针对气井的开发随着时间的延长会出现积液直至停产的问题,采用一种最经济的气田开发方式即利用气井自身能量实现积液井的正常生产。气体驱动泵排液采气是一新型的排液采气技术,详细阐述了其利用气体活塞面积大的特点放大气体压力并把积液排出井筒的机理,绘制了驱动泵体的内部结构示意图,分析了泵的主要参数计算方法。通过现场应用,验证了驱动泵的实际效果,分析了应用失败的原因,并进一步提出了泵的选井方式、应用条件和改进措施。

由于硫化氢的腐蚀性和剧毒性,环空带压井生产安全风险较大。在对含硫气井筒分析的基础上,对环空带压的类型进行了辨识、分类;结合元坝气井作业条件,完善和细化B-B test流程,建立了环空带压诊断流程;通过对长期安全需要的分析,提出了配备含硫气井安全控制设备和方案;针对对不同环空异常带压类型,进行了治理方案研究。

断陷盆地缓坡带是含油气盆地重要的油气聚集带之一,涠西南凹陷南部边缘发育大面积缓坡,紧邻B、C生油洼陷,盆地模拟显示有大量油气向缓坡带运移。通过近年来的勘探,涠西南缓坡发现了多个油田和含油气构造,多以构造油藏为主,目前缓坡带剩余资源量依然较大,主要为隐蔽圈闭,勘探难度较大。在了解区域构造、沉积背景及石油地质条件的情况下,以钻井、测井、地震及地化等资料为基础,通过对涠西南凹陷缓坡带构造演化的分析,明确了3种缓坡类型:西南缓坡是一个晚渐新世构造缓坡;东南缓坡是一个沉积缓坡;东部缓坡是一个构造—沉积混合缓坡。在此基础上找出不同缓坡类型与油气聚集成藏的关系,期望对于今后提高缓坡带的勘探效益起到一定作用。

针对LNG脱苯工艺利用"相似相溶"原理用异戊烷脱苯存在异戊烷消耗量大、成本高等诸多弊端,在不影响正常生产的情况下进行了必要的脱苯工艺改造。经过可行性分析,利用苯和异戊烷的熔点不同这一特性,有效利用LNG产品的冷能脱苯并回收了异戊烷,阐述了工艺改造的流程,订做两台管壳式低温换热器,使其让含苯异戊烷和LNG换热,让苯结晶附着在管束上达到回收再利用异戊烷的目的,从而控制异戊烷的消耗量以降低生产成本。通过脱苯新工艺的实践应用,每年回收异戊烷节省了130多万元的成本,达到了企业降本增效的目的。

在深井及地热井钻井过程中,将井筒温度变化产生的影响考虑到井壁岩石受力中,可为安全钻井提供进一步保证。为证明因温度变化而产生的热应力对安全钻井的影响,首先分析不同钻井工况下钻井液与井筒各部分之间的传热模型从而确定井筒中温度场的变化规律,再将井周岩石温度变化形成的热应力耦合到井周岩石应力中,并明确给出岩石应力的计算方法。对比分析岩石应力与岩石强度,分析在有无热应力两种条件下井壁岩石的受力情况。结果认为:在井壁与地层温差值达到最大时所对应的深度处,不考虑热应力时井壁处于稳定状态,考虑热应力时井壁存在失稳的风险。

克拉美丽气田滴南地区是新疆油田的重点勘探区域之一,该区地层软硬变化比较复杂,地层具有较强的研磨性,下部地层可钻性差,石炭系裂缝发育,地层易漏失,导致钻井速度慢、机械钻速低、钻井周期长。综合分析克拉美丽气田滴南地区地层的岩性以及压力系统等钻井工程因素,优选个性化PDC钻头,采用新型的防漏堵漏技术,并结合特殊辅助提速工具多维扭力冲击器进行钻进。现场研究表明,克拉美丽气田滴南地区全井平均机械钻速达9.05m/h,较2015年提速72%,平均钻井周期缩短了15 d,提速效果明显。

由于地震解释精度限制,页岩气水平井钻进过程中常常遇到预测地层深度与倾角与实钻误差较大的情况,故对页岩气水平井进行随钻地层倾角监测,及时根据监测结果进行轨迹调整对于页岩气水平井顺利中靶并长穿优质储层有重要的意义。利用导眼或邻井的自然伽马曲线建立地层对比标志层,在此基础上结合钻井轨迹及预测地层倾角建立地质模型,分析随钻自然伽马曲线变化情况,选择在标志层处、A靶点等控制点进行地层深度和地层倾角的确认,提前预判实际地层的变化,调整钻井轨迹,保证井筒在目标地层中穿行。

井下安全阀是一种用于防止井喷、保证生产安全的井下工具。一般位于井口以下60～200 m的位置,通过地面的液压控制来实现井下安全阀的开启与关闭。它能够在地面生产设施出现异常情况时实现自动关闭,以防止不受控制的地层流体流到地面,作为灾难性事件发生的最后一道屏障,它能最大程度地保护人员、环境及设备安全。某天然气项目的高含硫生产气井中均安装有井下安全阀,其中的A井在进行开启井下安全阀作业时遇到无法打开的情况,通过实施细化的3套方案,最终成功打开了井下安全阀。

针对目前龙岗气田在冬季生产过程中易在节流处、冷热气流交汇处和管线低温段形成水合物造成管线堵塞的问题,阐述了龙岗气田水合物形成的原因,通过优选天然气水合物计算模型预测水合物的生成条件,计算分析不同输气量和出站温度对管线温度分布的影响,并对生产运行方案和场站工艺进行优化改造。结果表明:对由于站内节流温降形成水合物的情况,可增加站内流程水浴加热装置提高输气温度;对由于冷热气流交汇形成水合物的情况,可调节水套炉温度,控制两股气流温差不超过5℃,以降低天然气饱和水含量并避免形成凝析水;对由于管线输气温度过低形成水合物的情况,可适当提高出站温度和增加输气量以预防水合物形成。

青岛LNG接收站自投产以来逐渐成为华北天然气市场供应的主力气源,介绍了接收站的投产运行情况,通过对上游PNG LNG与AP LNG两种资源的供给能力、接收站码头的最大接卸能力、接收站最大的外输能力、下游市场消化能力4个方面测算并评估青岛LNG接收站的最大周转能力,可知接收站最大周转能力的最主要制约因素为下游市场消化能力,其次为码头接卸能力;但随着能源消费结构持续升级、下游市场需求量不断扩大,码头接卸能力或将成为影响LNG接收站最大周转能力的最关键因素。

文96地下储气库是典型的枯竭气藏型地下储气库,通过对文96地下储气库运行连通性、动态库容、边水变化、单井注采能力等的深入分析,总结了边水气藏改建地下储气库的运行规律和动态特征,文96地下储气库投产后运行实践证实储气库平面连通,注采井注采能力达到设计要求,地面配套注采工艺系统运行效果良好,通过高部位强注、低部位缓注、合理控制生产压差等措施于注采气期间较好地控制了边水运移,达到了排液扩容的目的,库容逐步接近设计的库容量。

当前我国天然气行业尤其是天然气管网等基础设施领域依然存在诸多问题,包括能力不足、产业集中度高、投资主体单一、管输定价机制不健全等阻碍了基础设施向第三方开放,影响了天然气市场化改革的进程,制约了天然气产业的发展,亟需通过改革加以解决。在调研、梳理我国天然气管网现状与存在问题的基础上,对美国、英国及欧盟的天然气管网市场化改革进行了大量文献研究,分析了欧美国家相关法律与监管体系在其改革进程中的发展历程,总结了其在改革中取得的经验、成果及教训,分别对我国长输管网和省管网的现存问题提出了相应的改革建议与具体措施,认为在长输管网方面应促进管道投资多元化、鼓励多主体进入上游供应、分步实行管网剥离和制定科学的管输定价体系与管理规则,在省管网改革中应注重破除建设权垄断、鼓励大用户直供和打破统购统销垄断等。

中央十八届三中全会以来提出的燃气改革要求,放开终端价格是主要目标之一,但价格放开是有范围、有前提、有条件的。燃气渠道的特殊在于,它是燃气的必要包装,因此得渠道者得用户。同时,城镇管网具有自然垄断属性,需要政府设定准入门槛和加强监管,因此燃气渠道和政策要求具有很强的关联性。利用产业经济学哈佛学派经典的SCP范式,分析政策和渠道对燃气市场绩效的整体影响和作用,指出渠道的多元化是价格放开的必要条件,也是目前促进市场改革的"牛鼻子",并且着重分析了各种渠道的政策差异、优劣势和适用对象。在燃气特许经营改革不到位和城镇管网无法代输的情况下,点供和大用户直供是一种必要的选择。在利益捆绑下,唯有依靠渠道的多元化,才能倒逼特许经营权的改革和渠道门槛的降低。现在的关键是通过政策的调整,可以减少这种过渡性副产品和过渡的时间,实现渠道的融合。

油气工程项目具有经济、政治、技术、自然和社会环境的多重复杂性和不确定性特点,从油气工程项目生命周期、管理知识体系、复杂程度以及环境管理4个维度出发,构建适用于油气工程项目的管理成熟度模型。研究认为,应将环境管理作为一个维度来评价油气工程项目成熟度,纳入项目管理成熟度模型。

川渝地区油气采集输场站分布普遍分散、偏远,管理成本高,效率低。基于阿里钉钉开放式平台和手持移动终端具有的GPS定位、二维码识别、影像资料录制、无线通讯等功能,结合作业区的业务流程和主要业务需求分析,对钉钉平台上的应用模块进行二次开发,在通讯协作、人力资源管理、移动办公应用、无人值守井巡护、设备设施维护等方面进行应用创新。

随着天然气管网的快速建设发展,管道运营里程数持续增长、输气站场数量随之增加,分布范围不断扩大,这些都给运行管理工作带来新挑战。传统运行管理模式存在着管理效率落后、人员紧缺、维保时间延迟等显著矛盾,已不能满足现代化运行管理需求。为有效解决由管网快速建设发展所形成的运行管理难题,需要基于设备自动化、信息化、智能化来建立"集中监控,运维一体"的运行管理模式,以实现人力资源的优化配置、缩短故障恢复时间、提高管网安全稳定运行可控度。

油气田对外合作项目管理是油气田开发过程的特殊管理模式,整个经营过程具有高投资、高风险、长周期和效益递减的特点。面对国际油气的激烈竞争,如何在巩固资源、保持高效开采的同时借鉴国外大石油公司先进的技术和经验成为石油勘探开发企业面临的主要问题。中国石油西南油气田公司推行对外合作精细化管理,通过"勘探精细搜索、开发精细雕琢、经营精打细算、管理精挑细选",加强全方位、多领域合作,在深化共享已有成果的同时树立更高的目标。

新天然气管输价格管理办法与管输定价成本监审办法的出台打破了我国多年的"一线一价"管输定价标准,转而推行"一企一率"综合定价机制,从根本上实现了用户与管输企业对管输成本的平等分摊。云南省作为全国新增用气省份,目前执行的是0.35元/m3的全省统一管输价,新建输气支线仍然采用的是服务于"一线一价"的项目评价法来评价其建设初期的经济可行性。依照云南省"五网"基础设施建设需要及新天然气管输价格管理办法要求,云南省天然气销售价格改革及配套出台新的管输定价办法已成必然,而以上两个办法的出台为其指明了方向。受"准许成本加合理收益"的管输定价原则影响,云南省新管输定价办法出台后,省内管输企业在管输收益、管输定价及绩效管理等方面将发生显著变化。