云桌面在企业中的应用探讨——以大庆油田有限责任公司第一采油厂信息中心为例

随着信息技术的不断更新,信息设备的老化问题日益突出,对工作造成一定影响。更新计算机需要投入大量资金,而通过实施云桌面,则能在低成本低投入条件下尝试解决上述问题。云桌面系统中,用户可以利用现有的终端设备通过网络服务器打开云桌面,因为计算都在服务器端完成,结果通过网络显示到用户的终端显示器中,所以仅占用很少的本地硬件资源。在千兆网络环境下,可以让低档次计算机实现高档机的操作性能。论文以大庆油田有限责任公司第一采油厂信息中心(以下简称“信息中心”)为例,探讨以云桌面方式解决上述问题的方法。

抽油杆修复技术在大庆油田第一采油厂的应用

调查了近年来第一采油厂抽油杆更换和修复情况，并到国内抽油杆修复厂家进行考察，了解并基本掌握了目前国内较先进的抽油杆修复工艺，在系统地分析国内现行旧抽油杆各种修复工艺的基础上，我厂研究了一种旧抽油杆修复工艺，并建立了PLC自动化流水修复线，这种新工艺流程为：分选、表面预清洗、卸接箍、校直、中频感应加热清洗、杆头探伤、杆体探伤、修扣、超音频感应加热表面淬火、抛丸强化、打标记、涂漆包装、验收入库。经过修复后，旧D级抽油杆的抗拉强度和疲劳强度等性能指标达到工艺型超高强度杆水平。

大庆油田萨中开发区二、三类油层同步挖潜补压结合射孔方法

大庆油田萨中开发区二类油层和三类油层平面、纵向交互分布,目前尚未形成同步开发方法。从射孔角度出发,通过分析油层特点,匹配射孔工艺方法,二类油层匹配深穿透(穿深为956 mm)射孔、三类油层匹配超深穿透(穿深为1 308 mm)射孔,建立单井“组合射孔”模式;针对大段三类油层,通过抽稀射孔数,提高单卡层段数,提高过孔压力,建立“组合射孔+限流法压裂”模式。数值模拟和现场分析结果表明:该方法在萨中开发区2个二、三类油层同步挖潜区块应用,“组合射孔”实施20口井,采出端单井含水率多降低2.0%、日产油量增加1.2 t;“组合射孔配套限流法压裂”实施6口井,实现了单孔排量0.6 m3/min以上,平均单井产液量增幅17.56%,含水率多降低0.94百分点。研究成果可有效指导投产设计,对二、三类油层的同步挖潜和提质增效具有重要意义。

大庆油田嫩二底标志层套管剪切失效的有限元分析

大庆油田嫩二底标志层套损以剪切错断和剪切变形为主,标志层是否封固对套管剪切过程的受力和变形影响较大。考虑套管、水泥环和地层弹塑性力学特征,分别建立了封固与不封固三维有限元计算模型,计算并对比了2种模型在地层滑移过程中套管和地层的Mises应力、套管对地层的反作用力、塑性变形范围和套管内壁位移量。计算结果表明,嫩二底标志层封固与不封固2种模型的应力都集中于剪切面附近,套管的受力和变形程度都大于井壁岩石;不封固套管的受力和变形相对分散,更有利于标志层剪切套损的预防和修复。

大庆油田致密油水平井压裂关键技术及建议

针对大庆油田致密油储层横向发育不连续、非均质性强、天然裂缝不发育、纵向发育多薄层等特点,以“提产量、降成本、提效率”为目标,采用室内实验、数值模拟及现场试验相结合的方式,攻关形成了以“平面密切割与纵向穿层立体改造提产技术、变黏度滑溜水携砂降本技术、段内暂堵与可溶桥塞及连续油管水力喷射等配套提效工艺”为主的致密油水平井体积压裂关键技术。全面剖析了致密油储层改造技术在Ⅱ类储层效益建产、老井提效、生产制度完善3个方面面临的挑战,提出了3个致密油压裂关键技术攻关建议:①持续攻关Ⅱ类储层水平井压裂提产技术;②攻关完善压裂增能技术;③完善合理返排及生产制度。围绕这些关键技术进行攻关研究,对于大庆致密油经济高效开发具有重要意义。

大庆油田萨中开发区南一区井控风险识别与防控措施应用

针对近年来油田发生的各种井控事故,并结合采油一厂南一区油井压力高、套变井多、斜井比例高、封隔器等大直径工具多、周边环境复杂等情况,通过分析井控风险因素,精确识别出管柱上顶、套变溢流、环境敏感、地层压力高、三元驱结垢腐蚀、硫化氢中毒6个风险点,从方案设计源头采取防顶、防喷、防腐、防溢流、防有毒有害气体、井控升级管理等针对性、实用性较强的预防措施。2022年南一区累计优化设计1100井次,实现了区块井控设计个性化、实用化,将井控风险降到最低,在较小的投入下取得了较高的社会效益和经济效益,对有封堵管柱、套变井、复杂环境井、三元井、含硫化氢井等多风险油井井控设计具有指导意义。

大庆油田采油一厂6kv配电变压器的防雷保护

配电变压器受雷电波侵害不仅给供电企业带来极大的经济损失,而且还严重影响供电可靠性,为了防止雷电波对配电变压器的侵害,保证配电变压器安全运行,本文介绍了配电变压器防雷保护措施的具体应用,从而达到可以提高配电变压器的防雷水平效果。

“四轮驱动”打出节能降耗组合拳——大庆油田采油一厂节能降耗经验谈

一、引言 人类目前使用的主要能源有石油、天然气和煤炭三种。根据国际能源机构的统计，地球上这三种能源可供人类开采的年限，分别只有40年、50年和240年。值得注意的是，中国剩余可开采储蓄仅为1390亿吨标准煤。按照中国2003年的开采速度16．67亿吨／年，仅能维持83年。中国石油资源不足，天然气资源也不够丰富．

大庆油田采油厂开展节能项目应注意的问题

大庆油田作为我国石油企业的龙头,既是产能大户,也是耗能大户,节能减排工作所面临的形势十分严峻。从内部审计的角度指出,大庆油田采油厂开展节能项目应注意：节能项目决策的合理性、节能项目实施的规范性、节能项目资金核算的准确性、节能项目应用的有效性。

大庆油田某采油厂油气管线占压创新管理模式探析

管线占压已被中石油集团公司列为较大安全隐患,极易引发重大安全伤亡事故。以大庆油田某采油厂视角,运用现代企业安全管理系统方法,针对油气管线占压隐患存在状况,在现有“履行六级职责、实施五项严格、坚持两类投入”常规管理基础上,提出了“七法”管理新模式,即“疏导、联动、扫清、圈闭、扩容、改建、核查”7个方面的“组合拳”式创新管治模式。该套管理方法的运用,实现了大庆油田某采油厂管线占压管理工作的系统性治理、常态化治理、规范化管理的治管结合有效提升,对消除占压隐患、构建平安矿区具有重要的现实意义。

浅议大庆油田公司工会建设

工会作为党和政府联系职工群众的桥梁纽带作用，对建立稳定和谐的劳动关系、稳定大局，具有十分重要的意义。本文结合大庆油田公司工会的实际，提出了其工会在加强大庆油田工会自身建设；抓住根本，履行维护职能；工会工作融入生产；维护职工合法权益；解决职工实际困难这五个方面的工会建设情况。

大庆油田三元复合驱矿场试验综述

经过多年的室内研究及矿场试验攻关 ,大庆油田已先后成功地进行了 5个三元复合驱矿场试验。试验结果表明 ,三元复合驱可比水驱提高采收率 2 0 %以上 ,乳化对提高三元复合驱的驱油效果有利 ;三元复合驱在注采液能力下降的同时 ,由于含水也大幅度下降 ,仍可保持较高的采油速度 ;采取压裂等增产措施可使下降的采液能力大幅回升 ,螺杆泵。

大庆油田三类油层化学驱增油效果评价及机理分析

大庆油田三类油层具有油层厚度薄、渗透率低和连通性差等特点，亟待开发和实施新的大幅度提高采收率技术。针对矿场实际需求，利用仪器检测和物理模拟等方法，对聚合物、二元复合体系、三元复合体系和聚表剂等4种驱油剂的分子线团尺寸以及分子线团与岩心孔隙配伍性进行了研究，并对其单一段塞和多段塞组合化学驱增油效果进行了对比分析和评价。结果表明，溶剂矿化度、聚合物相对分子质量和剪切强度对驱油剂的分子线团尺寸存在影响；驱油剂类型、段塞尺寸及其组合方式对化学驱增油效果存在影响。综合考虑采收率增幅和经济效益两方面因素，推荐采用单一高浓度聚合物驱，采收率预计增幅为20％左右，其认识对于该类油层开发技术选择具有重要参考价值。

水平井挖潜技术在大庆油田高含水后期厚油层剩余油开发中的应用

针对大庆油田厚油层沉积特点和高含水后期剩余油分布规律,应用水平井挖潜技术,开发大庆油田高含水后期厚油层上部剩余油.南一区甲块南1-2-平25水平井的整个水平井段位于目的层的中、上部位,投产初期含水率仅为10.6%,生产6个月,累计产油为16.279×103t.应用实例表明,利用水平井挖潜厚油层顶部剩余油的效果较好.

大庆油田三元复合驱碱与原油长期作用研究

采出液的稳定性及处理效果与油水界面特性有关，三元复合驱碱与原油作用时间对油水界面特性及采出液稳定性具有重要影响。用界面张力仪、表面黏弹性仪、Zeta电位分析仪及浊度仪研究了大庆油田三元复合驱碱与原油长期作用后对油水界面性质及乳状液稳定性的影响。结果表明：NaOH与原油长时间反应后得到的水相与原油模拟油间的界面张力降低，油珠表面的Zeta电位绝对值增加，油水界面剪切黏度变化不明显，水相与模拟油乳化后所形成的O／W乳状液的稳定性增强；NaOH与原油反应1d后得到的油相与模拟水间的界面张力、Zeta电位及O／W乳状液稳定性均大于未反应的模拟油，而NaOH与原油反应10d后得到的油相与模拟水间的界面张力、Zeta电位及O／W乳状液稳定性均小于反应1d所得到的油相。

大庆油田葡一组油层聚驱后剩余油微观分布规律研究

通过天然岩心水驱油和聚合物驱油实验, 应用岩心磨片荧光分析技术, 利用面积法计算出了不同类型微观剩余油饱和度值, 同时定量地测定出水驱时存在的簇状、膜状、盲端和角隅等四种类型微观剩余油在聚驱后剩余的比例, 得出水驱后不同类型的微观剩余油在聚驱后降低幅度不同的结论: 膜状剩余油大幅度降低, 簇状和盲端剩余油降低幅度次之, 角隅剩余油降低幅度最小。给出了高、中、低不同强度水淹部位的微观剩余油分布规律: 高水淹部位四种类型剩余油均较少, 中水淹部位主要以盲端和角隅剩余油构成, 低水淹部位四种类型剩余油均较多, 尤其是膜状和簇状剩余油比例较大。

大庆油田萨中地区过渡带储层的孔隙结构

开展了大庆油田萨中地区过渡带天然岩心的室内压汞实验,研究发现:该地区的储层孔隙度较高,渗透率大小分布不均匀,岩石孔道分布不集中,分选性较差,储层的非均质性强,孔隙的迂回程度较大,储层孔喉的有效性较好,孔隙半径集中在10.498～10.528μm,储层的主要渗流通道为1.60～6.30μm的孔道,孔隙分布曲线为平缓或多峰曲线,储层的储集性能较好.该结果为萨中过渡带的进一步挖潜和增产、增注以及预防套管损坏提供了依据.

大庆油田萨中地区过渡带储层的敏感性

为开发萨中地区过渡带储层,开展了储层敏感性的室内实验,研究了该地区储集层的速敏性、水敏性、酸敏性、碱敏性和盐敏性.结果表明:萨中过渡带地区的储集层对流体速度、水性和碱度表现为弱敏感性;对酸度表现为无敏感性,对盐度表现为中等敏感性;随着注水速度的增加,岩心的渗透率也随之增加,表明大庆油田储层经过长期注水开发,储层中不稳定的固相颗粒的含量低,已不能堵塞地层,可采用提高注水速度、酸化等措施增加油井产量;过渡带地区葡Ⅰ组地层底部碱敏性中等偏弱,葡Ⅱ组地层碱敏性程度弱.

大庆油田稠油原油物性实验分析研究

粘度高密度大的稠油,其物理特性与一般原油有着很大的区别。在描述了国内外的稠油分类标准和稠油基本特征的同时,对大庆油田稠油的高压物性实验结果与黑油的高压物性资料进行了对比研究。结果表明,大庆油田稠油表现出油藏埋藏浅地层原油粘度高密度大含气、含蜡量少和饱和压力低的特点。分析后认为大庆油田的稠油适合于热蒸汽驱开发,并在进行热力采油时,不必过多考虑压力及溶解气因素。

大庆油田北一二排西部二类油层注入聚合物相对分子质量的确定

大庆油田主力油层聚合物驱油技术已大规模推广应用13 a,在油田后备潜力不足的情况下,开展了大庆油田首个上返二类油层工业化聚合物驱油试验。北一二排西部上返聚合物驱为一套陆相河流-三角洲碎屑岩沉积,由于储层发育的地质因素差异使得二类油层适合的聚合物驱油相对分子质量有别于主力油层。通过渗透率、孔喉半径、控制程度与聚合物相对分子质量关系研究,认为二类油层适合中分子聚合物驱油。