蜡凝析气井清防蜡剂研究,优选出合适的清防蜡剂。研究结果表明:①博孜区块凝析油含蜡量和重质组分含量高,含蜡量高达7.93%～8.90%,C7+以上组分在85%以上,容易析蜡、结蜡,蜡质成分为粗晶蜡和微晶蜡的混合物。②针对博孜102井和博孜1井蜡样特性,复配出化学清蜡剂配方。40℃条件下,2 h可以完全溶解蜡样,溶蜡速率达到0.031 g/min,并且具有闪点高、腐蚀性小的特点。③针对博孜102井原油特性,研制出防蜡降凝剂配方,防蜡剂合理加药量为0.1%,屈服值下降93%,防蜡率为96.93%,降粘效果明显。结论认为:①在药剂作用下,蜡晶即使在低温条件下析出也不会凝结,不会产生大的蜡块影响生产;②化学清蜡剂和防蜡降凝剂在博孜102井成功解除了井筒蜡堵,现场应用效果良好,可以保持气井的稳定生产。

天然气管道分输用户不断增多使得人工分输控制耗时较多且准确性不高。为了解决大量分输用户的供气准确性和安全性问题,降低用户分输的人工操作强度,以华北地区用户作为样本,依据中国石油北京油气调控中心的实际运行情况,分析了天然气长输管道分输用户的类型和用气特点,根据不同用气需求确定了用户的分输方式和安全保护设定,提出了不同的自动分输供气模式以及相应的控制逻辑和自动分输安全保护逻辑,并在华北地区用户中进行了应用效果评价。研究结果表明:①基于到量停输法、恒压控制法、剩余平均法、不均匀系数法4种不同的自动分输控制算法,针对不同的用户供气需求整合为不同的自动分输控制模式以适应各种不同用户自动化控制的需求;②根据用户日指定量进行自动分输控制,用户日指定量与实际完成量偏差均在1%以内,说明自动分输能够实现精准的日指定量控制;③自动分输降低了日指定数据人工录入错误造成的控制偏差,减轻了用户分输的工作强度,与集中远程控制的运行模式相结合有助于管道公司大力推行无人站场加区域化管理的管控模式。结论认为:基于用户需求的不同自动分输模式能够在保障用户供气安全的情况下自动完成每日输气任务,满足各种用户自动分输控制要求,可以大范围推广使用。

近几年以商品贸易为平台夸大贸易背景或虚构贸易背景的融资行为暴露出的各种风险问题,已引起有关方面的高度重视,管理层对国企融资性贸易进行风险提醒并做出越来越严格的规定要求。作为国有企业内部审计部门,应通过研究、掌握融资性贸易的实质,以便在审计实务中能够敏锐地识别出融资性贸易,更好地贯彻国有资产管理部门的要求并帮助企业实现规范管理。为此,通过归纳融资性贸易的风险特点,找到融资性贸易审计的切入点和突破口,并通过审计实务案例对融资性贸易的审计方法进行了探索与思考。研究结果表明:①近年来国有企业融资性贸易迅速扩张是由银行收紧信贷规模和国际环境下国有企业考核指标完成压力过大两方面因素促成;②融资性贸易审计中不仅存在对大宗商品贸易审计的难点问题,还因为比自偿性贸易融资更具灵活性、多样性、复杂性等特点导致其识别难度较大;③国有企业融资性贸易存在的风险包括资金损失风险、法律和税收风险以及经营风险;④结合融资性贸易的特点,通过加强对贸易链条中关联关系、现场监盘存货、合同和发票、大额无动态应收款项挂账、交易货物的来源和去向等的审查力度,可有效辨认是否存在融资性贸易。

为了明确四川盆地龙女寺—广安地区中二叠统栖霞组储层特征与主控因素,综合利用岩心、镜下薄片、测井资料、地震预测成果分析了该地区中二叠统栖霞组储层特征,指出了其储集岩类型以残余生屑云岩、中—细晶云岩为主,储集空间中孔隙类型以晶间孔、晶间溶孔为主,溶洞类型以孔隙型溶洞为主、次为裂缝型溶洞。研究结果表明:①其储层物性为低孔—低渗背景下的局部高孔—高渗,主要储层类型为裂缝—孔隙(洞)型,白云岩储层发育受多因素控制,古地貌控制下的台内生屑滩为后期建设性成岩作用的改造提供了宝贵的物质基础;②生屑滩滩体的分布范围大致决定了储层分布范围;③后期白云石化作用和埋藏溶蚀作用是优质白云岩储层形成的决定性因素;④多期构造运动形成的构造裂缝极大地改善了白云岩储层的储渗能力。研究区栖霞组白云岩储层纵向上具有单套厚度薄、多套叠置的特点,横向则分布不连续,展现出较强的非均质性,在MX42、MX107、MX31-X1、GS16井区集中发育。

四川盆地南部DTC地区钻遇下二叠统茅口组16口井,其中11口井获得了工业气流,表明该地区茅口组具有良好的油气勘探开发前景。DTC地区自二叠纪以来经历了多期次的构造运动,产生了多组不同方向的断裂,在后期岩溶作用下形成了众多的岩溶缝洞系统。但茅口组岩溶储层非均质性较强,部分井产量衰减较快,溶蚀缝洞间横向连通性较差。为了寻找规模较大的裂缝—岩溶系统,以DTC地区下二叠统茅口组为研究对象,分析了该地区茅口组缝洞体的地震响应特征,并利用相面法、振幅属性、裂缝预测、时间厚度等多种方法对茅口组裂缝—岩溶系统进行刻画,指出了裂缝—岩溶发育有利区呈网状分布,主要沿北北东向断裂和北西向断裂分布。研究结果表明:利用裂缝与振幅属性融合技术,对刻画茅口组裂缝和古岩溶共同作用的裂缝—岩溶系统,寻找较大规模的裂缝—岩溶系统提供了一种新的思路。

为了解决塔里木油田高温高压深井存在的水泥浆稠化时间突变、水泥浆沉降稳定性变差、水泥石强度衰退等一系列问题,需要研发新的抗高温体系以提高水泥浆体系抗高温能力及浆体稳定性并降低其温敏性,以确保高温深井固井施工安全、提升固井质量。研究内容包括:①新型抗高温缓凝剂A研发及性能评价,缓凝剂A是以AMPS和IA(衣康酸)为原料合成的共聚物,耐温达到180℃,无温度倒挂现象;②新型抗高温悬浮剂B研发及性能评价,悬浮剂B是AMPS、丙烯酰胺(AM)和N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)的共聚物,悬浮能力强,耐温可达200℃;③新型抗高温水泥浆体系综合性能评价,配套使用细目硅粉,可防止水泥石高温强度性能倒退。应用效果及结论:①新型抗高温缓凝剂A对温度、掺量不敏感,具有良好的缓凝作用,适用温度高;②加入新型抗高温悬浮剂B的水泥浆无包心、稠度下降的现象。经200℃高温养护形成的水泥浆上下密度差小,达到了提高水泥浆高温稳定性的目的,并且该高温悬浮剂具有适应温度范围宽、配伍性好等优点;③新型抗高温水泥浆体系应用温度范围为100～180℃,综合性能优良,后期高温强度稳定,该体系在克XX井进行了试验,取得了良好的应用效果。

为充分认识环空保护液密度对超高压低孔低渗油气井完整性的影响,解决目前高压气井环空保护液密度普遍过高的问题,针对塔里木油田低孔低渗储层关井井口油压高、开井生产油压低,采用密度过高的环空保护液会降低A环空最大许可带压值的难题,开展了超高压低孔低渗气井环空保护液密度优化研究。研究结果表明:①采用合适的环空保护液可以降低油管和环空之间的压差,缓解储层改造时油管承受的高压;②对于特低孔低渗储层,采用的环空保护液密度过高会降低A环空最大许可带压值,给后期的开发生产带来难题。结论认为:①选择合适的环空保护液密度,可以减小油管柱内外压差和封隔器的受力,提高气井井筒安全性,保证气井长期安全生产;②对于超高压低孔低渗气井,通过环空保护液密度优化,可以提高A环空许可带压值范围,使该类气井现场环空压力管理具有可操作性,能够有效提高气井的寿命,减少修井作业工作量。

在燃气行业不断发展的环境下,燃气管道失效造成的各类事故也给各燃气企业的安全管理敲响了警钟,如何从被动抢险变为主动控制燃气管道失效,成为各燃气公司的的管理重点。为了在有限的资金、人力条件下对燃气管道的失效进行有效控制,基于管道完整性管理中的风险控制思路,对燃气管道进行失效后果分析和失效概率分析,提出优先考虑的失效控制因素和对应措施,对于无法对完整性管理进行全覆盖投入的燃气公司有一定的借鉴意义。研究结果表明:①燃气管道随管径、工作压力和所处地区等级的增高失效后果严重程度增加;②管道投运初期,随着管道投运年限的增加,管道工作压力对管道失效概率的影响增大;③管道投运超过6年后,管道工作压力对失效概率的影响降低,腐蚀指数迅速增加并成为导致管道失效的主要因素,而管道投运超过15年后,影响管道失效的主要因素是腐蚀指数和管道的工作压力。研究结论表明:优先考虑造成燃气管道失效的主要因素并采取相应的控制措施,可有效降低燃气管道的失效概率。

为进一步推动能源利用清洁化的"煤改气"工程加速实施,助力四川省打造全国清洁能源示范省,在对中国石油西南油气田公司在四川省乐山市夹江县推进规模化"煤改气"工程的情况进行经验总结的基础上,结合四川省推进煤改气的优势与前景,提出了煤改气规模化推进规划及建议措施。研究结果表明:①要推动规模化"煤改气",地方政府主导是关键,天然气稳定供应是保障,阶梯气价优惠是动力,示范引领推进是途径;②四川省推进"煤改气"具有充足的条件和发展前景,天然气产业对经济的拉动作用十分显著;③推进规模化"煤改气"工程,地方政府要加强"煤改气"的政策引导和扶持,要由政府主导、地企联动合力打造"煤改气"示范区,要加快组织制定《加快推进天然气利用的意见》的配套实施细则,要立足四川省内天然气资源,加强市场、管网的规划建设。

在安全、经济的前提下,为了满足华南地区"西气东输"三线工程某长距离输气支干线用户的月调峰需求,根据管道设计初期的工程实践情况,充分参考国内输气管道建设经验,从调峰能力、建设投资、技术成熟度的角度全方位对比了输气管道末段储气调峰、LNG调峰和气田调峰等3种方案。比选结果表明:①输气管道末段储气调峰经济成本低,但管道末段储气能力较差,不能满足工程调峰需求;②LNG调峰从技术和设备能力来看能够满足需求,相关流程设备已实现国产化,但前期投资和运行成本较高,不具备经济性;③气田调峰方式会对气田开发带来负面影响,但其成本低且通过科学有效的调峰控制方案能够减少不利影响。综合比选后,结论认为:采用调峰能力强、经济性优、安全可靠的"气田调峰+管道末段储气调峰"作为管道建设的调峰方案能够满足管道天然气用户的调峰需求。

为了探究油气勘探开发项目复杂环境因素间相互影响反馈的关系,衡量项目环境管理能力的高低,通过分析油气勘探开发项目的环境特点,从政治、经济、社会、技术、自然5个方面,借鉴OPM3模型,建立起5个一级指标,17个二级指标的评价指标体系及5个等级的环境管理成熟度模型,并采用专家投票及网络层次分析法(ANP)确定评价指标值及各指标的权重,借助Super Decision软件对油气勘探开发项目的环境管理成熟度进行评估。研究结果表明:①各环境因素之间存在着相互影响的反馈关系,其中技术和自然环境管理能力对油气勘探开发项目的成功具有重要的作用;②项目实例的环境管理成熟处于规范级,要实现向精益级提升,还需加强环境的重视及管理,运用信息化、量化管理手段,提高项目的整体管理水平和成功率。

LNG单位质量或体积热值能真实反应LNG中各组分完全燃烧时所放出的热量值;不同产地LNG因组分不同气化率和热值有较大差异对下游用户产生较大影响,为了解决产地不同的进口LNG组分、气化率、热值不同对下游市场用户带来的问题,结合珠海LNG接收站运营管理实践,利用LNG的特性,探讨LNG接收站新型仓储运营管理模式可行性,通过生产实践新型仓储模式能够满足下游不同市场用户的需求,有效缓解不同产地LNG品质对用户带来的影响,拓展了贸易市场,为接收站生产运营取得了较好的经济效益。通过实践研究认为:①LNG接收站可以实施不同组分的LNG分开仓储生产模式;②不同组分LNG分开仓储有利满足下游不同市场需求并能促进市场发展;③采用LNG不同组分分开储存方式便于接收站开展精细化生产;④分组份仓储生产模式是对传统接收站生产工艺和操作模式的探索和升级,提高了操作的安全性和产品的竞争力。

随着我国全面依法治国、油气体制改革及行政管理体制改革的深入推进,制定一部规范天然气全产业链市场交易行为的天然气法的必要性与重要性日益突显。借鉴国外天然气行业立法的经验与启示,分析梳理了我国天然行业及法律体系存在的主要问题,以我国天然气行业改革方向作为引领,提出了我国天然气法的框架思路和基本制度设计。研究结果表明:我国天然气法应定位为天然气行业经济法,重点对天然气市场行为和政府监管行为进行规范,调整范围不涉及其他法律已经规范的内容,主要涵盖天然气市场监管、基础设施运行、市场交易、价格、供应安全等,将已有的相关重要制度和管理经验上升到法律层面,同时开展第三方准入、独立监管等前瞻性的制度创新。结论认为,我国应借鉴国外处于相同天然气市场发展阶段国家的立法经验,通过法律体系的完善和制度设计,分阶段逐步解决制约我国天然气行业发展的问题,从而使我国天然气行业得以健康、有序的发展。

为明确当前天然气产业链发展现状及存在的问题,也为体现天然气产业链各环节对整体发展的影响,基于和谐理论,深入分析影响天然气产业链和谐发展的主要因素,提出相关解决办法。研究结果表明:①近年来在油气体制改革推动下我国天然气产业链各环节得到快速发展,但仍存在发展不平衡、不稳定等问题;②将和谐理论分析方法引入天然气产业链研究,认为影响产业链和谐发展的主要因素在于体制机制改革、管输成本收加方式、监管和放开程度3个方面带来的不确定性;③应着力从以市场化为主导进行政府有效指导和独立监管、以管网公司成立为契机推动产业链各环节深化改革、确立可以解决"一部制"收费方式带来的效率和公平之间的矛盾,通过用户"精细化"管理引导社会科学合理用气,以及促进天然气交易市场化等5个方面解决天然气产业链和谐化发展问题。

主要介绍了定点扫描声呐系统(MS1000)的扫测原理,以及在海底管道维护治理工程工效评价中的应用。为了解决海底管道隐患治理工程工效检查、评价技术手段不足等问题,提出使用定点扫描声呐技术来提高功效评价客观性和准确性的方法。通过侧扫声呐系统、多波束系统、扫描声呐系统分别对同一区域进行地貌调查,对其扫测图像以及10个特征点的绝对坐标进行对比分析,得出扫描声呐效果最佳的结论。此外,通过对两个工程应用实例的分析,发现定点扫描声呐在海底管道维护治理工程功效评价应用中优势明显,在浑浊水域依然具有高分辨率,尤其适用于渤海胜利油田水域。

四川盆地西南部盐井沟构造须家河组经历多轮油气勘探仍无太大突破,该区构造形态和规模受断层控制,断层既可以为油气运移提供通道,也可以阻挡油气散失,断层封堵性对研究该区圈闭有效性、保存条件及油气运聚等具有重要意义。为研究该区断层封堵性,以对构造起主要控制作用的Y1、Y3号两条断层为研究对象,分析了断层发育特征、断层活动期次、断层侧向封堵性、断层垂向封堵性等,研究结果表明:①Y1号断层纵横向封堵性较好;②Y3号断层两侧砂岩对接较多,侧向封堵性较差,不利于该断层下盘油气聚集和保存。结论认为,该区保存条件较好的是盐井沟构造主体及Y1号断层下盘,可作为下一步油气勘探的目标,该认识与J1、J2井地层水资料分析结果一致。

为了解决准噶尔盆地南缘中段霍尔果斯背斜山前构造带古近系井壁失稳、钻具阻卡、轨迹偏离等难题,进行了超高密度油基钻井液、Power-V垂钻系统及NDS井底数据实时监测系统的研究和应用。研究结果表明:①超高密度油基钻井液能有效抑制泥页岩水化膨胀,提高井壁稳定性;②采用Power-V垂钻系统和NDS系统可对井底数据进行实时监测分析,及时调整钻井参数,有效控制钻井斜角;③H003井通过采用Power-V垂钻系统、NDS系统以及超高密度油基钻井液系列配套技术将井斜角控制在2.0°范围内,机械钻速较同井段邻井提高90%,而H11井全井段使用Power-V系统控制井斜的同时选用超高密度油基钻井液,抑制了泥页岩水化膨胀,提高了井壁稳定性。结论认为,霍尔果斯背斜运用相关配套工艺技术能较好地实现山前构造带高效、优质、快速的钻井目标,值得在类似地层区块加以推广应用。

为了积极引导和规范天然气用户有效利用天然气,同时也为解决油气田天然气用户结构分类计价增销增效问题,解决客户用气结构变化与失真造成的效益流失,中国石油西南油气田公司依据国家天然气产业发展形势与政策,对天然气用户用气结构及类型特点进行总结,提出了用户核查及评价的方法和程序,并按此对用气结构进行适时调整,实现了油气田天然气结构销售的增销增效。实践结果表明:①用户结构核查的目的在于摸清用户的真实用气情况,掌握用气结构特性与规律,使油气田公司销售精准可控,并确保天然气用户按结构用气持续优化,从而实现油气田天然气结构销售增销增效;②采用销售与财务等数据的数理计算对比分析法,在多气源、多客户条件下,对天然气客户用气结构提出符合实际的核查程序和核查方法,结合客户现场提取的多种结构用气资料,对比得出客户真实用气结构;③积极响应用户要求和主动对结构变化较大用户发起的结构核查,以及对日常用气波动大、按月结算结构比例差异大的用户进行实时资料核查并及时做出销售结构调整等使油气田结构核查增销增效明显。

为有效规避油价风险、提升石油企业财务绩效、增强石油企业的竞争力,通过比较研究的方法,采用2008-2017十年间国际油价以及中国石油和中国石化的利润数据,分析了国际原油价格波动对中国石油和中国石化的企业整体利润,以及其勘探与生产和炼化板块的利润影响。研究结果表明:①从企业整体利润看,石油企业的利润与原有价格的走势基本一致,相对平稳且合理的国际油价有助于石油企业的利润表现;②从上下游板块来看,低油价容易导致勘探与生产板块的利润风险,高油价容易导致炼化板块的利润风险,80～90美元/桶的国际油价是国内炼化板块的一个大致的盈亏平衡区间。结论认为:国内石油企业需要通过加强勘探与生产板块的成本费用管控降低油气操作成本,通过集约发展炼化产业提高炼化产业竞争力,加大国际石油勘探与开发的合作保障原油供给以及通过加强销售能力降低销售成本从而提升销售盈利能力。

为加强案件集中统一管理,推进油气田公司法律工作体系建设再深化,在共享服务中心相关理论研究的基础上,以中国石油西南油气田公司为例,提出了构建公司法律共享服务中心体系的设想和思路。研究结果表明:①共享服务中心应以问题为导向提供法律服务,并借助新的管理系统统筹业务流程来探索高质量、高效率解决法律事务的途径;②共享服务中心构建的原则包括战略性、价值性、效率性和创新性4个方面;③基于集中服务、区域服务和专业服务三种功能定位,共享服务中心应根据发展阶段和实际情况选择其功能模式;④共享服务中心平台设计主要包括合同管理、诉讼纠纷管理和法律风险控制管理3个子体系;⑤法律共享服务中心的建立组织方式可以通过对油气田公司及下属单位法务部门再次分工、聚合成一个专门的法务机构组织,使得法务部门独立化、专业化、标准化、规范化的同时,还能够提高效率、创造价值、以更低的成本提供更好的服务。