大庆石油管理局以煤代油工程见成效 新建6座燃煤锅炉,年可节约采暖费4317万元

<正> 据《节能信息报》,大庆石油管理局把节约和资源综合利用作为油田开发建设的一项重要技术经济政策。在油田进入高含水后期开采阶段,井数、注水量、采出液量大幅度增加,稳产难度增大的情况下,取得了有效控制总能耗上升,继续保持原油稳产的成绩     

一种新型的“联产联保共建”的生产运行机制

<正> 在油田进入高含水和特高含水期开发阶段,如何进一步挖掘潜力,使老油田实现持续稳产,这是我们胜利油田面临的一个重大课题。孤岛采油厂的实践证明:建立以采油为中心,以作业为进攻手段,以地质为参谋的“三位一体”联产联保共建新机制,是实现原油生产持续稳产的一项有效措施。     

大庆油田节能工作十年

<正> 一、对大庆油田十年节能工作的基本估计 20世纪80年代,大庆油田在完成原油五千万吨稳产十年的基础上,又进入了持续稳产五千万吨再十年的新历程。在完成原油生产和各项勘探开发任务的同时,始终把节约能源和资源综合利用作为油田开外发建设的一项重要技术经济政策,依靠科技进步,大力推行以节油、节电、节气为重点的技术改造工作,积极推广应用节能新     

王27断块综合治理与实践

由于2012年4月区块实施重新调整,实现高效开发。叙述了如何保证断块的稳产,减缓区块的递减趋势,是面临的主要问题。     

中-大型加砂压裂在新场J2s气藏开发中的应用

新场气田上沙溪庙组（J2s）气藏储层岩石物性、孔渗关系、孔隙结构和连通性均较差,含气品位低．特别是沙－段和沙三段储层尤其如此。常规小型加砂压裂由于造缝长度短,泄气半径小,应用后增产效果较差,稳产期短,单井产量低。大量压裂实例证明,J2s气藏应用中－大型压裂增产稳产期长,增产效果显著,平均单层可比小型压裂多产天然气3706．7632×10^4m^3,多创经济效益3484．36万元,是该气藏剩余储量和难动用储量有效开发的关键技术手段,具有良好的推广应用前景。     

致密油水平井大规模压裂后合理工作制度研究

2013年以来在葡萄花油田扶余油层垣A和葡B两个试验区开展了水平井开发现场试验。致密油特殊的存储渗流特征导致其开发规律与常规油藏有很大区别,为保证长期稳产,进行了致密油水平井压后合理工作制度研究。通过地层供液量与流压、产出量与流压关系特征,将水平井生产阶段划分为主缝供液阶段、缝间渗流阶段及基质渗流等3个不同时期,在综合研究分析基础上,结合试验区地质、生产综合情况,制定了5种类型水平井3个不同生产阶段对应的合理生产参数。基于水平井产量递减规律研究,结合试验区水平井生产动态特征分析,初步认为:钻遇好、初期产液量高、稳产期长的井可先短关恢复,压力恢复至地层压力60%后开井,供液能力持续变差后再进行长关;而钻遇较差、稳产期较短的井建议进行长关,压力恢复至地层压力80%后开井,并相应调小参数,以保持平稳生产。     

产水气井泡排工艺参数优化研究及应用

泡沫排水采气工艺是川西气田低压低产气井最为普遍的一种稳产手段。但是近几年,泡排药剂量增加速度较快,而稳产效果未能同步提高,与此同时,少数气井井底出现泡排剂乳化现象,影响气井正常生产。为此,通过泡排剂室内实验评价优选及正常油套压差、加注时机、药剂量、药水比例等参数变化关系分析,优化泡沫排水采气工艺施工参数,形成以"少量多次、定实际油套压差"的泡排剂加注方式,改变了过去固定泡排加注周期的方式。泡排工艺参数优化后,在mj-56-63井区共对67口气井开展现场应用及效果评价,实施后,气井仍能保持先前的稳产效果,而且部分井的产气效果更佳;优化后的泡排参数单井加注药剂量降低38%,施工井次减少23%,泡排剂乳化污染井底现象减少,提高了气液分离效果,省去了消泡剂的使用,确保纯净天然气输往终端用户。     

7号高炉热风炉自动控制系统

本文阐述了7号高炉热风炉自动控制系统的的应用，采用了传统的电气控制技术和HD控制理论技术的有机结合，由PLC和工控机组成的微机控制系统，实现了热风炉燃烧的自动控制，并在原有8号炉热风炉的基础上有所改进和增强，为7号高炉的稳产和高产奠定了基础。     

新钢1号高炉炉顶系统的开发和应用

本文介绍了高炉炉顶系统的工艺要求和新钢1号高炉炉顶控制系统的设计方案高炉炉顶系统关键部分的控制要求作了具体的阐述。最后阐述了新钢1号高炉炉顶控制系统自投运以来为保证1号高炉顺利达产，稳产的过程中起到的重要作用。     

天然气开发不同阶段合理储采比探讨

从国家和石油公司角度出发,为了保证长期稳定供气,天然气勘探开发规模应控制在一定范围内。储采比是衡量资源基础与生产规模关系的一个关键指标。我国天然气工业处于大发展的初期,确定不同发展阶段的合理储采比对于整个天然气工业的持续健康发展有着重大指导意义。对天然气不同开发阶段进行了定义,分析了俄罗斯、伊朗、美国、英国等多个国家不同阶段的储采比变化规律,结果显示快速上产期储采比均大于20,稳产期介于30～15,递减期低于15。并通过分析国内典型气区(西南油气田)的开发历程,对比国内外的储量特点,结合国内气田类型和战略储备情况,确定了国内天然气近期储采比应控制在25以上,进入稳产期后,储采比应控制在15~20左右。该研究结果对国内天然气开发规划及长远战略的制定具有重要的指导意义。     

庄2断块高效开发指标评价研究

结合庄2断块的开发特点，应用油藏工程评价新方法，重点对注入倍数增长率、存水率、水驱指数、含水上升率、最终采收率等开发指标进行研究评价，为断块持续高效稳产提供开发调整思路。     

3t 5t电弧炉的改造

在电弧炉向超高功率发展的趋势中,已有的电弧炉不可能弃之不用而追求全新的发展。3t、5t电弧炉在我国现有的电弧炉中还占有相当大的比重,因此,在现有的设备和产品的基础上,发挥潜力,改进结构,提高性能,达到稳产、高产和节能的目的,仍是一个值得重视的问题,近年来,我厂对这两种电炉作了如下的改进。     

上行开采可行性分析

合理解决上层煤层的瓦斯高问题,是煤矿达产、稳产的必要条件。采用上行开采顺序是解决上层煤层瓦斯高最有效、最经济的手段。叙述了高瓦斯矿井上行开采,分析了其上行开采的必要性及合理性,指出,景福矿上行开采是可行的。     

罗家寨气田和普光气田开发设计优化方案

罗家寨气田和普光气田均位于四川省东北部丘陵山区,均为高含硫主力开发气田,优化后的开发设计方案为：采用丛式井组开发,以斜井和水平井为主;两口气田的采气速度为4%～5%,稳产年限在10a左右;采用双凝固井、变密度固井方式,均采用地面和地下两级安全阀控制;如揭开储层后未获得方案设计产量,则均采用常规油管注入方式进行储层改造。     

油田老井重复压裂技术研究应用

油田老井重复压裂,提高产液量、达到增产稳产的目的,其关键在于依不同的地层厚度、岩性、物性、堵塞程度、堵塞物性质等选择不同的压裂方式和施工参数,优化液体配方,以较低成本延长老井重复压裂的有效期。从油井重复压裂的作用、井层选择、工艺技术应用与效果分析,以及提高老井重复压裂效果的途径等方面进行了论述,同时提出了下步工作设想。     

川西须二气藏产水气井动态特征及开采对策

川西须家河组二段气藏气井产能差异大,气井普遍产水,仅有41.00%的气井具有无水采气期,且无水采气期短,为7.13~23.2个月,无水期采出程度低,平均为13.84%,见水后稳产变差,单位压降采气量不足见水前的10.00%;生产动态表明,局部井区具有连通性;气井见水后,通过调整气井工作制度、人为激动气井会加速气井生产形势的恶化。分析认为,气藏水侵后气井产量及压力迅速降低的原因是绕流形成封闭气和渗流通道被斩断,气井水侵后采取降产或提产的开采方式均不可避免气井压力、产量快速双降现象。通过理论分析及实践总结,提出并实施了有水气藏"保稳忌激、见水及排、区域治水"的开采技术思路,形成了基于分类配产的自然动态平衡管理、缓蚀泡沫一体化的排水采气、同一水动力系统内长期稳定的整体排采等技术对策,取得了稳产效果。     

浅谈运行管理方式的优化

油田新增生产能力是油田增油上产、持续稳产的重要手段,因其涉及部门环节较多,为了强化产能建设全过程的统一与协调管理,油田企业需全面启动产能建设运行管理工作,建立了产能建设"一体化"管理模式,促进了管理与技术有机结合,实现了产能工作的统一组织和建设过程的全面协调。以产能建设增产增效为目标,明确优化生产运行过程中的重点环节。     

西气东输主力气田年产天然气突破百亿m^3

截至2007年11月29日，克拉2气田已累计生产天然气2204Lm^3。目前该气田的采气速度为3．28％，按照年产108亿m^3测算，可以稳产16a。克拉2气田的采收率高达75％。可以开采35a。可为“西气东输”提供充足的优质气源。     

川西中浅层水平井分段加砂压裂改造技术

针对川西低渗透气藏高温、高压、储层品质差、气井控制半径小、产量递减快、气藏整体采收率低等问题,在对水平井分段压裂适应性分析基础上,将常规水平喷射技术应用于水平井分段压裂,形成水平井不动管柱滑套水力喷射分段压裂及其配套技术。裂缝参数优化结果表明,在水平井段长为600m时,裂缝条数4~5条、裂缝半长120~140m,且中间裂缝较短,两端裂缝较长,两端裂缝间距小,中间裂缝间距大的裂缝组合,是实现分段压裂水平井产能最大化的保证。针对水平井压裂施工多裂缝易砂堵、长水平段支撑剂传输沉降等风险,通过工具改进,结合支撑剂段塞、防砂控砂,以及高效返排工艺技术,形成有效风险防控措施,保证顺利施工和安全生产。现场试验对比结果表明,新技术应用降低施工成本,提高气井单井产能,压裂水平井产能较邻井直井产能增大2倍以上。对比气井压后稳产情况可以看出,水平井稳产能力优于相邻压裂直井,在难动用储量的高效开发上表现出一定优势。     

三种锅炉排烟余热回收系统经济性分析

文中首先介绍了三种锅炉排烟余热回收工艺及其主要特点,然后以1台300 MW火力发电机组为例,理论分析了三种烟气余热回收系统的经济性。通过对比得出,加热热网水工艺经济效益最好,加热凝结水工艺也具有良好的经济性,加热暖风器工艺不产生收益,但其对保障主工艺的安全可靠生产具有重要意义。最后指出,不同地区企业用户应根据企业实情灵活选用烟气余热回收方案,以真正实现企业节能降耗和稳产增产的目标。