支撑当前 引领未来 以科技创新推动百年油田建设

大庆油田深入贯彻习近平总书记贺信和重要指示批示精神,全面落实集团公司决策部署,立足实现高水平科技自立自强。“十三五”以来,持续攻关核心技术,水驱开发技术由“精细”迈向“精准”,化学驱提高采收率技术保持国际领先,四次采油攻坚取得实质进展;调动创新要素,活化创新机制,优化创新环境,探索实践激发科技创新动能;加快前沿技术战略布局,聚焦绿色低碳、资源接替、数字转型,加速新能源技术、页岩油勘探开发理论与关键技术研究,推动信息技术融合应用,取得一系列标志性创新成果;发动科技创新强大引擎,坚定推进基业长青的百年油田建设。     

推进科技成果转化 引领行业技术进步

为提升行业竞争力,中油管道机械制造有限责任公司不仅狠抓技术创新,而且积极推进科技成果的转化及推广。他们认为推进科技成果的转化及推广工作的关键在于:注重科研成果样品试制、新产品鉴定,以为成果推广取得通行证;全员、全方位、各层面推介,以加快新产品工业应用步伐;完善新产品标准化、系列化设计,以提高新产品的工程适应性;强化售后服务体系,以保证新产品工业应用万无一失等。经实践证明,这些做法取得了显著的经济效益和社会效益。     

创新驱动发展 切实发挥科技创新支撑引领作用

<正>2013年,是中国石油天然气集团公司发展历史上极具挑战、极不寻常的一年。面对错综复杂的内外部环境,集团公司上下认真贯彻党中央、国务院的决策部署,坚定信心、迎难而上、团结一致、顽强拼搏,确保了生产经营稳定向好、油气市场稳定供应、企业大局稳定和谐,公司整体经营业绩好于预期。特别是坚持把科技创新摆在公司发展全局     

页岩气开发地质理论创新与钻完井技术进步

页岩气的开采是全球能源史上里程碑式的进步。回顾美国页岩气从勘探到商业化生产的发展过程,可以证明页岩气的成功来自于地质理论认识的创新和先进的钻完井技术的完美结合。地质上将页岩从单纯作为烃源岩到可作为烃源岩,及对盖层和储层的认识,改变了人们对页岩气系统中页岩功能的认识。其他地质相关的理论进展,如页岩气来源、储集空间、在地质历史和构造沉积域的分布、岩相、地球化学、地球物理、矿物、岩石物理、岩石力学和原位页岩气储量等,使人们认识到超大规模页岩气储量的存在是开采该类非常规能源的基础。地质认识的进步、天然气需求的增加和高价的耦合,促进了钻井和压裂技术革新。工程技术上的革新,包括滑溜水/轻砂压裂、水平井多级压裂、重复压裂、同步和顺序压裂等,及页岩储层改造中压裂液配方选择和水力压裂设计等。详细的地质研究可以确定页岩气地质上的甜点,进一步结合详细的岩石物理、岩石力学、不同矿物脆性及和可压裂性的研究,才能找到页岩气开发首选的地质和工程相叠合的甜点区。地质和工程紧密结合是未来全球页岩气勘探和开发的趋势。      

川渝气田天然气净化技术的进步与发展方向

天然气研究院在天然气净化技术领域辛勤耕耘五十年,共完成科研项目130余项,获国家级奖励5项、省部级奖励14项、地区级奖励48项,形成了13项专利和专有技术.近年来所取得的主要技术进步包括:已掌握的醇胺脱硫脱碳技术得到进一步完善;开发了具有自主知识产权的液相氧化还原脱硫技术;开发了天然气干法固体脱硫工艺和橇装技术,满足了生产需求;通过自主开发形成了配套的硫磺回收催化剂技术;制定了相关标准和规范,为天然气净化领域技术推广提供了依据;在高含硫酸性气田净化技术攻关上取得一批重要成果.天然气净化技术下步攻关方向:(1)加强理论研究;(2)重视醇胺合成技术攻关;(3)强化知识产权自主化;(4)拓展液相氧化还原应用;(5)积极开展生物脱硫技术研究;(6)探索物理分离脱水技术;(7)消除净化装置腐蚀安全隐患;(8)逐步建立净化厂安全平稳运行评价技术体系,提高装置长周期运行效率;(9)加强技术合作;(10)建设一流的重点实验室和完善的中间试验基地.     

长庆靖边气田地面建设技术

1 气田基本情况1998年 6月 ,长庆油田在陕甘宁盆地中部靖边地区完钻的陕参 1井在奥陶系顶部风化壳马五层获天然气无阻流量 2 8 4× 10 4m3 /d的高产气流 ,从此揭开了长庆靖边气田勘探的序幕 ,先后在中部地区打出多口高产气井。长庆靖边气田自 1989年发现至 2 0 0 3年底 ,共经历了开发评价、探井试采和大规模开发三个阶段。探明天然气地质储量 32 73×10 8m3 ,含气面积 4 0 93km2 。到目前为止 ,长庆靖边气田已建成集气、净化、通信、自控、供电、供水和环保等 13大系统 ,年供气能力 6 0×10 8m3 ,并已向北京、上海、西安、银川、呼和浩特等…     

增强自主创新能力 引领和支撑企业发展

根据企业科技工作面临的新形势、新任务,采取有效措施,加强自主创新,形成了一批发明专利技术和自有特色技术;在碳纤维、高活性聚异丁烯、乳聚丁苯橡胶、乙丙橡胶系列生产技术开发方面都取得新的突破和新的成果,有效地支撑了公司的发展。     

五大技术支撑,科技兴气,保障气田大发展

<正>2014年,长庆油田第二采气厂生产天然气突破80亿立方米,达到80.08亿立方米,是北京、华北地区及陕西天然气供应的主力气源地。第二采气厂开发管理的气田是低渗、低压、低丰度的"三低"气藏,开采管理难度大,经济效益难掌控。为破解"三低"难题,找到效益开发的"金钥匙",采气二厂按照"稳定榆林、上产子洲、加快神木,推进长北二期、勘探黄龙"的开发思路,学习     

五大技术支撑,科技兴气,保障气田大发展

<正>2014年,长庆油田第二采气厂生产天然气突破80亿立方米,达到80.08亿立方米,是北京、华北地区及陕西天然气供应的主力气源地。第二采气厂开发管理的气田是低渗、低压、低丰度的"三低"气藏,开采管理难度大,经济效益难掌控。为破解"三低"难     

五大技术支撑,科技兴气,保障气田大发展

<正>2014年,长庆油田第二采气厂生产天然气突破80亿立方米,达到80.08亿立方米,是北京、华北地区及陕西天然气供应的主力气源地。第二采气厂开发管理的气田是低渗、低压、低丰度的"三低"气藏,开采管理难度大,经济效益难掌控。为破解"三低"难题,找到效益开发的"金钥匙",采气二厂按照"稳定榆林、上产子洲、加快神木,推进长北二期、勘探黄龙"的开发思路,学习     

生产信息化在油气田中的应用及效果评价

针对四川盆地川东气田井站多数分布于山区,点多面广、高度分散、管理成本高、信息共享差等生产管理瓶颈,为实现有质量、有效益、可持续的发展,中国石油西南油气田公司重庆气矿自2012年开始采取"示范+规模化"方式大力开展气田信息化建设。通过信息化建设与应用,实现了生产数据实时监控、关键阀门远程控制、安全风险远程管控、生产动态系统分析、实时数据有效应用等5项功能,实现了将一线站场分散、多级的管控方式,转变为后方生产指挥中心集中管控的模式,即"三级控制""四级管理"模式。实践效果表明:(1)以往的每日人工巡井、录取数据、加注药剂等重复机械的劳动被中控室集中监控数据、井站电子巡井与泡排远程自动加注替代后,减少了无人值守井站巡井频率,提高了工作效率;(2)生产数据实时显示、关键参数预警和事件记录、视频监控等信息化功能的应用,能够及时、准确、连续地掌握生产现场的动态,实现生产现场的自动连续监控,确保人员、设备的安全和生产持续稳定运行。结论认为,生产信息化的实施在转变该气矿生产方式、优化劳动组织、提高生产效率、降低安全风险等方面均发挥了重要的作用。     

中国页岩气开发进展、潜力及前景

中国作为北美之外最大的页岩气生产国,随着页岩气勘探开发的持续快速推进,在埋深3 500 m以浅的海相页岩区已经建成200×10⁸ m³的页岩气年产规模。未来全国埋深3 500 m以浅页岩气能否继续稳产上产、埋深超过3 500 m的深层页岩气的开发潜力如何,既是评价和判断未来中国页岩气资源开发潜力和发展前景等的前提,也是决定能否在川渝地区建成"天然气大庆"的关键。为此,通过总结中国页岩气理论认识和工程技术发展成果,分析页岩气资源的开发潜力,预判了未来的发展前景。研究结果表明:①在页岩气理论体系方面,明确了海相深水陆棚笔石黑色页岩形成条件及页岩气富集机理,建立了"甜点区"和"甜点段"地质理论,初步构建基于"人造气藏"的页岩气开发理论,建立了四川盆地南部地区深层优质页岩厚度大、保存条件好、发育微裂缝与超压的页岩气富集高产模式;②在页岩气工程技术方面,水平井多段压裂等关键工程技术实现了跨代发展,支撑了中国仅用6年时间就实现了页岩气年产100×10⁸ m³、其后又用2年时间实现了年产200×10^8<...