吉林油田公司改革的具体措施

吉林油田公司受时间、地理环境、历史遗留问题等影响公司的快速发展,为了得到有效的创新发展和改革,需要以合理的方式进行处理,明确改革前后的各类问题,对相关过程中可能存在的矛盾问题进行分析,及时解决存在的问题,落实实施方案,明确实际维护和培训管理的过程,确保公司整体快速发展。

吉林油田X区块腐蚀防护技术研究及应用

吉林油田X区块腐蚀结垢严重,造成的环境污染及安全生产隐患越来越突出。文章以X区块为研究对象,通过常规水质测定、高温高压釜失重法、气相色谱、XRD衍射分析等方法研究了矿化度、SRB细菌、CO_(2)分压等腐蚀因素对区块注采系统腐蚀的影响。结果表明在X区块工况条件下,空白水样腐蚀速率达到0.3854 mm/a,注水系统以CO_(2)和SRB细菌腐蚀为主,油井以CO_(2)腐蚀为主,SRB腐蚀为辅。以此为基础研发了抗CO_(2)缓蚀杀菌剂体系,同时开展了涂层防腐工艺的试验,矿场监测数据表明注采系统腐蚀速率控制在0.076 mm/a以内,失效漏失次数降低40%以上,减轻了环境污染,保障了老油田的安全高效生产。

石油开发过程中地质勘探技术的发展与应用——评《石油地质与勘探》

全球石油资源的分布、生产和消费之间存在严重的地区失衡,其中中东和亚太地区是最突出的。中东地区面临着严重的供过于求问题,而亚太地区则严重供不应求。因此,能源行业正朝着全球化发展的方向迈进,各能源国家之间的交流与合作日益密切。为确保中国的能源安全,中国的石油和石化行业必须朝着国际化和本土化的方向发展。本文参考了郭玉海等编写,石油工业出版社出版的《石油地质与勘探》一书,该书以石油油藏的地质结构为主线,系统地介绍了石油地质结构、勘探技术和开发知识,为石油高效勘探提供了重要参考。

以物联网技术驱动数字油田建设的建议

物联网技术驱动数字油田建设是实现数字油田智能化发展的有效路径,不仅有利于实现数据信息的充分共享和深度利用,而且可以促进油田公司降本增效,提升企业核心竞争力。在分析物联网技术驱动数字油田建设必要性的基础上,从建设物联网管控中心、建立智能生产设施、收集海量数据、存储并使用数据信息等方面探讨了以物联网技术驱动数字油田建设的实践,并以中国石油A油田公司为例,介绍了物联网技术驱动数字油田建设的主要实践,为其他石油公司以物联网技术驱动数字油田建设提供参考。

储层流动单元研究在油田老区挖潜中的应用——以吉林油田乾146区块开发为例

吉林油田乾146区块经多年开采,已经进入高含水、高采出阶段。通过储层流动单元研究,运用多参数模糊聚类方法将该区高台子油层由好至差划分为A、B、C、D、E 5类储层流动单元。查明了区内主要目的层系各含油小层的储层流动单元发育特征:40、39小层主要发育A、B类优质储层流动单元,42、41、38小层则以C、D、E类储层流动单元为主,各小层储层流动单元类型及展布与初始产能吻合度较高,表明储层流动单元类型的差异是控制本区油气分布的重要因素之一。综合油藏地质特征及油田开发动态数据,对各储层流动单元的注采渗流体系进行了深入剖析,归纳总结出乾146区块高台子油层XII砂组中剩余油分布的5条规律,据此在剩余油分布预测区部署了1口扩边井和2口老区加密井,投产后分别获得了11.2t/d、5.5t/d和8.6t/d的初始产能。

作业条件危险评价方法的修正及在吉林油田的应用

对隐患的评价分级是治理的重要依据 ,作业条件危险评价方法是常用的一种危险评价方法。笔者认为 ,这种方法中的L项过于强调生产系统自身的客观不利因素 ,对管理行为外界主观因素没有考虑 ,恰恰就是这些因素可以在一定程度上消减客观不利因素。因此 ,通过对L项的修正 ,客观地评价危险的等级 ,从而降低了安全投入 ,提高了治理措施的经济性。

吉林油田英台注水系统结垢与腐蚀防治对策

吉林油田英台采油厂近年来处于增产阶段,向地层注水是提高油气采收率的重要措施,但在注水系统存在严重的结垢与腐蚀问题。对结垢与腐蚀机理进行了探讨,采取注水加缓蚀剂、阻垢剂、杀菌剂的方法,筛选合理配方,合理控制工艺指标,基本解决了严重结垢与腐蚀问题,并取得较大经济效益。

水力调压泵技术在吉林油田的应用

水力调压泵技术是利用将配水间内低压注水井多余的能量转移到达不到配注要求的高压注水井的原理来解决注水井欠注问题的一种方法。通过吉林油田的新立油田13#配水间安装水力调压泵的应用试验,表明采用水力调压泵技术与采用增注泵技术和系统提压技术相比,该技术不仅能成功地解决注水井欠注问题,而且还具有较好的节能效果,具有一定的推广使用价值。

吉林油田致密油水平井钻井技术分析

本文分析了吉林油田致密油水平井钻井技术工艺,就钻井技术优化问题展开了分析和探究,通过钻头优选提速,钻井液性能优化,使钻井施工过程中,井壁保持较高的稳定性,降低摩阻为提速提效提供良好的井眼环境。

吉林油田新民采油厂周期注水节能技术应用

根据吉林油田的油藏特性,在两类注水效果不同的区块上应用周期注水采油,结果表明产油量和含水量变化不明显,但是节电节水效果显著,该油田的新民采油厂在2002年3月-2003年8月间应用周期注水采油技术节约电费137万元,节约水费110万元,既满足了补充地层压力的要求也达到了降低能耗的目的,为新民采油厂和吉林油田其它区块采用周期注水技术做了有益的探索。

关于天然气勘探开发的地质技术发展趋势分析

随着环境问题的日益严峻,能源问题成为了限制我国经济发展的重要问题之一。天然气作为一种新型清洁能源,能够很大程度上减少煤炭燃烧的污染,因此各行各业中已经加大了天然气的使用力度。现阶段我国天然气年消耗量已经超过了1900亿立方米,并且生产量也超过1350亿立方米,存在着一定的能源缺口,因此我们需要加大天然气的勘探开发力度,因此笔者根据个人多年来天然气勘探行业的实际工作经验对勘探开发技术的现状与发展趋势分别进行论述,希望能够促进我国天然气开发行业的健康、稳定发展。

高含CO_2气田天然气处理厂腐蚀现象及防控对策

腐蚀问题是高含CO_2气田开发及其天然气处理厂生产的主要风险。为有效控制或减缓腐蚀,通过吉林油田长岭气田高含CO_2天然气处理厂腐蚀案例,结合CO_2对金属腐蚀的成熟理论,对高含CO_2气田腐蚀现象进行分析,明确了该类天然气处理厂存在以CO_2腐蚀为主,同时兼有其他类型的腐蚀情况。进而分析了相关的腐蚀机理和影响因素。在此基础上,提出了针对具体腐蚀情况而采取的防止、延缓或控制措施。该研究结果对高含CO_2气田天然气处理厂的防腐工作具有重要意义。

乳化液膜法处理石油石化废水的研究

石油石化废水中酚含量高,限制了汽提净化水回用效率,需进行脱酚处理。文章采用煤油、span-80、液体石蜡、磷酸三丁酯和NaOH构建乳化液膜,探究其对酸性水汽提净化水的脱酚效率。运用以响应面法(RSM)为依据的Box-Behnken设计,以span-80投加量、液体石蜡投加量、油/内比(油相与NaOH之比)和制乳转速为影响因素,建立了汽提净化水中苯酚去除率的二次回归预测模型,并优化了处理条件。结果表明,液体石蜡投加量对苯酚去除率的影响最为显著,其次是span-80投加量。通过RSM分析得到汽提净化水脱酚的最佳实验条件为:span-80投加量2%(质量百分比),液体石蜡投加量15%(体积百分比),油内比11,制乳转速6000 r/min,此时苯酚去除率达到98.65%。萃取分离后的液膜易于破乳,破乳率达到98.33%,且回收油可循环利用,从而大大节约成本实现资源化。

吉林石油通信网向NGN演进过程分析

随着现代通信技术的发展,传统的PSTN网络的各类弊端逐渐显现出来,PSTN网的业务提供与运维成本逐年增加,设备逐步达到使用年限,部分设备甚至超出使用年限,与此同时,NGN技术已经趋于成熟,国内各大电信运营机构纷纷组建并商用了NGN网络。吉林石油公司通信公司也同样面临这一新旧技术更替的形势,吉林石油通信网的改造也迫在眉睫,原有的PSTN网必然向NGN的方向演进,本文将从三个方面作以论述。

云技术在吉林油田的探索应用

本文阐述了吉林油田企业云计算中心的建设思路以及应用探索,分析了基础设施云、油藏应用云、桌面云、数据库云在吉林油田的应用现状及技术探索。通过建立油田企业云计算中心,能实现用户自服务管理、资源集中管理、智能运营管理,通过随时、随地的云端的接入,按需获取,动态调配。油田企业建立云计算中心,信息化技术得到普及,节约信息化建设资金投入,同时能够加快数据资产化的步伐,为实现智能吉林油田奠定基础。

石油化工企业储罐VOCs无组织排放影响因素及治理措施研究

针对石油化工企业储罐VOCs无组织排放治理问题,首先对储罐VOCs无组织排放进行简单介绍,在此基础上,对VOCs治理方面的法律法规进行总结,结合石油化工企业生产作业的基本特点,对石油化工企业储罐VOCs无组织排放的影响因素进行分析,最后,提出石油化工企业储罐VOCs无组织排放治理措施,为治理环境污染和降低石油化工企业的油品损耗奠定基础。研究表明:目前,我国的众多法律以及行业标准都对储罐VOCs无组织排放治理问题提出了要求,从石油化工行业的基本特点出发,影响石油化工企业储罐VOCs无组织排放的因素主要可以分为4个方面,分别是储罐结构因素、环境因素、操作因素以及物料物性因素,石油化工企业需要从源头控制、过程减排以及末端治理等角度入手,分别采取多项有效措施,全面降低储罐VOCs无组织排放量,为推动我国环保领域的发展奠定基础。

油田企业HSE执行力弱化原因及改进策略

提高控制力和执行力,争创一流HSE业绩,是油田企业工作会议的要求,也是全体员工共同努力的方向。近几年来,我国在HSE管理方面取得了丰硕的成果,但是生产安全事故却频频发生,制约油田安全和清洁生产工作。对安全生产的深层原因进行剖析,归根到底是HSE执行不力。通过对HSE执行力弱化的原因进行剖析,探讨了影响HSE执行效果的诸多因素,并针对如何提高其执行力提出了一些建议。

扶余油田杨大城子组曲流河相油藏单砂体层次细分及成因

针对陆相曲流河油藏复杂的砂体分布特征及重建地下认识体系关键技术难点,在分析陆相盆地地层建造及曲流河储层形成基础上,通过建立并运用曲流河储集层层次细分方法,将吉林扶余油田白垩系杨大城子组曲流河油藏分为4个砂层组,21个小层。在小层划分基础上,以曲流河单砂体内部构型刻画为重点,通过综合运用岩心、密井网测井、开发动态等资料,对研究区点坝单砂体层次界面、岩相组合及空间展布与配置关系进行系统研究,并探讨了剩余油成因及分布特征。研究结果表明,形成于弱水动力环境的杨大城子组曲流河油藏点坝单砂体受两级沉积界面控制,形成的侧积体数多在3～4个,侧积面夹角多在4°～7°,平面规模差异较大。孤立型、搭接型、叠加型和切叠型是储集层单砂体空间配置的主要方式。受点坝侧积泥岩等夹层及注采方式影响,剩余油多分布于点坝、孤立及切叠砂体中,构成了油藏实施二次开发的物质基础。

松辽盆地页岩油藏可动油特征研究

针对松辽盆地青山口组一段页岩油藏19块岩样,开展高速离心和核磁共振实验,建立储层可动油评价方法,揭示目标页岩油藏可动油特征;结合高压压汞实验和扫描电镜实验,从孔隙结构角度分析目标油藏可动油特征的原因。结果表明:随着渗透率降低,实验岩心T 2谱右峰比例减少,可动油变少。区块一岩心可动油百分数平均17.88%,区块二岩心可动油百分数平均14.56%;不同渗透率岩心均含有一定量微米级渗流通道,两区块岩心中微米喉/缝控制的可动油分别为9.34%和5.7%;0.10~1.0μm喉道控制的可动油比例较低,区块一平均为4.05%,区块二平均为3.22%;小于0.1μm喉道控制的可动油比例区块一为4.49%,区块二为5.64%。区块一大于1.0μm喉道控制的可动油比区块二更高,区块二小于0.1μm喉道控制的可动油比例较高。高压压汞表明,目标页岩油储层有一定比例较大喉道发育,但基质喉道总体非常小,主要喉道分布在5~30 nm,6块岩心平均喉道半径为30 nm,储层喉道分布和可动油分布有很好的一致性,喉道分布特征决定了可动油的分布特征。扫描电镜结果表明:目标页岩油藏基质致密、喉道小,多数孔隙呈孤立状,部分储层发育裂缝隙、间裂缝等微裂缝,非均质性强;储层发育一定比例微裂缝,因此离心力较小时能驱出一定量的原油,但储层基质整体致密,喉道小,导致其总可动油比例较低。

松辽盆地大安油田下白垩统泉头组四段特低渗—超低渗储集层成岩作用定量研究

利用普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、物性分析、测井解释和粒度分析等资料,对松辽盆地大安油田下白垩统泉头组四段特低渗—超低渗储集层成岩作用类型、成岩作用强度及其影响因素等进行了研究。结果表明：（1）压实作用是导致大安油田泉四段特低渗—超低渗储集层物性变差最主要的成岩作用。研究区储集层压实程度为中等,压实破坏程度与储集层复合砂体厚度、分选系数、泥质含量等参数具有较好的相关性。（2）胶结作用是研究区储集层物性变差的又一重要因素。区内胶结作用强度较弱,胶结作用减孔率与相对构型界面的位置、石英绝对含量、碎屑组分含量和杂基含量等因素具有明显的相关性。（3）溶蚀作用对区内储集层物性的改善程度相对较小。溶蚀作用增孔率与复合砂体厚度、杂基含量具有一定的相关性。压实、胶结、溶蚀作用对储集层物性改造程度影响因素的分析结果,反映砂体的垂向叠置关系、河道厚度规模、水动力强度等沉积特征对成岩作用类型及其强度有一定的控制作用。