玉门油田集中式光伏发电项目建设与运行管理

“十四五”期间,玉门油田紧抓国家“双碳”战略机遇,推进绿色低碳转型,将新能源业务作为继油气勘探开发、炼油加工之后的第三大主营业务,充分利用所在区域丰富的风光资源与土地资源、电网条件、产业优势与经济优势,通过加强项目组织、抢抓工程进度、注重施工质量等措施,高效快速建成中国石油首个集中式光伏并网发电项目。电站投运后,多举措降低运行成本,积极参与电力交易,不断强化运维管理。针对目前电站运行存在的问题,提出了进一步提质增效的建议。截至2023年底,玉门东200MW光伏发电站累计上网电量超7.07×108kW·h,创效超7000万元,取得了良好的经济效益,为传统能源企业建设和运营集中式光伏并网发电站提供了可复制、可推广的“玉门模式”。

两段提升管催化裂化技术在玉门炼油化工总厂的应用

2004年9月,采用两段提升管催化裂化(TSRFCC)技术对玉门油田公司炼油化工总厂催化裂化装置成功地进行了改造,到目前为止,装置运行平稳。与改造前相比,改造后虽然加工的原料明显变差,但2005年全年平均总液收比2004年提高了1.45个百分点,液化石油气收率显著提高,干气收率明显下降;无论是否进行汽油回炼,汽油烯烃含量都大幅度下降,辛烷值明显升高;柴油凝点下降,十六烷值因柴油的二次裂化减少而有所升高;装置在原料金属含量高导致剂耗偏高、加工成本明显上升的情况下,经济性仍然得到显著改善。

玉门油田老君庙构造带白杨河组层序地层及沉积体系特征

为揭示老君庙构造带白杨河组层序地层特征及沉积体系分布规律,应用层序地层学及沉积学理论和方法,综合利用大量岩心、钻井、测井、地震及邻区露头资料,建立了酒西盆地老君庙构造带白杨河组层序地层格架,确定了研究区沉积相类型及分布特征,明确了其演化规律及控制因素。研究结果表明,老君庙构造带古近系白杨河组可划分为一个完整的三级层序,其内部可以细分为7个准层序组。在层序内识别出冲积扇、辫状河、辫状河三角洲及湖泊等沉积相。明确了沉积相的分布规律,垂向上形成由冲积扇到辫状河三角洲,再到湖泛泥岩,最后是三角洲的沉积体系;平面上呈近南东-北西向上展布的沉积体系,整体构成一个水进、水退的沉积序列。古地貌影响了三级层序低位域沉积物的展布特征,气候不仅影响了沉积物类型,且和湖平面变化共同控制了沉积物的叠置样式及演化规律。

玉门油田细粉砂低温油藏防砂技术研究

为解决玉门油田细粉砂低温油藏防砂技术难题,研究了一种新的人工岩层防砂技术,分析了人工固结岩层防细粉砂的机理。对新型防砂材料的固结条件、固结温度、固结岩心的强度、渗透率和孔喉分布进行了室内试验研究,结果表明,防砂材料能在20℃的低温水环境中固结,固结岩心渗透率大于3μm2,强度大于4 MPa,岩心孔喉分布均匀,最小防砂粒径为4μm。现场应用表明,该防砂技术成功率高,可解决高泥质含量的低温细粉砂岩防砂技术难题。

中国西部地区开展天然气管道氢气掺输的思考

中国西部地区可再生能源资源丰富,发展氢能潜力大,但需要破解氢能在储运环节上的瓶颈。当前技术上已初步证明了天然气管道氢气掺输的可行性,现行国家标准也允许小比例的掺氢,结合西部地区的基础条件,开展天然气管道掺氢具有可行性。目前的主要挑战是对于氢气掺输带来的材料氢损伤、管网系统适应性和终端用户影响等问题的研究尚不充分。玉门油田具有开展天然气管道氢气掺输示范研究的有利条件,应尽快开展示范项目,深化氢损伤机理及预防措施研究,论证管网体系和终端用户的适应性,并完善相关标准规范,加快关键设备适应性评估和研发,优化管道完整性管理方案,从而打通产业链堵点,以"绿电+绿氢"为核心打造西部清洁能源基地,促进中国氢能产业的快速发展及碳中和目标的顺利实现。

脉冲试井在玉门三次采油先导试验井组的应用

经对玉门油田三元复合驱油先导试验井组进行脉冲试井测试 ,搞清了该井组井间油层连通情况 ,定量地计算了井间的地层参数。

反钟摆防斜钻井技术的研究与应用

玉门油田部分构造属山前构造带,地质构造十分复杂,特别是逆掩推覆体地层,钻井过程中井斜非常难以控制,采取轻压吊打则严重影响机械钻速。结合现场钻探实际情况,经过近几年的攻关研究,试验应用反钟摆钻井技术并取得了较好的效果,不仅有效控制了井斜,同时还大幅度地提高了平均机械钻速,为下步加快逆掩推覆体地层钻井速度、缩短钻井周期、降低钻井成本提供了很好的借鉴。

论玉门油田的贡献

玉门油田是我国第一座现代化的石油工业基地,为我国其他油田的开发和建设提供了诸多支援,培养和输送了大批人才;玉门油田还是我国石油工业各种新技术和新工艺的实验基地,为我国各大油田的发展提供了丰富的经验教训。玉门油田能够做出这些贡献,既有历史的必然,也有自身的发展,更有我国体制因素作用其中。玉门油田的贡献值得我们铭记,这其中所体现的深层次问题也值得我们思考。

酸压气举排液一趟管柱在玉门油田的应用

玉门油田根据其低压、高气液比的裂缝性油藏特征,设计出一种酸压气举排液完井一趟管柱。该管柱在常规压裂管柱上安装气举阀,在油井压裂施工结束后不起出压裂管柱,采用这趟管柱实现酸压、连续气举排液及完井生产等功能。36口井的应用表明,该管柱承受压力高,排液速度快,不动管柱可实现连续气举生产,既简化了作业程序,又能达到增产增效的目的,在油田具有广阔的应用前景。

玉门油田连续多年稳产的原因初探

玉门油田从1939年出油到2000年期间,在各个生产阶段表现出了不同的生产能力,并始终保持着阶段性的稳产。这其中既有着油田自身开采技术和新增勘探储量的影响,也有着整个时代大环境的影响,以及国家政策的推动。通过对这些影响玉门油田原油生产因素的分析,期望给我国其它油田实现长期持续稳产提供参考。

柔性转向剂A-3在玉门油田调剖中的应用研究

向聚丙烯酰胺凝胶体系添加柔性转向剂A-3,再与交联剂交联形成强凝胶,在封堵高渗通道的同时,又实现液流深部转向,延长调剖有效期;辅以台阵法监测技术,实时监测调剖过程中聚合物溶液在地层中流向,确定调剂措施有效性。2013—2015年老君庙油田现场实验应用"聚合物凝胶+柔性转向剂"共计91井次,累计增油8 000 t,取得了良好的控水増油效果。

两株芽孢杆菌对玉门油田原油的降解作用

以石油为唯一碳源,从被石油污染的玉门油田土壤中,分离、筛选出2株高效降解石油的菌株A和B,研究了它们对原油的降解能力.结果表明,经12d后,A、B对原油的降解率分别可达61 71%和53 12%.GC-MS分析表明,饱和烃中的正构烷烃、烷基环己烷、烷基苯和二环烷均能被明显降解,芳香烃中的萘和烷基萘经降解后几乎消失,菲和烷基菲经菌A作用后发生明显降解.菌株经鉴定,二者均为芽孢杆菌.

青西油田测井解释模式的建立

青西油田为玉门油田的一个重要勘探开发区块。岩性复杂,泥质含量高,储集空间以裂缝为主,应用常规测井资料不能正确识别岩性和划分储层,从而不能正确确定储层参数,测井解释常出现失误,以往的测井解释方法也不适用。随着电成像和阵列声波等新技术在青西油田的广泛使用,近年来在青西油田建立了以电成像资料为主常规测井资料为辅识别各种裂缝的方法,这包括通过处理出的阵列声波能量衰减资料判别裂缝有效性和裂缝发育程度的储层识别方法;采用神经网络技术处理储集层各种参数;针对青西油田两种主要的储集层岩性,选用不同的交会图版,结合泥浆电阻率、井温测井曲线和其他常规测井资料对油气、水层的响应特点,综合地质录井资料和区域油水界面判别储层流体性质的测井解释模式。这些技术的广泛使用,使青西油田测井解释符合率显著提高,并在其他地质工程应用和测井适应性研究等方面见到了成效。

青西油田油藏模型特征

在青西油藏的完井地层测试中 ,所测资料绘成的双对数及导数曲线 ,分别表现出无限大均质油藏 ,双重介质油藏 ,底水影响下的双重介质油藏 ,正方形封闭边界油藏 ,三重介质油藏及相重分布油藏等模型特征。结合实例 ,对现场所涉及到的试井油藏模型及其特征作了阐述 ,为现场资料的精确解释提供了指导。

玉门油田青西区块易坍地层井眼坍塌周期研究

玉门油田地层的岩性复杂,砂岩、砾岩、膏盐岩、石膏质泥岩、白云岩和泥岩分布的规律性差,地层中这些岩性交互出现,加之部分构造中含有厚度差异巨大的推覆体地层,使地质预测的难度大,预测的准确性差,这种复杂地层往往使井身结构设计、建井周期和预期目标相差非常大。由于膏盐岩、石膏质泥岩和泥岩易水化膨胀,导致井周岩石的应力状态将会发生变化,表现为坍塌压力随水化时间和地层到井轴的距离的改变而改变。因此,在考虑水化的情况下,井眼的稳定性不能用固定的坍塌压力值来表示,需要确定地层的修正坍塌压力,进而比较准确的确定坍塌周期。

玉门H低渗透裂缝油藏强化泡沫防气窜实验研究

玉门油田贫氧空气驱油先导试验中3口采油井过早发生明显的气窜,使产液量与产油量大幅下降,影响正常生产。采用Waring Blender方法测定了矿化度8.3×10^4 mg/L、温度114℃条件下的不同配方体系的泡沫性能,确定了较优的0.2% WP4+0.3% NS强化泡沫体系配方,通过岩芯驱替实验研究了该体系的高温高压稳定性、低渗透裂缝岩芯封堵性及气驱后贫氧空气泡沫调驱提高采收率的效果。实验结果表明,强化泡沫在高压条件下稳定性明显提高;能够增加流体在基质及裂缝中流动时的阻力,具有流度控制能力,阻力因子分布在5.09~38.66;对于贫氧空气驱后采用强化泡沫调驱的岩芯,提高采收率可达16.70%~38.11%。

传统油田企业能源转型路径探索——中国石油集团玉门油田能源转型实践

玉门油田当地拥有较为丰富的风、光等资源,地方政府规划建设新一批清洁能源基地,新能源消纳市场条件日趋成熟,上级部门赋予企业新的战略定位。玉门油田因地制宜发展天然气、风、光、氢、储多能融合项目,同时需要克服资源竞争激烈、指标获取困难、外送通道不畅、自有资金不足、专业人才缺乏等挑战。根据规划,预计到2025年玉门油田清洁电力装机容量将达到1000万千瓦,2050年达到3800万千瓦,2027年实现碳达峰,2045年实现碳中和。初期玉门油田将充分发挥企业区位优势,积极开发油田矿区属地及周边、地方规划的风电基地等风、光资源,以新能源发电上网配套建设天然气发电调峰电厂;中远期利用丰富的风、光资源提前布局“绿氢”产业,培育油田发展新动能,推进能源结构转型;同时建立能源与信息高度融合的“风光水火储一体化”方案,一方面实现快速响应、精准控制,提高发电系统综合效率,另一方面提升配电网的稳定性、可靠性及接纳分布式电源的能力。

应用同位素示踪技术研究油藏剩余油分布规律——以玉门老君庙油田M油藏为例

我国最早采用现代技术开采和最早注水开发的玉门老君庙油田,在67年的开发历史中先后采用测井、油藏工程、岩心、数值模拟、水矿化度分析等方法,研究不同开发时期的剩余油分布规律。这些方法各有特点,同时又存在各自的局限性。而同位素示踪技术对注水开发过程中的油水分布关系和剩余油研究针对性更强,其原理为:对注水井注入两种同位素示踪剂,根据对应油井产出示踪剂质量浓度曲线形态的变化,以及两种示踪剂峰值质量浓度产出的时间差,以色谱分离理论与对流扩散理论为基础,应用示踪剂解释软件,进行注采对应关系分析、储集层非均质性参数确定和剩余油饱和度研究。同位素示踪技术在老君庙油田M油藏4252井组的应用,为老油田后期注水开发剩余油研究提供了一种简捷直观的有效方法。

扭力冲击器在玉门油田鸭西102井的应用

鸭西102井位于玉门油田青西凹陷鸭西鼻状构造柳12区块高部位鸭506断块上,该区块地层较硬,特别是进入白垩系下沟组后,地层对钻头的研磨性极强,导致钻头机械钻速极低,严重地影响了钻井速度。为了提高深井、硬地层等钻探难度大地层的钻探效率,减少井下复杂事故的产生,在本井下沟组地层使用了加拿大联合金刚石公司和阿特拉公司合作研发的一种新型工具-扭力冲击器[1],主要是改变PDC钻头的运动状态,用于PDC钻头的辅助破岩,从而实现了提高PDC钻头的破岩效率。鸭西102井应用扭力冲击器+PDC钻头钻井技术,与本井和邻井数据分析对比表明,该工具大幅度提高了该井下沟组的机械钻速,创造出了玉门油田该区块下沟组机械钻速3.97m/h的最高记录。

深度酸化技术在玉门油田青西探区窿4井的研究与应用

针对玉门油田青西探区窿 4井裂缝性凝灰质砾岩油藏岩性特殊、井深 45 5 2m、油层压力高达 5 6 .6 4MPa以及储层堵塞严重、表皮系数高达 10 7.73的特点 ,研究成功稠化盐酸 +油基稠化液 +稠化土酸的多级注入深度酸化技术。该技术在青西探区窿 4井实施后 ,油井产油量由 5 8m3/d上升至 2 5 6m3/d。该井深度酸化技术的试验成功 ,对于青西探区裂缝性特殊油藏的油层改造工作具有重要的指导和借鉴意义。