开拓创新培训方法 打造气田开发“人才库”——以长庆油田分公司第二采气厂为例

由长庆气田的特点,天然气富集区域主要集中在靖边、榆林和苏里格,本区域自然环境以高原和沙漠为主,各采气厂的基层站多分布在远离城市、社会依托差的偏远地区。生产站点却存在易燃、易爆、高压等众多危险因素,安全要求极为严格,员工培训方法就更显重要。

长庆油田米绥新区易漏地层漏失机理

米绥新区天然气资源丰富,是长庆油田快速上产的重要战略接替区,但近几年井漏问题的频繁出现已经严重制约效益开发的进程。为了遏制井漏的发生,通过多尺度定量岩石物性实验、微电极成像测井观测和单井四压力剖面分析对该区域的漏失机理展开了研究。结果发现米绥新区的漏层主要在刘家沟组和石千峰组,漏层存在大量微纳米级裂缝,岩心平均动态杨氏模量分别为17.94 GPa、8.47 GPa,平均动态泊松比分别为0.394、0.064;刘家沟组地层的黏土矿物含量超过一半,石千峰组的脆性矿物含量高达72%,成像测井图显示该区域含有张性缝;单井四压力剖面揭示漏层存在低压区,而钻井液密度为1.18g/cm^(3)。最终分析得出高含量的黏土矿物与脆性矿物造成地层内部容易形成水化裂缝和构造裂缝,同时地层压力较低,导致钻井液流向地层中的天然裂缝,最终发生漏失。研究成果不仅揭示了米绥新区的漏失机理,也为后续选择堵漏方法及减少米绥新区井漏事故提供技术指导。

第二采气厂建立制度体系的实践与探索

第二采气厂经过几年的整章建制基本建立了涉及生产经营管理、安全环保、内部控制、技术科研、后勤保卫等科学有效的制度体系,制度建设取得了明显效果。规章制度建设是一个以终为始、与时俱进的过程,它直接影响到基础管理能力的提升,关系到企业的规范化管理,只有不断提高制度建设质量,完善制度体系,才能为建设"科技、绿色、和谐"现代化大气田宏伟目标奠定坚实的制度基础。

中国石油建设职业化员工队伍的方法与途径初探

大力实施人才强企战略,是中国石油天然气集团公司在深入学习贯彻党的十七大精神,贯彻落实科学发展观,努力建设综合性国际能源公司的历史背景下提出的重大战略。实施人才强企战略必须建设一支职业化员工队伍,必须建立分层分类的员工职业发展通道,制定任职资格标准,以职业化发展管理为主线,通过传统的人力资源管理各子系统与任职资格系统之间实现"无缝链接",建立科学的人力资源管理机制,推进职业化员工队伍建设,形成基于能力的人力资源管理与开发模式,以达到提升企业整体绩效,增强国际竞争力的目的。

苏里格气田典型区块采出水乳化特征及乳化影响因素分析

苏里格上古气藏普遍含有凝析油,部分集气站的凝析油采出液乳化严重,对集气站的正常生产影响较大。以苏里格气田凝析油采出液为研究对象,开展典型区块采出液乳化特征分析及乳化影响因素研究。结果表明,5个站点采出水凝析油乳状液的组成差异较大,乳状液的稳定与Zeta电位和矿化度呈现良好的对应关系,Zeta电位的绝对值越大,乳状液越稳定,水相矿化度越高,乳状液的稳定性越低。5个采出水乳状液中醇类质量分数为1.48%~4.80%,酯类质量分数为2.08%~6.34%,醇类和酯类极性有机物会在界面上与亲水性的表面活性剂形成复合界面膜,有利于形成凝析油乳状液。苏里格气田乳状液总体上是以水相为连续相、油为分散相(O/W);对于部分油滴,油为连续相,水为分散相(W/O),最终形成复杂的水包油包水(W/O/W)型。随着泡排剂、固体悬浮物用量的增加,凝析油模拟乳状液体积分数均呈现先增大后减小的趋势。当泡排剂质量分数为0.6%、悬浮物质量分数在0.4%时,凝析油模拟乳状液体积分数最大,而缓蚀剂浓度对凝析油模拟乳状液形成体积无明显影响。

采气厂重复性问题的产生及整治对策

油气资源开采在国民经济中有着举足轻重的地位,因此在油气田开发过程中存在的安全风险不容忽视。重复性问题是在日常生产活动中经常出现的具有共性的、频发的安全隐患和习惯性违章行为(包括环保隐患和污染行为)。由于其出现频繁、基数大、表现形式多样、管控难度大等原因,给采气行业的安全生产带来了很大的安全隐患。文章以某采气厂2018年度统计的重复性问题为基础,通过对其整理、分析,认为安全意识、职业技能、体制机制等5个方面的不足是其产生的原因,并基于一线作业生产的角度从前期准备、措施制定和集中整治3个阶段提出改进措施,以期改进采气厂的安全生产水平,提高企业经济效益。

致密砂岩气藏稳产后期动用效果评价与动用潜力分析:以子洲气田山2气藏为例

以子洲气田山2气藏为例,利用钻井及生产动态资料,通过对地质储量、动储量、累产气、累产水和动静储量比的计算与分析,采用综合评判指数法和类比法,详细评价了山2致密砂岩气藏动用效果和动用潜力。结果表明:山2气藏平面动用严重不均衡。7个井区中,主砂体带中部的榆30井区动用效果最好,属Ⅰ类动用区;主砂体带南部的洲3和北部榆81井区动用效果中等,为Ⅱ类动用区;主砂体周边的榆69、榆48、麒麟沟和榆29井区动用效果差,属Ⅲ类动用区。初步预测山2气藏整体动用潜力为198.1×10^(8) m^(3)。其中,Ⅲ类区的动用潜力为174.7×10^(8) m^(3),占88.2%,是山2气藏后续挖潜重点。

基于有限元法的油气田集输管网阴极保护布局优化

在利用有限元法建立外加电流阴极保护模型的基础上,借助Sobol灵敏度分析,确定了显著影响某油气田集输管网阴极保护效果的关键参数,并通过粒子群优化(PSO)算法对其系统布局进行优化。结果表明:由于外加电流阴极保护模型的模拟电位与测试桩的测定电位误差较小,故该模型能够较好地反映出油气田集输管网的电位分布现状;改变防护涂层电阻率等一阶敏感性系数较高的因素会对阴极保护效果产生较大影响,土壤电阻率、防护涂层电阻率以及管道埋深与其他参数之间可能存在明显交互作用;当利用PSO算法对油气田集输管网的阴极保护效果进行全局寻优时,该模型经过47700次粒子进化迭代后的最佳阴极保护系统有效覆盖率高达99.14%,优化效果显著。

井口点火放空装置在天然气井处理中的绿色环保作用评价

天然气是清洁能源,其开发利用有助于减少酸雨形成,减缓地球温室效应,从根本上改善环境质量。天然气在冬季生产过程中,经常需要井口放空处理,如果直接将天然气排入大气中,则会造成环境污染;如果不进行放空,则不利于气井的正常处理,存在环境污染与气井管理的矛盾。针对这个问题,引入了井口点火放空橇,通过管线与气井井口采气树相连接,利用车载小型气液分离器将天然气进行气液分离,液体排入储液灌,天然气则在井口直接点火燃烧,有效避免了环境问题,又解决了气井的处理需求。井口点火放空橇体积小,以车载方式移动,施工时安装连接方便,两个小时内可完成施工作业,投入产出比为1.00∶4.34,推广应用前景广阔。

致密气藏井下智能排水采气装置研制及应用

为了解决“三低”致密气藏积液气井的排水采气问题,同时解决现有泡沫排水、速度管柱及柱塞气举等排水采气工艺不能根据井下实际工况进行精准排水采气,且井筒积液排除不彻底、排液效率低等问题,研制了致密气藏井下智能排水采气装置。该装置采用井筒温度梯度的温度值作为控制参数,采取小闭环控制技术,实现智能排水采气。试验结果表明,智能排水采气装置实现了精准探液面、逐级定量排水功能,排水效率高,使井筒产气量显著提高。

膜分离制注氮设备在采气厂的应用研究

近年来氮气在油气田的应用越来越广泛,主要应用于气体钻井、石油三采、油/气管道吹扫,气体钻井过程中,氮气用量特别大、用时长。与传统的液氮应用比较,膜分离制氮具有机动性好、可移动、连续供氮的特点。因此,特别适宜于气体钻井、油气三采、管道吹扫等,发展膜分离制注氮设备在采气厂的应用很有必要。基于此,本文在分析膜分离制氮的原理、流程基础上就膜分离制氮装置在采气厂的应用进行了阐述。

天然气水合物储层微波加热能量补充装置设计

针对天然气水合物降压开采后期储层温度下降、产气速率下降、开采效率逐渐降低的问题,设计了储层微波加热能量补充装置,该装置能够对储层进行能量补充,提供水合物分解所需的温度和热量。通过建立储层微波能量补充仿真模型,研究了不同微波天线的结构参数对储层内平均电场强度的影响,优化了微波天线的结构参数;并针对优化后的结构参数,分析了不同微波参数下微波加热10 h后储层的升温效果。模拟结果表明:微波天线的最优结构参数为槽口形状为椭圆形槽口,槽口周期长度为187 mm,长轴为50 mm,短轴为11 mm,槽口角度为19°;微波频率为1.5 GHz、微波输入功率为3 kW时,微波加热10 h后水合物储层半径1 m范围内的平均温度为10.43℃,升高约5℃。所设计的微波加热能量补充装置能为水合物的分解提供驱动力。研究结果可使微波加热技术应用在水合物开采中,为天然气水合物的高效开发提供了一种新的方案。

油田酸性采出水中Cl^(-)对20#钢管道腐蚀的影响

为了分析油田酸性地层采出水中Cl^(-)对油气集输管道的腐蚀影响,利用高温高压动态反应釜模拟油田典型CO_(2)酸性工况,设计了20#管道在4种Cl^(-)水平下的腐蚀试验。结果表明,20#钢材料在油田酸性采出水的典型环境作用下,表面附着了一层腐蚀产物,其在微观下呈现出细小颗粒CaCO_(3)与基体紧密接触,而大颗粒FeCO_(3)附着于CaCO_(3)之上;而且Cl^(-)含量在5000~10000 mg/L时20#钢表面较平整,主要以均匀腐蚀为主,当Cl^(-)含量增加至50000~100000 mg/L时,点蚀程度逐渐加深。整体趋势上,随着Cl^(-)含量的增加,20#的均匀腐蚀速率和点蚀速率均不断增大,方差分析也发现Cl^(-)对均匀腐蚀和点蚀均具有显著的影响,但对点蚀的影响更大。

致密砂岩气储层孔缝特征及控储作用——以鄂尔多斯盆地东北部下石盒子组为例

加强致密气砂岩储层孔缝特征及影响因素研究有助于提高非常规储层甜点预测效果。采用宏观结合微观尺度定量观测方法,对鄂尔多斯盆地东北部S地区上古生界下石盒子组致密气砂岩储层孔缝特征进行了综合研究。目的层孔隙类型包括残余粒间孔、粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔、晶间孔和微裂缝。镜下观察到两期石英加大边,其提高了骨架承载能力。石英加大边经历了碱性溶蚀作用。致密气砂岩储层在碱性及酸性叠加溶蚀作用下,物性得到显著改善。目的层致密气砂岩中发育孔隙及不同尺度裂缝,孔隙周边容易发生应力集中而破裂,发育大量孔隙相关微裂缝。微裂缝主要包括粒内缝及粒缘缝,粒缘缝通常具有较好的方向性,而粒内缝的方向性则较差。致密砂岩气储层裂缝发育程度与累积砂体厚度、孔隙度及渗透率均有一定正相关性,其与含气饱和度的之间无明显相关性。统计显示,随着裂缝密度从0.6条/m增加到1.2条/m过程中,致密气储层孔隙度约增长1.2%,而渗透率约增长0.14×10^(-3)μm^(2),增幅较为明显,局部剪切破裂作用显著改善了致密储层的物性条件。此外,裂缝发育程度与储能系数(Esc)之间具有良好的正相关性。研究认为,致密砂岩气储层的孔隙与裂缝密切关联,发育程度明显受颗粒粒度及分选等因素的影响,对储层物性有较为显著的改善作用。

致密富水凝析气藏压裂水平井产能特征数值模拟

吐哈气田吉7区块为深层致密砂岩富水凝析气藏,具有孔渗极低、孔隙含水饱和度高、流体凝析油含量高等特征。文中考虑了储层改造区内压裂诱导裂缝与天然裂缝分布特征及其强应力敏感性,建立了区块典型气井双孔双渗多段压裂水平井组分流体数值模拟模型,实现了早期压后返排生产阶段历史拟合与产能预测。模拟分析表明:气井生产早期,超压返排阶段油气产量高,以改造区裂缝供给为主,由于裂缝强应力敏感性,裂缝压力快速下降使渗透率降低,油气产能快速下降;随着生产进行,改造区内的基质逐渐向裂缝窜流供液,气井产能趋于稳定,但改造区外基质内油气由于渗透率低难以被有效采出;凝析气藏在开发短时间内即有凝析油析出,但主要析出在储层改造区内的裂缝中,对渗流造成的反凝析伤害较低;富水凝析气藏可流动水的弹性膨胀能部分转换为了油气产量,相同地层压力下,油气衰竭采出程度比束缚水气藏高,但油气流动更加困难,不利于凝析气藏开发。研究成果与认识对类似致密富水凝析气藏的开发具有重要的指导意义。

“有感领导”在现代化采气厂HSE管理的探索与实践

HSE管理"有感领导",顾名思义就是有安全认知的领导,是指企业各级领导通过以身作则的良好个人安全行为,使员工真正感知到安全生产的重要性,感受到领导做好安全的示范性,感知到自身做好安全的必要性。所谓"有感领导",是指有安全感召力的领导,即要求各级领导通过员工可以"看到、听到、体验到"的方式展现自己对安全的承诺。具体包括承诺与保障、带头与示范、影响与感染等方面。

米脂气田太原期古地貌对砂体的控制作用

鄂尔多斯盆地米脂气田太原组砂岩是致密气藏的主力产层,但砂体横向变化快。研究表明:古地貌是控制砂体沉积的重要因素,决定着砂体发育位置及分布规模。基于三维地震资料,结合完钻井数据,运用印模法与沉积学综合分析相结合的方法,采用三维地震地层水平切片、多属性融合技术,通过沉积厚度求取,恢复米脂气田二叠系太原组沉积期的古地貌,分析古地貌对三角洲前缘砂体及油气的控制作用,进而通过地震属性和神经网络技术预测太原组有利砂带的分布规律。研究成果优化井位部署,新井钻遇太原组砂岩的符合率达到90%,进一步证实了基于古地貌的储层预测技术的可靠性,对米脂气田的效益开发具有重要的指导意义。

高温粗煤气环境下节流工具冲蚀磨损研究

在气井井下节流工艺中,节流器位于井筒适当位置,能实现气体的降温降压,简化采气流程,降低生产成本,提高经济效益。井下节流工具结构类似截面突缩装置,能使气体流速增加、压力降低。但在煤炭地下气化过程中,由于燃烧不充分,粗煤气中含有大量微小煤粉颗粒,会对节流工具造成严重冲蚀磨损,导致节流工具失效,产生井控安全风险。为此,设计出双节流孔结构的井下节流工具,仿真预测节流工具所面临的冲蚀磨损情况,分析内部流场特性,研究气体速度、颗粒直径、颗粒质量流量对节流工具内壁的冲蚀磨损影响,为后续实际使用提供指导。

三种碳钢在模拟现场油气集输工况下的腐蚀行为

通过电化学试验和高温高压动态反应釜腐蚀试验,在模拟现场典型油气集输工况下研究了油气集输管道常用的20号、20G、L360NB三种碳钢的腐蚀行为。结果表明:在常温常压工况下,三种管材的电化学腐蚀行为比较接近,但20号、20G钢更容易发生腐蚀;在模拟现场高温高压工况下,三种管材均发生了明显的均匀腐蚀和点蚀,腐蚀速率较为接近,腐蚀形貌差异较小,且三种管材的点蚀速率均较其均匀腐蚀速率大,可见点蚀的发展对管道整体的危害性比均匀腐蚀更大。

姬塬油田红井子地区延长组长9油层组石油富集规律

通过测井分析、岩心观察、"四性关系"(岩性、物性、电性、含油性)研究以及试油、试采数据分析,结合构造特征解析,总结了鄂尔多斯盆地姬塬油田红井子地区长9油层组的石油富集规律。长7烃源岩生成的油气以流体过剩压力为主要驱动力,通过孔隙和裂缝运移至长9储层;长7烃源岩排烃强度有限、动力不足,使油气无法完全充满长9储层,而长9内部普遍发育的底水进一步阻碍了油气向下运移;长9顶部稳定发育的隔层为油气聚集提供了必要的遮挡条件,少部分油气在长9内部夹层发育部位聚集;在具备有效遮挡的条件下,受岩性与物性的控制,油气优先聚集在长91顶部物性条件好的储层中。从砂体顶面构造与试油、试采效果关系来看,构造起伏对长9油气聚集的影响不大。