科学推动高效勘探—访中国石化勘探南方分公司总经理郭旭升

今后,中国石化勘探南方分公司将以商业发现为中心、以技术进步为驱动、以队伍建设为基础、以绿色低碳为保障,深入落实党的十八大精神,大力推动高效勘探。通过创新体制优化决策、创新理论优化部署、创新技术优化设计、创新管理优化运行,10余年来,中国石化勘探南方分公司发现了国内最大的整装海相气田-普光气田和国内埋藏最深的大气田-元坝气田。     

PVC管材在长治煤层气田地面集水系统中的应用

随着环保要求的不断提高,煤层气田采出水收集处理成为煤层气田地面工程建设和生产运行不可忽视的重要环节。本文主要针对长治煤层气田采出水处理工艺技术,分析了煤层气田的井口参数、建设成本和生产运行等因素,综合建设和运行成本控制,对非金属管材在煤层气田低压集水系统的应用,进行了技术和经济比较,提出PVC管材在长治煤层气田地面工程集水系统中的成功应用具有一定的借鉴和示范作用。     

气田内部集输管网建设适应性评价研究

气田内部集输系统建设工作是整个气田建设中最重要、最关键的部分,随着气田勘探开发的不断深入,集输系统建设也将不断地优化调整。由于集输系统自身的复杂性,要解决该类问题并不容易。提出了一套集输管网建设适应性评价方法,对建设期间各种工况提出了应对措施,包括前期调研、计算方法研究、管网建模、工况模拟和结论5个步骤。该方法在某大型气田建设生产中得到成功应用,为地面集输建设奠定了理论基础,为高效有序地推进勘探和开发生产提供了技术支撑。     

探索优化采气井站作业制度——西南油气田重庆气矿全面建立“中心站”管理模式

西南油气田公司重庆气矿结合气田生产管理实际,以技术进步为保障,以创新管理为手段,在后期开采气田、地面工艺采用自动化系统的试采和稳产气田中,创新实践"中心站"管理模式,在保证安全、平稳生产的情况下对采气井站采取无人值守的方式进行管理,使人力资源短缺的矛盾得以缓解,生产作业制度得以优化,工作效率与管理水平得以提升,节能降耗效果明显。采气井站作业制度的优化和探索"中心站"管理模式中心站管理模式是基于采气井站轮班作业制度基础上的创新举措,其基本思     

S-Y气田集输工艺装置腐蚀与位移控制措施

S-Y高含硫气田地面管线腐蚀以内部坑蚀、点蚀为主,积液管线内部腐蚀严重;地面管线高温运行,形成热应力集中,导致地面阀门抬高、汇管发生位移。为有效控制高含硫天然气对地面管线、设备腐蚀以及地面管线高温运行发生位移,在对其腐蚀机理和地面工艺防腐的适应性分析,以及对高温运行发生位移应力计算分析基础上,通过优化调整缓蚀剂加注制度,更换关键部位管线材质;对管线应力泄放适应性技术整改。现场运行情况来看,地面管线腐蚀得到了有效控制,地面管线受热膨胀产生的应力得到了有效释放,控制在了规定范围内。     

涪陵焦石坝区块水平井组拉链压裂实践与认识

涪陵页岩气田具有不同于北美页岩气区的地面和地下地质条件,山地环境下多井压裂工程设计及现场施工如何组织运行,成为实现该区域页岩气经济有效开发的关键环节。结合涪陵国家级页岩气示范区建设需求,在高效产建模式下形成了基于地质工程一体化理念的拉链压裂整体参数设计技术及运行模式。围绕全面提高页岩气单井产能,针对焦石坝区块山地"井工厂"作业需求及特点,通过压前关键地质因素识别分析、平面—横向—段间多层次工程参数设计、现场施工动态调整等方面开展工艺参数优化,创新了以交叉立体布缝为核心的拉链压裂整体参数设计技术。实现了焦石坝区块页岩气地质工程一体化开发、单井—井组批量化施工,现场推广应用200余口井累计4000余段,在增加水平井组产量、全面提高压裂时效、降低综合成本等方面效果显著,为涪陵页岩气田一期50×108m3产能高速高效建成提供了有力技术支撑。     

普光智能气田整体架构设计与实施

位于四川盆地的普光气田在开发建设过程中,配套建成了先进的自动化控制系统和全覆盖的工业物联网。为了进一步提高气田的开发效益,2013年普光气田启动了智能气田的建设工作,但国内外均没有成熟的智能油气田模式和建设标准可资借鉴。为此,基于主流智能化设计理念和实践经验,按照总体规划、分步实施、步步见效、突出重点的思路,论证完成了智能气田整体架构设计及其更精细的技术架构设计、业务架构设计,并结合气田关键业务目标和实施原则开展了实施与应用。研究结果表明:(1)智能气田整体架构包括"一个平台、两个中心、两个体系",即一体化协同应用平台、资源共享中心、智能辅助决策指挥中心、标准规范体系、信息安全体系;(2)技术架构包括工业物联网+设备感知接入层、基础设施云服务层、平台云服务层、软件云服务层等4个层次;(3)业务架构围绕气田勘探开发管理、气田生产运行与应急指挥管理、气田QHSE管理、气田经营管理等4个支撑单元设计;(4)气田智能化建设打造了勘探开发辅助决策、生产优化与协同、安全管控与处置、经营管理精细化等4项能力,支撑了普光气田平稳运行、高效管理、安全生产。结论认为,普光气田已初步建成以资源共享中心为基础,以一体化平台为核心,以2个体系为保障的智能化管理决策体系。     

大型气田开发工程项目投资控制对策研究

大型气田开发工程具有投资大、建设周期长、专业复杂、系统性强等特点,做好项目的投资控制工作是项目管理的主要目的之一,也是保证项目目标实现的关键。为此,以元坝超深高含硫生物礁大气田开发建设项目为研究对象,从不同阶段系统分析了项目投资管理的有效控制方法,提出了抓好地质方案、地面工程方案和重点工艺路线优化,推行限额设计、设计优化和重大设备国产化,做好项目投资计划控制,实施标准化采购,强化招标和合同管理,控制工程变更等是做好大型气田开发工程投资控制的有效途径,通过有效的管控实现了元坝气田的高效开发和项目投资控制目标。     

CN页岩气田地面建设界面及建设模式研究

页岩气指主要聚集在富含有机质的暗色泥页岩、泥岩中,以吸附或游离状态为主要存在方式的非常规天然气资源,具有产量递减快、压力衰减快等非常规特性,导致页岩气田地面工程建设过程中存在地面系统适应性差、地面工程规划设计难度大、地面设备投资高、建设周期长等难点问题。基于CN页岩气田地面建设现状,分析CN页岩气田地面建设难点,进行CN页岩气田地面建设界面划分,提出了一套适应CN页岩气田的"滚动开发+井工厂+六化"地面建设模式,解决地面建设矛盾,缩短地面建设周期,降低地面建设成本,应用效果显著,为页岩气田地面工程建设模式提供借鉴。     

浅析气田地面建设工程项目管理

气田地面建设工程主要是围绕天然气勘探开发提供技术服务支撑,是天然气开发建设的技术和服务保障。本文主要分析了气田地面建设工程项目管理中存在的一些显著问题,并提出了加强工程项目管理的一些意见和建议。     

元坝超深井钻井成本合理控制技术及对策

元坝长兴组油气储层资源丰富、埋藏深,受地理条件和产能建设制约,部署开发井多以水平井和大斜度井为主,完钻井深普遍超过7 500 m。高含硫化氢、钻井周期长、钻井成本高是制约高效开发的瓶颈。为此,在前期完钻井的基础上,从周期、材料、特殊工艺、物价以及环保治理等方面,深入分析了影响钻井成本的各种因素。结果表明,优选井位,可降低钻前工作量;优化轨道设计,可降低钻井进尺和施工难度;优化井身结构,可保障施工安全,减少管材用量;推荐最优提速工艺,可缩短钻井周期;加强现场跟踪,可及时优化调整工程方案;加强钻井液的回收和重复利用也是降低钻井成本的一大途径。结论认为,通过钻井成本合理控制的技术对策及管理方案,为元坝气田经济高效开发提供技术支撑。     

沁水盆地煤层气田地面集输技术现状与展望

沁水盆地煤层气田经过近10年的开发建设,系统建设和运行过程中"三难"(征地难、建站难、布管难)、"三高"(投资高、闲置高、能耗高)、采出水处理"三差异"(水质差异、排放标准差异、产水量差异)等问题不断凸显,现有建设模式下的降本提效措施不能解决上述问题。为此,以煤层气产能建设项目的建设与运行双重因素为出发点,在总结现有集输系统形成的主体技术和配套技术的基础上,围绕建设低成本、运行低能耗、系统高效率的核心理念,从改变现有的产能建设模式和集输系统模式入手,从井网布局、站场建设和管网设计等方面提出了新的技术思路:(1)构建分布式地面集输模式,创建新型"分布设点、双管前置、井站合建、橇装增压"总体集输工艺优化模式;(2)推进分期式地面建设理念,研究适合于站场橇装设备分期建设系数,提高设备利用率,调整采气、集气管网的设计系数,以确保系统产、输能力匹配合理;(3)推广井、站合建的橇装技术,实现工厂化预制和模块化施工,减少现场工作量,缩短建设工期,从而提高建设效率和建设质量。结论认为,现有建设模式及系统模式下的优化、调整手段不是该气田降低投资的根本出路,探索新的产能建设模式、以非常规手段解决非常规问题,才能从根本上提高系统投资回报率、提高系统的适应性。     

探索富有特色的海外天然气生产运行总承包管理模式

土库曼斯坦阿姆河右岸天然气合作项目是中石油最大规模的海外天然气开发项目,2009年12月14日投产至今累计向国内输送73×108 m3优质天然气。西南油气田公司按生产运行总承包合同方式提供对口支撑,为项目提供技术支持、生产运行管理、抢维修、生产物资保障等服务。面临资源国保障不足、物质资源匮乏、签证形势多变、气候环境恶劣等困难,采取积极有效的应对措施:①提前介入,发挥技术对口支撑作用,及时优化设计、会商建设中的重大技术难题;②精心准备、平稳高效,实现31口井、4列天然气净化装置、3座集输场站、2台大功率压缩机组投产成功,确保四国元首庆典和装置一次性开车成功;③优化运行、快速处置、跟踪管理,确保装置"安、稳、长、满、优"运行700天;④发挥西南油气田公司国内技术支持、物资供应保障,生产运行完整性管理,酸性气田开发安全环保基础性工作、团队执行力等各方面的优势,创造了一流的管理业绩;⑤搭建中土能源合作和文化交流的平台,创建中土融合式管理模式,推进项目运行本土化战略,不断提高融合式团队管理水平。率先探索建设海外管理示范区的经验,用高效、平稳、安全的管理业绩彰显中国石油高含硫天然气开发技术与管理的水平,创造性探索适应资源国监管的海外天然气生产运行总承包管理模式。     

热泵供暖在杏十二注水站的应用效果分析

为合理利用油田注水中的余热、减少燃气消耗,将A注水站原有锅炉供暖改造为热泵技术供暖。经测算,应用新技术不仅可以节气28.77×10⁴m³/a,降低生产成本14.89万元/a,节省操作人员4名,并且针对新技术实际应用中出现的出口温度偏低、管线穿孔等问题,提出加强日常管理、完善工艺流程等相应措施,最终达到满足站内供暖需求、降本增效节能减排、保障设备正常运行、避免盗气减少事故等目标,为企业高质量发展提供有力支持。     

油气田企业实施作业成本管理的简要论证

简要论证了油气田企业实施作业成本管理的必要性、适应性和可行性。认为在油气田企业中实施以作业成本法为中心的成本管理新体系,适应油气田企业的生产方式;有利于油气开发与生产成本的控制;有利于改进油气产品及其勘探开发设备的设计,提高产品的市场竞争能力;有利于落实油气田勘探与开发的责任成本;有利于油气田企业进行作业的横向比较,提高作业水平和企业的竞争实力;有利于我国油气田企业成本管理与国际水平接轨。     

苏里格南合作区工厂化钻完井作业实践

苏里格南合作区是中国石油天然气集团公司与法国道达尔公司在鄂尔多斯盆地苏里格气田南部的天然气合作开发区块。针对该合作区致密砂岩储层非均质性强、有效砂体规模小、储量丰度低、单井产量低等一系列问题,为提高开发效率、降低开发成本,通过借鉴中国石油长庆油田公司苏里格气田其他区块成功开发的经验,结合道达尔公司先进适用技术和精细化管理理念,采用大井丛丛式井组开发模式和精细化管理,将钻井、压裂、试气等作业程序“流程化、批量化、标准化”,从组织模式、资源配置、流程设计、技术支撑、作业管理等多方面进行革新,集中现有资源和技术优势,专业化施工、模块化组织、程序化控制、流程化作业。应用效果表明：通过实施上述措施,加快了施工速度,缩短了投产周期,满足了低成本开发需求,形成了具有该合作区特色的工厂化钻完井作业模式,实现了“三低”气田的规模效益开发,为气田高效开发树立了新样板。     

关键技术突破，集成技术创新，实现苏里格气田规模有效开发

苏里格气田发现于2000年,目前天然气日产量已突破1000×10⁴m³,是中国石油天然气主力上产区之一。该气田储层呈薄互层、非均质性强,气井压力下降快、单井采出量小,常规技术难以实现有效开发。面对该气田的开发难题,以试生产试验区为载体进行了为期4年的开发前期评价,开展了地震-地质综合研究及钻采、地面工艺试验,对六项关键技术集中攻关取得突破,探索出了适合苏里格气田开发的低成本路子,集成创新了12项开发配套技术,形成了“技术集成化、建设标准化、管理数字化、服务市场化”的“四化”工作思路,成功地实现了对苏里格气田的规模开发,为今后该气田2×10¹²m³储量大规模开发和持续发展提供了技术保障。     

加油站施工安全管理存在的问题及对策

从建设、施工、监理单位人员,安全防护用品和施工机具,安全教育培训和安全考试,高风险作业管理,新能源业务开展,承包商考核等方面,分别指出了加油站施工安全管理存在的问题,提出了相应的解决措施:一是强化建设、施工和监理单位人员管理,把好入场关;二是确保安全防护用品和施工机具符合进场安全要求;三是开展有针对性的安全教育培训;四...     

油气田企业EVA考核与应对措施

针对EVA这项全新考核指标,在论述油气田企业EVA考核重要性以及分析某油气田EVA考核结果的基础之上,提出了利用现有资源、加大技术创新、提高油气田采收率和储量动用率,优化投资决策、强化项目运营管理,提高营运效率、构建科学预测体系、进行科学预算,充分利用固定资产、减少利用率低的固定资产的留存量等4条提升油气田企业EVA的途径.