油气企业两化融合建设实践与探索——以中国石油西南油气田公司为例

为了积极响应国家工业转型升级、调整经济结构、转变发展方式的号召,推动油气企业的转型升级、实现高质量发展,以中国石油西南油气田公司为例,总结过去三年积极推动油气企业两化(信息化、工业化)融合建设的实践经验及采取的典型做法,并对未来油气企业两化融合建设工作将向两化深度融合方向发展的方式进行了探讨。研究结果表明:①摸索出了一套适用于油气企业并可推广至整个石油天然气采掘工业的两化融合工作方法;②创新了油气生产管理和经营模式,提升油气企业生产现场经营管控水平。结论认为:①多体系融合将成为未来两化融合建设的重点,从而实现油气企业生产、经营的一体化管理;②提升数据深度应用对两化融合建设的驱动作用,通过系统集成、建设决策支持系统、加强实时数据管理工具、开发各类数据分析模型等方式,以数据要素为核心地位,加速技术、业务流程与组织结构的改进;③加速提升业务部门自驱力,通过领导推动、制度设计、宣传贯彻等措施,提高业务部门参与两化融合的积极性,做到油气企业全员对建设工作的深度参与和自觉推动。

油气田企业提升供应链物资采购质量的对策思考

近年来,绿色供应链价值凸显,油气田企业以构建世界一流的物资供应链管理体系为战略目标,加快推进由采购管理向供应链管理转变,由采购成本最低向全生命周期总成本最低转变。为了探索物资采购质量助力供应链建设的有益举措,推进供应链企业间合作共享、多赢互惠,在研究供应链管理的基础上,分析了供应链物资采购质量管理存在的问题,就推动油气田降本增效,实现企业高质量发展提出建议措施。研究结果表明:①优化机构设置,推动质量管理岗位价值评估;②明确质量工作界面,梳理管理流程;③注重质量从业人员人才培养;④建立供应商质量提升机制;⑤持续健全完善物资供应质量管理体系。

中国石油陆上首个高含硫气田国际合作项目开发理念及管理模式

高含硫气藏安全清洁高效开发是世界性难题。2008年2月,成立川东北高含硫对外合作项目(CDB项目),是中国石油陆上首个高含硫天然气对外合作项目,目前已累产天然气超130×108m3,实现了安全清洁高效开发,其经验值得学习和推广。为了充分总结高含硫气田安全清洁高效开发的经验,为国内高含硫气田开发生产提供借鉴,以川东北天然气国际合作项目为例,全面分析了高含硫气田在设计、建设、运行、应急响应的先进做法。研究结果表明:(1)在设计阶段,充分运用LPM、HAZOP-LOPA、冗余容错、QRA等风险识别和分析模型、方法、技术,有助于提升设计本质安全水平;(2)在建设阶段,遵循严格的程序开展设备材料等级划分及验收、A类设备材料关键控制节点及工厂验收测试、焊接管理、法兰管理、氦氮验漏等,保留大量过程资料,有助于实现设备材料质量、施工质量的可追溯性管理;(3)在运行阶段,应重视管理体系建设,研究表明,OEMS体系、AIM体系的实效运行,建立完善的管理体系,能有效的管控人的风险、物的风险和环境风险;(4)在应急响应方面,组建完善的专职队伍,划分层级分明的应急响应等级,设定全员覆盖的有效避险地点,开展经常性的企地联动演练和常态化的应急设备测试,为高含硫气田安全清洁开发提供了有效的保障。结论认为,川东北高含硫国际合作项目是高含硫天然气开发从设计到运行全过程采用先进理念与管理模式的典型代表,其开发理念、生产运营和管理模式可以为国内外相同类型高含硫气田的安全清洁高效开发提供参考与借鉴。

油气田公司提升信息安全建设的探索

随着“两化融合”管理体系的深度推进,国内油气田公司信息化建设步入快车道,信息安全风险日益突出。面对复杂的信息化环境,通过提升网络安全、桌面终端安全、服务器安全、数据安全等四方面体系建设来规避信息化安全风险已成为企业稳定发展的重要基石。为此,以中国石油西南油气田公司为例,通过分析目前信息化安全体系方面存在的问题,对标新型的信息化安全技术,找到提升油气田公司信息化安全体系建设的突破口,并提出相应体系的建设意见。研究结果表明:①油气田公司在网络安全方面的能力正迎头赶上国际先进水平,态势感知平台的部署加强了公司网络安全体系;②在桌面终端安全方面存在着“走弯路”的现象,活动目录服务器的效果能达到源头切断终端用户的不安全行为;③在服务器安全方面亟待设备资源整合、管理优化,私有云计算技术的部署提高了公司服务器、存储管理水平;④在数据安全方面通过在线磁盘备份、离线磁带备份、灾难备份的策略提供完善的数据备份解决方案。

成本企画与生命周期管理在油气田企业的结合应用——以西南油气田为例

对于油气田企业来说,企业的成本构成不同于一般的生产性企业,其成本在油气田开发生命周期中逐步产生,为成本企画和生命周期管理的结合应用提供了基础。文章首先介绍了成本企画和生命周期管理以及油气田企业的成本管理特征;然后,以气田开发生命周期为导向确定不同阶段的成本企画重点;最后,将上述思路在具体的油气田实践应用,并与未采用气田开发生命周期管理的成本企画的同类油气田进行比较,以分析上述成本企画的有效性。为采用成本企画或生命周期管理或两者兼用的企业提供借鉴。

优质高效推进川东北高含硫气田重点工程实施

为深入总结高含硫气田重点工程优质高效推进经验,以川东北高含硫气田项目为例,通过列举法兰管理、氦氮试压检漏等特色技术,展示了高含硫天然气生产作业现场多项目实施全过程安全、质量管控经验,确保边生产边作业、多项目交叉作业现场进度、安全受控和质量达标。实践结果表明:高含硫气田重点工程项目需要抓好统筹协调管理,做好进度管控;高含硫气田重点工程项目需要关注承包商管理、中高风险作业核实与验证及隔离管理等关键环节,做好安全过程管控;高含硫气田重点工程需要关注设计方案、物资采购、施工过程及系统精密检漏等关键环节,做好质量管控。结论认为:统筹协调甲乙双方资源、坚持优良作业管理、落实属地管理职责、做好承包商管理是高含硫气田多作业施工现场进度、安全、质量管控的保证,运用甲方的管理制度去影响、培养承包商,实现甲方对现场作业在进度、安全、质量的全方位管控是有效的。

新质生产力赋能油气行业高质量发展

新质生产力发展形成的新要素,能够为油气行业高质量发展提供核心技术支撑,是油气行业发展的关键力量。为了促进油气行业高质量发展,保障中国油气行业改革质量,基于新质生产力衍生出的新要素、新理念、新模式,通过生产技术创新、行业管理创新、产业链模式创新的三个维度,对油气行业生产高质量、管理高水平、产业高发展提供新的赋能路径进行了研究。研究结果表明,新质生产力在赋能油气行业高质量发展过程中存在以下问题:①创新水平有待提高,科技成果转化不足;②“数”“实”发展不均衡,发展机制仍需完善;③上下游一体化进程慢,产业融合体系不健全。针对上述问题,提出以下政策:①完善科技创新机制,推动新质生产力涌现;②加速“数”“实”融合,实现产业转型升级;③加速纵向一体化进程,完善产业融合体系的优化策略,以实现新质生产力对油气行业高质量发展的强力赋能。

四川盆地罗家寨高含硫气田安全高效开发与长期稳产关键技术

罗家寨气田飞仙关组气藏是中国石油在四川盆地储量规模最大、丰度最高的高含硫气藏,自2008年以来,随着开发阶段的不断深入,气藏安全高效开发面临长期稳产的严峻挑战。为保障高含硫气藏的长期稳产,从全生命周期角度系统分析了优质储层准确识别难、硫沉积影响全生命周期产能评价和产能维护难,以及复杂地理和人居环境下硫化氢(H_(2)S)泄漏预警监测难的“三难”问题,并通过地质、工程等多专业联合攻关,创新形成了高含硫天然气开发关键技术。研究结果表明:①解决了低品质地震资料成像、多期滩体叠置与多尺度裂缝发育背景下优质储层预测难的问题,形成了高陡复杂构造高含硫鲕滩气藏超高产井精细培育技术,优质储层预测符合率从70%提高到85%,平均单井无阻流量由293.4×10^(4)m^(3)/d提升至794.3×10^(4)m^(3)/d,确保了超高产井部署的效果,实现了高产;②研发了高含硫气藏高效溶硫产品,解决了元素硫沉积机理及硫沉积影响的生产特征不明确问题,支撑了硫沉积影响的全局智能优化高效决策,形成了硫沉积气藏全生命周期智能优化稳产技术,气藏以900×10^(4)m^(3)/d规模连续稳产6年以上,实现了长期稳产;③解决了国内高含硫气田避难风险评估技术缺乏,以及硫化氢泄漏后大规模避难安全保障等难题,形成了高含硫气田泄漏预警及公众防护技术,气藏已连续安全生产超2500天,实现了安全生产。结论认为,长期稳产关键技术的形成有力支撑了罗家寨高含硫气田“少井高产、长期稳产、安全生产”的重大开发成效,可以为国内外同类型气藏提供有益的借鉴。

罗家寨高含硫气田阀室UPS电源故障分析与维护探讨

罗家寨高含硫气田作为中石油陆上最大的国际合作开发项目,具有高含硫、高压力、高温度等重大风险,建立安全稳定可靠的供配电系统,是天然气安全生产的关键。气田供配电系统自2006年建成以来,已连续运行17年,夏季雷雨天气频繁,加之供配电设备设施逐渐老化、可靠性降低、故障频发,对安全生产带来了极大挑战。在全世界,随着工业化、信息化的不断进步,电力系统覆盖范围越来越广,各种用电设备对供电的可靠性越来越高,而UPS电源在生产过程中发挥着至关重要的作用,其直接关系到设备的连续稳定运行。本文介绍了罗家寨高含硫气田阀室两起UPS电源故障导致天然气采输井站和净化厂停产的案例,阐述了故障的主要原因,并结合工作经验,提出了建议和预防措施等,使UPS电源在使用可靠性得到进一步提高。

罗家寨气田飞仙关组储层特征及分类评价

四川盆地罗家寨气田飞仙关组是川东北地区发现的大型高含硫整装气田,但飞仙关组储层相对较高、储集性能差异大、储层分类不明确,制约了气藏的开发。综合利用钻井、测井、岩心以及分析化验等资料,对罗家寨气田飞仙关组气藏储层岩石学特征、储集空间类型、物性特征进行分析,最终对储层进行分类评价。结果表明:①罗家寨气田飞仙关组储集性能较好,具有储集性的岩类包括鲕粒溶孔云岩、砂屑溶孔云岩、细粉晶云岩以及部分鲕粒灰岩;②储集空间以各类溶蚀孔洞为主,裂缝发育较差;③储层平均孔隙度8.8%,平均渗透率59.85×10^(-3)μm^(2),平均排驱压力0.130 MPa,平均中值压力0.442 MPa,平均束缚水饱和度8.91%,属于高孔隙度、中高渗透率、低排驱压力、低束缚水储层;④罗家寨气田飞仙关组储层以Ⅱ+Ⅲ类为主,占比达82.25%。

高含硫气田集输管道完整性管理实践

为了充分认识高含硫气田集输管道关注的重点和难点,以在高含硫气田开发中具有代表性的、占有重要地位的川东北高含硫项目为研究对象,分析了其在高含硫集输管道完整性管理的典型做法。研究结果表明:其在设计、建设、运行阶段的实践经验,可为国内高含硫气田安全开发提供借鉴。结论认为:①设计阶段应开展定量风险评估,确定管道拆迁影响区、阀室安全隔离区,对标设置足量管道阀室,提高强度设计系数,提升材质要求和标准;②设备材料采购、工程施工应遵循严格的验收程序,保留全过程资料,实现可追溯性管理;③做好连续加注缓蚀剂动态管理、批处理缓蚀剂预膜,定期开展完整性检测、腐蚀监测、阴极保护系统测试,及时开展绝缘层修复,可有效控制管道内、外腐蚀;④开展多层级多方式的管道巡护,运用无人机开展常态化巡检,做好地灾敏感点实时监控,是防止第三方施工破坏和自然灾害防治的有效做法;⑤专门的抢险队伍、统一的调度中心、全覆盖的社区报警系统、充足的应急避险集合地、常态化的应急演练、有效的企地联合应急响应机制是提升应急响应水平的有效途径。

对比探讨SAP ERP与JDE ERP在川东北天然气项目相似业务场景之差异

由于合资合作中作业权的变换,川东北天然气项目经历了两个ERP软件系统的实施应用,从雪佛龙作为作业者期间的JDE ERP系统转换为中石油作为作业者下的SAP ERP系统,本文基于川东北天然气项目对于两个系统在组织架构、核算对象、会计科目等实施应用情况,对ERP两大产品软件(JDE ERP软件与SAP ERP软件)在该项目下应用的差异点进行对比分析,进而对CDB由于所处行业、发展阶段、管理模式等原因,对于ERP产品的选型及产品软件适用的优缺点和适用性进行总结分析。

东坪气田东坪1区块基岩气藏水侵规律研究

东坪1区块基岩气藏属构造控制的底水块状气藏,基岩内幕裂缝发育特征复杂,地质条件特殊,储层非均质性强。随着气田开发的不断深入,气藏水侵严重,产能递减快,气藏水侵趋势未能得到根本控制。深化地质认识,分析东坪1区块气藏储层特征,确定出气藏具有“平面分区、纵向分带”的特点。运用水封物质平衡法计算单井水侵参数,以动静结合的方式研究气藏水侵规律,通过水侵规律研究与优化生产工艺相结合,完善并调整气藏整体治水方向,调整后的气藏日排水量大幅提升,削弱气藏内水体能量和底水的水侵速度,水封气得到不同程度的释放,实现部分停躺气井自喷生产和气井产气量的增加。研究成果对基岩气藏的水侵预防、识别、治理具有指导作用,可为尖北、昆特等同类型基岩气藏中后期开发提供借鉴与参考。

高含硫气田球阀注脂嘴泄漏分析与改进措施

球阀泄漏是高含硫气田运营设备故障中最常见的故障之一,其中又以注脂嘴泄漏最为常见。文章通过对球阀注脂机构的结构、原理进行分析,探讨球阀注脂孔泄漏原因,提出了六种高含硫气田球阀注脂嘴泄漏改进措施,为处置类似故障提供新的解决思路。

含硫天然气田地面设施泄漏试验技术应用探索

含硫天然气生产装置首次投产或检修后投产前需开展泄漏试验,确保法兰密封面、螺纹连接和阀门填料函等部位安全可靠。分析对比用于含硫天然气田泄漏试验方法的特点,包括气密性试验和氦检漏试验。其中气密性试验通过产品天然气、原料天然气、氮气车制氮、液氮气化或压缩空气等建压,使用气泡检漏法检测泄漏。氦检漏试验通过氮气车制氮、液氮气化和压缩空气等建压,混合注入氦气,使用氦质谱检漏法检测泄漏。对比分析认为中低含硫天然气田使用氮气建压气泡检漏法较合适,高含硫天然气田宜使用氦氮检漏法。

低渗透油藏注CO_(2)混相驱及CO_(2)埋存评价

注CO_(2)开发低渗透油藏不仅能增加原油采收率,还能将CO_(2)埋存在地下,实现双赢。为了明确X低渗透油藏注CO_(2)混相驱油机理、CO_(2)在地层中的运移规律以及埋存机理,利用实验和数值模拟相结合的方法,从注CO_(2)混相特征、注CO_(2)参数优化和CO_(2)埋存评价3方面对X低渗透油藏进行研究。结果表明:地层原油注CO_(2)最小混相压力为26.03 MPa,CO_(2)有降低原油黏度和密度的作用;通过参数优化确定的推荐注采方案与衰竭开采相比,累计增油量为96.21×10^(4)t,主力开发层系X4⁃2、X4⁃3提高采收率分别为9.37百分点、6.02百分点;CO_(2)注入地层后,随着时间的推移,在平面上不断向四周扩散,在纵向上受重力分异的作用向上运移;评价区块注CO_(2)驱推荐方案预计CO_(2)埋存量为68.08×10^(4)t,其中构造埋存量、束缚埋存量、溶解埋存量和矿化埋存量分别为42.20×10^(4)、17.79×10^(4)、6.24×10^(4)和1.85×10^(4)t。研究成果为低渗透油藏注CO_(2)驱及CO_(2)埋存提供了实验和理论的借鉴意义。

增溶改性疏水缔合聚合物的溶解机理及性能

目的疏水缔合聚合物的溶解性制约了在油气开采领域的应用。为了满足油气开采的需要和实现低成本化,研制了疏水缔合聚合物APO,并通过主客体包合技术实现聚合物的增溶改性。方法通过对聚合物结构的设计,提升聚合物的性能,以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和疏水单体十八烷基聚氧乙烯甲基丙烯酸酯(OEMA)为原料,采用自由基水溶液聚合的方法,合成了疏水缔合聚合物APO,再利用β-环糊精独特的空腔结构进行主客体包合作用来提高其溶解性能。结果25℃下,β-环糊精与聚合物APO的物质的量比为2∶1时,溶解时间由85 min缩短至45 min,聚合物APO在一价及二价盐水中粒径分别降低19.59%和11.50%。结论该聚合物具有好的耐盐性能,β-环糊精能促进聚合物APO的溶解性,减少聚合物用量,实现油气开采的低成本化。

四川省科技创新高质量发展的机遇与策略

科技创新是推动社会经济发展的根本动力。但是,我国科技创新资源不平衡、不充分的发展格局,加剧了东西部地区经济与产业高质量发展水平的差距。四川省科技创新紧密围绕“一干多支、五区协同”的战略部署,形成了以成都和绵阳科技创新为主引擎的区域协同创新格局,对地方经济的贡献持续增长。当前,四川省在科技创新资源、科技创新平台、全球科技合作等方面面临着良好的发展机遇,应融入国家“一带一路”“长江经济带”“成渝地区双城经济圈”等发展战略,拓展与京津冀、长三角、粤港澳等区域创新高地的合作与协调发展,全面建成国家创新驱动发展先行省,推动四川省社会经济高质量发展。

川渝天然气跨省销售价格竞争力分析

随着主要石油公司管输资产注入国家油气管网公司的完成,全国逐步形成实质性的一张网,将对天然气销售产生深远影响,天然气资源可以在地区间自由进出,必将加剧竞争,加速销售主体多元化;同时也极大地增加了用户的议价能力,价格在供应端的竞争将十分激烈。结合外输流向和各进气点之间的管输价格,将川渝天然气跨省销售的路径分为“东进”“北上”和“南下”三个方向,对比分析了川渝天然气跨省销售价格与当地门站价格的优劣势,同时也比较了进口LNG销售至沿海城市与川渝天然气的竞争力。分析结果显示,天然气在川渝地区就地销售效益最高,此外两湖地区是川渝气外输的优先选择。资源供应量充足的条件下,在川渝地区需要不断挖掘市场潜力,扩大市场规模。

川渝地区集约高效提升天然气储备能力的思考

为了实现天然气储气设施集约高效建设,避免可能出现的利用率低、重复建设等问题。在分析川渝地区天然气储备能力现状的基础上,通过定量分析,总结出当前川渝地区在天然气储备能力方面存在的3个问题:LNG工厂和储气罐建设可能面临重复建设;储气设施相对独立,互联互通程度不足造成资源浪费;现有市场机制未健全,储气设施盈利的商业模式亟待建立等。再通过多路径措施开展储气设施建设,提出川渝区域储气能力提升策略及实施路径,以期达到保障天然气产运储销安全平稳运行的目的。研究结果表明:(1)坚持集约高效的原则,通过整合地下储气库、LNG加工厂及配套储罐、高压球罐、枯竭气井、生物天然气项目土地储备等现有资源提升储备能力;(2)确立三级调峰体系,通过市场化手段提升储气设施盈利水平,有助于盘活储气设施存量,提高设施利用效率;(3)拓宽储气调峰盈利渠道,探索新的商业模式,进而达到多方共赢的效果。结论认为:随着市场不断完善,储气设施的经营、使用主体将不断增多,价格管制的放开将使天然气储采行为更加市场化,储气调峰建设的政策环境也将不断完善,坚持有机整合的集约高效储气设施建设思路,将有效推动储气市场的健康有序发展。