摘要：液驱往复式天然气增压器是智能气液混输一体化集成装置重要的增压设备,对其进行恒压控制应用研究,有利于装置可靠平稳运行。基于液驱往复式天然气增压器工作原理,建立了模糊PID算法,并进行仿真和应用。仿真结果表明,液驱往复式天然气增压器的模糊PID算法较普通PID算法具有响应速度更快、误差更小的特点。对液驱往复式天然气增压器模糊PID算法进行现场应用,可以提升效率,保持天然气出口压力稳定在一定范围内。

摘要：为将基于缝间(段内)射孔暂堵球与缝内暂堵剂的“缝间-缝内”暂堵压裂技术转化为实验教学内容,该文设计了井筒-射孔-裂缝全耦合暂堵压裂物理模拟实验装置。装置能够设置泵注压力、排量、射孔参数、裂缝粗糙程度、裂缝宽度等实验条件,开展非常规储层暂堵压裂物理模拟实验,并通过进出口流量监测、多点测压、可视化图像处理等方式对实验结果进行精细化表征,对段内暂堵与缝内暂堵两种压裂辅助工艺进行评价优化。该实验装置占地面积小、操作简便安全、功能丰富,是储层改造技术创新实践平台的重要组成部分。

摘要：非常规油气储层体积压裂中,大量支撑剂颗粒随压裂液注入地层裂缝,其在缝内的铺置形态将决定裂缝支撑效果和导流能力.准确预测缝内支撑剂铺置形态有助于优化压裂设计、提升改造效率.实验模拟和数值模拟是当前复现缝内支撑剂堆积过程和铺置形态的主要手段,但仍存在模拟尺度小、模拟耗时长和操作成本高等局限.本文以支撑剂输送数值模拟结果为数据集,提取了表征支撑剂铺置堆积的特征参数,基于级联神经网络,建立了支撑剂铺置形态预测的智能代理模型.结果表明,代理模型预测结果与数值模拟结果高度吻合,单步预测耗时仅为单步模拟耗时的0.14%.本文提出的模型和方法可实现支撑剂输送仿真加速,极大地缩短了支撑剂铺置形态的预测时间,其进一步完善后将在压裂实践中具有广泛的应用前景.

摘要：本文致力于油气场站安全风险评估系统的开发与应用研究,旨在提升油气场站的安全管理水平,有效预防和减少安全事故的发生。本文首先对油气场站的安全风险进行了系统分析,明确了风险评估的重要性和复杂性。其次,结合现有技术和实际需求,设计并开发了一套高效、实用的安全风险评估系统。该系统能够全面评估场站的安全状况,准确识别潜在风险,并提供相应的风险防控建议。在实际应用中,该系统表现出良好的稳定性和准确性,为油气场站的安全管理提供了有力支持。本文不仅丰富了油气场站安全风险评估的理论体系,也为实际应用提供了重要的参考和借鉴。本研究可为油气场站的安全生产提供更为有效的技术手段和保障措施。

摘要：油气生产场所是石油和天然气开采、加工、储存和运输的重要基地,其安全与效率对于保障能源供应、促进经济发展具有重要意义。传统油气监理方式因存在监控手段局限、数据处理滞后等问题,难以适应现代化生产的复杂需求。长庆油田积极探索创新,成功构建了安全风险智能管控平台。详细阐述了数智化监理系统的设计背景、建设目标及其核心内容,并结合实际应用案例进行深入分析。结果表明,数智化监理系统通过引入实时监控、智能预警与高效数据处理等技术手段,不仅大幅提升了油气生产场所的安全管理水平与生产效率,也为行业的可持续发展和数字化转型提供了有力的技术支持与实践参考。

摘要：为了获得气井的可靠产能试井结果,文章运用产能试井理论并结合实际试井资料,研究了二项式系数及对应无阻流量的变化规律,表明它们不仅随影响半径的扩大而变化,而且随气层非均质性而变化。对于井外围渗透性变好的复合型或较均质气藏,其测试压力基本稳定就可获得较可靠的结果;井外围渗透性变差时,测试压力动态力求接近或达到拟稳态,如果井外围与井周围渗透性差异较大时,更应做到这一点,否则误差很大。因此,气井的非均质程度不同,就应满足不同的测试条件。此研究成果对气井产能试井设计和具体的试井工作起到了重要的指导作用。

摘要：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。

摘要：针对长庆上古生界低渗低压砂岩储层特点,为降低低压气层的伤害,改善压裂增产效果,自2000年起,长庆油田公司开展了CO2压裂工艺的系统研究和工程试验,先后在榆林、苏里格、靖边等气田的天然气井上共实施21口井23层,气层深度3000～3500 m,最大单井加砂量47.8 m3,平均砂比达29.5%,CO2泡沫质量为25%～64%.CO2压裂在多数井取得了明显的增产效果,且通过研究与试验形成了由酸性交联液体体系、恒定内相和变比例设计方法、施工技术、装备配套等组成的CO2压裂工艺体系.

摘要：低渗油气田开发效果不仅取决于储层地质条件,而且合理开发技术的制定也尤为重要。传统的开发设计方法只能建立在对单一指标对开发效果影响分析的基础上,无法知道因素间的交互作用给开发指标造成的影响。文章针对气田开发效果受多因素交织影响的实际情况,以长庆气田某区块为例,通过多因素交互分析,介绍了“正交试验”法在油气田开发方案编制中的应用,克服了传统方法无法确定因素间交互作用的局限性,形成了一套有效的开发方案优化设计技术。该技术应用的关键是充分考虑储层地质条件及油气藏工程论证结果,以及各影响因素、试验水平、合理正交表的选择等;该技术已成为近年来指导长庆气田开发的关键技术之一。

摘要：长庆气田主要采用高压集气集中注醇工艺流程,防止气井生产过程中形成的水合物堵塞,但部分气井及集气管线在生产运行过程中暴露出堵塞严重等问题,为此开展井下节流技术的研究和应用具有重要的实际意义。文章介绍了该工艺的基本原理、井下节流器室内模拟试验以及施工参数优化设计,同时结合井下节流工艺技术在长庆气田现场试验资料,分析了该项工艺技术应用对改变水合物形成条件及减少管线堵塞次数等方面取得的效果。