脱油脱水装置注醇工艺的简化与优化——以中国石油长庆油田公司榆林气田天然气处理厂为例

研究如何降低天然气处理厂注醇量、提高甲醇利用率以及降低甲醇回收装置的能耗,对于中国石油长庆油田公司榆林气田实现节能环保、科学开发有着重要的现实意义。为此,针对榆林气田天然气处理厂低温脱油脱水及注醇工艺存在的甲醇污水处理及高能耗问题,提出了对现有注醇工艺技术的改进方案:将直接注醇改进为循环注醇。在增设的接触塔内天然气与含甲醇污水充分接触并携带出甲醇,经三相分离器分离出的甲醇污水回流进入接触塔,形成甲醇的闭路循环。软件模拟计算结果表明,接触塔塔底污水含醇量仅为0.004 3%,已达到气田污水回注标准,而不再需要甲醇回收处理。采用HYSYS软件分别对现有、改进后注醇工艺进行流程模拟,对比结果表明:在基础数据相同的情况下,相比现有注醇工艺,改进后工艺能耗降低25%、注醇量减少28%,经济与环境效益显著。

国有资源开发型企业员工压力状况研究——以中国石油长庆油田公司为例

文章以中国石油长庆油田公司为例,对大型资源开发企业员工压力状况和压力源进行实证分析,研究发现影响员工满意度的压力源是"环境条件与员工预期""家庭关系"和"工作支持与工作决策参与度"三个因素,并对形成这一压力的原因进行了讨论,提出了缓解压力的对策建议。

党建引领聚合力 共绘发展“新图景”——中国石油长庆油田公司加强党建品牌体系建设实践与探索

品牌是企业参与全球竞争的重要资源,是企业竞争力的综合体现。习近平总书记强调:“推动中国制造向中国创造转变、中国速度向中国质量转变、中国产品向中国品牌转变。”这为新时代的品牌建设指明了前进方向、提供了根本遵循。国有企业是新时代加强品牌建设、参与全球竞争的主力军,创建卓著品牌是做强做优做大国有资本和国有企业、加快建设世界一流企业的重要抓手,也是国有企业义不容辞的责任。

站在6000万吨历史高点之上续写新辉煌--访中国石油长庆油田公司执行董事、党委书记付锁堂

经过半个多世纪持续创新发展,长庆油田立足国际上典型的“三低”(低渗、低压、低丰度)油气藏建成了年产6000万吨特大油气田,树起了共和国石油工业历史新丰碑,为保障国家能源安全增添了重量级法码。

奉献石油创和谐——记中国石油长庆油田公司第三采油技术服务处

中国石油长庆油田分公司第三采油技术服务处是以油田井下作业、水电供应、低效油田开发、油气田地面产建、特车服务等为主的多元化服务企业,生产指挥中心设在宁夏银川,生产区域横跨陕、甘、宁、蒙四省区,全处用工总量4381人,拥有JHX5400TXJ350修井机等各类先进设备739台套,年产值8亿元。

石油奏响发展主旋律 谱写辉煌新篇章 中国石油长庆油田公司第3采油厂“十五”发展回眸

"十五"期间,中国石油长庆油田公司第三采油厂在宁夏回族自治区的关怀帮助和长庆油田公司的正确领导下,奉行"奉献能源、创造和谐"的企业宗旨,以加快发展为己任,以科技进步为先导,以管理创新为动力,全面加快成长步伐,取得了辉煌的成果,为阔步迈向"十一五"奠定了坚实的基础。原油产量快速增长,五年增产百万吨,原油产量由2000年的137.3万吨上升到2005年的246.1万吨,产量增加了108.8万吨,2003年原油产量突破200万吨雄关,

中国石油与壳牌公司长北合作区块天然气地面集输工艺

长庆油田长北合作区是中国石油与英国壳牌公司在中国陆上规模最大的合作开发项目,其地面集输工艺的设计充分吸收了国内外的成熟做法,并依照壳牌公司的《设计和工程实施规范》(DEP)标准,形成了独特的开发模式。为此,详细介绍了长北合作区地面集输系统的构成和工艺流程,并与国内部分典型气田的集输工艺进行了对比,从布站模式、天然气处理工艺、变压运行工艺、气液混输工艺、井口湿气计量工艺、内防腐工艺、分段清管工艺、清管球集中回收工艺和天然气水合物抑制工艺等方面对长北合作区地面集输工艺进行了分析说明,结合生产运行情况,总结出了长北合作区地面集输工艺的特点———"井丛集气、开工加热、中压集输、气液混输、井口计量、移动分离、定期测试、仪表保护、智能清管、一级布站、枝状管网、低温分离、集中增压"。

长庆油田数智化油藏建设理论与实践

随着油气勘探认识和技术的不断进步,盆地边缘新层系非常规储层成为油气增储上产的重要领域,开采难度增加,工作量培增。然而,油田用工总量不增反降,如何提升油气藏研究的精细化水平,培育新质生产力,打造油田高质量发展新引擎,是油田急需解决的问题。长庆油田制定了“125”数智化油藏建设规划,通过数智化技术,助力资源勘探、油气开发和新能源3大主业的高质量发展。立足数智化油藏学科长远建设,结合地质研究、井位部署与随钻、产能建设、稳产提产等领域的数智化建设特点,总结出一套高效稳健的数智化油藏建设理论与方法,形成了“一体系四中台”基本建设思路,制定了勘探开发数智化整体解决方案。在该理论指导下,建成了数字油气藏研究与决策支持平台,有效推进了长庆油田的快速上产稳产,现已成为中国石油天然气集团有限公司的品牌产品,支撑着长庆油田向国际一流大油气田迈进。

企业法律风险纲论：理论、范式及应用——以中国石油天然气集团（股份）公司为对象的研究

法律风险理论体系是法律风险防控体系建设的理论基础，法律风险防控体系建设是这一理论体系的应用，是理论体系的系统工程化。文章着眼于法律风险理论中基本概念的形成、概念的内涵及相互关系，在法理与企业业务两个层面探析了法律风险的本质，并由此形成一套关于法律风险的基本概念及法律风险研究方法论。在此基础上，探完了法律风险防控体系建设的思路、体系的架构，明确回答了体系建设如何与业务结合、风险应对措施的属性、类型、制定原则以及体系的展现形式等问题，最终形成了一套覆盖企业主要业务领域、同企业各部门业务紧密相关，易于业务人员理解、操作、执行的标准化、制度化的法律风险防控体系。

中国石油页岩油储集层改造技术进展及发展方向

通过回顾近年来中国石油天然气股份有限公司(以下简称中国石油)页岩油储集层改造技术的发展历程,系统总结了中国石油页岩油储集层改造技术在储集层改造机理、缝控压裂技术、地质工程一体化储集层改造设计平台、低成本材料技术、大平台立体开发模式5个方面取得的主要进展。明确了目前页岩油储集层改造主体技术为以"增大缝控储量、降低施工成本、增加经济效益"为原则的高密度分段多簇缝控压裂技术体系。全面剖析页岩油储集层改造技术在立体开发、缝控压裂参数优化、重复改造、低成本改造技术4个方面面临的挑战。提出了5个方面的发展方向:(1)强化地质工程一体化研究,充分发挥储集层改造作用;(2)深化缝控改造技术,提高页岩油储量动用水平;(3)推进页岩油水平井立体开发技术实践,实现纵向多层有效动用;(4)开展页岩油水平井重复压裂技术攻关,助推缝间剩余储量高效挖潜;(5)发展低成本改造配套技术,助力油田开发降本增效。表1参44。

紧紧围绕主营业务 实施科技创新工程——长庆油田公司2009年科技工作综述

2009年长庆油田的科技工作是围绕2015年实现年产油气当量5000×104t的战略目标而全面展开的,科研攻关取得重要进展,为实现油气储量高峰增长、油气产量突破3000×104t做出了贡献。2010年将继续以科技创新工程为龙头,加大核心技术、关键技术的攻关力度,加快提升自主创新能力,推动技术有形化和集成化,把先进适用技术尽快转化为现实生产力,为油田又好又快高效发展提供技术支撑。

中国石油苏里格气田合作开发的成功模式

苏里格气田探明储量5336亿立方米，是迄今为止中国第一大气田，但开发难度极大，属于非均质性极强的致密岩性气田，目前还缺乏此类气田的开发经验。针对苏里格气田的特点，中国石油天然气集团公司及时转变开发思路，引入市场竞争机制，加快苏里格气田开发步伐。

中国石油企业国际竞争力测度与评价研究

结合石油企业的特点,选择具有典型代表性的指标构建中国石油企业国际竞争力评价指标体系,并选取中国石油、中国石化、中海油和6家具有代表性的国际主要石油公司以2014年的数据为样本进行分析。通过测评分析显示,中国石油企业的资产和收入等体现企业规模的指标已经居于世界领先水平,但盈利能力和国际化经营管理方面仍有较大提升的空间,还需加强中国石油企业的国际化经营能力,提升国际竞争力。

长庆油田分布式光伏项目创新与实践

随着国家“双碳”目标持续推进,长庆油田大力推进绿色低碳转型发展,探索建立新能源与油气井站融合发展模式。利用油气田井场、站点剩余空间建设分布式光伏,为油气设备设施供电。长庆油气田研究制定分布式光伏发展规划,创新技术路线,加强分布式光伏与工艺制度变革、油井提高采收率、提高终端电气化率间的融合发展。项目组织实施中,与专业设计单位合作推进设计标准化,严格落实层级监督、属地监管,施工建设市场化;运行管理中,加强数字化平台建设、光伏组件清洁管理、巡检和故障处置。2022年建成井站分布式光伏56MWp,2023年发电小时数1463h,发电量7692×10^(4)kW·h,节约电费4231万元,效益显著。

长庆油田天然气勘探开发进展与“十三五”发展方向

2013年中国石油长庆油田公司(以下简称长庆油田)在鄂尔多斯盆地建成我国最大的油气生产基地,2015年长庆油田天然气产量达到375×108 m^3。为了持续稳产和提质增效,首先总结了"十二五"期间长庆油田天然气勘探开发的成果,分析了天然气发展的有利条件:1天然气资源丰富;2勘探开发主体技术日趋成熟;3精细化管理水平不断提升;4天然气市场需求潜力大。然后梳理了长庆油田天然气发展所面临的挑战:1资源劣质化趋势明显;2已开发气田稳产能力减弱;3低产井随时间延长不断增多;4天然气市场供需矛盾显现。进而指出了"十三五"期间长庆油田天然气勘探开发的发展方向和目标:1天然气勘探围绕上古生界致密气、下古生界碳酸盐岩和新区新领域3个层次展开,实现天然气储量的快速增长及勘探领域的有序接替;2合理进行开发规划,重点做好老气田稳产工作,提高致密气采收率,加强新区产能建设,实现长庆气区天然气年产量稳中有升;3预计到"十三五"末,长庆油田天然气年产量将达到400×108 m^3。

“双碳”目标下长庆油田电网绿色低碳发展实践与思考

“双碳”背景下,长庆油田电网立足自身优势,探索建设清洁高效的新型油田电力系统。面对高比例风光接入油田电网造成的发展不协调、光伏电站后期运维难度大、电网调控能力有待提高等问题,长庆油田加大新能源风光发电应用力度,推进电网智能化转型,创新应用风光发电接入设计、风光发电量调控、智能电站运维等手段,优化电网智能调控和电量智能管理系统,建成以新能源为主体的油田电力系统。长庆油田电网下一步将从加快源网荷储、开展智能微网、构建辅助平台3个方面提高综合调节能力,通过强化顶层设计、加强科技创新、打造人才高地等举措,持续推进新能源和智能化在电网中的应用,建设清洁高效的新型油田电力系统。

长庆油田深层煤层气储层的录井分类评价

国内煤层气历经30年勘探开发,主要集中在1 200 m以浅煤层,随着浅层煤层气资源的逐步枯竭,深层煤层气资源的利用已成为必然趋势。鉴于深层煤层气评价在录井属于新领域,近两年针对深层煤层气多口新钻井围绕地质-工程“双甜点”评价开展技术攻关,结合之前在国内各浅层煤系气市场服务成果,通过优选适用于深层煤层气的录井技术系列,从岩性、脆性、烃源岩特性、含气性4个方面揭示储层的情况,形成了深层煤层气的录井分类评价方法。该方法已成功应用于长庆油田深层煤层气15口井评价和压裂选层方案设计,凸显了录井技术多信息综合评价的技术优势,满足了深层煤层气非常规储层勘探开发的需求。

长庆油田:中国第二大油气田的发展之路

始建1970年的长庆油田,针对世界上罕见的"低渗、低压、低丰度"的"三低"油气藏构造,不断进行艰苦探索,创下了一连串奇迹:20世纪80年代原油产量上升到百万吨,90年代达到500万吨以上;2003年油气产量达到1000万吨;2009年实现了3000万吨。长庆油田以技术创新撬开了低渗透油层之门,以"标准化设计、模块化建设"的理念加速油田工程建设,用数字化提升油田管理水平,同时走市场化路线,引进生产力,着力将油田建设成西部生态油气区,创造企业与地方和谐发展。长庆油田走出了一条管理升级的发展之路,由一个百万吨的小油田快速发展成全国仅次于大庆的第二大油气田。

智能控制策略在长庆油田设备的优化运行研究

智能油田关键技术是解决油田勘探开发、生产运行等难题的必要手段,是推进油田业务数字化转型的基本支撑。油田企业要应对高质量发展需求面对外部严峻挑战,智能油田建设成为必然的发展方向。调研了智能控制发展现状及技术进展、办公信息化技术广泛应用进展,分析了智能控制策略在长庆油田取得的各项应用现状及效果,提出智能控制策略在长庆油田设备的优化思路,为全面实现油田企业数字化转型、智能化发展,形成具有领先水平的智能采集、全面感知、智能控制、预警预测等智能油田基础关键技术系列,支撑油田高质量发展,保障国家能源安全。

中国石油油气田产能建设投资管理探讨

目前,中国石油产能建设项目投资管理采用分级分类授权决策的方式,实行总部"一本账"统一管理,各油气田开发整体投资规模可控、产能建设项目实施效果良好。但在具体运行过程中还存在一些问题,包括:产能建设项目调整幅度大;各油气田开发方案编制参数存在差异;产能建设项目经济效益评价结果与实际情况相差较大;产能建设项目计划口径多,投资计划管理难度较大;项目结算容易入错账,难以实现财务独立核算等。建议调整产能建设项目定义和管理权限,从总部层面将油气田产能建设项目由原来的按开发区块划分项目,调整为以油气田企业在一个独立年度内的油田或气田产能建设规模作为一个完整项目;明确完整项目立项审批程序和职责分工;搭建高效便捷的产能建设管理信息共享平台;优化考核程序,严格考核兑现;简化投资计划下达,实现财务独立核算。从而实现公司整体管理效益和经济效益最大化。