基于后悔理论的西南油气田含硫管道运行风险评价研究

为了对西南油气田含硫管道运行风险进行合理评价,克服传统评价方法存在的主观性过强问题,引入了一种基于组合赋权和后悔理论的综合性评价方法。首先根据西南油气田含硫管道的基本特点确定风险评价指标体系,使用改进层次分析法和熵权法分别确定各指标的主观权重和客观权重,以此为依据建立基于后悔理论的含硫管道风险评估模型。以西南油气田某含硫管道为例进行案例评价,并将基于后悔理论的评价结果与多种评价方法进行对比,以验证基于后悔理论的含硫管道运行风险评价结果的准确性。研究表明,基于后悔理论的含硫管道运行风险评价结果与其他类型成熟模型的评价结果基本一致且更加接近实际风险值,该种风险评价方法可以克服传统方法存在主观性过强的问题。

提高油气田在役埋地钢质管道维修质量对策探讨

随着油气田开发的不断深入,作为油气田骨架工程的埋地管道穿孔失效问题日益凸现,已经成为油气田安全平稳生产的关键问题。管道维修是管道完整性管理中减缓管道运行风险的重要技术环节,是减缓管道运行风险,将管道运行风险控制在合理、可接受范围内的重要保障,是延长管道使用寿命的重要技术手段。在维修工程实施过程中,维修工程质量是确保风险减缓目标实现的关键。针对埋地钢质管道内、外腐蚀缺陷,结合目前油田生产管理现状,利用常用的管道维修技术,建立在役埋地钢质管道内、外腐蚀缺陷维修的施工流程,明确了施工质量控制的关键点,并提出了针对性的解决措施,包括强化管道维修施工方案审查,确保修复技术的适应性,发挥一线员工的质量监督作用,倡导全员参与完整性管理理念,这些措施有利于提高埋地钢质管道维修质量,确保油田管道安全平稳运行。

我国致密气效益开发管理创新的途径与政策建议

我国致密气资源基础雄厚、开发潜力巨大。随着致密气正逐步改变天然气生产与消费格局,在天然气能源安全保障中具有重要意义。为了应对致密气效益开发面临的困难与挑战,采用了比对致密气与常规气开发的技术经济特征的方法,借鉴国内外致密油气开发的先进经验和启示,吸收鄂尔多斯盆地苏里格气田、四川盆地致密气开发和对外合作模式的实践经验,并借鉴页岩气及煤层气开发政策,提出致密气价格与税费、投融资和激励等政策建议。研究结果表明:(1)油公司管理体制下,致密气开发管控模式应和柔性组织管理体系创新相结合;(2)进一步探索市场化条件下致密气合资合作开发模式;(3)强化致密气安全清洁生产与高效利用的风险管控,推进致密气效益开发战略成本管理创新,通过优化致密气效益开发评价方法与激励方式等管理创新路径促进我国致密气开发战略实施。

致密气地面建设标准化设计

为有力支撑致密气加速上产和规模效益开发,根据西南油气田沙溪庙组致密气井生产现状,持续探索致密气生产规律,总结排采期、稳产期、递减期特点,以技术与经济相结合为基本原则,坚持“模块化、一体化、橇装化”设计理念,采用“中高压集气+带液计量+气液混输+集中增压+集中处理”集输工艺,创建了一套适用于川渝地区沙溪庙组致密气高效开发建设的标准化设计文件,包括钻前地面一体化、平台、集气站、集气脱水站、配套工程等一系列标准化工艺及模块的设计。实践证明,标准化设计的应用可提升地面建设水平,满足致密油气田“快速、规模、效益”开发的目标,可缩短地面工程建设周期10%,缩减总体地面工程投资7%~10%,同时在平台地面节流的基础上,补充了井下节流工艺,形成“不加热、不注醇、不节流”工艺模式,在总图、工艺、供电、自控等方面简化后,可减少单井综合投资约220万元,减少月度运行费用约3万元。

基于神经网络模型的水平井破裂压力预测方法

破裂压力是井身结构设计的基础依据,也是水力压裂设备选型和方案设计的基础参数,通常采用测井解释获取破裂压力剖面,但其存在参数准确获取难、计算过程繁琐、普适性较差、计算精度低等问题,机器学习提供了一种解决这些问题的新方法。为此,以测井数据作为输入参数,采用4种不同的神经网络模型,建立水平井测井数据与破裂压力间的非线性关系,通过测试集预测结果的对比分析,优选出最佳的神经网络模型,并优化模型网络结构和超参数,实现水平井破裂压力的直接预测。研究结果表明:1)破裂压力与井斜角、横波时差和纵波时差表现为极强相关性,与井深、岩性密度和补偿中子表现为强相关性,与井径和自然伽马表现为弱相关性;2)不同组合的测井参数对模型预测结果具有显著影响,最优输入参数为井斜角、横波时差、纵波时差、井深、岩性密度和补偿中子;3)对比多层感知机、深度神经网络、循环神经网络和长短期记忆神经网络(LSTM)模型,发现LSTM模型的预测效果最佳;4)优化了LSTM模型的网络结构及超参数,优化后破裂压力预测的平均绝对百分比误差为0.106%、决定系数为0.996。LSTM模型能够有效构建水平井测井参数与破裂压力之间的非线性关系,可以实现水平井破裂压力的准确预测,对于准确预测破裂压力、简化破裂压力计算过程、推广机器学习在石油工程领域的应用具有重要的作用。

成岩体系对致密砂岩储层质量的控制——以四川盆地中台山地区须二段为例

为探讨成岩体系对致密砂岩储层质量的控制机理,综合岩心、铸体薄片、阴极发光、X衍射、扫描电镜、包裹体分析、孔渗和三维地震等资料,对四川盆地中台山地区须二段致密砂岩储层成因机制进行了分析。研究发现中台1井须二段主要发育长石石英砂岩、文探1井须二段主要发育岩屑石英砂岩,储集空间主要为长石和岩屑粒内溶孔,孔隙度多<8%,渗透率多<1×10^(-3)μm^(2);须二段砂岩经历压实、胶结、溶蚀和交代等成岩作用;中台1井须二段断裂发育,早期石英胶结物主要充填粒间及早期裂缝且成岩流体古盐度多<20%,晚期裂缝多被晚期硅质和方解石胶结物全充填且成岩流体古盐度多>20%;文探1井须二段断裂不发育,主要发育早期方解石和石英胶结且成岩流体古盐度多>20%;中台1井和文探1井均可见次生溶蚀产物,硅质与黏土胶结物多伴生出现,并普遍充填粒内溶孔或粒间孔,表现出次生溶蚀产物短距离迁移特征。研究表明中台1井早期为开放性成岩体系,晚期为封闭性成岩体系,而文探1井主要表现为封闭性成岩体系;开放体系下次生溶蚀产物能通过裂缝向外迁移产生孔隙度净增量,能有效改善储层质量,而封闭体系下次生溶蚀产物不能向外界迁移仍胶结充填于储层孔隙中,仅为储层孔隙空间再分配,储层孔隙度无净增量,质量无明显改善;中台山地区须二段致密砂岩储层受成岩体系演化控制,早期开放体系有利于储层质量改善,晚期封闭体系有利于早期形成储层的保存,裂缝的开启与封闭是影响成岩体系的关键因素。

不同高压直流干扰工况下X80管线钢的腐蚀行为

采用自行搭建的装置对X80管线钢进行高压直流干扰腐蚀试验,并通过干扰参数监测和腐蚀形貌观察等方法,考察了在不同高压直流干扰下该钢在四川土壤中的干扰电流密度变化趋势及腐蚀规律。结果表明:电流密度在干扰初期快速增大到峰值,然后快速下降并趋于稳定,稳定值约为峰值的1/10;高压直流干扰时长(持续时间)对腐蚀速率有一定影响,腐蚀速率随着干扰时长的延长而降低;高压直流干扰的间隔时间对腐蚀速率也有明显影响,腐蚀速率随着干扰间隔时间的延长呈增大趋势,干扰间隔时间超过3h后,腐蚀速率明显增大;管道防腐蚀层缺陷面积和土壤含水率对腐蚀速率都有较大影响,当缺陷面积由6.5cm^(2)减小为0.2cm^(2)时,腐蚀速率增大了约3倍,当土壤含水率由17%增加为34.5%时,腐蚀速率增大了数十倍。

川渝管道受高压直流干扰下排流效果规律研究与应用

为了掌握高压直流干扰防护措施的有效性,通过CDEGS计算软件,依托于某接地极实际设计情况建模,分析了管道受高压直流接地极干扰影响时锌带排流与强制排流两种防护方式的特点及缓解规律,分析结果表明:(1)单一的锌带排流不能充分缓解干扰,有效缓解距离与铺设锌带长度呈正相关关系;(2)强制排流的缓解效果明显,但远端的位置反而会增加干扰风险;(3)强制排流及锌带排流的联合防护方式能有效抑制干扰影响;(4)针对长距离管道,建议先采用强制排流进行长距离干扰抑制,再局部铺设锌带进行辅助排流。

高黏滑溜水在秋林致密砂岩气压裂中的应用

常规滑溜水压裂液携砂能力弱、耗水量大,而交联胶和线性胶通常具有较高的储层伤害,因此均难以较好地适应致密砂岩气藏的开发。在四川秋林区块沙二段8号砂组初期实施的水平井压裂中,采用滑溜水组合线性胶或交联胶的压裂效果不理想。为此筛选了一种乳液型高黏减阻剂,各项指标均优于常规减阻剂:其完全水化时间小于90 s;持续高剪切15 min减阻率仍保持在74%以上;当浓度为0.05%~0.25%,黏度达到2.86~18.6 m Pa·s;岩心渗透率损害率低于10%。在秋林地区5口井的应用表明,高黏减阻剂可以实现全程在线混配并通过调整减阻剂浓度实现变黏,简化了施工;携砂能力强,最高砂浓度可达到520 kg/m3;压后试气效果好,单井初期绝对无阻流量均在30×104m3/d以上,最高达214×104m3/d,平均绝对无阻流量为其它压裂液体系的3~5倍。高黏滑溜水高黏弹性、低伤害的特征有利于提高致密砂岩气藏压裂的增产效果。

金华—秋林致密气藏直井层内分簇压裂裂缝扩展规律及应用

造长缝是金华—秋林地区沙二段致密气藏直井压裂改造的主要目标,如何进一步提高裂缝长度对该储层的勘探开发有重要意义。针对该问题,文章基于工区储层地质特征,建立了直井压裂裂缝扩展数值模型,分析了射孔簇数、射孔位置等因素对裂缝形态的影响。研究结果表明,储层全部打开时,裂缝高度最大,长度最小,分2~4簇射孔时,裂缝高度相对较低,长度相对较长。射孔长度越长,射孔位置离储层中部越远,裂缝长度越低。相比储层全部射开,层内分簇压裂工艺有利于控制裂缝高度,提高裂缝长度。实践证明,该工艺取得了较好的压裂改造效果,对同类型的致密砂岩压裂改造具有重要借鉴意义。

川西北部地区栖霞组超深高温气井酸压技术

川西北部地区栖霞组埋藏深、温度高、不同程度发育小洞和中洞,酸压改造面临摩阻高、酸岩反应速率快和酸蚀裂缝导流能力保持困难等难题。为提高栖霞组储层酸压设计的针对性,建立了酸岩反应热模型,开展了多场耦合酸压裂缝形态模拟。模拟结果表明:酸岩反应热会提高酸岩反应速率,降低酸蚀缝长,200 m3酸量对酸蚀缝长的影响最高达9 m;施工排量恒定时,酸蚀缝长随着酸量的增加而增加,但增加幅度逐渐减小。开展了4井次现场试验,井均测试产气量67.03×10^4 m^3/d。现场试验表明,酸岩反应热对超深高温气井酸蚀裂缝形态的影响不可忽略,多场耦合酸压设计方法在川西北部地区栖霞组具有较好的适应性。

油气田企业科技投入管理创新的思路与路径

国资委对中央企业的经营业绩考核,新增了营收利润率与研发经费投入强度等指标,国家统计局发布研发投入统计规范新要求,我国油气田企业作为中央企业的重要组成部分,应积极适应创新驱动发展新要求。本文在分析油气田企业科技投入管理现状与存在的主要问题基础上,提出油气田企业科技投入管理创新思路,即:①按照油气生产与经营业务链,厘清科技活动与投入关系;②实施研发项目身份证管理,共享科技活动价值;③以管理会计视角优化油气田企业科技投入预算与核算体系。

页岩气油基钻屑剩余固相建材资源化利用进展

针对页岩气开发过程中产生的油基钻屑残渣,对其在建材领域的资源化利用现状进行综述,主要从用作道路填料、作为原材料烧制水泥、免烧陶粒和烧结陶粒、免烧砖和烧结砖及加气混凝土砌块五个方面进行总结。以ODCRs为原材料,采取固化稳定法制备路基、路面填料、免烧砖和陶粒以及加气混凝土砌块、混凝土等资源化产品,是目前最直接、简便的方式,但仍存在潜在的环境风险,应对其长期浸出性能进行追踪和评估。高温煅烧处理制备陶粒、砖和水泥能有效地消除ODCRs中的有机物,固化其中的重金属等污染物成分,但其掺量对烧结制品的组成和性能影响较大,尤其是水泥生产过程中BaO会抑制C 3S的生成,因而掺量受到限制。采用ODCRs制备陶粒支撑剂用于油气田开发可实现资源的循环利用,是目前较有发展前景的资源化利用方式。

基于边界元法的致密气藏多连通区域压裂水平井试井模型研究

水平井分段多簇体积压裂是致密气藏高效开发的关键技术,试井分析是现场高效开展储层与裂缝参数反演的重要手段。由于致密气井钻遇储层物性非均质性强、力学性质差异大,常采用“一段一策”差异化压裂方案,导致传统线性耦合、统一SRV边界复合试井模型适用差,亟需解决试井模型考虑段间水力裂缝、SRV规模差异化精细表征的难题。鉴于单段SRV相对独立,该文的研究区域为一个多连通的渗流场,基于边界元理论联立耦合各渗流场边界积分,建立了包含多个渗流场的致密气井非稳态渗流模型,实现了压裂段间改造体积的独立刻画,并耦合了水力裂缝有限导流与应力敏感效应。综合应用Green函数、点源函数及摄动变换等方法实现模型求解,分析了单段SRV区域形态、规模及物性等参数对典型曲线的影响。研究成果以期为致密气藏水力裂缝、SRV物性参数反演及压后改造效果评估提供新方案。

泥质粉砂储层欠平衡水平井井壁稳定性演化规律

以苏里格气田长7组泥质粉砂储层为对象,研究泥质粉砂储层欠平衡水平井井壁稳定演化规律。首先,开展泥质粉砂岩矿物组成、微观结构和力学性能实验,分析井壁失稳微观机理;其次,基于流固化多场耦合理论,考虑岩石吸水扩散引起的强度劣化特征,建立欠平衡水平井井壁稳定多场耦合有限元模型,并验证模型的正确性;最后,对比有限元模拟和电测井径,分析泥质粉砂储层欠平衡水平井井壁稳定演化规律。研究结果表明:考虑泥质水化模拟的井径与完井电测实际井径吻合程度高,证实了有限元模型的准确性;考虑泥质水化作用情况下,钻开地层50 h内,归一化屈服面积(AN)迅速增大,随后增速逐渐变缓,钻开地层240 h后归一化屈服面积增幅达98.72%,主要是泥质水化后岩石强度劣化所致,但AN<0.20能够满足欠平衡钻井井壁稳定的要求;随着时间推移,欠平衡与过平衡工况下的AN之比由2.73降至2.20,近平衡与过平衡工况下的AN之比由1.90降至1.50,说明井筒压力是影响井壁失稳的主导因素,但泥质水化作用的影响随着时间增加而增强;当钻井液溶质质量分数高于地层流体时,反射系数、化学膨胀系数、溶质传递系数和溶质质量分数越大,则AN越低、井壁越稳定;而岩石吸水扩散系数和渗透率越大,则AN越大、井壁越不稳定。

四川盆地川中地区侏罗系沙溪庙组致密砂岩气差异成藏特征及主控因素

四川盆地川中地区侏罗系沙溪庙组多期砂组气藏含气丰度以及同期砂组气藏富集程度均存在明显差异,严重制约着沙溪庙组致密砂岩气进一步勘探开发。通过对沙溪庙组致密砂岩天然气藏差异分布特征表征,综合分析烃源岩、储层、成藏期古构造、断-砂配置及演化等成藏要素,结合前人已有认识,认为川中地区沙溪庙组致密砂岩气差异成藏受控于天然气差异来源、优质储层、成藏期有利断-砂配置类型及古今有利断-砂配置演化,提出了“双烃源岩差异供烃,断-砂配置差异充注,优质储层差异富集,断-砂演化差异调整”的差异成藏演化模式。在该模式下,川中地区沙溪庙组气藏由须五段煤型气与大安寨段油型气“双源”供烃,研究区北东至南西表现为油型气-混合气-煤型气特征,气藏表现差异供烃;成藏期断层与缓倾角砂体对接((3)类)砂组气藏丰度优于断层与近水平砂体对接((1)类)砂组,气藏呈现差异充注;优质储层储集能力好并且富集程度高,气藏形成差异富集;继承保存型断-砂演化(Ⅰ型)气藏含气性最优,次为调整残留型(Ⅱ型),反转散失型(Ⅲ型)最差,气藏受到差异调整。

储气库注采井水泥环破坏机理实验研究

储气库注采井的注气与采气、环空带压与泄压等情况使井筒反复承受加载卸载,水泥环因此受到不同程度的损害,严重时导致地层气体窜入环空。为了研究注采井水泥环的破坏机理,针对某储气库B环空上部水泥环的工况条件,开展了水泥环承受8.1 MPa和13.6 MPa循环内压的实验模拟,并对水泥环进行了密封性、渗透率、SEM电镜扫描、微CT扫描分析,探究水泥环微裂缝和孔隙的变化情况。实验表明,8.1 MPa的内压循环30次未造成水泥环气窜,13.6 MPa的内压循环23次则导致气窜,与某储气库出现浅层气窜入B环空的情况相符;循环载荷可导致水泥环产生微裂缝,随着循环载荷压力值的增加,取样渗透率逐渐小幅度增加,微裂缝产生越多,裂缝扩展越大,甚至出现贯穿缝;微环隙由水泥环微观结构破坏持续累积造成,对于固井质量良好的环空,水泥环发生微观结构破坏是气窜的本质原因;水泥环微观结构破坏和界面产生微环隙均可直接引起气窜,主导者受多种因素影响而变化。实验结果揭示了循环载荷下注采井水泥环的破坏机理以及与气窜的关联性,对储气库运行优化和新建储气库的井筒质量控制具有指导意义。

致密河道砂体精细刻画及富气区预测技术——以川中北部地区中侏罗统沙溪庙组为例

川中北部地区中侏罗统沙溪庙组发育三角洲—河流沉积体系,纵向上发育多期河道砂组,叠置规律复杂,优质储层和富气区分布规律不清。采用“沉积相—物性—含气性”的研究思路,首先明确沙溪庙组砂岩优质储层具有“顶谷底峰”的反射特征;然后厘定23期河道发育期次和边界。结果表明:河道砂组主要由北东向南西条带状展布,河道宽度在100~4500 m之间;纵横波速度比小于1.68时沙二段河道砂组具有较高的含气概率,富气储层主要分布在河道砂体的边滩部位。研究成果形成了致密河道砂体精细刻画及富气区预测技术流程,为川中北部地区沙溪庙组致密气藏的规模增储和效益上产提供了重要的技术支撑。

石油企业办公室工作的科学管理及对策分析

随着我国社会经济的不断发展,石油企业的发展速度也得到了很大提升,我国石油资源储量丰富,是国际上著名的石油大国,石油进口数量和出口数量都处在世界领先的地位,这些都离不开石油企业的飞速发展。在石油企业发展过程中,石油企业办公室工作的管理发挥着重要的作用。本文对石油企业办公室的科学管理方式进行了深入的研究与分析,并提出一些合理对策,帮助提高石油企业办公室工作的管理水平。

成都市2020年PM_(2.5)变化规律及预测分析

以成都市2020年的日均空气质量数据和地面气象数据为基础,对PM_(2.5)浓度的年际变化和季节分布进行分析,得出成都市2020年较2019年相比PM_(2.5)平均浓度下降5.94μg/a·m^(3),年度最低值为4μg/m^(3);PM_(2.5)随季节变化规律为:冬高夏低,冬季波动大,夏季稳定,平均浓度冬季最高,秋季次之,夏季最低,并且冬季有26天超出《环境空气质量标准》二级标准;气象因子中,最大持续风速、最高温度、降雨量、能见度等各因子都与PM_(2.5)呈现出负相关,然后通过建模适用性分析后,对数据样本建立多元线性回归和ARIMA模型,ARIMA模型效果较差,多元线性回归模型准确度较高,适用性强,效果更好,具有较高的应用价值。