党建引领推动中外合作项目高质量发展的实践探索——以中国石油长庆油田苏里格南作业分公司为例

全方位加强国际能源合作,是实现开放条件下能源安全的必然要求,构建互利共赢的发展格局是永恒的时代课题。本文以中国石油国际合作典范——中国石油长庆油田苏里格南作业分公司为例,探寻其以党建引领中外合作企业高质量发展的宝贵经验,以期深化对推动中外油气合作项目高质量发展的规律性认识,为推动新时代国际能源合作走深走实、行稳致远提供参考。

苏里格南作业分公司数字化气田设计与实现

介绍了中国石油长庆油田苏里格南作业分公司数字化油田系统。按照场站工艺流程和生产管理的要求,采用数字化、信息化管理手段,通过传感器、无源光通讯网络、SCADA控制系统、PKS操作软件等技术建立了一套覆盖整个公司天然气生产、处理全过程数字化系统,完成了数据采集、过程监控和动态分析,达到了强化安全、过程监控、节约人力资源和提高效益的目的。

苏里格南作业分公司合规管理的实践及探索

合规是建设法治企业的基石。对合规管理的起源进行了追溯,分析了油气田企业实施合规管理、管控合规风险的价值和必要性。总结、归纳了苏里格南作业分公司合规管理的现状及实践。并以苏里格南项目为例,结合实际情况,提出了在进一步完善苏里格南作业分公司流程及制度的同时,在集团公司、油田公司合规管理体系的架构下,构建苏里格南作业分公司的合规管理体系。

长庆油田苏里格南作业分公司数字化气田设计与实现

推行油气田数字化建设,实现油气田数字化管理,是长庆油田在"提质增效、持续稳产"的发展阶段中,节省投资、降低成本、优化用工、提高劳动生产率的有效手段。苏里格南作业分公司作为中石油与道达尔合资项目,在"标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化服务"的苏里格模式下,不断开展技术创新、科技创新、管理创新,致力于建设一座智能化、现代化大气田。本文介绍了苏南公司数字化系统,按照场站工艺流程和生产管理的要求,用数字化、信息化管理手段,通过传感器、无源光通讯网络(EPON)、SCADA系统、PKS操作软件等技术建立一套覆盖整个苏南公司天然气生产、处理全过程数字化系统,完成数据采集、过程监控和动态分析,达到强化安全、过程监控、节约人力资源和提高效益的目标。

企业员工满意度调研及对策分析——长庆油田苏里格南分公司调研

石油企业在推动我国经济发展过程中起到了举足轻重的作用。进入21世纪以来,在经济全球化的推动下,我国石油行业的外部环境发生了巨大的变化。国外的石油企业开始在中国落户,生根发芽。伴随之而来的还有国外企业先进的管理思想、管理方法和经验。这些对于国内石油企业都产生了较大的冲击,国内石油企业参与国际分工的程度进一步提高,国内石油企业己经由能源供应部门转变成为国际能源市场中的普通企业，竞争进一步加剧。如何提高国内石油行业的竞争力，是广大石油企业亟待解决的问题。

苏里格南合作区工厂化钻完井作业实践

苏里格南合作区是中国石油天然气集团公司与法国道达尔公司在鄂尔多斯盆地苏里格气田南部的天然气合作开发区块。针对该合作区致密砂岩储层非均质性强、有效砂体规模小、储量丰度低、单井产量低等一系列问题,为提高开发效率、降低开发成本,通过借鉴中国石油长庆油田公司苏里格气田其他区块成功开发的经验,结合道达尔公司先进适用技术和精细化管理理念,采用大井丛丛式井组开发模式和精细化管理,将钻井、压裂、试气等作业程序"流程化、批量化、标准化",从组织模式、资源配置、流程设计、技术支撑、作业管理等多方面进行革新,集中现有资源和技术优势,专业化施工、模块化组织、程序化控制、流程化作业。应用效果表明:通过实施上述措施,加快了施工速度,缩短了投产周期,满足了低成本开发需求,形成了具有该合作区特色的工厂化钻完井作业模式,实现了"三低"气田的规模效益开发,为气田高效开发树立了新样板。

新形势下分公司财务管理综合优化发展分析

1．分公司发展模式对集团企业发展的促进作用集团公司在经营发展过程中，随着业务范围及业务涉及地域性的不断扩张，能够利用设立分公司发展管理模式，很好的实现资源的优化配置，提高市场的占有及把握能力，促进企业核心竞争力的持续发展，提升企业总部集中重点管理能力。

提高苏里格南作业区截断阀可靠性探讨

对苏南作业区现场使用的井口紧急截断阀、井丛电动截断阀、集气站气动截断阀进行了介绍,阐述了各类截断阀的优、缺点,对存在的问题进行统计分析,提出后期优化建议,以提高截断阀运行的可靠性,确保天然气生产安全。

苏里格南速度管柱排水采气关键技术及其工程应用

苏里格南国际合作区位于苏里格气田中南部,气井具有低压、低产、小水量的特征,由于采用31/2”油套管作为采气管柱生产,气井生产过程中的临界携液流量明显更高。针对开发方案中对速度管柱作为主体排水采气措施的要求,围绕气井速度管柱技术适用条件开展理论研究并结合生产参数建立了气井速度管柱优选方法,以安全和技术适配性为第一要务自主研发了芯轴式悬挂器组件和泵开式堵塞器,建立了速度管柱施工的井控双屏障体系,通过有效提高作业一次成功率和标准化的速度管工厂化作业模式,大幅提升速度管工厂化作业效率,助推速度管柱技术在苏南区块规模推广应用600口井。

基于PIPEPHASE的苏南采出水外输系统模拟研究

采出水外输是各大气田生产过程中保证气田产量和完善气田开发效果的重要途径。苏南气田采出水外输系统是一个复杂的流体网络系统,系统需要在不同状态下对外输方式进行调整。基于集气站、输水阀室、输水管线、处理厂的空间分布和拓扑结构关系,利用PIPEPHASE稳态多相流模拟计算软件,建立包含管网设施和参数的气田采出水外输系统模型;通过黏密度检测分析、阴阳离子色谱实验等明确了外输系统中的介质组分,进而开展仿真模拟;通过误差修正后的模型开展模拟计算,得出不同状态下各节点单元的压力和流量。结果表明:外部气温变化造成的介质温度改变会对外输系统产生小幅影响,通过对比不同分配分输方式的模拟计算结果与现场生产数据,验证了模型的合理性。研究结果可以为苏南气田现场生产提供参考。

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。

油气管道化学腐蚀机理分析及其防护措施

通过采用电化学阻抗谱、盐雾实验以及温度循环等分析方法,评价了环氧树脂、聚氨酯、锌基涂层以及新型复合材料涂层在模拟的盐水、酸性及碱性环境中的腐蚀行为。结果表明:在酸性环境中,管道材料的腐蚀速率最高,达到0.60 mm∙a^(-1),而碱性环境下最低,仅为0.20 mm∙a^(-1)。此外,阻抗分析揭示,酸性环境中的阻抗值从初始的1510Ω·cm^(-2)降至312Ω·cm^(-2),反映出腐蚀介质对防护层的破坏特别迅速和严重。新型复合材料涂层及阴极保护系统能显著提高腐蚀防护效能。阴极保护系统将腐蚀速率降至0.06 mm∙a^(-1),显示出较牺牲阳极保护(腐蚀速率为0.14 mm∙a^(-1))更为优异的防护效果。现场数据显示,采用新防腐技术的管道在实际应用中腐蚀速率显著降低。经过4年的运行后,使用新技术的设施腐蚀速率仅增加至0.6 mm∙a^(-1),而传统防腐措施的设施腐蚀速率增至2.0 mm∙a^(-1)。

井下节流器用可溶性卡瓦下座耐腐蚀性能研究

针对苏里格气田井下节流器存在打捞困难、打捞成功率较低的问题,采用对可溶性镁合金表面进行改性的方式制备了井下节流器用可溶性卡瓦下座。通过电化学测试和浸泡失重实验研究了表面改性镁合金在不同Cl-质量分数(分别为2%、5%和8%)模拟井液中的耐腐蚀性能,并采用有限元力学仿真和溶解实验,分析了力学强度和溶解性能。结果表明:表面改性后的镁合金腐蚀电流密度降低了约5个数量级;随着Cl-质量分数的增加,表面改性镁合金腐蚀速率逐渐增大;在给定卡定机构卡定时的载荷与位移约束时,可溶性卡瓦下座所受最大应力为190 MPa,小于材料的屈服强度;卡瓦下座可溶式节流器经过室内5 h溶解后实现解封。在室内实验结果满足要求的基础上,该井下节流器在现场经过一段时间应用后打捞,坐封稳定,打捞方便。

苏里格南区气井速度管柱适用条件分析

在气井管理及气井动态分析中,井筒压力、温度是重要的参数。基于质量守恒、动量守恒、能量守恒和传热学原理,综合考虑压力和温度之间的相互影响,建立了气井井筒压力温度耦合模型,应用四阶龙格-库塔算法数值求解。通过气井实测数据对模型进行验证,算例表明模型计算结果可靠,可以满足工程计算要求。速度管柱是苏里格南区重要的排水采气措施,针对速度管柱选井缺乏定量标准的问题,在井筒压力温度预测基础上,评价了速度管柱气井在不同条件下的水合物生成风险、携液临界流量和冲蚀产量,给出了速度管柱气井满足携液和安全的产量范围,提出了适用速度管柱新井的试气无阻流量界限,为苏里格南区速度管柱的下入时机和选井提供了理论基础和指导意见。

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。

苏里格南储层改造技术及应用

苏里格南合作区是典型的"三低"气田,压裂改造作为低渗致密气藏的有效开发手段得到了广泛的现场应用。在苏里格南的储层压裂改造中,结合苏里格南自身六大开发特点与"三低"储层开发战略,采用了50.8mm(2in)枪身的小井眼深穿透射孔,低伤害清洁压裂液体系,中密高强的支撑剂,TAP阀投球连续分压,连续在线混配等特色工艺。通过苏南特有的压裂改造模式,成功实现27~36天完成一个标准井丛的压裂及排液,单井在无液氮伴注情况下,压后返排率达到100%。截至2015年底,已经成功的对XXX口井XXX层进行了储层改造,Ⅰ+Ⅱ类气井占73%,取得了较好的开发效益,为苏里格南合作区高效开发奠定了基础。

苏里格南小井眼钻头优选及改进设计

长庆油田苏里格南区块试验采用小井眼开发模式,由于小井眼井环空间隙相对较小,钻头最大钻压仅为80 kN,小井眼钻井较常规井钻井相比具有更大的难度[1],对钻头的清洗、攻击性等性能提出了更高的要求。针对该区块钻头容易泥包、井眼携砂困难,钻头选型受限、机械钻速低等问题,分别对二开小井眼φ152.4 mm或φ155.6 mm钻头从保径、布齿、水力参数、复合片等进行了个性化改进设计和现场试验。试验结果表明,有针对性改进设计的PDC钻头类型有效解决了钻头泥包等问题,提高了机械钻速,缩短了施工周期,降低了作业成本。

特殊螺纹接头油管在苏里格南气田的应用

苏里格南气田自2011年开发以来,一直采用88.9 mm无油管完井方式.在此开发方式下88.9 mm管柱承担着完井油管和生产油管的双重功用,管材本身的承载能力以及接头处的密封性能显得格外重要.针对API螺纹连接强度和密封性能方面的缺陷,苏里格南气田采用了金属密封结构的特殊螺纹油管,在现场应用中,该扣型性能可靠、质量稳定、易于操作维护.通过近10年的应用,现场人员总结出一套行之有效的油管下入质量管控措施,确保了后期压裂施工的顺利进行和气井生产过程的安全可靠.

高效水基钻井液在苏里格南小井眼的应用与评价

针对155.6mm(61/8")小井眼钻井时扭矩大、环空间隙小、摩阻大、携砂困难、大段泥岩剥落掉块等施工问题,决定小井眼的钻井液采用高效水基钻井液体系。该体系中的主剂ZJ-1、BBJ、RH-1通过相互协同作用可以在井壁岩石和钻屑表面形成薄膜,很大程度地提升了体系的抑制性、包被性和润滑性。该钻井液性能稳定易维护抗污染能力强,并且无毒,易生物降解,较好地满足了当地环境保护的要求,特别针对部分地层的强水敏性泥岩有着显著效果,缩短了钻井时间,大大减少了泥浆的稀释率,保障了井壁稳定和井下安全。