构建长效机制 打造廉洁工程——长庆采气三厂构建项目管理长效机制的实践与思考

近年来,长庆油田采气三厂把大力推进项目管理作为转变管理方式、实现精细化管理的重要手段,坚持把理念引领、机制完善、队伍建设"三位一体"作为项目管理长效机制建设的切入点和重要抓手,构建监督合力,逐步建立起多环节、多层面、立体式的"大监督"格局,为建设优质、廉洁工程提供了强有力的机制保障。采气三厂负责建设的苏里格气田30亿、50亿产建骨架工程分别荣获中国石油优质工程金奖、国家级优质工程银奖,未发生一起经济不安全和违法违纪事件。

一种气井泡沫排水采气效果模糊定量评价方法

排水采气是出水气田稳产和提高采收率的主体技术,泡沫排水采气是天然气开发降本增效的重点攻关方向,而现有泡沫排水采气效果却没有系统评价方法,并且无法对不同井况的气井泡沫排水采气效果进行对比。针对上述问题,提出了一种气井泡沫排水采气效果模糊定量评价新方法。该方法确定了气井日产气变化率、日产水变化率、油套压差变化率、日注量成本变化率4个评价指标,采用线性分析方法、层次分析方法和模糊关系合成算子等计算得出评价结果。将该方法应用于苏里格气田、重庆气矿共30口泡沫排水采气井,计算出了气井泡沫排水采气效果的综合评价指数。该方法的优势在于全面考虑了影响泡沫排水采气效果和效益的技术和经济因素,以及各个评价指标之间的隶属度关系和各指标的权重系数,可对不同井况气井的泡沫排水采气效果进行综合评价和定量对比,辅助泡沫排水采气工艺措施前气井的选择,指导进行气田泡排剂的选型。

天然气处理厂甲醇回收装置运行分析

天然气处理过程中产生的含甲醇污水必须进行无害化处理。苏里格第一天然气处理厂采用常压精馏装置处理含醇污水,精馏出的甲醇纯度大于95%,处理后的污水含醇量小于0.1%回注地层。以提高甲醇精馏装置运行效率和产品甲醇浓度为目的,针对甲醇回收装置运行过程中出现的问题进行分析,得到了认识,并提出了建议。

苏里格气田某天然气处理厂凝析油收率模拟分析

为了解决苏里格气田凝析油收率预测情况与实际情况误差较大的问题。利用HYSYS软件分析凝析油收率影响因素,提出修正后天然气净化装置凝析油收率预测模型。研究结果表明:①原料气中重组分测定结果不准确是凝析油收率存在差异的主要原因;②原料气中C6^+含量对凝析油收率影响最大;③基于修正后凝析油收率预测模型,提出同期法和递推法两种预测思路。研究结论认为:在同一季节内,采用递推法相对误差较小,在季节更替月份推荐采用同期法,预测凝析油收率相对误差控制在10%以内,验证了基于HYSYS软件预测凝析油收率的可行性。

长庆气田Su11井试水和套管腐蚀工程试验研究

为达到经济有效地开发长庆某气田的目的，需对该气田洛河组、直罗组、延安组和延长组的地下水层的腐蚀特征进行研究，为此在Su11井开展了为期近两年的逐层试水和套管腐蚀工程试验，采用井口快速取样和井下高压物性取样分析，全面分析了各层水的物性参数。在明确各层水对套管的腐蚀机理基础上，利用高温高压釜、磁阻测试和井下挂环试验等研究了N80套管钢在各水层原始地层条件下的腐蚀特征，得出了该气田延长组水腐蚀速率为0．131～0．327mm／a、对套管的外腐蚀相对明显的结论，据此提出了不同固井条件下的防腐建议。

天然气处理厂装置区液位控制与仪表改造

在总结天然气处理厂投产以来脱油脱水装置实际运行情况的基础上,提出装置区排液系统存在问题,分析了在现行工艺下将低温分离器间歇排液方式改造为连续排液,达到凝液换热器连续加热效果,保障闪蒸分离器效果,并对其可行性进行论证,最后通过仪表改造、选型提高油水分离精确度。

现代化智能采气厂建设实践与成效

长庆油田作为中国石油第一大油气田,勘探总面积约37万平方千米,2023年累计天然气产量突破6000亿立方米。苏里格气田作为致密气高效开发主战场,负责天然气开采、集输处理、管道储运、新能源等业务。

天然气水合物抑制剂研究与应用进展

天然气开采及储运过程中,天然气水合物常常造成管道、阀门和设备等的堵塞,虽然防治天然气水合物的工业方法很多,但是最有效的方法还是添加化学抑制剂。为此,介绍了防治天然气水合物所采用的物理和化学等工业方法、天然气水合物抑制剂的最新研究现状、作用机理及应用范围,比较了几种天然气水合物抑制剂的优缺点,明确了天然气水合物抑制剂的选择原则:以技术和经济因素为基础,通过工业实践寻求一种抑制效果好、用量小、环境友好、操作简单、便于储存运输、成本低廉的天然气水合物抑制剂;列举了国内外工业现场试验的成功案例,指出了天然气水合物抑制剂的发展趋势是低剂量天然气水合物抑制剂和复合型天然气水合物抑制剂将逐渐替代热力学天然气水合物抑制剂,其中低剂量天然气水合物抑制剂需要不断改进自身的缺点才能更具有竞争力。

反凝析作用对苏里格气田上古生界气藏开发的影响

鄂尔多斯盆地苏里格气田上古生界气藏在开发中产生一定量的凝析油,含量约为10g/m^3,属于微含凝析油气藏,如果生产初期配产过大,那压力下降就会过快。在反凝析作用下,凝析油在近井地带析出形成多相流,堵塞微孔隙和吼道,导致气相渗透率降低,使得气井产量大幅下降,部分被封闭的天然气无法采出,层内凝析对储层的伤害有可能是永久性的。为此,通过对该气藏层内反凝析机理、层内凝析影响因素的分析及室内试验.再使用新建立的三维数学模型对单井进行预测,结果表明该气藏"三低"(低孔、低渗、低产)特征加剧了凝析液对储层的伤害。同时还分析了气井产能降低的根本原因.并对气井生产管理提出了建议:①在保护开采阶段,投产初期应合理配产,以低于无阻流量的1/5~1/8配产,尽可能延长露点线以上开采时间,使凝析油尽可能不在地层中析出;②在反凝析阶段,要在系统研究的基础上得出准确的相态图,要快速通过该阶段尽早进入蒸发阶段,使已经凝析出来的凝析油再次蒸发汽化,从而降低储层污染。该研究成果对苏里格气田上古生界气藏的科学开发以及进一步提高采收率具有重要意义。

苏里格气田低产低效井差异化管理对策

鄂尔多斯盆地苏里格气田储层非均质性强,气水分布规律复杂,随着开发的深入,低产低效井增多,气井的管理、资料分析和应用难度加大。为此,结合对该气田储层地质认识、生产动态特征分析和现场试验的成果,提出"苏中控压稳产、苏西控水开发"的技术思路,将苏中气井分为高、中、低产井;苏西气井分为连续带液井、间歇带液井和积液井,分类分析评价气井生产动态,并提出各类气井的开发技术政策。在气井分类管理的基础上,形成了具有该气田特色的低产低效井差异化管理对策:①不断优化低产井间歇生产制度,有效减少和降低储层应力敏感效应和水锁伤害,提高了低产井外围储量动用程度;②建立气井"三维矩阵"管理方式,明确了气井措施适用范围,量化了措施实施参数,提高了气井措施有效率;③应用智能化气井管理平台,推行气井全生命周期管理。差异化管理对策贯穿气井整个生命周期,大大提高了气井管理效率,老井的开井时率、新井贡献率、措施有效率明显上升,为该气田稳产提供了帮助和支持,也为同类气田的高效开发提供了技术支撑。

苏里格气田气井工作制度优化

苏里格气田低渗、低产、低效气井压力下降快,产量递减幅度大,稳产阶段短,恢复程度低,为保证进入流程,在生产经过一段时间后便改为间歇生产。然而在间歇生产时,凭经验或者采用在高产井生产中应用较为广泛的采气指示曲线法、系统分析曲线法、数值模拟方法来确定开井生产时的产气量和稳产时间以及关井时间,难以符合低产低效气田的生产实际。为此,通过理论分析,采用模糊优选方法,给出了模糊目标函数、优选指标及其隶属函数和权数,最后编成程序并在现场进行了验证。通过对某典型井的生产制度调整前后的对比分析,表明模糊优选方法适应苏里格气田低产低效井气井合理生产制度的确定,具有较好的现场应用价值。

混合压裂在苏里格致密气藏水平井的应用

苏里格致密砂岩气资源量巨大,压裂水平井是重要的开采手段之一。常规水力压裂形成的高导流短裂缝对于致密砂岩储层或低渗砂岩储层Ⅲ,Ⅳ类井增产效果较差,另外,高黏度交联冻胶压裂液对储层伤害较大。通过借鉴混合压裂工艺在国外致密气田的成功案例,结合苏里格致密砂岩气藏的地质特征,使用StimPlan软件模拟常规压裂和混合压裂裂缝形态,并借助井下微地震监测结果,分析了2种压裂工艺井的裂缝展布特征,验证了压裂施工效果。最后,通过苏里格东区致密气藏60余口水平井的试气和生产产量对比,得知混合压裂比常规压裂增产效果明显,且降低了施工成本。混合压裂工艺由于"低伤害、控缝高、造缝长、低成本"等特点,是苏里格致密砂岩气藏开发中的有效增产手段之一。

苏里格气田苏14井区二叠系下石盒子组盒8段多期叠置砂体储层合理开发方式研究

苏里格气田苏14井区二叠系下石盒子组盒8段岩性气藏的主体储层为辫状河沉积体系形成的多种复杂叠置砂体,其叠置关系的认识对于气田的开发至关重要,如何制定合理工作制度成为气田高效开发的难题。通过分析气田储层砂体叠置关系,建立了不同类型生产井与叠置砂体分布关系模型,并利用数值模拟方法对不同砂体叠置模式下直井和水平井合理工作制度进行研究。结果表明,直井生产主要受到横向砂体叠置影响,纵向砂体叠置影响不大;纵向和横向砂体叠置均会对水平井生产带来明显影响;砂体叠置是造成苏里格气田稳产期短、产量开发早期就呈现递减的主要原因;间歇生产的工作制度能够更好地发挥地层能量,降低气井递减,起到很好的调峰作用。

气井柱塞举液机理CFD模拟及工艺参数优化

目前关于柱塞举液机理的认识不够清晰,这对柱塞高效举液工艺参数及工具结构的进一步优化造成不利影响。为此,采用VOF (Volume of Fluid)流体模拟方法对柱塞举液上行过程中的气液两相流场进行CFD模拟,对柱塞气液流动过程及密封原理进行探讨和分析,并对不同柱塞上行速度及不同紊流槽尺寸下的流场分布进行模拟对比,确定柱塞运行的最佳条件。研究结果表明:柱塞上行过程紊流槽中液体与气流间的相互作用阻碍了气体向柱塞上端的窜流及液体向下的泄漏;气流进入每级紊流槽形成漩涡,使部分动能转化为内能耗散达到密封效果;柱塞上行速度较低时,流场中无漏液,窜气量随上行速度增加而减小;上行速度较高时,紊流槽中全为液相,漏液量随上行速度增大而增加;模拟范围内密封最佳的柱塞运行速度为4. 0~4. 5 m/s;当紊流槽宽度与深度相等时其密封作用最差,当紊流槽宽度为深度的2倍时,液体与气流间的相互作用最强烈,密封效果最佳。研究结果可为柱塞气举工艺制度及参数的优化提供指导。

苏里格气田回注水污染防治措施

气田污水处理后回注地层是保证气田有效开发、防止污染的有效途径。文章介绍了苏里格气田在污水回注方面通过设计、施工、运行三个阶段所采取的选择安全回注地层、优化井身结构等各种防止污染措施,有力的保护了地下水资源。

油井结蜡机理及清防蜡技术在靖安油田的研究应用

油井结蜡是油田生产过程中经常遇到的问题,它的产生直接关系到油井能否正常生产,影响油层采油速度及采收率的提高,给采油工艺带来许多复杂的问题。因此,采取各种措施解决油井结蜡问题,是确保油田高产、稳产和提高采收率的一个必要手段。

苏里格气田单井控制储量计算方法研究

气井单井控制储量的确定在气藏开发过程中占有重要地位,低渗透气藏具有孔喉细小、毛管阻力大的物性特征,气体在该类储层中渗流时,最显著的特点便是存在启动压力梯度,即存在气体发生渗流的门槛值(阈值)λ,只有在驱动压力梯度大于该值的时候,气体才能流动。从基本数学模型出发,推导出了相应的气井单井控制储量计算公式,利用该公式对苏里格气田气井进行了单井控制储量的计算。

苏里格气田东区北部下二叠统山西组二段沉积相研究

下二叠统山西组二段(以下简称山_2段)是鄂尔多斯盆地苏里格气田东区北部的重点兼探层系,近年开发实践中该区块北部已取得较好的开发效果,南部也表现出良好的开发前景,然而前人对其沉积相认识存在的分歧使储层展布规律研究及富集区预测难以有效进行。为此以现代沉积学理论为指导,综合岩心观察、薄片鉴定、测井曲线等资料,结合测井相研究及古生物标志,明确了山_2段沉积微相类型及特征;在单井相及沉积序列研究的基础上,结合沉积相连井剖面及砂地比特征,刻画了山_2~3—山_2~1亚段沉积微相展布特征及时空演化。研究表明:1山_2沉积期研究区北部为辫状河沉积,主要发育心滩、辫状河道、泛滥平原、洪漫沼泽等沉积微相;2南部为曲流河沉积,主要发育边滩、河道充填、漫滩、牛轭湖、决口扇等沉积微相;3山_2~3—山_2~1亚段沉积期北部辫状河与南部曲流河的分界位置由南往北整体迁移。该研究成果对该区储层展布规律及开发有利区预测具有指导意义,北部辫状河心滩与南部曲流河边滩是下一步气田开发的有利相带。

苏里格气田压裂工艺技术优化研究

通过对2001-2004年以来苏里格气田应用的压裂技术和开展的压裂试验进行了分类,并对实施效果进行了分析。着重对分层压裂技术从理论和现场实施方面进行了描述和评价,特别对2005年实施的三Y241-115机械分压技术进行了分析研究,最后得出初步认识,同时提出了下一步工作建议。

苏里格气田天然气压缩机气阀故障及判断方法

气阀故障是影响往复活塞式压缩机高效运行的主要因素之一。结合苏里格气田多年来天然气压缩机操作、安装及管理实践,分析了往复式活塞式天然气压缩机气阀故障产生的原因,总结了判断气阀故障的方法,制定了有效的防范措施,以进一步提高气阀的使用寿命。