国有企业绩效管理现状、存在问题及改进对策——以长庆井下技术作业公司为例

绩效考核作为现代企业管理工作中的一个重要环节,是企业培育核心竞争力、获取持续竞争优势的必然选择。在激烈的市场竞争中,如何根据国有企业绩效管理的现状找出完善性策略,不断提高企业绩效管理水平,成为摆在国企管理者面前的一个重要议题。文章以川庆钻探长庆井下技术作业公司为例,阐述了实施绩效考核的必要性,通过分析国内外绩效考核体系,在论述长庆井下公司绩效考核运行现状的基础上,分析了其存在的问题,并提出了相应的优化对策;对同类型的企业绩效管理具有一定的借鉴价值。

长庆区域电驱压裂装备配套技术研究及应用

在国家大力提升深层页岩油气资源勘探开发力度的背景下,电驱压裂成为储层改造业务板块实现降本增效、节能减排的有效手段。目前电驱压裂技术在长庆油气产区的应用正处于起步阶段,存在现场供电基础薄弱、电网负荷率低、设备单机负载率低等问题,亟需加强装备配套技术方面的研究。结合陇东页岩油、致密气压裂现场应用情况,对比分析了电驱和柴驱设备相关经济技术指标,提出一套适合长庆区域的电驱压裂装备配套技术方案。研究结果表明,需提前统筹规划页岩油气平台电网布局,建立“电网供电为主,燃气发电为补充”的供电模式,同时优化压裂机组配置,充分发挥电驱压裂装备单机功率密度大、作业效率高、购置维保成本低、节能环保等优势,在最短的时间内泵注最多的液量,以确保电驱压裂经济效益最大化。该研究对于推动国内电驱压裂装备规模化应用具有现实指导意义。

川南深层页岩气水平井压裂窜扰主控因素及诱导机制

基于四川盆地南部(即川南)地区深层页岩气的开发实践,以负面冲击为主的井间压裂窜扰严重影响了开发的效率和效益,对深层页岩气的长效开发提出了较大的挑战。为了预防深层页岩气水平井压裂窜扰问题,以四川盆地南部泸州区块为例,通过储层地应力场反演和天然裂缝识别,明确地应力和天然裂缝的组合特征,及其对水力裂缝扩展的影响。在此基础上,根据已窜扰水平井压裂过程中的微地震监测结果进行对比验证,通过体积缝网形态的展布特征揭示水平井压裂窜扰形成的内在机理。最后,基于UFM模型建立多井复杂裂缝扩展模型,重点分析多簇裂缝的竞争扩展规律,为预防页岩气水平井压裂窜扰提供理论依据。研究结果表明:地层凸起区域具有水平地应力值较小、条状天然裂缝较发育的双重特征,易诱导水力裂缝向该区域扩展,是川南深层页岩气水平井压裂窜扰的关键地质因素;由于多簇裂缝竞争扩展,大尺度条状裂缝对水力裂缝具有明显的诱导和捕获作用,使某簇裂缝或某侧裂缝过度扩展,导致水平井间裂缝沟通、形成窜扰。

多功能井下节流器研制及在长庆致密气井的应用

为实现致密气/页岩气的大力开发,解决高压气井带压完井的难题,利用连续管带压作业的优势,形成连续管完井采气一体化技术,文章研制了一种多功能节流器。该节流器采用回压阀、节流嘴以及堵头等多种功能组件的组合设计,通过全流程工序,可以实现带压下连续管、高产期节流降压生产、低产期速度管柱生产、间歇期柱塞气举以及枯竭期井底封堵起出管柱等功能。室内试验及现场应用结果表明,多功能节流器各组件工作良好,可以满足高压气井的开发和应用,保障了气井生产的安全高效运行,符合现场施工要求。该节流器的研制与应用对连续管完井采气一体化技术的支撑以及安全性、可行性的验证具有重要的意义。

井下封隔器气体密封性能试验

通过试验模拟井下高压注气全过程,分析井下密封设备气体密封性能。在393K试验环境下,H1010-1橡胶密封件在35MPa以下的工作压力范围之内具有较好的气体密封能力。当高于35MPa时,气体逐渐泄漏;H2010-1橡胶密封件逐渐泄漏,气体泄漏的速度也伴随着压力的提升越来越快,H1010-1橡胶材料适用于封隔器密封件。

石油钻井带压作业技术工艺

带压作业是保持井筒内一定压力,不压井、不放井的情况下进行管柱起下的先进井下作业技术,广泛应用于石油钻井中,如油田欠平衡钻井、修完井等工作,应用堵塞器等工具将管柱内部封堵,利用带压作业机的动密封型防喷器控制环空压力,通过举升系统和旋转系统上举、下压和旋转管柱,以实现带压作业。因此,本文主要进行带压作业技术概述,探究石油钻井带压作业技术工艺的应用。

长庆区域试油压裂井下事故的工具选择

近些年,随着长庆试油作业技术不断完善,渐渐的拥有了自己独特的作业工具。但井下作业自身带有的危险性是我们不能忽略的,所以我们必须对事故发生后的处理做好万全的准备,其中,工具的最优选择是至关重要的一点。在不同工具作为鱼头时,合理搭配使用打捞工具,有完整的策略,才能达到更好的效果,对人员的救援才会更加及时。

石油工程井下作业的修井技术及工艺

在经济等方面不断发展的时代背景下,不管是人们的生活还是生产过程中,都对石油能源的需求量持续增加,作为推动经济稳定发展的关键部分,行业人士就应该加强对石油工程的关注程度,做到紧跟时代发展步伐,不断的调整过去落后的井下作业技术工艺,在极高的石油工程操作效率下,充分凸显出石油工程的重要性。在接下来的文章中,将分别对石油工程井下作业修井技术及其工艺进行详细的分析,希望能够给相关人士提供些许参考依据。

水力泵送桥塞压裂技术在长庆油田的应用

长庆油田水平井体积压裂工艺技术迅速发展,但常规的分段压裂技术已不能完全满足体积压裂工艺的需要。水力泵送桥塞分段压裂技术采用射孔和座桥塞带压联作,通过压裂泵车送入水平段预定位置进行座桥塞射孔,提高了体积压裂的效率。在长庆陇东区域开展了5口井的试验,试验表明,水力泵送桥塞压裂技术具有封隔可靠、分段压裂级数不受限制、压裂周期短的特点。水力泵送桥塞压裂技术的成功实施,初步探索出针对该区块的一套有效储层改造技术手段,为下一步陇东区域大规模、高效体积压裂开发积累了宝贵的现场经验。

长庆气田套管滑套压裂技术的研究与应用

为提高多层系致密气藏单井产量,2009年开始长庆气田在国内率先开展了TAP分层压裂工艺试验,但受压裂工具及施工作业条件影响,施工成功率低,工艺稳定性较差。为提高该项工艺的稳定性和适应性,提出了有限级套管滑套设计思路,结合有限元数值模拟和大型物理模拟实验优化了滑套阀端口,实现了固井条件下非射孔诱导顺利起裂,同时研发配套了变径自锁复合胶塞和水溶性金属球等工具,形成了有限级套管滑套分层压裂工艺,现场试验24口井,实现了一次连续分压7层的突破,施工成功率90%,其中苏里格致密气试验区苏东X井试气绝对无阻流量8.80×104m3/d,投产32个月时日产气1.94×104m3,与邻井相比增产达到80%以上,为长庆气田致密储层实现体积压裂、提高单井产量提供了新的技术手段。

冷冻暂堵带压换阀技术在长庆油田的应用

随着采气年限的增加,采气井口的控制阀门在生产过程中,由于受高压流体的冲刷、介质腐蚀或阀门密封件老化等因素影响,出现内外泄漏、锈蚀卡死后无法正常开关等恶劣工况,给正常生产带来安全隐患。为此,开展了冷冻暂堵带压换阀门室内实验。该工艺结合了带压钻孔和冷冻封堵技术,利用暂堵剂来实现环空和油管内径的封堵。2016年长庆油田在10口老井上进行了更换井口1、2、3阀门试验施工,一次性成功率达100%,平均施工周期3天,缩短了作业周期,减轻了劳动强度。现场应用结果表明,冷冻暂堵带压换闸门施工在长庆油田具有较强的适应性,作业过程中有效控制了井口压力,实现了安全环保高效作业,可大规模推广使用。

长庆气田液氮伴注工艺监测技术的研究与改进

结合长庆气田S&S-2000型压裂设备和液氮泵车特点,对设备进行配套改造,使之能准确监测、记录液氮的数据,满足现场施工的要求。该项技术的成功不但提供了准确的液氮原始资料,而且有利于气井压后排液效果的分析和促进液氮伴注工艺的发展,从而促进了气井压裂工艺技术的进一步完善。

反循环水力排液泵在长庆油田的应用与改进

为满足长庆油田大液量施工井压后快速返排及林区高安全环保作业的要求，研究了反循环水力排液泵，将该泵应用于压后排液求产工序，并进行现场试验。试验结果表明，反循环水力排液泵日排液量可达到100～200m3，能够满足现场排液要求，排液效率高，安全环保效果好。但是，该泵在锁定机构、打捞方式、配套封隔器的稳定性以及坐封方式等方面仍需进一步完善。鉴于此，进行以下改进设计：①将泵芯锁定机构采用嵌入式卡爪，泵芯从井口投入后与本体专用锁槽配合，实现排液过程中泵芯与本体可靠连接；②打捞工具设计有插杆、打捞爪和泵送辅助工具；③在泵芯底部设计滑套式单流阀，单流阀开启压力设定为25MPa，可使停泵后管柱内液面不重新回落至地层；（少设计Y211封隔器，该封隔器变旋转坐封方式为提放坐封方式，减轻了坐封过程中工人的劳动强度，并可避免旋转管柱过程中反扭矩带来的风险。

长庆气田液氮伴注工艺监测技术的研究与改进

长庆气田过去在天然气井压裂过程中，由于液氮泵车与S＆S-2000型压裂车纽不能配套使用，现场无法实时采集液氮数据，影响了压裂过程的监测，给压裂资料的分析带来了不利的影响。本文将结合长庆气田S＆S-2000型压裂设备和液氯泵车特点，对设备进行配套改造，使之能准确监测、记录液氮的数据，满足现场施工的要求。该项技术的成功不但提供了准确的液氮原始资料，而且有利于气井压后排液效果的分析和液氮伴注工艺的发展，从而促进了气井压裂工艺技术的进一步完善。

CQ-RP140可回收低聚物压裂液在长庆气田的应用

针对长庆气田现场压裂返排液处理难题,文章以聚合物压裂液为研究对象,室内研发形成CQRP140可回收低聚物压裂液体系。该体系耐温超过140℃,具有低残渣、低伤害、可回收、可连续混配的技术特点,满足长庆气田清洁化生产和压裂施工需求。在靖边、苏里格气田累计完成现场应用89口井(326层/段),取得了良好的增产改造效果,且回收利用返排液17 700 m^3,有效减少了现场返排液处理量,节省了清水用量,通过室内优化完善,形成了适用于长庆气田不同区块、不同工艺的压裂液体系,为长庆气田清洁化生产提供了技术支撑。

井下作业危险因素识别及安全技术分析

本文主要对井下作业中常见的危险因素进行了分析,并对井下作业中需要的安全技术进行了探究。

长庆油田陇东地区页岩油水平井细分切割压裂技术

长庆油田陇东地区页岩油储层脆性指数低、天然裂缝不发育、不易形成复杂缝网,进行分段多簇体积压裂时,受储层物性、地应力、各向异性及水力裂缝簇间干扰等因素影响,簇间进液不均,达不到储层均匀改造的目的。针对该问题,依据缝控储量最大化原则,在分级评价页岩油水平段储层品质及建立非均质地质模型的基础上,开展了基于甜点空间分布和综合甜点指数的细分切割单段单簇压裂布缝设计方法研究,优化了压裂施工参数,形成了页岩油水平井细分切割压裂技术。该技术在长庆油田陇东地区10口页岩油水平井进行了现场应用,取得了很好的压裂效果,应用井投产后日产油量较邻井高出35.9%。长庆油田陇东地区页岩油水平井细分切割压裂技术的成功应用,为类似页岩油储层改造提供了新的技术思路。

关于对井下作业试气技术的研究与探讨

井下作业试气技术对油气田的作用至关重要,对有气体田的气层进行检测。是指利用一套专用的设备及一定的技术措施,来降低井内液柱的压力,使产层内的流体流入井内并在诱导作用下进入地面,对出来的气体进行直接检测,将气体中含有的各种成分的物质进行详细的检查。这样就可以得到油气田中气体中所含成分的详细资料,这整个技术过程指的就是井下作业试气技术。

油田井下作业技术及安全监督工作探讨

井下作业是对油田进行勘探开发时使油田水井得以正常生产进行的重要技术手段。埋藏在地下深处的天然气和石油,作为非常珍贵的地下资源,它们是国家在进行现代化建设过程中和人类文明发展过程中必不可少的重要资源。石油井下作业工作主要涉及了作业、修井以及压裂等板块,具有作业风险大和频发井喷事故等弊端。所以,相关部门要对此进行高度的重视,并使安全生产的责任制度得到充分的落实,严格的按照相关规章制度和操作流程执行,对井下作业进行监督的力度需要加强,以此避免发生事故。

长庆油田罗1井区压裂水平井生产动态影响因素研究

水平井分段压裂改造技术是罗1井区水平井主要投产方式。为了给研究区内水平井压裂设计提供决策依据,基于罗1井区长8油藏实际非均质地质模型,利用数值模拟方法系统分析了影响压裂水平井生产动态的主要因素,并通过正交实验设计分析了这些主要因素对压裂水平井生产动态的综合影响。结果表明:影响罗1井区压裂水平井的产能的最主要因素是油层厚度和裂缝导流能力,影响罗1井区压裂水平井增产倍数最主要的因素是裂缝导流能力和储层渗透率。