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。

天然气生物脱硫技术及其研究进展

生物脱硫具有净化水平高、流程简单、污染少、能耗低等特点,能有效缓解硫排放引发的环境问题。为此,回顾了生物脱硫技术的发展历程,阐述了天然气生物脱硫技术的基本原理和工艺流程,总结了其技术优势以及国内外应用的概况,重点介绍了中国石油西南油气田公司天然气研究院在生物脱硫工艺技术开发上所取得的一系列成果:形成了适用于高含硫环境下分离筛选脱硫微生物的专利技术;获得了性能优良、具有自主知识产权的天然气脱硫微生物菌种;完成了脱硫溶剂配方体系和菌种培养方案的研究;同时,建立了天然气生物脱硫实验室评价装置,通过关键参数控制及过程优化,使得脱硫效果有了显著提升。最后指出了天然气生物脱硫技术的发展方向:①利用现代生物技术,提高脱硫菌种的性能;②应用流体研究技术,开发高效生物反应器;③完善配套技术研究,真正实现零排放;④优势互补,与现有工艺相结合。

重庆气矿高压采气管线堵塞分析及应对措施

近年来,中国石油西南油气田公司重庆气矿为加快产能建设步伐,节省投资,采取建设高压采气管线、实现无人值守的建站方式来开发补充开发井,但管线投产初期受井下脏物较多、地形复杂、运行压力高、冬季地温低等因素影响,致使高压采气管线冬季频繁堵塞,影响了气井正常生产。为此,对该气矿高压采气管线投产以来导致管线堵塞的各种因素——地形、脏物或积液、天然气组分及工况、地温、输送压力和温度、保温材料、高压采气管线管径、流速等进行了深入、细致的分析总结,并提出了在井下适当节流、添加抑制剂、用电加热、采取保温措施及参数优化配置等防堵措施,确保了高压采气管线的正常运行。

天然气生产数据集成整合与智能分析系统

为了提高天然气开发生产实时数据的利用率,在提升数据质量的同时也能够为基层员工减负,中国石油西南西南油气田公司重庆气矿基于“源头采集、智能核准、全面共享”的原则,自主创新开发了生产数据集成整合与智能分析系统;通过该系统实现了对生产数据的整合集成、实时数据派生功能优化、数据自动核准、共享服务等生产数据治理,以及实时趋势多维分析、管输效率分析、清管周期预测等数据深化应用,并在该公司重庆气矿垫江运销部进行了试运行。研究结果表明:①基于油气生产物联网数据、手工录入数据的集成整合模型,进行生产数据变化趋势分析、报表数据自动生成及核准,实现了生产实时数据的集成整合、自动核准、共享服务、多维展示与预警分析,极大地提升了数据的完整性和准确性,全面支撑上层平台及报表系统的应用;②通过对油气生产数据的全面治理,规范了数据来源、提升了数据质量、减少了基层员工多头录入,为该气矿业务数据化、数据业务化以及大数据智能分析应用提供了准确、唯一的数据源,也助推了其上级公司数字化转型与提质增效;③采用趋势告警、大数据智能算法、实时数据库分析函数计算等技术,可以对气井生产、管道运行进行准确、可靠的数据分析与预测,进而为生产制度优化、精细化管理提供有力支撑。结论认为:①高质量的数据对任何企业都是战略性的资产,更是推进油气田数字化转型进程的基础;②井站作为数据采集源头,井站员工处于数据质量管控的第一线,充分利用信息化平台实现数据完整采集与汇集、数据质量的有效管控、数据的多维分析与预警,有助于为下一步大数据应用、智能分析提供完整、准确的“数据资产”奠定坚实的基础。

实现川渝地区天然气产运销协调管理的主要措施

中国石油西南油气田公司在川渝地区已形成较为完善的天然气产运销系统,区域内天然气市场高度发育。近年来,随着国民经济的持续快速发展,天然气供需矛盾日渐突出,需要做好天然气产销平衡,保障市场稳定,确保供用气双方协调发展。针对天然气产运销形势和特点进行了分析,该公司在产运销协调管理方面的做法主要有:充分挖掘现有生产潜力,加快新区产能建设;加大管道建设、保护及安全隐患整治力度,注重应急处理,加强内外协调,保障产销平衡;采取积极有效的营销策略,做到"经济、政治、社会"三大责任相结合。提出如下建议:①通过加快产能建设,理顺天然气价格机制,从产、销两方面同时解决天然气产销平衡问题;②加快川渝地区管网与全国天然气管网的沟通、连接,适时建设储气库,以解决川渝地区调峰及生产应急问题;③严格执行气田开发纲要,保持合理的储采比,注重持续发展。

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。

“互联网+”时代智慧油气田建设的思考与实践

"互联网+"正在持续地影响着整个经济社会并促使其不断发生深刻的变革,它已经成功地改造了传媒、金融、零售及服务等多个行业和领域,也给目前仍处于传统方式下的油气开采带来了巨大的冲击和机遇。为此,总结了"互联网+"的内涵特征,分析了传统油气开采方式当下发展的现实困境,展望了"互联网+油气开采"形成的新的核心竞争力,全景再现了中国石油西南油气田公司是如何应用"互联网+"的新思维来建设具有"自动化、信息化、智能化"功能的智慧油气田的探索实践之路,用具体实例展示了智慧油气田在转变生产组织方式、提升决策管理效率、优化人力资源配置、降低生产经营成本等方面的显著作用,为大变革时代油气开采实现更好的转型升级提供了借鉴。

高含硫气藏开发技术进展与发展方向

四川盆地已探明高含硫天然气储量超过9 000×108 m3,占全国同类天然气储量的比例超过90%。作为中国高含硫天然气开发的主战场,四川盆地已有近47年的高含硫气藏开发历史,积累了丰富的开发成果和技术经验,同时"走出去"支持海外天然气合作开发,代表了中国高含硫气藏开发的最高水平,并引领我国高含硫气藏开发的技术发展方向。分析了高含硫气藏开发的特点与难点,总结了高含硫气藏开发方面形成的28项开发特色技术,指出了技术发展方向。

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。

四川盆地陆相致密砂岩气勘探潜力与发展方向

为了明确四川盆地陆相致密砂岩气(以下简称致密气)的勘探开发潜力以及下一步的发展方向,基于丰富的勘探开发资料,系统开展了该盆地陆相致密砂岩含油气地质条件研究。研究结果表明:①四川盆地致密气主要分布在侏罗系沙溪庙组和上三叠统须家河组,具有烃源条件优、储层分布广、通源断裂发育、古今构造有利、埋藏深度浅、纵向多层含气、天然气品质优等特点;②优选出了川中核心建产区,川西北、川西南加快评价区和川东、川南接替评价区等5个有利区带,有利区可工作面积达7.2×10^(4)km^(2)、致密气地质资源量达6.9×10^(12)m^(3),为四川盆地致密气规模增储上产奠定了坚实的资源基础;③通过近几年的快速发展,在地质工程一体化和勘探开发一体化思路的指导下,中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)形成了地质评价、钻完井、储层改造、高产井培育等较为成熟、可以复制的致密气勘探开发主体技术,为四川盆地致密气增储上产提供了技术保障。结论认为,四川盆地陆相致密气已经迎来了加快发展的新时期,“十四五”期间西南油气田将新增致密气储量1×10^(12)m^(3)、建成致密气年生产能力100×10^(8)m^(3),可以为提高天然气自给能力、保障国家能源安全、实现“碳达峰碳中和”目标贡献一份石油力量。

西南油气田构建和谐企业的思考

根据和谐企业发展要素、企业和谐管理的特征,结合中国石油西南油气田公司建设和谐企业的实践和已经取得的成果,在构建和谐企业建设中,应当深化构建和谐企业重大意义的认识,充分认识西南油气田公司构建和谐企业已经具备丰富的储量资源、主营业务快速发展、发展战略与规划较科学合理、组织与人力资源管理成效显著、内控体系建设成绩突出、安全环保和稳定工作常抓不懈、环境建设稳步推进、企业文化建设成效明显等8个方面的基础条件。在深化构建和谐企业中,要将和谐战略作为公司的发展战略之一,努力打造一流经营团队,建立和谐机制,处理好企业与自然、社会、内部员工、经济发展方式转变这四大关系,建立科学合理的企业责任体系,建立和谐绩效评价体系。

提升油气田服务保障水平的思考——以中国石油西南油气田为例

中国石油的矿区服务业务因油而生、因油而兴,在中国石油的发展历程中始终承担着重要职责。中国石油西南油气田公司确定了建设300亿战略大气区和一流天然气工业基地的奋斗目标,迫切需要矿区服务保障体系的支撑。为此明确了目标和服务理念,开展"三优一满意活动",推进标准化、"窗口化服务"新模式。本着油气主战场在哪里,矿区服务就服务到哪里的思想,承担龙岗净化厂供电供水项目和广安轻烃厂供配电业务,保障了生产、服务了生活。依托300亿战略大气区和一流天然气工业基地建设,提出矿区服务业务产业化发展思路:①坚持做精做优的原则,拓展生产物业、办公物业、生产后勤保障服务;②坚持业主至上的原则,大力发展社区服务业;③坚持以效益为中心的原则,实现主营业务和矿区服务业务双赢发展。

新“两法”形势下的钻前工程造价管理

四川盆地地形复杂、水系发达、人口稠密、农林资源丰富,钻前工程实施难度大,安全环保风险高。新的《安全生产法》和《环境保护法》颁布实施后,对钻前工程的作业施工也提出了更高的要求,成本控制难度进一步增大。为此,在分析研究了钻前工程实施关键环节的基础上,提出以下3个方面的改进措施:①优选井位,从源头控制成本;②优化设计、改良技术,最大限度地降低无效工作量,提高投资效益,同时降低环境风险;③创新管理模式,推行总承包制度,压缩管理成本。进而以中国石油西南油气田公司为例,分析了新形势下针对四川盆地油气勘探特点,采取的一系列控制钻前工程造价措施,所取得的良好效果。结论认为,新形势下该公司总体上保持了钻前工程造价的平稳态势,探区钻井成本基本受控,探井钻前工程占钻井结算成本比重、平均单井进尺成本、平均单井新修公路长度和平均单井建设用地数逐年下降,确保了川渝地区油气勘探开发的良好局面。