油气企业两化融合建设实践与探索——以中国石油西南油气田公司为例

为了积极响应国家工业转型升级、调整经济结构、转变发展方式的号召,推动油气企业的转型升级、实现高质量发展,以中国石油西南油气田公司为例,总结过去三年积极推动油气企业两化(信息化、工业化)融合建设的实践经验及采取的典型做法,并对未来油气企业两化融合建设工作将向两化深度融合方向发展的方式进行了探讨。研究结果表明:①摸索出了一套适用于油气企业并可推广至整个石油天然气采掘工业的两化融合工作方法;②创新了油气生产管理和经营模式,提升油气企业生产现场经营管控水平。结论认为:①多体系融合将成为未来两化融合建设的重点,从而实现油气企业生产、经营的一体化管理;②提升数据深度应用对两化融合建设的驱动作用,通过系统集成、建设决策支持系统、加强实时数据管理工具、开发各类数据分析模型等方式,以数据要素为核心地位,加速技术、业务流程与组织结构的改进;③加速提升业务部门自驱力,通过领导推动、制度设计、宣传贯彻等措施,提高业务部门参与两化融合的积极性,做到油气企业全员对建设工作的深度参与和自觉推动。

成本企画与生命周期管理在油气田企业的结合应用——以西南油气田为例

对于油气田企业来说,企业的成本构成不同于一般的生产性企业,其成本在油气田开发生命周期中逐步产生,为成本企画和生命周期管理的结合应用提供了基础。文章首先介绍了成本企画和生命周期管理以及油气田企业的成本管理特征;然后,以气田开发生命周期为导向确定不同阶段的成本企画重点;最后,将上述思路在具体的油气田实践应用,并与未采用气田开发生命周期管理的成本企画的同类油气田进行比较,以分析上述成本企画的有效性。为采用成本企画或生命周期管理或两者兼用的企业提供借鉴。

油气田企业提升供应链物资采购质量的对策思考

近年来,绿色供应链价值凸显,油气田企业以构建世界一流的物资供应链管理体系为战略目标,加快推进由采购管理向供应链管理转变,由采购成本最低向全生命周期总成本最低转变。为了探索物资采购质量助力供应链建设的有益举措,推进供应链企业间合作共享、多赢互惠,在研究供应链管理的基础上,分析了供应链物资采购质量管理存在的问题,就推动油气田降本增效,实现企业高质量发展提出建议措施。研究结果表明:①优化机构设置,推动质量管理岗位价值评估;②明确质量工作界面,梳理管理流程;③注重质量从业人员人才培养;④建立供应商质量提升机制;⑤持续健全完善物资供应质量管理体系。

油气田公司提升信息安全建设的探索

随着“两化融合”管理体系的深度推进,国内油气田公司信息化建设步入快车道,信息安全风险日益突出。面对复杂的信息化环境,通过提升网络安全、桌面终端安全、服务器安全、数据安全等四方面体系建设来规避信息化安全风险已成为企业稳定发展的重要基石。为此,以中国石油西南油气田公司为例,通过分析目前信息化安全体系方面存在的问题,对标新型的信息化安全技术,找到提升油气田公司信息化安全体系建设的突破口,并提出相应体系的建设意见。研究结果表明:①油气田公司在网络安全方面的能力正迎头赶上国际先进水平,态势感知平台的部署加强了公司网络安全体系;②在桌面终端安全方面存在着“走弯路”的现象,活动目录服务器的效果能达到源头切断终端用户的不安全行为;③在服务器安全方面亟待设备资源整合、管理优化,私有云计算技术的部署提高了公司服务器、存储管理水平;④在数据安全方面通过在线磁盘备份、离线磁带备份、灾难备份的策略提供完善的数据备份解决方案。

优质高效推进川东北高含硫气田重点工程实施

为深入总结高含硫气田重点工程优质高效推进经验,以川东北高含硫气田项目为例,通过列举法兰管理、氦氮试压检漏等特色技术,展示了高含硫天然气生产作业现场多项目实施全过程安全、质量管控经验,确保边生产边作业、多项目交叉作业现场进度、安全受控和质量达标。实践结果表明:高含硫气田重点工程项目需要抓好统筹协调管理,做好进度管控;高含硫气田重点工程项目需要关注承包商管理、中高风险作业核实与验证及隔离管理等关键环节,做好安全过程管控;高含硫气田重点工程需要关注设计方案、物资采购、施工过程及系统精密检漏等关键环节,做好质量管控。结论认为:统筹协调甲乙双方资源、坚持优良作业管理、落实属地管理职责、做好承包商管理是高含硫气田多作业施工现场进度、安全、质量管控的保证,运用甲方的管理制度去影响、培养承包商,实现甲方对现场作业在进度、安全、质量的全方位管控是有效的。

四川盆地罗家寨高含硫气田钻完井技术创新与实践

四川盆地高含硫化氢气藏储量规模较大,其安全绿色高效开发对于四川盆地千亿立方米天然气产能基地建设和国家“双碳”目标实现具有重要意义,但高含硫气田在钻完井过程中面临漏、涌、塌、卡、毒等工程技术挑战。为加快高含硫气田的安全绿色高效开发,梳理了高含硫气田钻完井技术难点,开展了高含硫气井优快钻井工艺、完井工艺、井控工艺技术攻关与实践,创新形成了适用于高含硫气田钻完井工艺技术系列。研究结果表明:①首次将海上成熟的Trulink不停泵测斜工艺和随钻测井工艺运用在国内陆上高含硫气井钻井中,分别实现四开一趟钻完钻和五开产层一趟钻完井,趟钻进尺、机械钻速、定向周期等指标优异,井身轨迹合格率100%;②超低密度领浆体系成功应对固井恶性井漏挑战,韧性防气窜泥浆体系配合顶部封隔器确保悬挂位置封固良好,固井合格率、优质率双达标;③两步式完井工艺降低完井过程井控风险,下入的井下永置式压力计实现气井全生命周期的井下实时动态监测;④优化后的防喷器组合及井控装备能够保证高含硫气田钻完井全过程的井控安全。结论认为,四川盆地罗家寨高含硫气田钻完井工艺技术创新在高质量建井方面取得了显著成效,累计测试获气590×10^(4)m^(3)/d,累计无阻流量3204×10^(4)m^(3)/d,所形成的钻完井优化工艺技术系列可以有效指导类似高含硫气田的安全规模高效开发。

油气田地面建设场站工程工期目标管理体系的建立

目标管理体系属于科学的管理体系,主要用于工程建设中工期的规划与管理,本理论认为任何一个领域都需要设定特定的目标,这样才能确保其中的各项任务得到高度重视,才能按照目标的规划与设计来完成相关的工程建设任务。

中国石油陆上首个高含硫气田国际合作项目开发理念及管理模式

高含硫气藏安全清洁高效开发是世界性难题。2008年2月,成立川东北高含硫对外合作项目(CDB项目),是中国石油陆上首个高含硫天然气对外合作项目,目前已累产天然气超130×108m3,实现了安全清洁高效开发,其经验值得学习和推广。为了充分总结高含硫气田安全清洁高效开发的经验,为国内高含硫气田开发生产提供借鉴,以川东北天然气国际合作项目为例,全面分析了高含硫气田在设计、建设、运行、应急响应的先进做法。研究结果表明:(1)在设计阶段,充分运用LPM、HAZOP-LOPA、冗余容错、QRA等风险识别和分析模型、方法、技术,有助于提升设计本质安全水平;(2)在建设阶段,遵循严格的程序开展设备材料等级划分及验收、A类设备材料关键控制节点及工厂验收测试、焊接管理、法兰管理、氦氮验漏等,保留大量过程资料,有助于实现设备材料质量、施工质量的可追溯性管理;(3)在运行阶段,应重视管理体系建设,研究表明,OEMS体系、AIM体系的实效运行,建立完善的管理体系,能有效的管控人的风险、物的风险和环境风险;(4)在应急响应方面,组建完善的专职队伍,划分层级分明的应急响应等级,设定全员覆盖的有效避险地点,开展经常性的企地联动演练和常态化的应急设备测试,为高含硫气田安全清洁开发提供了有效的保障。结论认为,川东北高含硫国际合作项目是高含硫天然气开发从设计到运行全过程采用先进理念与管理模式的典型代表,其开发理念、生产运营和管理模式可以为国内外相同类型高含硫气田的安全清洁高效开发提供参考与借鉴。

高含硫气田地面集输系统元素硫沉积化学防治一体化新技术

随着高含硫气田的不断开发,气田地面集输系统不可避免地会出现元素硫沉积堵塞问题。采用停产浸泡硫溶剂循环清洗解堵,面临着稳产周期短、清洗频繁、综合治理成本较高等挑战。为此,基于化学预防-治理相结合的理念,分别开展了停产浸泡硫溶剂循环解堵技术及不停产在线加注硫溶剂预防堵塞技术的研究,完成了配方设计、验证和现场试验,提出了防治一体化方案。研究结果表明:①研发的复合胺高效硫溶剂(CTS-1),较优使用温度为40~60℃,较优清洗时间为1~2 h,饱和溶硫量达45.72 g/100 mL,溶硫能力显著提升,且具有刺激性气味弱、微毒、腐蚀性低等优势,在四川盆地罗家寨气田LJ11H井成功开展了溶硫解堵试验;②创新性提出了不停产在线加注硫溶剂预防元素硫堵塞的技术思路,明确了在线加注硫溶剂的“动态预防-实时溶解”双重作用机制,并针对性地形成了在线加注硫溶剂应用工艺方案;③研发了复合碱硫溶剂(CTS-2),在确保高溶硫能力的同时,有效溶硫时间大幅降低至15~20 min,且适应性良好、环境友好。结论认为:①化学防治一体化技术是有效解决高含硫气田地面集输系统元素硫沉积堵塞的有效手段,新研发的复合胺硫溶剂及复合碱硫溶剂可满足化学防治的技术需求;②下一步需要开展井筒-地面清洗一体化防治、在线加注化学药剂预防堵塞及化学药剂可重复利用等系统性攻关,实现高含硫气田地面集输系统元素硫沉积的长效防治,全面助力高含硫气田长期稳产和规模高效开发。

新质生产力赋能油气行业高质量发展

新质生产力发展形成的新要素,能够为油气行业高质量发展提供核心技术支撑,是油气行业发展的关键力量。为了促进油气行业高质量发展,保障中国油气行业改革质量,基于新质生产力衍生出的新要素、新理念、新模式,通过生产技术创新、行业管理创新、产业链模式创新的三个维度,对油气行业生产高质量、管理高水平、产业高发展提供新的赋能路径进行了研究。研究结果表明,新质生产力在赋能油气行业高质量发展过程中存在以下问题:①创新水平有待提高,科技成果转化不足;②“数”“实”发展不均衡,发展机制仍需完善;③上下游一体化进程慢,产业融合体系不健全。针对上述问题,提出以下政策:①完善科技创新机制,推动新质生产力涌现;②加速“数”“实”融合,实现产业转型升级;③加速纵向一体化进程,完善产业融合体系的优化策略,以实现新质生产力对油气行业高质量发展的强力赋能。

四川盆地罗家寨高含硫气田安全高效开发与长期稳产关键技术

罗家寨气田飞仙关组气藏是中国石油在四川盆地储量规模最大、丰度最高的高含硫气藏,自2008年以来,随着开发阶段的不断深入,气藏安全高效开发面临长期稳产的严峻挑战。为保障高含硫气藏的长期稳产,从全生命周期角度系统分析了优质储层准确识别难、硫沉积影响全生命周期产能评价和产能维护难,以及复杂地理和人居环境下硫化氢(H_(2)S)泄漏预警监测难的“三难”问题,并通过地质、工程等多专业联合攻关,创新形成了高含硫天然气开发关键技术。研究结果表明:①解决了低品质地震资料成像、多期滩体叠置与多尺度裂缝发育背景下优质储层预测难的问题,形成了高陡复杂构造高含硫鲕滩气藏超高产井精细培育技术,优质储层预测符合率从70%提高到85%,平均单井无阻流量由293.4×10^(4)m^(3)/d提升至794.3×10^(4)m^(3)/d,确保了超高产井部署的效果,实现了高产;②研发了高含硫气藏高效溶硫产品,解决了元素硫沉积机理及硫沉积影响的生产特征不明确问题,支撑了硫沉积影响的全局智能优化高效决策,形成了硫沉积气藏全生命周期智能优化稳产技术,气藏以900×10^(4)m^(3)/d规模连续稳产6年以上,实现了长期稳产;③解决了国内高含硫气田避难风险评估技术缺乏,以及硫化氢泄漏后大规模避难安全保障等难题,形成了高含硫气田泄漏预警及公众防护技术,气藏已连续安全生产超2500天,实现了安全生产。结论认为,长期稳产关键技术的形成有力支撑了罗家寨高含硫气田“少井高产、长期稳产、安全生产”的重大开发成效,可以为国内外同类型气藏提供有益的借鉴。

自动堆焊技术在高含硫气田设备防腐中的应用

高含硫气田开发过程中,如何有效控制设备设施的腐蚀速率,对已经腐蚀导致缺陷的设备,采取何种措施,使其安全、平稳、可靠运行至关重要。本文通过对高含硫气田净化装置维修过程中,关键技术的应用、控制、总结具有一定的借鉴意义。

PI AF在罗家寨气田数字化转型中的应用实践

为了推进数字化转型工作,位于四川盆地东北部的罗家寨气田采用PI AF二次组态方式,在分析气田生产需求、应用现状及对PI AF工具的深入研究基础上,自主创建了多个基于实时/历史数据的管理模型,搭建了基于业务需求的场景应用平台,实现了生产数据、工艺事件的跟踪分析,提高了生产管理效率。研究结果表明:①罗家寨气田通过PI AF二次组态,搭建以资产管理为核心的数据孪生模型,实现了数据资产再利用;②通过对多源数据资产的自主整合、计算和分析,形成了覆盖气田采、集、输、净化装置、设备的数字工厂,实现了在办公网进行气田生产监控、预警和异常事件处置的数字化管理,提高了油气生产效率和决策能力,③从方案制订到组织实施,低成本实现了生产数据从生产网向办公网的跨网应用,为数字化转型之路进行了探索和实践。结论认为:罗家寨气田在探索应用的基础上,采用自主开发二次组态的低成本方式,为该气田推进“油公司”模式下的数字化转型、实现从“数”到“智”的跨越打下了良好的数据基础。

对比探讨SAP ERP与JDE ERP在川东北天然气项目相似业务场景之差异

由于合资合作中作业权的变换,川东北天然气项目经历了两个ERP软件系统的实施应用,从雪佛龙作为作业者期间的JDE ERP系统转换为中石油作为作业者下的SAP ERP系统,本文基于川东北天然气项目对于两个系统在组织架构、核算对象、会计科目等实施应用情况,对ERP两大产品软件(JDE ERP软件与SAP ERP软件)在该项目下应用的差异点进行对比分析,进而对CDB由于所处行业、发展阶段、管理模式等原因,对于ERP产品的选型及产品软件适用的优缺点和适用性进行总结分析。

罗家寨高含硫气田阀室UPS电源故障分析与维护探讨

罗家寨高含硫气田作为中石油陆上最大的国际合作开发项目,具有高含硫、高压力、高温度等重大风险,建立安全稳定可靠的供配电系统,是天然气安全生产的关键。气田供配电系统自2006年建成以来,已连续运行17年,夏季雷雨天气频繁,加之供配电设备设施逐渐老化、可靠性降低、故障频发,对安全生产带来了极大挑战。在全世界,随着工业化、信息化的不断进步,电力系统覆盖范围越来越广,各种用电设备对供电的可靠性越来越高,而UPS电源在生产过程中发挥着至关重要的作用,其直接关系到设备的连续稳定运行。本文介绍了罗家寨高含硫气田阀室两起UPS电源故障导致天然气采输井站和净化厂停产的案例,阐述了故障的主要原因,并结合工作经验,提出了建议和预防措施等,使UPS电源在使用可靠性得到进一步提高。

罗家寨气田飞仙关组储层特征及分类评价

四川盆地罗家寨气田飞仙关组是川东北地区发现的大型高含硫整装气田,但飞仙关组储层相对较高、储集性能差异大、储层分类不明确,制约了气藏的开发。综合利用钻井、测井、岩心以及分析化验等资料,对罗家寨气田飞仙关组气藏储层岩石学特征、储集空间类型、物性特征进行分析,最终对储层进行分类评价。结果表明:①罗家寨气田飞仙关组储集性能较好,具有储集性的岩类包括鲕粒溶孔云岩、砂屑溶孔云岩、细粉晶云岩以及部分鲕粒灰岩;②储集空间以各类溶蚀孔洞为主,裂缝发育较差;③储层平均孔隙度8.8%,平均渗透率59.85×10^(-3)μm^(2),平均排驱压力0.130 MPa,平均中值压力0.442 MPa,平均束缚水饱和度8.91%,属于高孔隙度、中高渗透率、低排驱压力、低束缚水储层;④罗家寨气田飞仙关组储层以Ⅱ+Ⅲ类为主,占比达82.25%。

四川省科技创新高质量发展的机遇与策略

科技创新是推动社会经济发展的根本动力。但是,我国科技创新资源不平衡、不充分的发展格局,加剧了东西部地区经济与产业高质量发展水平的差距。四川省科技创新紧密围绕“一干多支、五区协同”的战略部署,形成了以成都和绵阳科技创新为主引擎的区域协同创新格局,对地方经济的贡献持续增长。当前,四川省在科技创新资源、科技创新平台、全球科技合作等方面面临着良好的发展机遇,应融入国家“一带一路”“长江经济带”“成渝地区双城经济圈”等发展战略,拓展与京津冀、长三角、粤港澳等区域创新高地的合作与协调发展,全面建成国家创新驱动发展先行省,推动四川省社会经济高质量发展。

砂质辫状河储层构型差异特征分析——以苏里格气田盒8下亚段为例

为厘清砂质辫状河同级别构型要素差异特征及成因,以鄂尔多斯盆地苏里格气田石盒子组盒8下亚段砂质辫状河沉积为例,综合现代沉积、野外露头及岩心等资料,选取H_(8x)^(2-2)、H_(8x)^(1-3)和H_(8x)^(1-1)典型层段开展定量构型表征,重点辨析五级至三级同级别构型单元差异特征。研究结果表明:盒8下亚段不同单层内单一辫流带宽度为650.0~1750.0 m,受物源条件和基准面旋回升降等沉积分异作用影响,单一辫流带(五级)呈孤立式、侧向拼接式和垂向叠加式3种不同构型差异分布样式。洪水、辫状河道冲刷以及冲沟破坏等因素作用,使得单砂体级次(四级)的构型差异最显著,而优势岩相组合概率高于80%的H_(8x)^(2-2)单层心滩规模较大,平均厚度为7.2 m,长和宽分别为1402.0 m和809.0 m。各单层心滩内构型(三级)差异性较小,其中落淤层具有厚度薄(0.1~0.4 m)、倾角缓(1°~3°)、透镜状分布的相似特征,单一增生体宽度主要分布在360.0~565.0 m,心滩内增生体个数、单个增生体的大小共同造就了各单层心滩平均规模的较大差异。以各级次构型单元差异特征为约束条件,建立了典型井组砂质辫状河储层构型空间分布的三维地质模型。

高含硫气田动设备状态监测管理现状与展望

某高含硫气田拥有大量关键动设备机组,为及时发现动设备的早期故障和重大隐患,保障装置的平稳、安全运行,某公司将动设备按重要度分类进行状态监测管理。状态监测依托专业振动分析师,使用双通道振动分析/数据采集仪和配套分析Ascent软件实现振动分析,做出故障预判,利用WindPort平台对关键动设备进行全生命周期健康管理。开展状态监测管理以来,某公司提前发现并精准预判多起关键动设备的早期故障和重大隐患,提出了检修策略和方向,基本实现了设备的预知性检修和精准维修。最后介绍了动设备智能故障诊断技术的发展现状,以及引入应用和下一步工作方向。研究结果显示,某高含硫气田开展状态监测管理后,自2016年以来累计提前发现关键动设备早期故障和重大隐患近200台次,间接挽回设备损失超350万元,基本实现了设备的预知性维修和精准维修,经济效益显著,可为其他高含硫气田的动设备运维管理提供借鉴。

川渝地区集约高效提升天然气储备能力的思考

为了实现天然气储气设施集约高效建设,避免可能出现的利用率低、重复建设等问题。在分析川渝地区天然气储备能力现状的基础上,通过定量分析,总结出当前川渝地区在天然气储备能力方面存在的3个问题:LNG工厂和储气罐建设可能面临重复建设;储气设施相对独立,互联互通程度不足造成资源浪费;现有市场机制未健全,储气设施盈利的商业模式亟待建立等。再通过多路径措施开展储气设施建设,提出川渝区域储气能力提升策略及实施路径,以期达到保障天然气产运储销安全平稳运行的目的。研究结果表明:(1)坚持集约高效的原则,通过整合地下储气库、LNG加工厂及配套储罐、高压球罐、枯竭气井、生物天然气项目土地储备等现有资源提升储备能力;(2)确立三级调峰体系,通过市场化手段提升储气设施盈利水平,有助于盘活储气设施存量,提高设施利用效率;(3)拓宽储气调峰盈利渠道,探索新的商业模式,进而达到多方共赢的效果。结论认为:随着市场不断完善,储气设施的经营、使用主体将不断增多,价格管制的放开将使天然气储采行为更加市场化,储气调峰建设的政策环境也将不断完善,坚持有机整合的集约高效储气设施建设思路,将有效推动储气市场的健康有序发展。