中石化川东北采气厂物资管理实现零库存

中石化西南油气公司川东北采气厂努力实现减少库存物料的管理目标，探索出一条物资零库存管理模式，在保证生产的同时，实现了库存物资资金最小化的运作。

浅谈如何创新新形势下川东北采气厂思想政治工作

川东北采气厂思想政治工作在企业的改革发展过程中取得了一定的成绩,但也存在一些问题和不足,如陈旧的思想观念与现代企业制度之间的矛盾;基层思想政治工作还较薄弱;思想政治工作在机制、队伍、手段上还缺乏有力的保障等等,这是摆在思想政治工作者面前的一道难题,应通过更新观念,加强领导,加大传媒,完善机制,加强支部建设等措施加以改进和完善,为企业的改革发展创造和谐稳定的环境。

川东北地区“三高”气井开采关键技术

川东北地区河坝1井属一口高温、高压、高产气井,也是目前国内投入开发的井口压力最高的气井之一。针对河坝1井在投产中遇到的主要问题,分析了"三高"气井开采的关键技术,提出了采用可靠的井口装置和远程控制系统,合理选择高压平板闸阀,采用固定节流方式,合理分配节流压差,对油嘴进行硬化处理,采用法兰连接方式,以及直接开井等关键技术,确保了"三高"气井的安全平稳生产。

川东北高含硫气田井喷失控下气体扩散浓度研究

应用高斯烟羽模型计算在井喷失控条件下天然气的扩散浓度,并通过典型高山地形烟流运行轨迹规律,对烟羽模型进行修正,得出山地井喷流扩散模型。选取合适的扩散模型各参数的求取方法,其测算的数据与现场有较好拟合,为高含硫气田井喷后的救援提供了参考数据。

关于油气采输企业员工绩效考核的优化设计问题分析

绩效考核是企业人力资源管理的重要组成部分,对于评价改进企业经营、调动员工积极性、提高员工绩效、实现企业发展战略具有重要意义。当前,大部分企业在员工绩效考核方面都存在一定问题。本文以油气采输业企业为例,分析了目前油气采输企业在员工绩效考核上存在考核指标不够科学、缺乏有效的绩效沟通渠道以及考核激励机制对一线员工的作用不明显等问题,并相应地提出了改进、优化的建议,希望能够促进员工绩效考核工作更好地发展。

催化氧化复合生物技术处理油气田压裂返排液

针对油气田压裂返排液处理难度大的问题,以四川某气田井组压裂返排液为研究对象,通过对其水质特征和治理技术现状的分析,提出催化氧化复合生物处理工艺并进行了现场实验。实验结果表明:该技术对于压裂返排液COD去除效果明显,最终出水COD浓度均降至100mg/L以下,COD去除率达到98%以上;G-BAF生化系统进水盐度在0.5%~5%时,系统适应性非常好,有机物去除率达93%以上;当盐度提高到8%时,有机物去除率仍能保持在84%左右,G-BAF生化系统适合高盐度压裂返排液的处理;压裂返排液出水主要污染指标COD浓度、氨氮浓度、SS浓度、pH值均达到GB 8978—1996《污水综合排放标准》一级标准,出水可用于油田及污水处理站设备清洁、钻井岩屑清洗等,实现废水综合利用。

川东北河坝构造低压易漏地层固井技术研究

川东北河坝构造陆相地层属于漏层多、漏层位置不确定、地层承压能力低的复杂地层,其固井难度大。为了提高固井质量,经优化设计与现场实践,采用了双凝双密度固井技术。将该固井技术应用于HB1-1D井、HF203井、HJ203H井均取得了良好的效果,在一定程度上解决了川东北河坝构造陆相地层的固井难题,为后续钻井施工作业提供了良好的井筒条件。

川中气田磨溪区块气田水混合回注实验评价——以龙王庙组为例

川中气田龙王庙组是近年来发现的迄今为止中国最大的单体整装气田,其产出水具有水量大、矿化度高、离子浓度大且成分复杂、高含硫等特点,各种产出水的直接回注极易导致地层堵塞等问题。以川中气田磨溪区块龙王庙组产出水为例,采用X射线衍射分析、扫描电镜分析、光学显微镜分析等多种手段和静/动态配伍性实验等方法,对龙王庙组产出水与磨溪区块其他气藏主要产出水开展了配伍性、混合水与回注层大安寨段的适应性等实验评价。通过研究提出了一套静态配伍性定量评价的方法,明确了不同层位产出水混合后的配伍性程度和结垢类型,以及温度对混合回注水结垢量的影响,优化出不同产出水间配伍性比例;磨溪区块各气藏产出水间、混合水与回注层地层水间易形成硫酸盐垢,混合比例为1:1时结垢量为最大,回注水处理效果最为明显。提出了不同层位产出水间先1:1混合再"自然沉降—过滤—回注"这一水处理方案。

川北油田微生物吞吐采油技术研究

微生物采油技术按驱替方式可分为微生物吞吐采油技术和微生物驱油技术,微生物采油是现代生物技术在采油工程领域开拓性的应用,特别是对于高含水和近枯竭的老油田更显示出其强大的生命力。论文介绍了根据川北油田地质特征和开发特点,以川北油田实际油水样结合中原油田菌种进行的微生物采油室内实验研究成果及川北油田微生物吞吐采油矿场试验状况。结果表明:川北油田油藏地质条件适合微生物吞吐采油条件,优选菌种对川北油田原油的含蜡量降低幅度在25.5%~32.4%、降粘降幅在1.7%~17.1%、降低油水界面张力幅度在2.7%~21.5%,具有良好的微生物吞吐采油效果。但从矿场唯一一口井(cs47井)开展微生物吞吐采油试验的试验情况看,微生物吞吐采油增产效果并不明显,因此需要深入地进行研究。

高含硫气井排水采气工艺适应性研究

通过对不同排采工艺开展适应性评价,优选出了适宜高含硫气井的排水采气工艺,认为油管穿孔气举排水采气可显著提高高含硫气井的开发水平。

合同环境服务在采气地层水处理中的应用实践——以川东北采气厂为例

针对合同环境服务这一全新商业模式,介绍了其在国内、中石化内的政策发展、模式分类及优势,并就合同环境服务在中石化川东北采气厂采气地层水处理中的应用做了简要分析,最终对其在川东北采气厂和其他企业的下一步应用提出建议。

库车坳陷X井致密砂岩储层氮气钻井实践与认识

通过欠平衡钻井技术的理论研究和室内试验,形成了一套较完善的适用于高压高产致密砂岩储层的氮气钻井方案,具有合理的注气设备配套方案、钻具组合、井身结构设计以及整套工艺流程。以库车坳陷东部的X井为例,通过与多口邻近致密砂岩储层的常规钻井液钻井技术相比,X井的机械转速最大提高了24.3倍,钻井周期最多缩短了62 d,单井产量是邻井的4.2倍。致密砂岩储层氮气钻井在X井的成功应用,再次证明了在致密砂岩储层使用氮气钻井技术可以提高机械钻速、缩短钻井周期、提高单井产量的目的。同时验证了氮气钻井技术和装备的安全可行性,为库车地区乃至全国推广高压高产致密砂岩储层氮气钻井技术奠定了基础。

致密砂岩气藏气水同产水平井产能公式推导及应用

致密砂岩气是具有较大潜力的非常规天然气资源,但由于其具有低孔、低渗特征以及受气井产水的影响,其储层流体的渗流不满足传统达西渗流规律。基于Joshi水平井产能分析理论,考虑气井产水、应力敏感、滑脱效应以及气体高速非达西渗流对产能的影响,定义了气水两相广义拟压力,并根据气水两相渗流理论,推导了致密砂岩气藏气水同产水平井产能计算新公式。通过实例计算与对比发现,利用新公式计算的无阻流量与试气无阻流量相对误差仅为6.60%,验证了该公式的准确性。敏感性分析结果表明,随着生产水气比以及应力敏感指数的逐渐增大,气井无阻流量逐渐减小,而随着滑脱因子的逐渐增大,气井无阻流量逐渐增大。

高含硫气井残酸液处理技术研究

元坝高含硫气井投产前进行了酸化压裂改造以提高单井产能,滞留井底的残酸液在投产初期随气流返排至地面,主要包括盐酸、胶凝剂及其它作业药剂、硫化氢及柴油、缓蚀剂、甲醇等采气工艺附加药剂,具有成分复杂、黏度大、酸性强、难处理的特点。元坝气田处理流程为单井站分离酸液→污水处理站集中处理→达标后回注地层。通过分析水质特征、优选药剂配方、优化工艺流程,残酸液处理出水达到SY/T 6596—2004《气田水回注方法》的要求,并实现稳定回注。

低渗透气藏气水同产压裂水平井产能计算方法

水平井辅以压裂措施开发低渗透气藏已成为全球范围内的趋势,但是气井产水严重地制约了其产能。基于储层和裂缝中气水两相渗流理论,考虑储层应力敏感、气体滑脱效应以及裂缝中气体高速非达西渗流,定义气水两相广义拟压力,利用势的叠加原理,建立了低渗透气藏中气水同产压裂水平井产能新模型。实例应用表明,理论流入动态曲线与实际产能测试数据拟合较好,且计算无阻流量与产能测试结果相对误差较小,仅为5.4%,说明新模型具有较高的准确性。敏感性分析表明,随着裂缝条数、裂缝半长的逐渐增大以及裂缝导流能力的逐渐增强,无阻流量也逐渐增大,但是增大的趋势均越来越平缓;随着水气体积比的逐渐增大,无阻流量明显减小。该项研究可为低渗透气藏气水同产压裂水平井产能预测以及压裂优化设计提供一定的借鉴。

水侵对低渗水驱气藏水平井产量的影响

在低渗水驱气藏开发过程中,即使水平井井底未见水,但水体局部推进仍是影响水平井产量的重要因素。基于Joshi方法,将水平井三维渗流场简化为远井地带与近井地带2个二维渗流场,考虑远井地带局部水体推进以及低渗储层渗流特征,利用保角变换方法建立了求解低渗水驱气藏局部水侵时水平井产量变化规律的新模型。敏感性分析表明,随着水侵体积比、水体推进距离以及应力敏感指数的逐渐增大,水平井产量逐渐减小,而随着储层原始渗透率以及滑脱因子的逐渐增大,水平井产量逐渐增大,但对于高压气藏、产水气藏以及生产压差较小的气井,滑脱效应以及应力敏感对产量的影响可以忽略不计。此项研究可为低渗水驱气藏水侵过程中水平井产量变化规律研究提供新的思路。

元坝高含硫气井解堵工艺技术

元坝气田自2014年底投产以来，气井井筒不可避免地出现了堵塞现象，为此，通过深入调研国内外气井井筒堵塞相关文献，结合元坝高含硫气井井筒实际问题，将井筒堵塞问题分为地层原因引起、井筒积液、井筒形成水合物冰堵节流、井筒机械类堵塞、井筒物质堆积产生节流及机械物和赃物混合作用6种类型，主要分析了产生堵塞的产气量、井口油压等参数变化特征，并根据不同现象针对性提出了相应解堵措施，最后对元坝205—1井详细分析了井筒堵塞现象及原因，在优化溶硫剂及活性酸的基础上，提出了溶硫剂解堵、活性酸解堵及连续油管解堵3种具体的解堵方案，通过现场实施，成功地解决了井筒堵塞问题，为元坝气田高含硫气井完全稳定生产提供了技术支撑。

超深高含硫气井油管内钢丝打捞作业技术及应用

高含硫高压气井钢丝打捞作业面临断落钢丝分布复杂,难以判断落鱼状态,打捞难度大;气井产量高,地层能量活跃,压井难度大;硫化氢含量高,对人生安全、设备安全防护要求高等难题。结合钢丝断落特征及具体井况分析,优化形成防硫电缆配合钢丝探测器组合、内捞矛组合的打捞工艺,满足了井内打捞的需求;通过无固相压井液直推法压井,配合吊罐压井、实时液面监测,满足了井内清洁、井控安全的要求;采用防硫材质作业设备,满足高压含硫气井的防护及井口安全。形成的综合性作业方案在YB121H井应用,成功解决了高压高含硫气井钢丝打捞的难题。

元坝高含硫气井环空起压诊断评价方法及应用

气井生产过程中,环空带压现象逐渐增多,特别是含硫化氢气井,已成为影响安全生产的潜在风险,文章针对元坝高舍硫气井特点,参照API.RP90及B-Btest,提出了开井初期环空起压快速诊断流程及放压漏点判断流程,建立了套压增量预测图版,提出了在50~70×10~4 m^3/d的产量下,环空压力上涨在15~20 MPa的规律;并对API.RP90计算最大环空允许压力方法进行了修正,建立了多因素影响下的最大环空允许压力计算方法及五步环空日常维护管理方法,现场应用验证了该方法可确保高含硫气井的长期安全生产。

元坝气田污水回注现状的分析和探讨

目前元坝气田处于开发早期阶段,气田污水是一种含油固体杂质、液体杂质、微生物、溶解气体和溶解盐多组分的复杂多相体系,对于元坝气田而言,元坝气田污水水质波动较大、组分更趋于复杂,回注过程中出现了地层吸水能力降低、回注井压力升高快,注入难度大等一系列问题,本文主要从污水组成性质和地层吸水能力的评价分析,为元坝气田合理污水处理提供理论基础。