摘要：作为中国石油天然气集团公司下属国有大型企业,长庆油田分公司坚持围绕工程设计、队伍引进、物资采购、项目建设等工程建设领域的关键环节和重点部位,以管理创新推进治本抓源头工作,

摘要：作业成本法是一种能够与现代企业制度精细化管理相适应的成本管理方法,文章在分析了实施作业的必要性和可行性的基础上,结合长庆油田分公司第一采气厂的采气工艺流程,从作业单元划分和成本体系构建、账务设置、作业绩效评价等8个方面对作业成本法的实施方案进行了总体设计。

摘要：推行油气田数字化建设,实现油气田数字化管理,是长庆油田在"提质增效、持续稳产"的发展阶段中,节省投资、降低成本、优化用工、提高劳动生产率的有效手段。苏里格南作业分公司作为中石油与道达尔合资项目,在"标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化服务"的苏里格模式下,不断开展技术创新、科技创新、管理创新,致力于建设一座智能化、现代化大气田。本文介绍了苏南公司数字化系统,按照场站工艺流程和生产管理的要求,用数字化、信息化管理手段,通过传感器、无源光通讯网络(EPON)、SCADA系统、PKS操作软件等技术建立一套覆盖整个苏南公司天然气生产、处理全过程数字化系统,完成数据采集、过程监控和动态分析,达到强化安全、过程监控、节约人力资源和提高效益的目标。

摘要：长庆气田单井计量采用了２～３口生产平稳井共用一套计量装置的间歇计量工艺，采用了差压式孔板流量计，实现了计算机连续自动计量，基本保证了计量的准确。并建立了多项计量检定系统，形成了量值传递体系。

摘要：针对当前CCUS-EOR数字化系统中注入、驱油、埋存、采出、集输、回注各环节的数据和功能模块分散独立、协同性差等问题,设计了CCUS-EOR油藏井筒地面一体化生产协同管控系统。按照工业互联网顶层设计要求,采用微服务和容器化技术,构建了CCUS-EOR管控系统的架构和标准化的数据模型,设计了数据与模型管理、方案设计、生产运行三个功能单元,包括生产监控、油藏动态、注采井筒、地面集输、协同调控、数据管理等应用模块。研究表明:构建的CCUS-EOR生产协同管控系统可实现CCUS-EOR全流程数据融合、生产监控、工况诊断、完整性预警、协同决策、智能调控,为CCUS-EOR安全生产和提高采收率提供数据和平台支撑。

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：长庆油田共有近3000口水源井,依托水源井开展地热利用,具有较大的开发潜力。选取长庆油田典型站场,针对水源井“取水用热+直接换热”的地热利用工艺,以地热出水温度、地热水量和地热水矿化度为影响因素,开展经济评价,同时明确水热型地热利用经济性边界条件,为水源井地热利用项目可行性论证提供参考。结果表明,在其他影响因素不变的情况下,项目经济性与地热水温度、地热水流量呈正相关,与换热器材质价格呈负相关。地热出水温度为32℃,地热水流量为210 m^(3)/d时,对比分析碳钢(实际工况)、254SMO不锈钢、2205双相不锈钢和钛材的蒸发器价格和维护成本,碳钢经济性更加突出。

摘要：鄂尔多斯盆地页岩油资源丰富,主力开发层系延长组长7段储层物性致密、原始油藏压力系数低,非均质性强,开采方式不同于常规储层,一般需大规模体积压裂、闷井、排液,待压力降至一定程度后优选人工举升方式投产。鉴于长7段页岩油与国内外页岩油储层特性差异较大,压裂后闷井时间以及排采工作制度缺少可直接借鉴的理论方法,为此,以陇东地区庆城油田长7段页岩油开发水平井为研究对象,对体积压裂后的闷井时间、放喷排液、举升工艺进行综合研究。结果表明:压裂后闷井时间的确定主要考虑该区块最小水平主应力,结合数值模拟、矿场实践,优化合理闷井时间约为30d;根据油嘴尺寸计算模型,建立了油嘴选配图版,有效指导了长7段页岩油放喷工作。举升工艺根据平台井数选用有杆泵采油和无杆泵采油两种,从矿场应用来看,两种工艺都存在维护性作业频次高、检泵周期短等特点,主要原因为页岩油普遍采用大平台三维水平井开发,井身轨迹较常规二维水平井更为复杂。从长远发展来看,无杆采油技术是大平台丛式水平井举升工艺发展方向,但如何延长运行寿命仍需深入研究。

摘要：针对新能源特性与油气连续生产制度不匹配、常规装备及工艺与油田智能生产不适应、当前生产管控制度与协同生产管控及能源综合利用不完备的问题,开展了低碳零碳智能采油气井场新型建设模式探讨。文章分析了采油气井场生产用能特征,设计了新型的绿色智能采油气井场生产用能供配能模式。研究了油气生产多能微网协同管控关键技术,即实时感知、预测新能源供电功率和生产用能侧需求,协同优化源—网—荷—储配置及运行调度,通过微网优化控制器进行多能源耦合互补、多元负荷协同调控,提升油气生产能源使用的计划性和效率,减少弃风、弃光、弃热,解决了清洁替代中能源转换高成本、现有采油气工艺不适应新能源特点、消纳能力低的难题。实例分析了低碳零碳智能油气井场实践案例,指出了“光风能+直流母线+智能间开+电机柔性驱动”组合模式是解决低产低效抽油机井群生产提质增效的技术创新,助力了采油气生产实现从“安全高效”到“低碳智能”的跨越。

摘要：针对低渗透老油田老井侧向深部剩余油气资源动用难度大的问题,形成了柔性侧钻水平井挖潜技术,并开展了现场试验。该技术首先采用柔性侧钻钻具在老井筒中实现低成本侧钻,然后采用水力喷射工艺诱导多条裂缝起裂,最后下入油管柱对侧钻井眼实施笼统多簇暂堵压裂,从而实现井间剩余储量的高效挖潜。该技术包含柔性侧钻水平井钻井和侧钻水平井压裂2项技术,前者主要涉及柔性钻杆结构和材料优化、钻进工艺、密闭取心工具3个方面,后者主要涉及压裂方案优化、压裂工具及实施工艺优化2个方面。该技术在长庆安塞油田开展了多轮现场试验,发现通过改变井型、缩小油水井排距,可以较好地建立压力驱替系统,实现压力的有效传导,从而达到低产低效井提液增产的目的,同时验证了该技术可为低渗透油藏剩余储量精准挖潜、储层精细动用提供有力支撑。