biāo)超7.4億

“原油保持千萬噸穩(wěn)產(chǎn)能力，各項(xiàng)指標(biāo)均好于預(yù)期?！?月10日，記者從遼河油田獲悉，面對(duì)2016的低油價(jià)挑戰(zhàn)，遼河油田以3年擴(kuò)大經(jīng)營自主權(quán)為契機(jī)，推進(jìn)精細(xì)勘探、效益開發(fā)，全面深化開源節(jié)流降本增效工作，超額完成集團(tuán)公司業(yè)績指標(biāo)7.4億元。

面對(duì)2014年以來低油價(jià)的挑戰(zhàn)，遼河油田適時(shí)調(diào)整生產(chǎn)經(jīng)營策略，圍繞全年降本增效指標(biāo)，根據(jù)油價(jià)變化，動(dòng)態(tài)組織生產(chǎn)。油氣勘探上，持續(xù)推進(jìn)精細(xì)勘探、效益勘探，全年新增三級(jí)儲(chǔ)量1.12億噸，超額完成勘探增儲(chǔ)任務(wù)；原油生產(chǎn)上，適時(shí)調(diào)整生產(chǎn)經(jīng)營戰(zhàn)略，克服各種困難，突出稀油高凝油上產(chǎn)。2016年全年生產(chǎn)原油976.4萬噸，超計(jì)劃2萬噸，在助力實(shí)現(xiàn)全年效益指標(biāo)基礎(chǔ)上，保持了千萬噸穩(wěn)產(chǎn)能力。

開源節(jié)流降本增效縱深推進(jìn)。結(jié)合全年效益指標(biāo)，遼河油田明確了6項(xiàng)35條措施，逐月跟蹤落實(shí)，超額完成全年奮斗目標(biāo)任務(wù)。在開源上，實(shí)施動(dòng)態(tài)油氣銷售，價(jià)高多銷、價(jià)低少銷，爭取政策支持，提高原油結(jié)算價(jià)格。在節(jié)流上，持續(xù)優(yōu)化投資結(jié)構(gòu)，暫緩實(shí)施低效產(chǎn)能，削減與生產(chǎn)關(guān)聯(lián)度不高的配套項(xiàng)目；動(dòng)態(tài)調(diào)整燃料結(jié)構(gòu)，減少了成本支出。

深化改革為企業(yè)發(fā)展注入新活力。油田調(diào)整績效考核政策及辦法，加大對(duì)勘探增儲(chǔ)、油氣生產(chǎn)、提質(zhì)增效、外闖市場的獎(jiǎng)勵(lì)力度；成立“三供一業(yè)”、醫(yī)療機(jī)構(gòu)分離移交改制工作領(lǐng)導(dǎo)小組，統(tǒng)籌規(guī)劃推進(jìn)分離移交和社會(huì)化改革工作，供暖、供氣、托幼社會(huì)化步伐持續(xù)加快。

（摘自中國石油新聞中心2017-01-16）