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。

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。

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。

数智化录井技术在长庆油田苏南区块的研发应用

为有效提高长庆油田苏南区块岩屑录井的及时性、准确性,并解决井筒工程数据共享难、管理幅度大、效率低等问题,基于岩屑智能采集、信息传输、物联网、人工智能等技术,采用岩屑自动采集+岩屑成像分析+远程传输等技术联合应用的新岩屑录井作业模式,并通过搭建井筒信息一体化平台,实现了井筒信息统一采集、远程传输、实时监测和快速决策,有效提升了岩屑录井质量,提高了井筒建设管理效率。在此基础上,提出了岩屑录井一体化、井筒信息数智化、工程管理智能化的发展方向,对于打造数智化油气田具有一定借鉴意义。

IPF分析在长庆油田地面工程设计中的应用研究

IPF分析是一种基于保护层分析法的半定量分析方法,对仪表保护系统的风险场景进行分析以评估独立保护层在削减事件可能性和严重性时的有效性,从而确定仪表保护系统的安全完整性等级。以长庆油田长北气田二期为例,对IPF分析方法在该项目地面工程初步设计中的应用进行剖析,结合具体回路介绍了IPF分析的实施过程,论述了安全完整性等级的计算方法。开展IPF分析,可以确定合理的安全仪表系统配置,有效提高工程设计风险评估的全面性和准确度,并能及时发现流程风险从而改进本质安全设计。

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。

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。

地面采气管道涡流辅助排液技术在长庆气田的应用

针对长庆气田南区地面采气管道运行过程中出现积液、冻堵的问题,开展地面采气管道涡流辅助排液技术研究。利用数字模拟和正交试验方法对地面管道涡流工具参数、结构进行优化,确定了内径为60 mm管道的涡流工具最佳参数组合,当切入角0°、纽带高度15 mm、纽带宽度14 mm时,旋流效果最好。在G39-X井的试验表明:该涡流工具可以有效地提高采气管道携液能力,降低管道输压,改善采气管道运行状况,为气田地面采气管道排水采气提供了新方法。

渭北油田长3-长8储层非均质性特征研究

油气储层形成过程中因受到沉积环境、成岩作用及构造作用的综合影响,无论在空间分布还是储层内部各个属性上都会存在极不均匀的变化,这种变化称为储层非均质性。储层非均质性是影响油、气、水运移及油气采收率的重要因素。研究考虑非均质性的规模影响在储层开发生产中是必不可少的。本文以渭北油田长3-长8储层为例,利用储层变异系数、突进系数对碎屑岩储层层间非均质性、层内非均质性做详细研究。

低渗岩性气藏储气库封闭性评价技术研究——以长庆靖边气田陕43井区为例

储气库建设要求备选气藏是一个完整的封闭体。针对岩性气藏无明显封闭条件的情况。根据钻井、测井、测试及化验分析等资料，通过气藏精细描述、突破压力试验、干扰试井等技术研究。论证了长庆靖边气田陕43井区岩性气藏储气库圈闭性：盖层、底板发育，分布稳定，具有较好的封盖能力；隔层发育但厚度薄，对气藏不起完全的封隔作用；库区西北部、东部、南部被侵蚀沟槽充填物分隔，北部、西南部岩性致密，构成了气藏的有效遮挡。具备建设储气库的封闭条件。

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。

演武油田Y116井区延8段构型界面约束下的单河道砂体构型

单河道砂体构型的精细刻画受到第3、第4级次构型界面的约束,使得隔夹层的分类识别成为该项研究的前提。以层次分析为指导,从岩心标定入手,结合测井和录井资料综合分析,利用交会图版识别出演武油田Y116井区隔夹层的划分标准,并由单井追踪多井,研究了隔夹层的纵横向分布特征,在其约束下刻画出3类构型单元,形成了隔夹层空间分布模式。结果表明:在演武油田延8段共识别出单河道砂体间隔层、单河道砂体间夹层和单河道砂体内夹层3类构型界面,在泥质、钙质、物性3种成因下将复合分流河道砂体划分为4期单河道砂体,其中隔夹层纵横向分布具有物性夹层多见于河道中部,泥质夹层常见于河道边部,而钙质夹层多位于河道上部的分布特征;构型要素垂向叠置样式和平面接触样式研究得到,垂向以分离式和切叠式为主,横向以侧切式和泛滥平原接触为主,形成了独立型分流河道单元、分离型细粒沉积单元以及接触型增生体单元;各构型要素形成了“接触广泛、叠置错综”的具泛连通性的辫状河三角洲平原构型分布模式。本次研究实现了对研究区构型界面的识别表征,为精细刻画单河道砂体构型单元提供了依据,对油田进一步生产和开发具有理论和现实意义。

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。

近地表模型约束层析静校正在红井子油田的应用

现有勘探成果表明，红井子油田H井区长9段油藏为岩性-构造油藏，区域内鼻隆构造特征为主要的控油特征，在长9、长8、长6段及侏罗系层系均有较好的发现。为了提高该区高分辨率三维地震资料的成像品质．采用了微测井模型约束层析静校正处理方法，以无约束层析静校正反演的近地表模型为基础，通过对表层模型的控制．精确反演出工区低降速带的厚度及速度数据，把由此计算出的精确静校正量用于叠加处理中，保证了地震波的同相叠加．实际资料应用结果表明，利用微测井模型约束层析静校正方法优于以往采用的静校正方法．提高了构造成像的精度．为地震资料的解释提供了可靠的数据基础。