西南油气田CCUS/CCS发展现状、优势与挑战

中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)是中国西南地区首个天然气年产量超400×10^(8) m^(3)的油气生产企业,其天然气新建产能、产量的增量分别占到全国增量的1/4和1/3,预计2030年天然气开发的碳排放量将突破500×10^(4) t。为解决天然气高质量上产过程中碳排放量刚性增长的问题,西南油气田主动围绕“天然气+CCUS”的战略规划,积极部署CCUS/CCS工作,以期打造“绿色能源西南模式”,助力实现“双碳”目标。为此,系统阐述了西南油气田在CCUS/CCS业务规划、标准体系、技术系列等方面的发展现状,梳理了其CCUS/CCS业务在资源、技术方面的优势,并分析了面临的技术成熟度不高、经济效益缺乏、社会接受度不高等挑战,最后作出了展望并有针对性地提出了下一步建议:①攻关形成具有气田特色的CCUS/CCS技术体系,打造气田CCUS/CCS原创技术策源地;②建立气田CCUS/CCS标准体系,推广应用气田CO_(2)驱气提高采收率(CCUS-EGR)和CO_(2)埋存技术;③依托西南油气田自有碳捕集、输送、驱气、封存等技术,进一步延伸拓展传统油气主营业务产业链,建立西南片区CCUS/CCS产业集群和碳库,助力中国石油成为CCUS/CCS产业链链长;④探索页岩气注CO_(2)及混合气体提高采收率技术,支撑在页岩气领域开辟新的CCUS方向。

大型油气田企业档案集约化管理策略研究——以西南油气田公司为例

随着信息技术大发展和国企深入改革,档案工作的时空环境发生巨大变化,传统的企业档案理念与管理模式受到冲击,档案集约化管理需求应运而生。对于档案“信息资源集中、管理主体分散”的大型油气田企业来说,如何因地制宜设计档案集约化管理模式?本文试图通过对相关研究和实践成果的分析,结合西南油气田公司的实例给出一个参考策略。

中国石油西南油气田公司天然气余压发电首套装置投产

2024年1月9日,中国石油工程建设有限公司西南分公司(以下简称CPECC西南分公司)设计的中国石油西南油气田公司天然气余压发电示范工程首台套装置在安岳天然气净化有限公司顺利并网发出“第一度绿电”,标志着CPECC西南分公司继秋林16集气总站余压发电装置投产后在新能源领域又一重大成果。

西南油气田建成千万吨级页岩气产区

2023年,西南油气田公司页岩气产量达到128.7×108 m3,标志川南地区成为国内最大的页岩气生产基地。在中深层方面,西南油气田不断深化油公司模式,形成“三统一、全共享、创一流”“川南页岩气效益开发二十三条”管理新模式,发展完善川南3 500m以浅页岩气勘探开发关键技术体系,高效建成国内首个“万亿储量百亿产量”页岩气田,夯实中深层稳产基础。

中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

中国石油西南油气田公司勘探开发研究院始建于1953年,是我国石油天然气勘探开发行业中建院较早,集石油天然气地质勘探、油气田开发、地质开发试验和科研信息化研究等为一体的综合性应用科学研究机构,也是西南油气田公司油气勘探开发过程中技术决策的重要参谋和支撑机构。勘探开发研究院始终致力于科研实力的提升,广纳贤士、纵横联合,打造了一支极具开拓性的行业领军团队。院现有员工566名,其中:博士研究生60名、硕士研究生282名,高级技术专家40余名。

中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

中国石油西南油气田公司勘探开发研究院始建于1953年,是我国石油天然气勘探开发行业中建院较早,集石油天然气地质勘探、油气田开发、地质开发试验和科研信息化研究等为一体的综合性应用科学研究机构,也是西南油气田公司油气勘探开发过程中技术决策的重要参谋和支撑机构。勘探开发研究院始终致力于科研实力的提升,广纳贤士、纵横联合,打造了一支极具开拓性的行业领军团队。院现有员工566名,其中:博士研究生60名、硕士研究生282名,高级技术专家40余名。

西南油气田碳封存基础研究取得新进展

2024年7月18日,西南油气田通过持续开展二氧化碳封存基础研究,明确了砂岩与碳酸盐岩两类咸水层封存二氧化碳的适应性和局限性,极大丰富了二氧化碳地质封存理论,对明晰四川盆地二氧化碳封存选址、储层形成机理及开发过程中储层物理化学性质变化具有重要意义,也为四川盆地开展CCS/CCUS产业奠定了良好理论基础。

140V钢级BJC-Ⅱ型特殊扣套管在西南油气田某区块下井成功

2023年2月28日,资阳石油钢管有限公司生产的直径139.7 mm、壁厚12.7 mm的140V钢级BJC-Ⅱ型特殊扣套管在西南油气田公司某区块下井成功,固井碰压合格。140V钢级BJC-Ⅱ型特殊扣套管是由中国石油宝鸡石油钢管有限责任公司独立开发,资阳石油钢管有限公司生产的具有自主知识产权的高等级气密封特殊扣套管产品,具有优异的密封性、连接强度和抗疲劳性能,且具有易对扣、抗黏扣、抗大扭矩等便于现场操作的特点。该产品可满足深井、超深井、长水平井及高温高压气井等复杂井的需求,尤其适合页岩气、页岩油等非常规油气井。

中国石油西南油气田公司管道完整性管理研究与实践

管道完整性管理可将风险控制在合理、可接受的范围内,预防和减少管道事故的发生,经济合理地保证管道安全运行。'十一五'期间,中国石油西南油气田公司针对其长输和集输天然气管道场站的特点,按照管道系统完整性管理的理念和要求,在管道及场站管理系统、适用于不同介质工况的管道风险评价技术、管道完整性检测技术、管道完整性评价技术、管道维修与维护技术、场站完整性管理配套技术等方面,形成了一系列研究成果,建立和完善了西南油气田公司管道完整性管理的技术体系、管理体系和实施模式,显著提高了该公司管道完整性管理水平。这些研究成果和应用经验不但为西南油气田公司提高管理水平、确保管道场站安全运行提供了技术保障,也为其他油气田公司推广应用管道完整性管理提供了借鉴。

油气田工程技术服务承包商安全管理难点与对策——中国石油西南油气田公司承包商管理实践

承包商安全管理是油气田安全生产管理的薄弱环节和难点。为实现中国石油西南油气田公司与承包商互利双赢、安全清洁发展,分析了承包商安全管理的难点:队伍数量不均衡、HSE措施费用投入不足、未实现全过程监督管理与动态考核、未执行统一的健康安全与环境管理规定、员工素质较低等。并针对性地提出了控制承包商数量与质量、建立承包商分类管理制度、建立承包商HSE管理信息系统、严格承包商量化考评、严格承包商培训考核、严格执行统一的健康安全与环境管理规定等对策措施。实践证明,通过实施上述对策措施,承包商作业现场安全管理趋于规范,违章行为大幅降低,事故事件得到明显遏制。这些对策措施对推进承包商"转变观念、养成习惯、提高能力"具有一定的理论和实践意义。

油气田公司科技政策效应分析——以中国石油西南油气田公司为例

近年来,中国石油西南油气田公司以科技发展为动力,先后出台了多项科技政策,推动了该公司技术进步和公司业绩稳步提升。为深入分析科技政策在油气田公司发展中的重要作用,通过构建科技政策效应评估指标体系,采用德尔菲法和综合比对分析方法,对该公司"十一五"期间科技政策效应进行了对比分析。结果表明,该公司围绕四川盆地重点勘探领域、战略接替领域、油气生产中的突出问题开展科技攻关,发展和完善了9大主体技术系列,转化应用成效显著,科技贡献率达到50.57%,在天然气科技领域的创新能力名列前茅,科技创新综合实力位居中国石油天然气集团公司中上水平。为适应该公司"十二五"科技发展需求,提出了如下健全和创新该公司科技政策的建议:①积极研究、争取和探索利用国家科技政策;②建立科技投入的长效机制;③加快科技创新文化建设,加强科技绩效评价与激励;④探索科技人才职业发展"双序列制度"。

西南油气田地面工程关键技术综述

西南油气田是中国最早的天然气工业生产基地,是我国第一个以天然气为主的千万吨级大油气田,目前,西南油气田天然气产量已突破150×108m3/a。介绍了西南油气田在天然气开发建设过程中,经过探索、总结、创新而形成的具有代表性的一系列地面工程关键技术,包括井下节流采气、含硫气田地面集输、天然气净化、天然气深冷、管道完整性管理等技术的主要内容和应用情况。根据生产发展需要,对今后油气田地面工程新技术的研究方向进行了展望。

关于加强油气田公司应急平台建设的思考——以中国石油西南油气田公司为例

中国石油西南油气田公司业务范围点多、线长、面广,属易燃易爆、有毒有害、高温高压的高危行业,抓好常态与非常态下安全、环保及能源供需的应急平台建设尤其重要而迫切。针对西南油气田公司应急平台试点建设工作,通过实地调研、访谈、文献研究等,在分析公司应急管理现状的基础上,提出了加强应急平台建设的思路和措施,包括注重上下对接,强化互联互通;注重资源整合,共享系统功能;注重数据传递,展现形式多样;注重监督查处,狠反违章行为;注重舆情监测,确保舆论的客观公正性;注重资源调配,提高保障能力;注重安全保密,确保不失泄密;注重统筹规划,做好分步建设等8个方面。这将有力推动该公司应急工作信息化进程。

复杂难采油气藏开发管理探索与实践——以中国石油西南油气田公司川中油气矿为例

四川盆地川中地区油气分布范围广、资源丰富,历经半个多世纪滚动勘探开发,因油气藏地质特征复杂、开发难度大,始终未能形成规模效益开发。"十一五"期间,中国石油西南油气田公司川中油气矿依靠技术进步,创新开发管理,针对低孔、低渗、高温、高压、高含硫、非均质性强、气水关系复杂的油气藏开发技术瓶颈和管理难点,在深化不同类型油气藏地质认识的基础上,通过技术攻关、技术引进和集成创新,形成了低孔低渗层状孔隙型碳酸盐岩气藏水平井开发配套技术,致密砂岩气藏"区块优选+丛式井+分层压裂+井下节流+地面标准化"的主体开发技术,以及超深、高温、高压、高含硫气井安全快速钻完井和高含硫环境下地面系统腐蚀监测与防治配套技术。通过管理创新形成了与复杂难采油气藏相适应的开发管理模式,提高了复杂油气藏开发水平,油气储量、产量快速增长,近5年新增天然气探明储量4 887×108 m3,油气年产量由不到100×104 t油当量上升到300×104 t油当量。所形成的一系列针对不同类型油气藏的开发配套技术和管理经验对其他非常规复杂油气藏的开发具有借鉴作用。

合同能源管理在西南油气田应用的思考

近年来,合同能源管理已成为实行能效管理的重要措施。在对合同能源管理及其运行机制进行研究的基础上,结合西南油气田的能耗现状,分析了推行合同能源管理的必要性和可行性,并根据试点工作的开展情况以及面临的问题,提出了相关建议,包括:加快推进合同能源管理项目试点;强化技术方案设计,处理好生产与节能的关系;完善合同能源管理的体制与机制;尝试推行内部合同能源管理。

西南油气田无人值守站场稳定电源的适应性研究

西南油气田所辖站场分布在川渝地区,前端站场的稳定电源是站场数字化建设目标重要保障。而各站场配电需求、配电环境和川渝地区的气候条件等综合因素都各不相同,不能采取统一的配电方式,必须对配电方式进行适应性分析。针对前端站场不同的配电需求采用不同的供配电方式,辅以配套的管理制度,在部分无动力用电需求的无人值守井站采用太阳能供电是可行的方案,这样既可以为井站数字化系统提供稳定电源,又可以优化项目投资,节省生产运行成本。

对于天然气销售推行客户经理制的思考——以中国石油西南油气田公司天然气销售为例

当前,我国正积极推进天然气体制机制改革,其中一项重要措施就是实行天然气管输与销售分离,这给长期以自身天然气管道为依托开发天然气市场的油气田天然气销售带来挑战,需要转变天然气营销观念,创新天然气销售模式,才能稳固和扩大天然气用户群,提高天然气销售量和市场占有率。为此,以中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)为例,将客户经理制理念引入天然气销售,并对天然气销售应用客户经理制提出详细的建议。研究结果表明:①西南油气田天然气销售推行客户经理制很有必要,有利于促进西南油气田在天然气市场化改革中持续获取发展效益,发展客户,创优服务,巩固份额,引领市场,公平竞合,扩销增效;②提出按照西南油气田现有三级天然气营销管理架构,结合其推进天然气市场化改革与发展进程,按3个阶段推进销售客户经理制管理架构构建的建议;③提出加快制定天然气销售客户经理制工作规范和天然气销售客户经理工作职责、建立健全天然气客户经理制评价体系推动客户经理制的构建实施。

西南油气田分公司内控体系建设的思考

内控体系建设的根本目的是,通过制度创新和流程再造,建立一套权责明确、管理科学的运行机制,防范重大经营风险和舞弊行为,提高效率与效益。西南油气田分公司内控体系建设应从优化业务流程、建立有效的制度体系、加强监督管理、应用先进技术手段、加强对"人"的控制、建立科学的授权机制等方面进行完善。

西南油气田分公司勘探与生产信息系统建设方案研究

本文描述了当今石油信息化发展趋势和分公司信息化建设的需求,论述了西南油气田分公司勘探与生产信息系统建设的总体框架和建设思路,重点阐述了数据中心和专业数据库的建设方案,为分公司信息化制定了建设蓝图,明确了发展方向。

中国石油西南油气田公司致密气测试产量再创新高

2020年6月11日,中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)秋林207-5-H2井测试获得日产量为83.88×104 m3的高产气流,无阻流量高达214.05×10^4 m^3/d,创四川盆地侏罗系沙溪庙组致密气测试产量新高。秋林207-5-H2井位于四川省绵阳市三台县金鼓镇,是秋林区块天然气试采方案部署的第一口开发井,完钻井深为3610 m,砂体钻遇率达100%,采用“段内多簇射孔、大排量、高强度连续加砂”工艺进行加砂压裂,改造段长873m、段数为10段,全井平均加砂强度为4.7 t/m,平均用液强度为13.6 m^3/m,排液后测试获高产气流。