苏里格南区块小井眼井二开一趟钻钻井技术

为了进一步提高苏里格南区块小井眼井的钻井速度、降低开发成本,开展了二开一趟钻技术攻关研究。进行了钻头改型,通过优化钻头布齿和流线设计,以增强钻头的稳定性及抗研磨性;优化了螺杆设计,以延长螺杆的使用寿命、提高输出功率;优化了钻进参数,实行激进化钻进,以提高钻头的破岩效率;优选了钻具组合,调整了井眼轨迹,以保证一趟钻完成长稳斜段、降斜段钻进。SN00XX平台2口小井眼井开展了二开一趟钻试验,其中SN00XX-02井实现了二开螺杆一趟钻完钻,SN00XX-04井实现了二开螺杆、钻头均一趟钻完钻;另外2口井应用一趟钻钻井技术后钻井周期缩短7.6%。研究结果表明,苏里格南部小井眼井二开一趟钻钻井技术能够顺利实施,且钻井提速效果明显,可为后续苏里格南区块小井眼井钻井提速提效提供技术支持。

苏里格南区特低-超低渗透气藏气井递减规律研究

苏里格南部发育特低-超低渗透砂岩气藏和碳酸盐岩气藏,具有微观孔隙结构复杂、储层非均质性强,气藏低压的特征。受到岩性多样、储层特征复杂、多层系立体开发的影响,气井产量递减规律复杂。本文在前人研究的基础上,充分结合研究区地质特征,运用已有静态、试采、生产动态及监测等资料,对气井递减规律进行深入研究,建立适宜本区块特殊气藏的分类递减计算方法,掌握本区气井生产的递减规律,并合理预测后期递减率。研究成果有效指导了气田开发技术政策的制定与调整。

三嗪溶液脱硫新工艺在长庆气区的研究与实践

为了充分认识三嗪溶液脱硫应用机理,准确掌握三嗪溶液的硫容、最佳反应温度及适用的H2S浓度范围,为国内低潜流量天然气脱硫技术提供有益参考,以在长庆气区苏里格气田低潜流量天然气井场和站场进行的三嗪溶液脱硫试验为研究对象,通过在小试、井场和站场3种新型液体脱硫装置中的应用,分析了三嗪溶液的现场脱硫效果。研究结果表明:①三嗪溶液脱硫具有硫容高、脱硫迅速、无需再生、脱硫产物无毒、可直接回注地层等优点,在国内低潜流量天然气脱硫领域具有较好的应用前景;②研发了小试装置测试了8种不同配方三嗪溶液的硫容,研发了井场和站场三嗪液体脱硫装置,现场应用效果较好;③三嗪溶液脱硫工艺作为一种新型的脱硫技术已经成功应用于苏里格气田边远下古生界气井及集气站的低潜流量天然气脱硫,随着应用逐渐规模化以及配方技术进步,其成本逐步降低、硫容逐步提高,未来应用范围将进一步拓宽。

探讨油田企业文化建设的相关措施

企业文化是企业建设的灵魂,对于激发企业员工工作的热情、推进企业的健康发展具有十分重要的意义,同样油田的企业文化建设对于油田企业的发展是至关重要的。目前,我国油田企业文化建设中存在诸多问题,影响油田企业文化发挥其功能,严重制约了油田企业的稳定和谐发展,因此本文针对油田企业文化发展存在的诸多问题进行研究,并探讨油田企业文化建设改善的相关措施,以期推进油田企业文化健康发展。

88.9mm套管电缆传输燃气动力补贴技术研究及应用

在油田开发的中后期油气田增产作业过程中,由于地质因素等造成油气井套管损坏,套管损坏制约着油气井正常生产,甚至可能导致井筒溢流等严重后果,及时有效地封堵加固受损套管,是保证油气井正常生产的重要技术手段。研究并设计了88.9 mm(3.5″)套管电缆传输燃气动力补贴工具。介绍了燃气动力补贴工具的原理和技术特点,借助有限元模拟对膨胀锥和锚定结构及工具参数进行了优化设计,并完成了地面试验和该技术及工艺的现场应用,补贴后全井筒试压50 MPa,稳压10min,压降0.7 MPa。现场应用表明:该工具设计合理,首次使用电缆传输便取得了成功。

应用Chrastil缔合模型计算元素硫在酸性气体中的溶解度

为了应用Chrastil缔合模型准确地计算元素硫在酸性气体中的溶解度,以现有文献中元素硫在酸性气体中的溶解度实验数据为依据,对前人采用的2种Chrastil模型系数拟合方法的Chrastil模型预测硫溶解度的效果进行了分析。结果表明:采用第一种拟合方法得到的Chrastil模型系数不能用来进行元素硫溶解度预测;而采用方法二得出的模型系数,可以预测溶解度随气体密度的变化趋势,但其预测误差偏大。为此,针对第二种拟合方法提出了一种计算Chrastil模型系数的改进拟合方法(二重变量循环法)。实例应用结果表明:在所研究的温度压力范围内,改进后的拟合方法使Chrastil缔合模型在预测精度上有较大幅度的提高,拟合的相对误差小于5%。

气井带压修井技术应用及前景探讨

气井生产一定时间后储层压力系数低,单井产量低,常规修井作业存在压井液漏失严重,液体返排困难,储层伤害严重等诸多难题,同时高昂的压井材料及排液费用与"低成本"开发思路相悖。带压作业是一种先进的井下作业技术,主要优点是作业过程无需压井,节约了压井成本和时间,能够最大限度地减少对储层的污染,确保气井产能不受影响。2011年起苏里格气田采用带压作业装置顺利实现了井口压力低于15 MPa,管柱结构为光油管、单封及双封的气井修井作业,相比常规修井作业缩短周期40,减低了施工费用近50,避免了储层伤害,为气井带压修井作业积累了经验。本文总结了苏里格气田气井带压修井技术应用情况,分析了存在问题,并结合气田开发实际就带压修井技术应用前景进行了探讨。

神木-米脂地区上古生界核磁共振录井三元图板建立及应用

神木-米脂地区致密砂岩气藏为烃类气体分子在分子膨胀力的作用下不断向周围拓展成藏,烃类气体未经大规模长距离运移,以垂向近距离运移为主。此类气藏不存在明显气、水分异的特点,常规录井评价在含水储层识别方面存在局限性,未能形成有效的含水储层识别解释图板和标准。中国石油长庆油田勘探开发研究院根据近几年该区34口井的核磁共振录井资料,基于核磁共振录井孔隙度、含水饱和度、可动水饱和度三个参数所占百分比,建立了识别含水储层的三元解释图板,并在该区推广应用,实现了储层流体性质的精确评价,提高了录井解释准确率。

国产手机品牌跨界营销现状及对策分析——以大学生群体为例

以2013年后在市场上进行跨界营销且具有代表性的8个国产手机品牌作为研究背景,调研分析基于大学生群体的207份调查问卷。结合跨界营销相关案例,研究国产手机品牌在大学生群体中跨界营销的状况,分析国产手机品牌在跨界营销中存在的问题与不足。为企业实施跨界营销提供可操作性的建议。

鄂尔多斯盆地华庆地区致密油储层异常致密成因分析

华庆地区长7-长6致密砂岩油储层含油均匀且含油饱和度高，有别于延长组其他地区或层位的低渗、特低渗储层．、以岩心分析资料为基础分析致密油储层的成岩孔隙演化特征，探讨长7-长6储层异常致密成因及目前储层面貌与含油性之间的关系。结果表明，致密油储层异常致密主要由强压实作用引起，另外晚期含铁碳酸盐类胶结作用使储层进一步致密。，导致储层压实作用异常强烈的主要原因是由于砂岩粒度极细，片状矿物云母含量较高，杂基含量高，处于封闭环境以及原油充注的影响导致早期胶结作用较弱，地层压力较低，这些因素大大降低了储集岩的抗压实能力。石油充注时长7-长6低渗、特低渗储层尚未形成，储层并不致密、物性好，储层的古孔隙度至少应当大于19．5％．这是目前致密油储层含油均匀、含油饱和度高的根本原因。

致密砂岩储层微观孔隙结构特征——以鄂尔多斯盆地延长组长7储层为例

运用物性分析、扫描电镜、铸体薄片及恒速压汞等技术,对致密砂岩储层进行了微观孔隙结构定量分析。研究结果表明:鄂尔多斯盆地长7油层组为典型的致密砂岩储层,渗透率小于0.3mD,孔隙类型以次生溶孔为主,平均孔隙半径为162μm,与渗透率无相关性;平均喉道半径为0.33μm,与渗透率具有很好的正相关性,是影响渗透率的主要因素;孔喉半径比大,平均为602,大孔隙被小喉道所控制,从而造成储层非均质性强、渗流能力差。致密砂岩储层的规模开发需采用先进的储层改造工艺,充分扩大喉道半径,降低孔喉比,提高储层渗流能力,这样才能取得更好的开发效果。

涪陵大安寨段致密石灰岩地层特征研究

针对目前对涪陵大安寨段大一亚段致密石灰岩地层物性研究的不足，采用铸体薄片和扫描电镜相结合的方法，对涪陵大安寨段大一亚段致密石灰岩的沉积特征和储层特征进行了研究。研究表明：研究区主要为陆相滨浅湖一半深湖相沉积和滨浅湖（介壳滩）沉积环境。岩性以石灰岩为主，夹泥页岩薄层，顶部和底部泥质和砂质增多，属滨浅湖灰泥夹介壳层沉积。涪陵大安寨段大一亚段上部、下部的储层物性明显好于中部，上部由于有溶蚀发育裂缝导致其物性明显变好；下部由于有机质丰富，极大改善了储层的物性。研究证实：涪陵欠安寨段大一亚段致密石灰岩是一个良好的页岩气选区。

陕北地区延长组储层孔隙控制因素分析

储层微观孔隙结构是决定储层储集及渗流特征的关键因素，分析其成因类型及分布规律，对深入研究储层特征差异及预测优质储层具有重要意义。岩石的孔隙率是储层的重要评价指标，面孔率是孔隙率的重要组成部分，其分布特征和含量多少直接影响储层的质量。面孔率和孔隙率的控制因素实际上也是储层质量的控制因素。储层的孔隙类型与其储集性能有极其密切的关系，分析储层孔隙类型及其在成岩过程中的演化规律是寻找和预测有利产建目标区的重要手段。陕北地区延长组砂岩中孔隙以粒间孔、长石溶孔、沸石溶孔和岩屑溶孔为主。其中粒间孔是主要的储集空间．且延长组各层组表现不一，并与压实作用、胶结物含量等相关。

天然气集输支干线清管球速理论计算方法优化研究

清管是天然气输送管道的一项重要日常工作,依靠清管器自身或其所带设备所具有的刮削、冲刷作用来清除管道内的结垢或沉积物,从而提高生产效率,减少内部腐蚀,保障管道安全运行。清管是一项高风险作业,因为一旦清管器卡在某个位置且不能及时定位,则会影响天然气的正常输送甚至危及管道安全。BWRS方程是目前计算天然气物性最精确的方程之一。本课题采用BWRS方程实时计算天然气物性状态从而计算出清管球精确速度。

YL气田储层岩石物理相特征及应用效果

解决低孔低渗油气层测井解释模型精度低、适应性差的问题，需要发展有更强针对性的精细解释模型。研究表明。储层岩石物理相对低渗透岩性油气藏的成藏作用和油水分布具有重要的控制作用，同一种岩石物理相通常具有相似的岩性、物性、孔隙结构和含油气性特征，测井响应特征相似。因而以岩石物理相的差异为基础对储层分类建立测井储层参数解释模型，就可能将“非均质、非线性”问题转化为“均质、线性”问题解决，从而准确判断储层含油气性．有效指导开发。

气田井口在役安全阀失效风险评估

安全阀对于承压设备和管道的安全工作具有重要的意义,安全阀的正常工作能有效的降低安全事故的发生。通过对安全阀基本性能的介绍,分析了安全阀失效的诸多影响因素,采用可拓工程系评价方法,建立了风险评价的优度评价方法,可以有效的对风险加以评价。

气田企业仓储优化管理探讨

近年来气田企业在不断的开发过程中,各类物资的投入规模量大、消耗数量大、库存占有量大,因此对于气田企业的仓储管理,需要进行深入的挖掘和研究,分析最优化的仓储管理模式,实现更为良好的仓储管理策略。在分析了现如今仓储管理方面需要待以解决的问题,根据ARIMA模型建立仓储体系物资采购的数学公式,为最优化的仓储管理提供理论依据。

采气厂压力容器风险评估与控制

采气厂作为气田开发的基层单位,承担着天然气开采、处理、输送和气井提产工艺优化等工作,在整个工艺系统内,具有大量的压力容器或承压设备在持续运行着。而天然气具有易燃、易爆、有毒和腐蚀性等特征,一旦发生安全事故,将造成极大的经济损失和环境灾难。因此对于压力容器运行过程的风险评估,具有重要的意义。分析了风险评估的方法,并基于API581风险评估标准,结合采气厂实际情况展开了讨论,提出了风险定量计算的思路,为采气厂压力容器风险评估和控制提供借鉴。

鄂尔多斯盆地N区S2储层产水特征研究

鄂尔多斯盆地N区属于典型的致密砂岩岩性气藏,储层厚度小、埋藏深度大、非均质性强,横向变化快,孔渗关系复杂,在气田开发过程中,储层出现了不同程度的产水现象,特别是S2储层,疑似产水严重,部分改造S2储层气井积液严重甚至积液停产,严重影响气井正常生产。然而,目前对产出水来源的认识还不够清晰,给气田开发带来一定的困难。为此,在前人的研究基础上,通过分析研究区块内所有改造S2储层的气井的生产数据及测井资料,对典型封堵措施井SN0001井及两相计量试验井产水特征进行分析总结,利用N区邻近区域的延安-安边砂带及哈汗兔庙-杨桥畔砂带的S2储层单试气井的测井及试气资料进行重点分析研究,建立了N区S2储层气井产水界限,确定了气井产水的储层测井响应特征临界线,应用井口两相计量试验井和封堵措施气井进行了对比验证,同时利用该气水界限对全区块内改造S2储层的气井的产水特征进行了分析预测,建议在45口高产水风险气井中优选部分井列入2022年两相计量测试计划,进一步论证S2储层的产水特征,以指导后续对S2储层的生产建设和气田开发工作。

创新物资管理模式在企业降本增效中的重要作用

管理学家曾说,企业家主要是要做好营销和降低成本两件事。成本控制关系到企业的生存和发展,而对于项目建设企业来说,原材料的管理是直接降低成本的重要内容,随着时代发展,传统物资管理的弊端逐渐显现出来,如何创新物资管理模式值得我们深入探讨。一、物资管理概述工程建设材料是施工过程中的主要劳动对象,是构成工程建设产品的主要物质基础。