海上油气田的废弃处置

废弃处置是油气田开发的最终环节,海上油气田的废弃处置在国内外都是一个新的领域.在对国内外相关文献分析的基础上,结合开发工程方面的经验,介绍海上油气田废弃处置的标准,相关的领域以及废弃处置的过程和方法.     

海底管道弃置处理方案

由于受经济、技术的影响,现有的海上油气田不具备继续开发价值将导致海底管道废弃。管道的废弃处理是海上油气田废弃处理的一个重要组成部分。它与海上平台的处理方法截然不同。本文论述了现阶段主要的海管弃置方案,即:海管原位弃置、全线回收弃置以及局部拆除原位弃置。同时还论述了其各个弃置方案的主要施工流程。     

海上油气田开发钻井设计方法及应用

近年来,油气资源逐步成为生产生活领域的重要资源。虽然我国的油气资源储量丰富,但是其很多油气田分布于海上,其开采环境相对复杂,加剧了开采的难度。为保障海上油气田开发的整体效率,提升开发产量,相关人员在开发过程中,必须要结合海上油气田分布的具体特征,进行钻井设计的优化。基于此,本文以某海上油气田开发工程为例,分析了海上油气田开发过程中,钻井设计方法及其具体应用,有利于保障该区域内油气资源的高效开发。     

2010年环保型钻井液及废弃钻井液处理技术研讨会在重庆召开

随着石油工业的迅速发展,钻井领域不断扩大,废弃钻井液数量增长势头迅猛,废弃钻井液处理处置,特别是减量化、稳定化、无害化的处理处置及环保型钻井液技术等已成为钻井液技术可持续发展的新课题。为更好地了解国内外废弃钻井液处理处置技术现状及发展趋势,推进我国废弃钻井液处理处置技术与综合利用进程,2010年5月,     

海上油气田开发风险及其对策分析

文章对海上油气田的开发风险和解决对策进行分析讨论,希望能为相关海上油气田的工作者提供有效的参考及建议。     

海上油气田开发风险及其对策分析

海上油气田开发由于所处地理环境恶劣、地质条件复杂、投资巨大,是一个风险较大的行业。海上油气田开发在地质、开发技术、工程技术、政治及经济等方面较陆上油气田有更大的风险,特别是开发建设投资占比大,因此分析其开发风险因素,提出相应对策,对后续海上油气田开发项目管理有着极为重要的意义。此文结合我国海域已投入开发的油气田案例,探讨海上油气田开发项目的风险因素,并由此提出关注的一些技术问题,以期在开发管理过程中降低风险、提高项目经济效益提供一定帮助。     

深海空间站在海上油气田开发中的应用

为了实现海上油气田的全生命周期开发,提出了一种采用深海空间站的新型海上油气田的开发模式。分析了采用深海空间站的概念开发方案开发海上油气田的优势,通过调研国内外深海空间站的发展现状,提出了深海空间站应用于海上油气田开发所面临的技术挑战,如深海耐压壳体的设计、深海空间站与水下穿梭装置的水下对接技术、水下供电模式的选择以及水下供热模式等。对深海耐压壳体的设计和水下对接技术的技术难点进行了详细分析。最后指出,深海空间站将成为开发利用深海资源和开展深海科学研究的有利平台。     

西非深水油气田开发状况及其发展趋势

西非深水海域油气资源丰富、开发潜力巨大,是世界上公认的海上油气田最具开发前景的地区。由于众多石油公司参与开发,西非深水油气田的开发模式呈现多样性。文章分析研究了西非现有深水油气田的开发模式、相关技术及发展趋势,为西非深水油气田的开发提供了一定的参考依据。     

海上密集丛式井组再加密调整井网钻井技术探索与实践

总结了中国海洋石油总公司承担的国家科技重大专项示范工程中有关海上油气田整体调整加密技术研究进展和应用成效。该成果获得了以下3个方面的重大突破性进展：①首次在海上油气田实施整体调整和加密井网的开发技术方案和实践,为海上油气田今后有效提高采收率和开发效果提供了成功的借鉴;②首次在海上密集的丛式井网中,再钻调整加密的第二套加密井网,在钻井技术上取得成功和突破,特别是在定向井井眼轨迹和防碰绕障等方面技术水平大大提高;③首次在高孔高渗低压的疏松砂岩油气藏中成功采用了一整套储层保护技术,并取得良好的生产效果。同时将该成果应用于海上油气田开采中后期提高采收率领域,大大提升了定向井技术的管理水平和钻井能力,在生产过程中全部达到和超过了原单井的产量。上述技术的成功应用,将极大推动我国海上油气田开发生产能力建设,提升了我国海上丛式井、定向井钻井技术水平,是为今后海上油气田提高开发速度和钻完井技术水平进行的一次成功尝试和探索。     

海上油气田开发工程模式探讨

海上油气田开发工程模式的选择与确定取决于多方面因素,国内外对海上油气田开发有着不同的惯用模式。文章探讨了油藏、水深、工程地质、离岸距离、现有设施依托情况、地方法规、建造和安装能力、经济指标和风险分析等决定工程模式选择的因素,分析了产品特性、井口数量、钻完井方式、储油及外输方式、销售方式、技术管理水平与偏好、操作及维护等影响工程模式选择的主要因素。对于海上油气田开发方案的设计具有一定的参考价值。     

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我国大量新气田将投入开发建设并正在加速铺设长输管道。研究气田开发准备，开发储量及开发程序等有关有利于提高气田开发评价和开发建设，以及投资决策的科学性与可靠性。章在分析气田和凝析气田开发特点和开发实践的基础上，提出了气田和凝析气田开发程序的合理划分问题，建议将开发程序分为概念性设计，开发可行性研究，开发方案设计，开发实施方案以及开发方案调整等若干个开发阶段。同时，在分析对比国内外储量分级的基础上，对不同开发阶段提出了落实探明可采储量的具体意见，达到高效开发和稳定供气的目的。     

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��The development evaluation of gas field is a policy decision method proposed in practice for gas field development investment. The objects are to speed up the development process of gas field and draw up the reasonable distributive well pattern, as well as to work out and optimize the development evaluation project using numerical simulation and economic analysis, so as to offer a evidence of policy decision for gas field development investment. This article uses the practice on the development evaluation of C₂ reservior in SGP gas field as an example to introduce some ways applied for development evaluation of gas field.     

埕北油田开发特点与认识

埕北油田为中日合作开发的我国海上第一个稠油油田。该油田生产 15年来没有进行过大的调整 ,在未打一口调整井的情况下 ,油田的开发效果达到海上和陆上一类油田开发标准 ,与国内稠油油田相比达到较好的开发效果。文中重点介绍了该油田的开发特点、开发规律及开发效果 ,并全面总结了油田的开发经验 ,以期为油田后期开发调整以及海上其它稠油油田开发提供参考经验     

应用理想解排序法优选油田开发方案

针对目前油田开发方案评价方法中主观赋权法和客观赋权法的应用局限,提出用理想解排序法来进行油田开发方案的综合评价,以油田开发理论和实践为依据,将油田开发效果指标、经济效益指标综合考虑,建立了油田开发方案综合优选的数学模型。以某油田设计的8个开发方案为样本,计算得出各开发方案的排序结果,并与模糊决策法和主成分分析法的计算结果进行对比,进而对3种方法得出的结论进行筛选,筛选结果说明该方法用于油田开发方案的有效性和相对于其他方法的优越性。     

气田开发后期极限经济产量界限模型研究

在气田开发过程中,因受天然气储量和内外环境等诸多因素的影响,天然气产量将逐渐下降,而生产成本将逐渐增加,特别是开发后期气田,开采成本增加非常迅速,给气田天然气开采成本控制带来较大的压力。为此,通过对开发后期气田影响天然气界限经济产量的因素分析,运用投入产出分析结果,建立了不考虑气田目标利润和考虑气田目标利润的界限经济产量模型,并结合某气田的实际,分别计算出各自的极限经济产量界限,再运用SPSS软件建立了各自的回归分析模型,可为气田天然气进行产量决策提供科学依据。     

随钻测压工具StethoScope在渤海油田的应用

在油田开发过程中,地层压力是衡量地层能量的重要指标,合理的地层压力是搞好油田稳定和调整挖潜的重要条件。随着油田的勘探开发,地层能量开始衰减,在很大程度上影响了开发效果,因此及时准确了解地层压力的情况就显的尤为重要介绍了StethoScope工具特点、测压流程及其在渤海油田应用效果分析,对该技术的推广应用有很好的借鉴和指导意义。     

油气田(井)开发生产全过程分析新方法

基于油气田（井）开发过程中产量数据的变化形态，提出了一种由高等数学理论公式推演出的适合于油气田（井）开发全过程拟合及预测分析的方法。认为已发表的拟合及预测油气田（井）产量的文章中，所引用的计算实例大多经过精心挑选，而现场实际生产数据是有波动的，特别是油气田（井）开发过程中含有开发战略思想调整等人为因素时，产量数据的上下波动更显著。作者采用前苏联北塔夫罗波夫佩拉基阿金气田１９５７～１９７７年的生产数据和我国白杨河油田（开发４０余年，已进入枯竭期）的生产数据，未作任何校正和修改，直接用于文中的实例计算。白杨河油田生产数据的拟合效果参数为５．４％，表明该方法计算简便快捷，拟合预测的准确性较高，平均相对误差仅１．０５％，具有较强的实用价值。表２参３（陈志宏摘）     

用累积产油量与剩余可采储量比预测油田产油量

本文雁研究累积产油量与剩余可采储量之比随开采时间的变化规律出发，以油田开发理论和皮尔模型的基本原理为基础，利用油田开发的实际资料，通过统计分析，建立了适合油田进入稳产阶段到开发结束各阶段产油量预测的一种方法，此方法经油田实际资料验证，普遍具有可行性。     

临盘油田高含水期改善注水开发效果的途径探讨

临盘复杂断块油田，通过２０多年的注水开发，已进入高含水期。如何改善油田的注水开发效果、提高注水采收率是油田开发工作者亟待解决的研究课题。在分析该油田注水开发中存在问题的基础上，提出了改善油田注水开发效果的途径。阐述的方法和措施，对临盘油田今后的开发、提高注水采收率有一定作用。     

Sinopec Sees Favorable Situation for Exploration and Development

Development integration management at Shengli Shengli Oil Field, the largest oil field under Sinopec Corp located in East China has adopted the integration management for oil field development to maximize the economic benefits. The oil field development integration is based on the systematic management to bring all the specialized development chains under a unified plan,covering the decision-making process, design, operation and verification of the oil field development.