邻水作业区老井挖潜增气逾1亿立方米

11月30日,关停时间长达22年的板东6井以3.5万立方米的瞬产量恢复生产。这是重庆气矿邻水作业区今年来复产的第三口老井。截至目前,该作业区今年老井挖潜增产气量已突破1亿立方米。经过三十年的开采,邻水作业区所辖气田现有的62口生产井中,老井占98%,泡排井占65%,生产难度日益增大。为挖掘老气田生产潜力,该作业区立足自身实际,从三个方面积极想办法、添措施,努力确保老气田     

“11333”全力打造开发示范区

正2016年是"十三五"开局之年,也是最重要之年。2月18日,重庆气矿邻水采输气作业区以"11333"部署2016年工作,全力助推"老气田开发示范区"建设。该作业区2015年结合自身特点,深化老气田挖潜增效,开启了"老气田开发示范区"的建设,取得了优异的工作成绩。2016年,该作业区以"11333"(围绕稳健发展主线,以提质增效为中心,强化基础管理、风险管控、班站建设三项重点工作,促     

勘探开发

国内首台7000米低温钻机研制成功；长庆油田前三季度生产高效平稳运行;新疆油田节能改造投入1．8亿元;普光气田开发纳入国家重大科技专项;塔河油田天然气产量同比增长近三成;     

挖潜增效助力气田示范区建设

正2016年以来,重庆气矿邻水采输气作业区立足于公司气田开发纲要,以地面生产工艺为依托,以气田全过程开发措施为支撑,以后期增压、排水采气为重点,以老井挖潜为特色,以开发效益评价为抓手,以全员素质提升为追求,以安全环保为助推,助力打造高起点、高标准、高品质的老气田开发示范区建设。一是探索中心井站管理新模式,着力优化人力资源。2016年4月,作业区完成西河口、板桥片区人力资源整合,成     

福成寨气田成32井优化化排加注方式间歇井变连续生产井 月均增产23万立方米

经过两个月的试运行,邻水作业区福成寨气田间歇井——成32井优化化排加注方式取得了显著成效:截至5月30日,该井已连续开井生产60天,日产约3万立方米,月均增产天然气23.3万立方米,成为福成寨气田的主力生产气井。福成寨气田于2000年3月进入后期增压开采,地层压力和产能逐年下降。年初,成32井井口油、套压分别为1.23和1.81兆帕,气井带液尤为困难,致使该井被迫转入间歇生产。该井仅1月份关井天数就达13.3天,影响气量约38万立方米。为此,作业区多次组织生产技术人员深入成32井现场进行实地分析,研究、探讨解决该井生产难题。3月初,作业区综合各…     

我国建成年产超200×10~8m~3大气田

<正>长庆油田苏里格气田2013年天然气产量突破200×108 m3,达到200.6×108 m3,天然气日产量保持6 800×104m3上线运行,相当于建成一个1 660×104 t的千万吨级大油田。面对"三低"气藏的世界级开发难题,苏里格气田依靠机制创新、管理创新和技术创新,破解开发难题,提升开发效益,探索形成"六统一、三共享、一集中"管理模式和"四化"建设模式,实现了快速发展。通过推行数字化、智能化管理,苏里格气田实现了6个天然气处理厂、13个作业区、130座集气站全部数字化作业生产,     

四大工程应对低油价

正2016年,西南油气田公司重庆气矿邻水采输气作业区战略上要打持久战,战术上要打攻坚战。今年年初以来,面对全球低油价"寒潮"持续漫延的局面,邻水作业区以稳健发展为主线,大力实施改革管理、技术创新、风险管控、班站建设四大工程,持续推进"老气田开发示范区"建设,努力实现安全、质量、效益、可持续发展。加强改革管理,深入挖潜增效,努力提升发展质量效益。作业区实行分级分类管理,完善绩效考核实施方     

把好高含硫气田安全门

7月5日,中国石油西南油气田龙岗采油气作业区全体干部职工倍感兴奋。因为投产1周年后,龙岗气田打破了“中国技术无法开采高含硫气田”的魔咒,生产了逾40亿立方米天然气。     

应急管理系统在高含硫气田开发过程中的应用

针对高含硫气田开发的高风险特征,四川某高含硫气田作业区建立了基于GIS技术的应急管理系统。该系统集成了气田的安全控制中心、应急预案体系、安全预警系统、社区报警系统、社区应急疏散系统和生产、气象、地理、人居等数据模块,结合真实生产工艺及设备三维实景,实现了气田生产可视化、异常可视化、应急可视化,形成了一套高含硫气田安全高效开发应急管理系统,提升了安全管控能力,可为类似气田的开发应急管理提供借鉴。     

物联网技术在油气生产现场的应用

物联网是以智能设备组网互联和依托无线射频识别(RFID)、红外感应等传感器技术实现非智能设备并网接入为核心的"物物相连"的互联网技术,物联网内各物体之间可进行信息通讯、交换,管理者通过手机、电脑等终端实现工厂智能管理。当前,川东气田正处于老气田开发后期,传统开发模式下,开发成本逐年上升,亟待通过数字化管理手段的变革,实现效益开发。川东气田通过实施物联网建设,实现了数据集中监视、关键流程远程控制、生产辅助设施自动运转、智能设备集中管理、生产指挥智能高效等数字化管理,将作业区传统的现场工作模式转变为物联网条件下"无人值守+电子巡井+远程操控+周期巡护"的数字化管理模式,通过物联网条件下生产管理业务的重塑,正催生老区气田数字化管理的转型升级,实现人力资源节约优化、生产效率效益提升。     

探索老气田数字化管理之路

四川盆地大部分已开发气田都进入中后期,高成本、高能耗、高腐蚀的地面生产系统给气田的生产经营、安全保障和可持续发展带来严峻挑战;此外,国际油价持续走低,新能源多方位冲击,给石油石化行业转型破冰产生不利影响。为此,以卧龙河区气田为实例,通过工艺设备轻型化、管理运营数字化、企业理念人本化,气田管理精细化等措施,探索老气田提质增效之路。结果表明:①只有在完成冗余工艺设备优化简化的前提下,才能大规模开展针对老气田的数字化建设;②信息化功能的稳定与完整性是老气田转方式、调结构、提质增效的源动力;③通过"互联网+管理"可以促使员工实现平等、高效、协同价值,创造最大化企业效益;④促进信息化与生产、安全管理的深度融合,发挥信息化在生产要素配置中的优化集成作用,明显提高了企业的管理效益。     

老气田稳产“四维度”

<正>如何保持老气田稳产管理,已成当务之急。长庆油田采气一厂主要承担长庆气区靖边气田和苏里格东南区的开发管理,生产区域分布在陕蒙两省区13个市、县、旗境内,目前气田年生产能力67亿立方米。该厂主力气田—靖边气田自2004年已进入稳产阶段,目前已滚动开发16年以上,因此,如何保持老气田稳产管理,是该厂面临的当务之急。     

塔西南阿克401井5个月增气1500多万立方米

中石油塔里木油田塔西南公司柯克亚作业区阿克气田对阿克401井实施采气流程优化改造,5个月累计增产天然气1500多万立方米。阿克气田位于新疆喀什地区乌恰县,主要为喀什、克州地区供气。阿克401井采气流程是在井口注醇、节流,再进行集输的采气工艺。但在实际生产时,经常造成井口、井下流程的冻堵,致使该井不能正常生产。针对这种情况,阿克气田处理站对阿克401井流程设计缺陷     

“天东90井班组文化溯源”

<正>沙坪场气田天东90井,在重庆气矿梁平作业区5个成建制班组中是一个十分普通,却又极不寻常的班组。因为这是一个不产1立方米气,每天却产出200多立方米地层水,污水回注能力达1000立方米/天的井站,具有气举排水,污水净化,气田水回注的综合性功能,一身兼具为气田稳产保驾,为气田环保护航的重任。生产历史与现状,功能与定位,决定了天东90井扮演的是     

科学管理增产天然气

截至8月12日,经过10天的异常泡排井现场技术服务,西南油气田重庆气矿邻水作业区生产27年的成19井,日产量从0.5万立方米升至1.1万立方米,生产25年的成34井日产从0.6万立方米升至1.6万立方米,气井生产稳定带液正常。这是该作业区针对后期气田带液生产现状,开展泡排效果调查及现场技术指导取得的成效。     

力保南疆冬季用气

<正>10月以来,中石油塔里木油田塔西南公司全力以赴,采取多项措施,保障南疆三地州冬季用气。担当向南疆三地州输气任务的是柯克亚作业区的柯克亚凝析气田、阿克气田和和田河气田。今年冬季要完全满足用气比较困难,主要原因是部分新气源井还没有引进站内,气源供应不足。为此,阿克气田积     

凉东7井年累产逾亿

截至5月16日,重庆气矿邻水作业区西河口气田凉东7井,投产近一年来累计产量已达到1.02亿立方米。西河口气田勘探始于1992年,位于四川省大竹县城东南方向约20公里处,区域构造位置属于川东平行褶皱带凉水井背斜东翼断层下盘的一个潜伏构造带,气田内地表主要为丘陵山地。凉东7井于2005年5月19日建成投产,系邻水作业区主力生产气井,投产初期日配产约30万立方米,经过一年来的开采,现日产量仍稳定在29万立方米。凉东7井年累产逾亿@陈子玮     

气田开发后期生产组织方式转变机制与途径——以川渝气区为例

老气区、老气田在开发生产后期产量规模下降、稳产难度加大、经济效益降低,在此情况下要实现有质量和效益的发展是一个难题。为此,结合中国石油西南油气田公司位于川渝气区的老气田开发实际,归纳并总结了气田开发后期的表现特点和所面临的挑战,应用系统集成原理,从经济和管理创新的角度,构建了气田开发后期生产组织方式转变机制模式。在此基础上,提出了气田开发后期生产组织方式转变的主要途径:①积极争取国家对气田开发后期的财税政策支持;②探索促进气田开发后期的开发机制和经营管理模式;③采用多种承包形式,积极推行柔性中心井站管理机制;④突出生产技术与管理创新,创新驱动气田开发后期有质量有效益发展等。该研究成果对于川渝气区解决面临的现实问题和推动未来的效益发展都具有较大的参考价值,对其他气田的中后期开发也具有较大的理论和实践指导意义。     

涩北气田防治水合物堵塞浅议

针对涩北气田天然气集输管网水合物堵塞情况,结合水合物形成的边界条件,分析了气田水合物形成的主要原因,并找出了影响水合物形成的主要因素。同时,在对现有集输系统现状进行适应性分析的基础上,总结了防治水合物堵塞的成功经验,提出了针对性的改进措施,为作业区平稳、安全生产奠定了基础。     

精细管理 稳产增效——盐亭作业区管理创新的调查

中国石油西南油气田分公司川中油气矿盐亭作业区(以下简称作业区)管辖着秋林、八角、苏河场3个油气田。作业区立足老区旧层,树立以人为本、油气为根、精细管理、为旗增辉的理念,按照管好老旧井重稳产、利用潜力井抓增产、注重边缘井求拓展的思路,坚持精细再精细的管理模式,取得明显效益。2005年原油、天然气生产分别完成年度计划的118.6%和109.2%,天然气收款率达到100%,安全环保无事故。该作业区作为西南油气田分公司“基层建设红旗单位”,其管理创新主要体现在以下几个方面。立足老区实施精细管理作业区所属的八角气田于上世纪70年代初投产…