四川盆地部分凝析气藏测试产量难以达到地质预期,为了提高凝析气藏压后效果,以L气藏为研究对象,在储层伤害性评价及凝析油伤害机理研究的基础上,分析了A井返排率和产能低的主要原因,提出了低渗透凝析气藏控压返排技术。研究结果表明:(1)低渗透凝析气藏伤害主要是水锁伤害和凝析油伤害,其中凝析油对渗透率伤害达到90%以上,应该尽量避免;(2)提出了致密凝析气藏压后返排控制技术,当井底压力高于露点压力时,在临界出砂流量下快速排液,当井底压力接近露点压力时,控制返排速度保证井底压力高于露点压力;(3)根据临界出砂流速计算模型及喷嘴压降损失模型编制了计算软件,初步形成了凝析气藏控压返排现场应用技术。该技术成果在L气藏B井进行了先导试验,现场应用效果表明:压后返排率较邻井提高157%,无阻流量提高53%,增产效果显著。该技术成果对于低渗透凝析气藏难动储量的有效动用具有一定的指导意义。

为了尽早提交SY构造二叠系栖霞组气藏探明储量,编制开发方案,以气藏整体的连通关系、气藏类型及气井产能监测方法和监测技术为研究对象,分析气藏动态监测难点,认为存在超深气井井下压力、温度监测难度大;气井产量调节不稳定,产能还需要核实;目前所获取的资料难以明确气藏整体连通性;气藏局部产水,气藏类型不明确等问题。针对问题进行对策研究,结果表明:(1)井筒参数计算模型+井下浅层低风险监测技术有利于后期开展动态监测工作,同时降低了操作成本;(2)井口变流量测试技术井口产量调节稳定,便于明确气井实际产能;(3)在构造高带内及高带间开展干扰试井及同时实施气体同位素示踪剂监测,能尽快明确气藏的整体连通性;(4)运用Stiff图版建立区内的水侵监测模型。结论认为:SY构造二叠系栖霞组气藏地质条件复杂,利用适宜的监测技术有助于认识气藏,科学、合理地开发气藏,推动气藏的开发进程,为提交探明储量奠定基础。

为解决某天然气净化厂110 kV变电站员工数量无法满足变电站有人值守运行方式的问题,有效利用已有人力资源保障110 kV变电站安全平稳运行,通过对110 kV变电站的综合自动化系统和安防系统进行改造,并结合电力运行人员现状实施相应的制度和组织结构改革,提出110kV变电站实施无人值守运行模式。该模式实施8年以来的运行实践证明:①无人值守运行管理模式在某天然气净化厂110 kV变电站的实施是成功的;②无人值守变电站一定程度上硬件的配置不足可以通过加强无人值守的运行管理来弥补;③某净化厂110 kV变电站无人值守运行管理模式开创净化厂乃至中国石油西南油气田公司高电压等级变电站无人值守的先河,为其他变电站实施无人值守提供了借鉴;④该管道模式解决了员工数量不足的问题,盘活了人力资源,提高了劳动生产率,标志着天然气净化厂变电站运行管理模式的全新转变。

目前油气田物探、钻井系统工程投资在投资总额中占比较高,成本分析工作可为工程投资计划符合率提供技术支撑,为降本增效提供数量化依据和建议。针对传统投资成本分析中存在的问题,提出油气田公司运用信息化平台大数据技术对物探、钻井系统工程成本分析的内涵、思路、方法和工作程序。研究结果表明:①大数据技术可以借助信息化平台进行数据识别,对工程投资决策起到成本预测作用,并且通过数据实时更新及时纠正实施过程中的偏差,为气田规模效益开发提供支撑;②信息化平台成本分析的主要功能包括采集有效信息及建立健全成本大数据库功能,构建成本分析、预测、预警和过程管控功能和大数据分析技术为投资成本决策提供智能化支持功能;③信息化平台可增加因素分析法进行物探、钻井系统工程投资成本分析评价。结论认为:油气田公司应通过试验其他有效的成本分析方法,加快大数据分析技术科学建模和选择典型工程利用信息化平台大数据分析技术进行成本分析测试等办法,尽快建立并推广应用物探、钻井系统工程投资成本大数据分析体系。

为加强案件集中统一管理,推进油气田公司法律工作体系建设再深化,在共享服务中心相关理论研究的基础上,以中国石油西南油气田公司为例,提出了构建公司法律共享服务中心体系的设想和思路。研究结果表明:①共享服务中心应以问题为导向提供法律服务,并借助新的管理系统统筹业务流程来探索高质量、高效率解决法律事务的途径;②共享服务中心构建的原则包括战略性、价值性、效率性和创新性4个方面;③基于集中服务、区域服务和专业服务三种功能定位,共享服务中心应根据发展阶段和实际情况选择其功能模式;④共享服务中心平台设计主要包括合同管理、诉讼纠纷管理和法律风险控制管理3个子体系;⑤法律共享服务中心的建立组织方式可以通过对油气田公司及下属单位法务部门再次分工、聚合成一个专门的法务机构组织,使得法务部门独立化、专业化、标准化、规范化的同时,还能够提高效率、创造价值、以更低的成本提供更好的服务。

鄂尔多斯盆地延安气田东部蕴藏着丰富的致密气资源,采用水平井多级缝网压裂技术进行开发试验,对固井工程提出了一系列新的挑战。以地层和钻井特点为基础,分析了区域内水平井固井难点,针对性地开展了漂浮套管优化、粉煤灰低密水泥浆、增弹水泥浆等一系列关键技术研究,认为:（1）漂浮下套管存在最优化漂浮长度,摩擦系数的确定是关键;（2）采用低成本的粉煤灰可配置出性能优越的1.40g/cm3水泥浆;（3）增弹水泥浆可以满足该区域致密气水平井分段压裂施工的需求。现场应用证明采用的一系列关键技术效果良好,固井质量提高及压后密封性成效显著。应用结果认为:（1）研发的较低成本的粉煤灰低密水泥浆和增弹水泥浆性能优越,能够满足该区域致密气水平井的固井需求;（2）研制的相关固井工具附件及设计的漂浮优化方法,通过应用表明可以解决相对应的固井技术难点,具有一定的现场适用性;（3）为进一步提高延安气田东部致密气水平井固井质量,应在设计更低密度的低成本水泥浆、加强套管居中的低磨阻扶正器技术和优化浆柱结构及注替参数等方面加强研究。

封堵井起压是枯竭油气藏型地下储气库目前存在较为普遍的一个安全问题,如何科学合理处置封堵井起压直接关系到整个储气库的运行安全。以中国石化文96、文23储气库为例,目前多口封堵井已出现起压现象,为了落实封堵井起压原因,综合利用气藏地质、历史生产及动态监测等资料开展了深入分析,查找原因从而研究针对性处置对策。研究结果表明:(1)两座储气库封堵井起压分别由临井采油注水和井内防腐泥浆脱气引起;(2)封堵井堵剂性能直接关系到气井封堵效果,堵剂设计时应充分考虑临井注采活动影响以确保其能够适应所处地层环境;(3)针对防腐泥浆脱气起压一类封堵井,因安全风险低,日常管理以定期巡检观察为主;对于临井采油注水起压一类封堵井,因安全风险高,制定了"定期巡检、特殊时期加密巡检、井口规范放压"的管理制度;(4)鉴于文23储气库目前仍处于建设阶段,应加强对封堵井周边作业的风险评价工作,确保封堵井安全可控。

针对松辽盆地松科2井钻探过程中发现高温干热岩体,井底温度高达241℃,存在油井水泥外加剂配伍困难、水泥石强度易衰退、环空间隙较小、施工工艺复杂、固井质量难以保障等难题,通过水泥浆性能试验及固井工艺技术研究,研选了抗高温水泥浆降失水剂、缓凝剂,同时分析了水泥石抗高温衰退机理及防治措施,优选了适应超高温条件下的添加剂、外掺料,形成了超高温水泥浆体系。研究结果表明:(1)该水泥浆体系达到了超高温条件下固井的各项性能要求,在241℃、102MPa条件下性能稳定,稠化时间易调、流变性好、滤失量低、防窜能力强;(2)水泥石最高试验温度达到260℃、能够防高温衰退,抗压强度高、渗透率低、韧性强、弹性模量比普通水泥石大幅降低。施工工艺技术应用结果表明:耐高温冲洗隔离液、抗高温固井工具附件、扶正器的应用提高了施工浆体的顶替效率、保障了施工安全,确保了水泥环胶结质量;超高温固井工艺技术成功应用于松科2井直径127mm尾管固井作业,固井质量合格率达100%,优质率高达83%,为类似超高温深井条件下的固井作业积累了经验、提供了技术指导。

产水气井在高压、低温条件下容易生成水合物而堵塞井筒和采气管线,通常采用注甲醇来实现解防堵的目的,但注甲醇解防堵工艺存在甲醇有毒、含醇污水处理工艺复杂和运行成本高等诸多弊端。为此,创新采用井下隔热保温组合油管代替单一普通油管用作生产管柱来提高井口流体温度、避免井筒堵塞。研究表明:(1)研制的井下隔热保温油管,减少了地层能量沿井筒热损失,可有效提高井口流体温度,实现了防治水合物生成的目的,同时井下隔热保温油管与常规油管配合使用,可在一定程度上降低采气成本;(2)对隔热保温油管的敏感性分析表明,井下隔热保温油管下入深度越大、导热系数越小,井筒保温效果越好,且井下隔热油管下入深度对井筒温度的影响要远大于其导热系数。现场应用表明:东胜气田Y井采用井下隔热保温油管后,井筒流体升温明显,井口流体温度提高了近30℃,有效防治水合物生成,能够满足气田环保开发需求,为产水气井提供了一种环保型水合物防治新方法。

我国含硫气田大多分布在海相碳酸盐岩地层中,具高温、高压、高产的特点,但由于其含硫化氢,导致在开发过程中存在诸多难题,且在安全环保方面尤为突出。为此,结合四川盆地东北部含硫气田勘探开发情况,有针对性地指出含硫天然气开发的主要安全环保威胁因素,重点对管道腐蚀、地灾破坏、危废处理、人为因素进行了探讨,并提出相应措施。研究认为:(1)修建分子筛脱水装置可把硫化氢与水混合产生的电化学腐蚀和硫化物腐蚀开裂降到最低;(2)站场选址避开地质灾害高发区,可沿等高线修建,其他条件相似的情况下,选择交通便利之地,同时制定地质灾害应急预案,备好应急物资;(3)做好危废物品的处理,特别是硫沉积、废脱硫剂、气田水的处理,降低环境危害性;(4)做好员工培训,提升意识与技能,严格对照操作规程、相关制度开展,最大限度地杜绝人的不安全行为。

通过事故案例的分析和相关文献资料的查找,得出天然气储罐泄漏扩散的影响因素,利用德尔菲法通过选定专家,层次分析法确定专家权重,制定专家咨询表并进行两轮咨询打分,确定了天然气储罐泄漏扩散的主要影响因素依次为储罐压力、风速、泄漏量、泄漏速度、泄漏孔径、泄漏浓度和风向7种,最后根据这些因素提出预防天然气储罐泄漏造成事故的相关建议:(1)运用基于风险的检验(RBI)技术,优化检测、维修方案;(2)储罐应采用可靠性高的安全仪表系统;(3)储罐应设置在厂区全年最小频率风向的上风侧,具备良好的通风、驱散、稀释等设施条件。

随着油气管网的快速发展,管网泄漏检测技术显得日益重要。为了解决油气管网现有的泄漏检测技术存在的问题,有必要对前沿的天然气泄漏检测技术进行分析,研究出更准确的检测方法,保障天然气顺利输送、安全供应、管网优化等的实现。通过查阅相关文献资料,对一种与管道模型无关的新型检测方法——序贯概率比(SPRT)泄漏检测定位技术进行总结和分析。首先对SPRT理论进行数学描述,建立基于SPRT理论技术的天然气管线泄漏检测数学模型,然后介绍分析了求解模型方法,并在对比分析国内外SPRT泄漏检测定位技术理论和应用的异同基础上提出了改进的时间差定位方法及多序贯概率比检验法。结论表明:(1)多序贯概率比检验法理论上能够适合各程度的泄漏检测,且检测速度较快、准确率高;(2)改进的时间差定位方法能够有效地降低延迟效应,定位精度较高,具有一定的实用性,并且可基于负压波检测原理进行泄漏定位,降低漏报率和误报率。

为了解决广东省天然气管道在下游用户不断发展情况下所产生的日益突出的调峰调质问题,优化管道调度运行,解决输气能力瓶颈,采用管道瞬态模拟软件仿真计算的方法,在多气源、多用户条件下对多种调峰、调质工况进行组合水力计算,针对不同用户用气方式对管道调峰能力造成的不同影响,制定不同的用户负荷方案,首先采用静态计算的方式,分析管道在一定压力条件下的最大通过能力,排除用气量超出最大通过能力的工况,在剩余的可能实现的工况组合中,经过动态调峰计算验证,计算选择出能够充分发挥管道调峰能力的用户结构,形成通用化的结论以安排生产计划。结果表明:(1)根据水力计算得到的较多数据点可构成"调度扇面",直接指导实际生产调度运营管理;(2)基于计算结果分析建立管道生产调度科学管理体系,包括上下游建立预警机制,建立资源、市场和管网有机结合的生产运营管理体系,成立区域生产调度中心,发布办法和预案等,提升了管道的应急决策支持水平。

建立气体泄漏监测系统,及时、准确、有效发现泄漏险情,是提高有害气体泄漏时的应急响应能力的重要手段。作为高效、全面的天然气监测系统的重要组成部分,气云成像摄像机具有高效率、远距离、大范围、动态直观等显著优势。为此,对气云成像摄像机气体泄漏监测技术发展进行了研究,并根据现场测试效果,做出了应用部署的相关建议。结论认为:(1)目前已应用于工业生产的多为基于热源成像技术的气云成像摄像机,而基于光谱成像技术的气云成像摄像机在气体识别、范围标识、极端天气下识别准确度等方面具有显著优势,可减少误报警率;(2)气云成像摄像机因为通讯负荷高、成本较高,不建议作为常规和全面部署的气体泄漏监测手段;(3)气云成像摄像机作为泄漏监测系统的组成部分,主要针对关键区域或监控盲区进行远程监控,因此建议针对河流穿越、重要阀室、地形地质高危区域以及重点装置区域、无人值守井场、井口等进行设置;(4)建议在极端天气下和存在多种气体的环境下优先考虑采用基于光谱识别的气云成像摄像机。

随着天然气管网的建设发展,输气站场的控制方式逐渐由传统的人工值守方式向无人值守、集中监控的智能化方式转变。浙江省天然气管网在站场无人化系统的研究和建设过程中,为实现压力调节回路中主、备用支路的冗余及无扰切换的目标,以及在用户负荷剧烈变化时,特别是站场上下游两级调节器背靠背设置的极限管容工况下,满足系统调节的稳定性和抗耦合性要求,开发设计了一种有效的支路冗余及系统调节控制方法。研究结果表明:(1)在压力调节过程中,通过控制算法的改进,相比传统PID控制,无论在系统的快速响应还是超调量控制方面均有显著改善,且在合适的参数支持下具有极广的适应性;(2)在支路冗余切换方面,结合支路负载能力和调节控制算法,达到了支路间无扰切换的功能要求;(3)在抗耦合能力方面,根据设备特性和调节趋势来改变控制速度,以此优化调节过程而迫使系统收敛,从而实现解耦的目的;(4)在实际应用方面,系统完全满足输配站场无人值守集中监控的要求,系统运行稳定可靠。

针对四川盆地安岳气田磨溪区块龙王庙组气藏面临国内外无同类气藏开发经验借鉴、储层孔隙度低、非均质性强、应力敏感性强、中含H2S、地层水侵等方面的挑战,研究总结了气藏开发中的管理优化与创新经验,探究其实现气藏的高质量、高效率、高效益开发的主要做法。研究结果表明:（1）技术与管理创新的融合实现了气田开发整体的高质量和高效益;（2）勘探开发一体化的实施实现了气田开发技术指标与整体指标的高水准;（3）"六化"模式的大力实施实现了地面工程建设的快速高质高效;（4）数字化气田建设成效显著,智慧气田显露锋芒;（5）高度重视环境保护,实现气田绿色清洁开发。结论认为:（1）技术创新是实现气藏高效开发的核心;（2）管理创新是实现勘探开发一体化的基础;（3）数字化气田建设是提升气田管理水平的有效途径;（4）坚持成本的有效控制是气田实现高效益开发的关键;（5）坚持严格的科学开发程序、建立完善的管理体制是实现气田长期稳产的重要保障。安岳气田龙王庙组气藏的高效开发可为国内外气藏的开发提供一定的经验借鉴与参考。

油气企业的人力资源部门发展扩大使得对分散部门实施统一管理面临困难,加快构建基于互联网技术的人力资源共享服务中心显得日益重要。为此,基于传统企业的"三支柱"人力资源模型的改进创新,提出了一种"互联网+人力资源共享服务中心"的油气企业人力资源服务模式。研究结果表明:(1)互联网背景下的人力资源管理模式依靠互联网开放、共享、创新推动中心人才、技术进行优化升级,具有全面服务、广泛性、节约成本的特点;(2)模式构建的基础是进行"业务流程再造",模式思路是推行云外包服务,关键要素为利用信息流为共享服务中心提供数据支撑,以合作的方式管理共享服务中心;(3)模式构建中,人力资源共享服务中心、人力资源业务合作伙伴与人力资源专家反馈系统形成内部循环,共同推进互联网平台中信息的接收传递、资源的配置以及产品和服务的结果输出;(4)基于互联网管理的特点,应加大培养专业人才力度、加强服务中心风险防范从而保障模式的构建及有效运作。

为了解决重庆市某工业园区天然气供应管道在建成后需要综合评价建设项目的社会经济效益、项目的安全性、项目对环境的影响和项目的可持续性等方面的问题,通过建立包含一级指标体系和二级指标体系的综合评价方法,对其进行评价,结果表明:(1)在经济效益方面,虽然项目投产后因管输量不足各年的实际生产经营和效益状况不如预期,但总体投资内部收益仍较高,回收期较短,项目值得投资;(2)在环境效益方面,环保措施总体可行,对生态环境不会产生持续的、不可逆的影响;(3)在安全性方面,设备配置完善,工程安全可行;(4)在可持续发展方面,项目的建成促进了地方经济的发展,培育了新的经济增长点,具有一定可持续发展的条件。通过总体评价指标验证该项目建设基本达到了预期目标,符合国家产业政策和建设公司主营业务发展战略,最后提出该类似项目建设的经验和建议。

为了建立综合全面的技术经济评价体系,满足天然气产业各环节投资主体对投资回报的要求,采用全生命周期和后评价理论方法,以天然气产业链各环节投入产出为主线,建立了天然气产业技术经济评价体系,并设计了相应的评价指标,通过纵向和横向对比,查找天然气产业全过程薄弱环节,总结经验教训,为投资决策层提供有力支撑。研究结论表明:(1)天然气产业技术经济评价体系应包括目标评价、投入指标评价、产出成果评价、生产经营评价、综合效益评价;(2)评价指标包括探明地质储量、二维、三维地震、产能建设、开发井数、进尺、新建生产能力、库容、输气压力、产能到位率、亿方储量投资、亿方产能建设投资等指标;(3)通过对体系的建立和评价指标的梳理,能科学有效地指导评价人员开展技术经济评价工作,并进一步提升投资管理成效和投资决策水平。

管道燃气特许经营制度实行以来促进了天然气终端渠道的建设和消费的增长,但其管道气统购统销的特点无法衔接国家放开终端竞争的改革发展思路,成为终端从效果转向效率改革的政策障碍。为此,试图通过对特许经营制度改革面临的困难和机遇进行分析,找出可行的具有操作性的改革途径。研究结果表明:(1)目前居民气价倒挂等问题在一定程度上得到缓解,上游管道与气源多元等基础设施改革基本到位,地方政府更倾向于支持竞争,特许经营改革的环境进一步成熟;(2)受特许协议和既得利益等影响,对特许经营制度实行边际改革更为合适;(3)改革的途径包括通过气源直供、城镇管网代输来促进存量大用户市场竞争,通过合作修建支线管道促进气源方与管道燃气企业对新客户的开发,通过集中供热、分布式能源等项目竞争性出让的方式支持终端新业态项目合作。