吉林油田小城子气田简介
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第六采气厂简介第六采气厂组建于2010年3月,其前身为“长南气田开发项目部”,隶属于中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司,是一个以天然气勘探、开发与生产为主,兼有项目管理和技术研究职能的天然气生产企业。
工作区域横跨陕西省榆林市定边县、靖边县西部,延安市吴起县、志丹县、安塞县、宝塔区2市5县1区,所辖区域矿权面积约**万平方公里,探明储量**亿立方米,探明面积**平方公里,累计建成产能**亿立方米/年,管理气井**余口,建成集气站19座,污水处理站1座。
第六采气厂主要负责志丹、安塞、定边、吴起、靖边南等气田开发、生产、征借地、经营管理及矿权保护等工作。
2015年1月20日,根据长油字[2015]19号关于长南气田开发项目部更名及机关与附属机构标准化配置的通知要求,更名为“第六采气厂”,机构全称“中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第六采气厂”,简称“中国石油长庆油田采气六厂”,并于2月11日正式在西安挂牌成立。
目前,采气六厂设机关职能科室10个、机关附属部门6个,作业区5个,地质工艺研究所1个,生产保障大队1个;设产建项目组2个,分别为定吴气田开发产能建设项目组和靖边南气田开发产能建设项目组。
项目部现有员工438人。
按照长庆油田“重点加快长南气田开发建设,及早发挥应急气田和调峰气田作用,为气化陕西,保障首都北京及全国各大城市的天然气供应做出贡献”的总体要求,长南气田作为长庆油田重要资源接替区域,始终坚持“两到三年快速建成年产超100万吨油田规模的应急气田、调峰气田、民生气田”总体目标,夹缝中求生存,逆境中谋发展,夺取了产能建设、气田生产的全面胜利,为“气化陕西”和定边县规划建设的天然气工业园区和吴起、志丹在建LNG加气母站项目提供充足的气源保障,得到了集团公司、油田公司和地方政府各级领导的支持与关注。
在短短四年多的时间里,第六采气厂始终牢固树立“发展是第一要务,安全是第一责任,和谐是第一使命”的理念,以“四化”方针为指引,以产能建设为中心,以外协突破为保障,以安全环保为基础,以队伍建设为支撑,攻坚啃硬、拼搏进取,努力开创气田开发建设的新局面,呈现出了外协攻关持续突破、产能建设高效运行、员工队伍和谐稳定、各路工作有序推进的良好发展态势。
东北注醇管线107千米2016年小城子气田5口井产能建设地可行性研究报告(典型案例·仅供参考)广州中撰企业投资咨询有限公司地址:中国·广州目录第一章东北注醇管线107千米2016年小城子气田5口井产能建设地概论 (1)一、东北注醇管线107千米2016年小城子气田5口井产能建设地名称及承办单位 (1)二、东北注醇管线107千米2016年小城子气田5口井产能建设地可行性研究报告委托编制单位 (1)三、可行性研究的目的 (1)四、可行性研究报告编制依据原则和范围 (2)(一)项目可行性报告编制依据 (2)(二)可行性研究报告编制原则 (2)(三)可行性研究报告编制范围 (4)五、研究的主要过程 (5)六、东北注醇管线107千米2016年小城子气田5口井产能建设地产品方案及建设规模 (6)七、东北注醇管线107千米2016年小城子气田5口井产能建设地总投资估算 (6)八、工艺技术装备方案的选择 (6)九、项目实施进度建议 (7)十、研究结论 (7)十一、东北注醇管线107千米2016年小城子气田5口井产能建设地主要经济技术指标 (9)项目主要经济技术指标一览表 (9)第二章东北注醇管线107千米2016年小城子气田5口井产能建设地产品说明 (16)第三章东北注醇管线107千米2016年小城子气田5口井产能建设地市场分析预测 (16)第四章项目选址科学性分析 (16)一、厂址的选择原则 (16)二、厂址选择方案 (17)四、选址用地权属性质类别及占地面积 (17)五、项目用地利用指标 (18)项目占地及建筑工程投资一览表 (18)六、项目选址综合评价 (19)第五章项目建设内容与建设规模 (20)一、建设内容 (20)(一)土建工程 (20)(二)设备购置 (21)二、建设规模 (21)第六章原辅材料供应及基本生产条件 (22)一、原辅材料供应条件 (22)(一)主要原辅材料供应 (22)(二)原辅材料来源 (22)原辅材料及能源供应情况一览表 (22)二、基本生产条件 (24)第七章工程技术方案 (25)一、工艺技术方案的选用原则 (25)二、工艺技术方案 (26)(一)工艺技术来源及特点 (26)(二)技术保障措施 (26)(三)产品生产工艺流程 (26)东北注醇管线107千米2016年小城子气田5口井产能建设地生产工艺流程示意简图 (27)三、设备的选择 (27)(一)设备配置原则 (27)(二)设备配置方案 (28)主要设备投资明细表 (29)第八章环境保护 (30)一、环境保护设计依据 (30)二、污染物的来源 (31)(一)东北注醇管线107千米2016年小城子气田5口井产能建设地建设期污染源 (32)(二)东北注醇管线107千米2016年小城子气田5口井产能建设地运营期污染源 (32)三、污染物的治理 (32)(一)项目施工期环境影响简要分析及治理措施 (33)1、施工期大气环境影响分析和防治对策 (33)2、施工期水环境影响分析和防治对策 (37)3、施工期固体废弃物环境影响分析和防治对策 (38)4、施工期噪声环境影响分析和防治对策 (39)5、施工建议及要求 (41)施工期间主要污染物产生及预计排放情况一览表 (43)(二)项目营运期环境影响分析及治理措施 (44)1、废水的治理 (44)办公及生活废水处理流程图 (44)生活及办公废水治理效果比较一览表 (45)生活及办公废水治理效果一览表 (45)2、固体废弃物的治理措施及排放分析 (45)3、噪声治理措施及排放分析 (47)主要噪声源治理情况一览表 (48)四、环境保护投资分析 (48)(一)环境保护设施投资 (48)(二)环境效益分析 (49)五、厂区绿化工程 (49)六、清洁生产 (50)七、环境保护结论 (50)施工期主要污染物产生、排放及预期效果一览表 (52)第九章项目节能分析 (53)一、项目建设的节能原则 (53)二、设计依据及用能标准 (53)(一)节能政策依据 (53)(二)国家及省、市节能目标 (54)(三)行业标准、规范、技术规定和技术指导 (55)三、项目节能背景分析 (55)四、项目能源消耗种类和数量分析 (57)(一)主要耗能装置及能耗种类和数量 (57)1、主要耗能装置 (57)2、主要能耗种类及数量 (58)项目综合用能测算一览表 (58)(二)单位产品能耗指标测算 (59)单位能耗估算一览表 (59)五、项目用能品种选择的可靠性分析 (60)六、工艺设备节能措施 (60)七、电力节能措施 (61)八、节水措施 (62)九、项目运营期节能原则 (62)十、运营期主要节能措施 (63)十一、能源管理 (64)(一)管理组织和制度 (64)(二)能源计量管理 (65)十二、节能建议及效果分析 (66)(一)节能建议 (66)(二)节能效果分析 (66)第十章组织机构工作制度和劳动定员 (66)一、组织机构 (67)二、工作制度 (67)三、劳动定员 (67)四、人员培训 (68)(一)人员技术水平与要求 (68)(二)培训规划建议 (68)第十一章东北注醇管线107千米2016年小城子气田5口井产能建设地投资估算与资金筹措 (69)一、投资估算依据和说明 (69)(一)编制依据 (69)(二)投资费用分析 (71)(三)工程建设投资(固定资产)投资 (71)1、设备投资估算 (72)2、土建投资估算 (72)3、其它费用 (72)4、工程建设投资(固定资产)投资 (72)固定资产投资估算表 (73)5、铺底流动资金估算 (73)铺底流动资金估算一览表 (73)6、东北注醇管线107千米2016年小城子气田5口井产能建设地总投资估算 (74)总投资构成分析一览表 (74)二、资金筹措 (75)投资计划与资金筹措表 (76)三、东北注醇管线107千米2016年小城子气田5口井产能建设地资金使用计划 (76)资金使用计划与运用表 (77)第十二章经济评价 (77)一、经济评价的依据和范围 (77)二、基础数据与参数选取 (78)三、财务效益与费用估算 (79)(一)销售收入估算 (79)产品销售收入及税金估算一览表 (79)(二)综合总成本估算 (80)综合总成本费用估算表 (80)(三)利润总额估算 (81)(四)所得税及税后利润 (81)(五)项目投资收益率测算 (81)项目综合损益表 (82)四、财务分析 (83)财务现金流量表(全部投资) (85)财务现金流量表(固定投资) (86)五、不确定性分析 (87)盈亏平衡分析表 (88)六、敏感性分析 (89)单因素敏感性分析表 (90)第十三章东北注醇管线107千米2016年小城子气田5口井产能建设地综合评价 (90)第一章项目概论一、项目名称及承办单位1、项目名称:东北注醇管线107千米2016年小城子气田5口井产能建设地投资建设项目2、项目建设性质:新建3、项目编制单位:广州中撰企业投资咨询有限公司4、企业类型:有限责任公司5、注册资金:500万元人民币二、项目可行性研究报告委托编制单位1、编制单位:广州中撰企业投资咨询有限公司三、可行性研究的目的本可行性研究报告对该东北注醇管线107千米2016年小城子气田5口井产能建设地所涉及的主要问题,例如:资源条件、原辅材料、燃料和动力的供应、交通运输条件、建厂规模、投资规模、生产工艺和设备选型、产品类别、项目节能技术和措施、环境影响评价和劳动卫生保障等,从技术、经济和环境保护等多个方面进行较为详细的调查研究。
吉林油田在内蒙古的油区开发项目
吉林油田在内蒙古的油区开发项目是指吉林油田公司在内蒙古自治区境内的油田区域进行油气资源勘探、开发和生产的项目。
该项目包括多个油气田,主要包括以下几个:
1. 巴彦淖尔油田:位于内蒙古自治区巴彦淖尔市境内,是中国重要的油气田之一。
吉林油田公司作为该油田的开发经营主体,已经为国家提供了大量的油气资源。
2. 苏里格油田:位于内蒙古自治区东北部,靠近中国与俄罗斯边境。
该油田是中国最大的陆上油田之一,也是吉林油田公司重点开发的油田之一。
3. 绰源油田:位于内蒙古自治区与吉林省交界处,是吉林油田公司另一个重要的油气田。
该油田的发掘对于保障国家能源安全、促进区域经济发展具有重要意义。
吉林油田公司一直致力于增强油气资源的储量和产能,提高勘探开发水平和技术含量,加大科技创新和环保投入,努力为国家能源安全和经济发展做出积极贡献。
关于天然气能源的调研材料一、基本情况天然气是指通常生物化学作用及地质变质作用,在不同的地质条件下生成、运移,并于一定压力下储集在地质构造中的可燃气体。
通常根据形成条件不同,分为油田伴生气、气田气及凝析气田气。
天然气是一种混合气体,其组成随气田和产气层位不同而异。
其中气田气的主要成分为CH4,C2H6以上的烃类较少,同时还含有少量H2S、CO2、N2、H2O以及He、Ar等非烃类组分;油田伴生气的特征是除含大量CH4外,C2H6以上的烃类含量较高;凝析气田除含有大量CH4外,C5H12以上烃类含量较高,并含有汽油和煤油组分。
根据生成原因的不同,可以将天然气分为常规天然气和非常规天然气,其中常规天然气可分常规伴生气和常规非伴生气,而非常规天然气可分为致密气、煤层气、页岩气和天然气水合物。
另外,根据运输方式不同,可以分为常规天然气、LNG和CNG。
LNG即液化天然气。
常压下将天然气冷冻到-162度左右,可使其变为液体即液化天然气。
LNG的体积约为其气态体积的1/620,故液化后的天然气更有利于远距离运输、储存及利用。
CNG即压缩天然气。
是天然气加压并以气态储存在容器中。
压缩天然气除了可以用油田及天然气田里的天然气外,还可以人工制造生物沼气(主要成分是甲烷)。
天然气热值一般高达8500大卡/公斤,远超过煤气的3000大卡,而其燃烧后产生的温室气体只有煤炭的1/2、石油的2/3,对环境造成的污染远远小于石油和煤炭,是一种高效清洁的能源。
使用天然气有四大优点。
一是安全。
天然气的气体密度是空气密度的二分之一,比空气轻,极易挥发,不易爆炸,天然气中所含的甲烷、乙烷、丙烷等本身是无毒性的。
管道气与瓶装气在使用上相比较,其安全性高于瓶装气。
原因在于管道气所采用的是气化站集中储存、集中供气的管理方式,避免了瓶装气由于家庭发散储存,自备自用而造成安全管理上的隐患;管道气的户内压力仅相当于自来水压力的1/130,是瓶装气压力的1/170,燃气管道自身的储气量非常小,以每户12米的户内管道长计算,大约是瓶装气的1/3000,万一有泄漏或因其他原因引起火灾等事故时,只需将户内总阀或单元立管阀门关闭,即可切断气源,排除险情。
子洲气田子洲气田主要指正在开发的子洲地区上古生界(注:地层名。
上古生代,据今约2.5-4.1亿年时期形成的地层)二叠系下统(注:地层名。
属于上古生界,据今约2.5-2.9亿年时期形成的地层,该地层又分为上中下,此为下部地层)山西组(注:地层名,相应地质时期形成的地层并以此名之)气田,该气田也叫“子米气田”、“子洲-清涧气田”,是榆林气田向南延伸的部分,也可以看作榆林气田的一部分。
该气田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡一级构造带东部,勘探开发的目的层为山西组第二段即山2段,平均埋深2430米。
属于山西期(注:一个地质时期,对应与山西组地层)盆地在陆表海海退背景上(注:该地质时期本区域古地理环境为海陆过渡带,表现为北部陆地,南部浅海),发育的河(流)控(制)浅水三角洲沉积体系(注:河流携带搬运的各类物质进入海洋或湖泊时,在河口附近沉积形成形如三角状的沉积体)。
山2期三角洲平原分流河道砂体自北向南(榆林-子洲方向)呈条带状展布,延伸长,分布范围广,储集性能(注:指存储天然气或其它流体的能力)较好,从而形成大范围分布的地层岩性油气藏。
子洲气田勘探面积0.7万平方公里,范围包括子洲、米脂、绥德和清涧。
子洲气田勘古生代,据今约2.5-5.7亿年时期形成的地层)进行勘探并在子洲县麒麟沟打出了第一口天地层名。
下古生代,据今约4.38-5.1亿年时期形成的地层)发现了天然气流,在奥陶系地层里试气获得日产2.7万立方米的工业气流,随后在子洲、镇川上古生界石炭系、二叠系地层里也发现具有工业价值的气流。
其后,在子洲太原组地层控制储量50.48亿立方米。
自1985年到1990年长庆石油勘探局在子洲先后钻打探井7口,除麒1井外,分别是双湖峪洲1井、张家湾洲2井、张家寨洲3井、钟硷洲4井、袁家砭洲5井和姬石畔洲6井,洲1井—洲6井试气日产气在2.9—13.7万立方米之间。
2003年,长庆油田在追踪榆林山2主砂带向东南延伸时,在子洲地区瞄准相对高渗的石英砂岩气层甩开部署了榆29井,在山2含气层段压裂后试气获得27.78万立方米无阻工业气流,至此拉开了子洲地区以山2为主要目的层的勘探。
吉林油田浅层气井固井防窜水泥浆体系吉林油田位于我国东北地区,是我国重要的油气资源开采基地之一。
在油田勘探中,浅层气井的固井防窜技术一直是一个重要的技术难点和研究热点。
本篇论文将围绕吉林油田浅层气井固井防窜水泥浆体系进行探讨,并提出相应的解决方案。
一、背景介绍浅层气井是指井深在1000米以下的石油开发井,主要开采天然气资源。
固井是井筒口到地表的一道障碍,主要防止油、气、水井中间的相互串混。
而固井防窜指固井过程中避免水泥浆体系渗透到油、气层内,损害油、气资源开采。
水泥浆体系是固井防窜中的核心技术。
二、固井防窜水泥浆体系的关键参数1.水泥浆配方:水泥浆的配合比很重要,过多或过少的水会使水泥浆的固化时间变化或变差。
在计算水泥浆的配方时,还需要考虑油、气井的井深、井壁类型、水泥密度等因素。
2.壳聚糖:壳聚糖是可水解的天然高分子有机物,具有降凝、增稠等特点,可以提高水泥浆体系的黏度和稳定性,从而减少水泥浆渗透到岩石的可能性。
3.瞬变时间:这是衡量水泥浆固化反应速度的指标。
在固井防窜中,瞬变时间应该大于井筒内压力的持续时间,以防水泥渗透井壁。
4.抗清水强度和变价:这两个参数需要在水泥浆固化后进行测试。
抗清水强度是指水泥浆在清水中受到的颤动、冲洗和摩擦等影响而发生裂缝的能力。
变价是指水泥浆在固化后发生变形的程度。
三、固井防窜水泥浆体系的优化措施1.调整水泥浆配方:在实际工作中,可以根据不同井墙类型和井深,调整水泥浆的配方,优化水泥浆的黏度和稳定性。
2.添加壳聚糖:在水泥浆体系中添加一定量的壳聚糖,可以降低水泥浆的渗透性,提高水泥浆的黏度和稳定性,从而增加固化时间。
3.采用新型水泥浆体系:目前,有一些新型水泥浆体系采用了有机胶凝剂或聚合物添加剂,不但可以降低水泥浆渗透性,还可以提高水泥浆的强度和稳定性,是固井防窜中的一种新兴技术。
四、结论固井防窜是保障油、气资源开采的关键技术之一。
针对吉林油田浅层气井固井防窜水泥浆体系的技术难点,我们可以通过优化水泥浆配方、添加壳聚糖和采用新型水泥浆体系等措施来改善固井防窜效果。
储气库建设中三维地质建模的应用与探讨发布时间:2021-01-22T05:45:09.305Z 来源:《中国科技人才》2021年第2期作者:金橙橙[导读] 地下储气库是能源结构改变和天然气工业发展的产物,是能源战略储备和季节调峰的需要,在天然气存储和调峰中发挥不可替代的作用。
地下储气库作为天然气存储、调峰保供的主要工具,被国内外广泛使用。
本文以A气田储气库为例,A气田储气库准备进入现场实施阶段,但对于主力建库层位泉一段Ⅴ、Ⅵ砂组及泉三段Ⅲ、Ⅳ砂组单砂体展布特征仍不明确,因此拟通过以单砂体级别为核心综合地质研究,进一步深化A气田储气库的气藏地质特征认识,建立三维地质模型,复核地质储量,为注采试验效果分析的数值模拟研究提供精确的地质模型。
金橙橙吉林油田松原采气厂吉林松原 138000摘要:地下储气库是能源结构改变和天然气工业发展的产物,是能源战略储备和季节调峰的需要,在天然气存储和调峰中发挥不可替代的作用。
地下储气库作为天然气存储、调峰保供的主要工具,被国内外广泛使用。
本文以A气田储气库为例,A气田储气库准备进入现场实施阶段,但对于主力建库层位泉一段Ⅴ、Ⅵ砂组及泉三段Ⅲ、Ⅳ砂组单砂体展布特征仍不明确,因此拟通过以单砂体级别为核心综合地质研究,进一步深化A气田储气库的气藏地质特征认识,建立三维地质模型,复核地质储量,为注采试验效果分析的数值模拟研究提供精确的地质模型。
关键字:三维地质建模;储气库;应用技术地下储气库作为天然气存储、调峰保供的主要工具,被国内外广泛使用。
吉林油田A气田储气库准备进入现场实施阶段,但对于主力建库层位泉一段Ⅴ、Ⅵ砂组及泉三段Ⅲ、Ⅳ砂组以单砂体级别为核心的储层展布特征仍不明确,因此,急需开展单砂体级别为核心的储层精细表征研究及三维地质建模研究,从而有效指导井位优化部署,为数值模拟研究提供地质模型。
精细的构造建模是地质建模的重要研究内容之一,是油气藏评价的基础。
构造模型反映储集层宏观构造形态、断层空间分布及组合关系,由断层模型及地层层面模型组成[1]。
桥乡、谭家营乡、王窑乡、槐树庄乡、子长县的李家岔乡、宝塔区的河庄坪乡和志丹县的候市乡、杏河乡、保安乡、靖边县的大路沟乡;榆林气田分布在陕西北部榆林市与横山县境内;靖安油田位于陕西省靖边和志丹县境内,吴旗油田位于延安市吴起县境内,主要分布在吴起县洛源、五谷城和薛岔乡;采油二厂开采范围涉及庆城、华池、环县、镇原、合水、宁县、正宁、西峰七县一区;管理着马岭、华池、城壕、樊家川、南梁、西峰等14个油田、66个开发区块1;七里村采油厂,是中国石油工业的发祥地,文明遐迩的中国陆上第一口油井就诞生在这里;该厂位于延长县城西公里处,其前身是创建于1905年的延长石油厂;经过几代石油人的艰苦创业,历经百年的曲折发展,目前已形成集勘探、开发为一体的综合型石油生产单位;全厂现有职工1428名,下设9个生产单位、7个后勤服务单位、19个职能部门;目前已累计探明储量面积245平方公里,地质储量亿吨;截止2005年底,拥有固定资产亿元;现有生产井3600余口,各类生产设备3778台套;至2006年,累计生产原油万吨,年原油生产能力30万吨;2.甘谷驿采油厂位于延安市宝塔区甘谷驿镇以东公里处,210国道横穿矿区;油区横跨宝塔、延长、一县一区五个乡镇;油田始探于1970年,1974年试采,1975年投入开发,属特低渗油田,主力油层为长6油层;多年来,甘谷驿采油厂始终坚持科技兴油的发展思路,先后推广应用了冻胶压裂技术、浅油层丛式井钻井技术、反九点注水开发等新技术、新工艺,大大提高了单井采收率;1991年率先在全局突破10万吨大关;2004年,原油产量突破26万吨,年增产幅度达到5万吨;采油厂2002年档案管理通过国家二级认定, 2004年荣获陕西省卫生先进单位,同时还涌现出了“全国新长征突击手”王景芳,全国“五一”劳动奖获得者王海荣,感动陕西2005年度十大杰出人物李炳建等一大批先进个人;3.青化砭采油厂地处陕西省延安市东北部34公里处的青化砭镇;毛主席转战陕北时以少胜多,以弱胜强着名的“青化砭战役”就发生在这里;该厂始探于1953年,1967投入开发;经过50多年的开发建设,该厂已发展成为一个集勘探、开发、采油、井下、修井、选油、注水、机修、供电、运输及社区服务为一体的综合配套型原油生产企业;50多年来,该厂油田开发稳步前进,经济效益不断提高;截止目前,累计提交探明含油面积平方公里,探明地质储量10277万吨,已开发动用含油面积平方公里,地质储量6383万吨;现有职工2400人,其中正式职工1287人,雇工1124人;油井4000多口,固定资产亿元,年产原油50万吨;累计生产原油3464701吨; 采油厂2000年被评为市先进集体;2001年荣获“陕西省城市先进基层党组织”;2003年被授予“省五四红旗团支部”称号; 2005年荣获“陕北石油开发企业环境污染专项整治先进集体”荣誉称号,同时,荣获了中央文明委颁发的“全国文明单位”称号;2006年1月被授予“省五四红旗团委”称号;4.子长采油厂位于子长县城西北十华里的枣林村,主要生产区分布在子长县境内,其开发范围350平方公里;采油厂现有职工1259名, 2006年原油产量40万吨;开发建设20多年以来,子长采油厂采油厂广大职工发扬埋头苦干的老矿精神,加速勘探开发,狠抓产能建设,在沟壑丛横、地形复杂、开发条件极为艰苦的黄土高原上建起并发展成一个拥有采油、井下、修井、供电、机修、注水、集油、运输等综合能力的石油生产基地;与此同时,该厂狠抓企业党的建设、精神文明建设和企业文化建设,使采油厂的科技、文教、卫生、后勤、厂区建设、职工福利等都取得了长足发展;该厂开发20多年来,先后两次获得石油部劳动竞赛铜牌奖,荣获全国石油战线优质高效采油队、国家石化总公司“企业文化建设先进单位”、省立功竞赛先进班组、市“环保先进企业”称号;荣获“市文明单位”等荣誉;涌现出了全国“五一”劳动奖章获得者徐林为代表的一大批先进模范人物;5.子北采油厂组建于1990年3月,位于子长县城东北约十公里的白家原则村;该厂现原油生产能力24万吨,主要采油区分布在子长县玉家湾镇、南沟岔镇、涧峪岔镇和李家岔镇,下设6个主要生产单位、6个辅助生产单位和18个职能科室;经过近年来的发展和努力,目前控制储量面积96平方公里,控制储量3700万吨,累计探明储量面积平方公里,探明储量7119万吨,累计动用储量面积平方公里,动用储量万吨,累计采油万吨;子北采油厂现有职工560人,男职工407人,女职工153人,其中大专以上学历人数106人,占总人数的19%;现有厂级领导8名,科级干部58名,共产党员94名,共青团员90名;目前,职工平均年龄30岁; 采油厂曾先后获得公司先进集体,市“文明单位标兵”等荣誉称号;6.川口采油厂地处延安市宝塔区,油田始探于1985年,1997年3月建厂,现有职工914人,储量面积151平方公里,探明地质储量5979万吨;主力油层为长6油层,渗透率1毫达西左右,属超低渗透油田;采油厂紧紧抓住以成本管理为龙头的企业管理和以安全管理为龙头的生产管理,全面推行目标成本管理、项目管理、合同管理、预算管理等现代科学管理制度;成功应用了一井多缝、一层多缝、液体胶塞、CO2压裂等12种压裂工艺;全面应用注水开发工艺,使采收率有望提高到20%左右;截至目前累计采油280万吨,实现利润亿元,上缴国家税收亿元;到2006年底,资产总额亿元;2001年川口采油厂被评为市级文明单位,2003年被授予“陕西省文明单位”称号;7.西区采油厂是延长石油集团三个百万吨级整装油田之一,位于延安市志丹县旦八镇,成立于九七年三月,勘探区域横跨志丹县三乡一镇,控制含油面积平方公里,控制储量15896万吨,探明含油面积平方公里,探明储量8948万吨;区域内先后发现了侏罗系延安组、长2、长3、长4+5、长6、长7、长8、长9等油层;现有正式职工1026名,雇佣工2310名,其中专业技术人员124名,平均年龄25岁;下设14个生产单位,11个职能科室,4个后勤服务单位,6个党群部门;厂区占地面积90亩,志丹基地100亩,拥有固定资产亿元,共有油井3451口,其中采油井3090口,日产原油3000吨,历年来累计生产原油419万吨,实现了特地渗透油田的高效开发;采油厂曾获“党风廉政建设先进单位”、“陕西省先进集体”、“上产先进单位”、“陕西省十大诚信经营示范单位”、国优QC成果、档案管理AAA级认证等荣誉;8.蟠龙采油厂位于延安市蟠龙镇,成立于2000年11月底,是以勘探开发为主体的二级原油生产单位;下设四个生产单位,三个党群部门,八个职能科室和三个后勤服务单位;现有职工245人,专业技术人员56人;自成立以来,蟠龙采油厂始终坚持“以探促采,以采养探,探采并举,滚动发展”的勘探方针,已探明有利含油区域27平方公里,控制储量约1000 万吨;2006年原油产量万吨,销售收入亿元,实现利税3310万元;蟠龙采油厂党委坚持“围绕勘探抓党建,抓好党建促发展”的工作思路,努力做到思路新,切入准,效果好;初步形成了“以厂为家”的凝聚机制,“以厂为荣”的激励机制,用创新理念推进整体融合,用完善制度规范管理行为,用以人为本增强发展后劲,用党建发展推动管理升级,构筑具有蟠龙特色的党建和精神文明建设工作局面;9.南泥湾采油厂地处当年“三五九旅”军垦区的南泥湾区域,筹建于1986年8月,油区横跨延安市宝塔区南泥湾等八乡镇约300平方公里;1988年7月在南泥湾区域发现石油,1989年在南泥湾组织石油会战,同年9月11日,江泽民同志视察油田,亲切地赞誉油田职工是“社会主义新时期的三五九旅”;企业现形成集勘探、开发、科研、钻井、测井、固井、射孔、压裂、注水、油井安装、修井、机加工、输变电线路架设、原油集输及脱水、选油废水处理等为一体的中型国有企业;截止2006年10月底,南泥湾采油厂共生产原油万吨,实现利税总额亿元,上缴财政亿元;拥有固定资产净值50783万元,所有者权益111653万元;该厂现为省级文明单位标兵、先进基层党组织、政研会先进集体;设备管理QC小组选定的课题,被中国质量协会、中华全国总工会、共青团中央、中国科协评为“全国优秀质量管理小组”;10.英旺采油厂于1988年组建,1991年正式成立,在陕北区域开创了开发三叠系长8油层的先河;现有正式职工200人,其中大中专毕业生63人,各类专业技术人员24人,下设13个科室、大队;在宜川境内已探明面积40平方公里,探明地质储量678万吨,目前该厂拥有总资产亿元,累计钻井378口;累计生产原油万吨,销售收入9076万元,实现利润万元,上缴各类税金万元;现有正常生产井383口,注水井24口, 1200吨原油集输站1座,各类施工运输车51辆,已建成年产原油2万吨的生产规模;11.王家川采油厂;1985年全国第一家县办石油企业——延长县石油钻采公司诞生,1987年公司更名为延长油矿管理局王家川钻采公司;原国家人大常委会委副员长陈慕华、石油部部长康世恩、常务副部长焦力人,原陕西省副省长曾慎达等先后多次来公司视察指导工作;2005年9月按照陕西省委、省政府的决定精神,更名为延长油田股份有限公司王家川采油厂;二十余年来,在几届厂领导班子的带领下,在千余名职工的拼搏下,企业逐年发展壮大,创造了显着的经济效益和和社会效益;二00六年生产原油25万吨,上缴税费28658万元;目前钻井4198口,控制资源面积185平方公里,探明石油地质储量6475万吨,,形成资产总额107620万元;截止2006年底,累计生产原油万吨,实现销售收入208358 万元,实现税利积累47483 万元,上缴财政64523 万元,为地方经济建设做出了积极贡献;12.下寺湾采油厂位于甘泉县下寺湾镇,成立于1987年7月18日;目前,采油厂拥有职工2340人、油井4291口,年原油产量40万吨、资产总额亿元、上缴税利4亿元;已探明含油面积315平方公里,石油地质储量亿吨,探明含气面积平方公里,储量约200亿方;先后被市委、市政府评为“文明单位标兵”,被省总工会授予“模范职工之家”,被省委、省政府命名为“文明单位”;13.青平川采油厂始建于一九八七年三月,党、政、工、纪组织机构健全,下设机关行政职能部门8个,党群部门3个,原油生产单位5个青平川采油大队、永坪采油大队、禹居采油大队、井下作业大队、运输队,后勤服务单位3个;现有职工1215名,管理人员57名,工程技术人员96名,合同制雇工185名;现有设备150台件,油井2919口;勘探区域涉及七个乡镇的54个行政村,控制储量面积,控制地质储量万吨,探明地质储量万吨,探明可采储量万吨,控制可采储量万吨;原油年生产规模达10万吨,拥有固定资产亿元;建厂以来,累计生产原油吨,实现销售收入113590元,税金16893万元,利润28701万元;目前,青平川厂已形成集科研、勘探、钻采、固井、压裂、运销为一体的较为完备的石油生产企业;2001年被陕西省百杰评审委员会授予“陕西百杰”荣誉称号,同年底跨入省级文明单位行列,2005年被评为省级文明单位标兵;14.瓦窑堡采油厂地处延安市子长县,成立于1987年;现有正常生产井1846口,拥有资产总值151317万元,大中型生产技术设备2320余台件,已形成年产原油35万吨的生产能力;厂党政工团组织建全,下设12个行政职能部门,4个党群部门,11个原油生产单位,3个后勤服务单位;有员工2233人,其中在册正式职工1283人,合同工950人;2006年原油产量万吨,销售收入亿元,实现利税亿元;我厂已成为一个科室功能齐全、生产手段完备,集地质勘探、井位勘定、钻井、测井、固井、射孔、压裂、安装、修井、洗井、采油和运输为一体的省级中型企业;15.永宁采油厂成立于1990年,下设28个科室,现有职工3036人,其中工程技术人员72人高级工程师13人,共有生产井2473口,日产原油3200吨左右;探井控制面积2050平方公里,资产总额亿元;十几年来累计创利税亿元、上缴财政亿元;到2005年底,年销售原油突破百万吨大关,成为延长石油三个年产超过百万吨的采油单位之一;采油厂坚持“管理奠基,科技提效,敬业实干,争创一流”的发展思路,解放思想,深化改革,加大详探,扩大注水,全面提高了油田开发水平和经济效益,其独特的开发路子,被原地矿部有关专家誉为“浅油层、小油田开发的志丹模式”;采油厂曾荣获全国“五一”劳动奖状等殊荣;16.吴起采油厂组建于1993年3月,是一个集石油勘探开发、原油生产、集输净化、储存销售为一体的石油钻采企业;下设两个厂,共有科室71个,党、工、青、妇组织健全;现有职工3955名,有各类技术人员165名;总资产亿元,其中固定资产亿元,负债亿元,所有者权益亿元,负债率%;有生产油井3010口,日产原油5000多方;采油厂组建的13年来,在上级部门的正确领导下,同时也在采油厂历届领导和全体员工共同努力、艰苦奋斗下,克服各种困难,取得长足发展;2005年生产原油100万吨,2006年生产原油140万吨;特别是2003年以来,原油产量连续4年保持每年30万吨以上速度递增;现已形成了140万吨的生产规模,使企业综合实力得到明显的提高;17.直罗采油厂成立于1987年6月,地处富县直罗镇;2000年,根据中、省、市关于清理整顿石油开采秩序的会议精神和文件要求,直罗采油厂按照“依据类型、区别政策、宽严有度、处理得当”的指导思想,经过共同努力,对富县36家联合开发单位的63口油井进行了清理整顿;全面完成了油井的经营管理工作,使石油生产秩序步入正常的生产经营轨道之中,为今后的经营开发奠定了良好的基础;2006年原油产量万吨销售收入1819万元,实现利税313万元;18.杏子川采油厂成立于1987年10月,是一个以钻井、采油为主的国有股份制企业;十几年来,采油厂始终坚持“珍惜资源、保护环境、科学开采、有序利用,实现可持续发展”的原则,全体职工发扬“埋头苦干”的老矿精神,顽强拼搏,使企业有了长足发展;全厂下设23个职能科室,5个采油大队,一个年处理原油40万吨的集输站;现有职工2356人,其中专业技术人员246人;拥有资产总值亿元,其中固定资产亿元,产油井1851口,年产原油55万吨;十几年来,杏子川采油厂认真贯彻党的有关政策、法律、法规,全面树立和落实可持续的发展观,坚持走科技兴油与管理提效的路子,带动企业自身建设和延长石油的迅猛发展;先后获得省级AAA级资信企业、省级诚信企业、省级“重合同、守信用”单位、延安市中型企业、经济明星企业等到荣誉;19.定边采油厂主要从事石油勘探、开发、运销和井下作业等业务;共有下属单位26个、职工2700人、总资产亿元、油井1518口,已建成年产原油60万吨的产能基地;2006年可实现工业产值15亿元、税费利5亿元,累计上缴税费13亿余元,成为地方财政支柱和命脉企业;定边采油厂从无资金、无技术、无设备起步,走过了经营改造边缘残次井、自钻自采、规模经营和科学管理的艰难发展历程;2006年生产原油52万吨、实现销售收入亿元、实现税费利5亿元,各项指标均创历史新高;先后被评为陕西省优秀企业、绿色企业、安全生产单位、重合同守信用企业和陕西省文明单位及中国优秀企业;定边采油厂将继续埋头苦干,团结奋斗,力争到2010年建成100万吨原油产能基地;20.靖边采油厂现拥有资产总额亿元、正式职工1457人,采油工近3000人;机构包括12个职能科室,3个生产单位,2个后勤服务单位和4个党群部门,先后制订、修订出台了60多项管理制度,实现了管理工作的制度化、规范化、系统化;该厂现有油水井2293口其中:开井1894口,关井281口,注水井118口,有大型注水站6座,简易撬装式注水站1座;2006年累计销售原油万吨,实现销售收入亿元,上缴税费亿元,实现利润亿元;先后荣获榆林市税利“百强企业”、重点项目建设“先进单位”、技改项目建设“先进单位”、靖边县“先进企业”、“优秀企业”、“诚信纳税户”等荣誉称号;21.横山采油厂成立于2003年,地处榆林市横山县;现有油井471口,日产原油320吨;机构包括14个职能科室,职工人数319人;三年多来,横山采油厂累计生产原油36万吨,实现销售收入亿元,完成税费亿元,目前形成资产总额亿元;勘探面积约300平方公里,探明区域80余平方公里,新增储量3600—4300万吨,发展前景良好;几年来,横山采油厂紧紧围绕“产、销、耗”,按照“严、细、实、高”的思想狠抓管理,彻底堵死了原油的“跑、冒、滴、漏”,安全、环保工作也迈上了一个新的台阶,同时加强了旧井挖潜改造工作,仅柴改电一项年可节约成本500多万元;到十一五末,横山采油厂生产油井总数将达到1000口左右,年产原油30万吨;22.子洲采油厂地处榆林地区子洲县,始建于2005年;现有职工538人,设七个职能科室,三个采油大队,一个原油集输站;主要从事石油勘探、开采业务;资源控制面积270平方公里,开采面积约60平方公里;截至2006年10月底,采油厂共有采油井460口,有固定资产25706万元,总资产达29672万元;。
一、工区基本情况1、苏77区块位于苏里格气田东区北部,行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗。
区域构造属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡北部西带。
苏77区块东临巴汉淖6km,南距乌审召1km,西与苏76区相邻,北抵加不沙以北2km,南北长约43.0km,东西宽约23.6km,面积约1012km2。
苏77区块主要钻探目的层为石盒子组盒8段、山西组山1及山2段,兼顾太原组和本溪组。
2、召51区块位于苏里格气田东北部,行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗、伊金霍洛旗,区域构造属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡北部西带。
召51区块西与苏77区相邻,南与长庆油田公司采气五厂召探1、统20区块相邻,南北长约 43.0km,东西宽约23.1km,面积995km2。
召51区块主要钻探目的层为石盒子组盒盒8段、山西组山1及山2段。
B、钻井工作量苏77区块:弥补递减2亿方/a;钻井工作量26 口,其中水平井10 口,直丛井16 口;召51区块:新建产能3亿方/a;钻井工作量77 口。
其中召 51前期评价井20 口,产建开发井57 口,产建井中包括水平井6 口,直丛井51 口。
C、招标工作量2012年苏里格油气田合作区块钻井工程承包服务103 口井,含开发直井、定向井、水平井O二、钻井工作内容工程内容:钻井队搬迁、安装及材料供应,井口坐标初测和复测,钻井、定向、固井、钻井液、水平井钻井服务、取心作业,下表层、油层套管,完井等钻井工程;甲方指定定向、固井、钻井液技术服务工作量除外。
钻井施工中的安全责任由乙方独自承担。
三、钻井施工甲供材料①甲供材料范围:表层套管、气层套管、套管头。
②拉运方式:生产厂家根据计划数量送至华北石油管理局器材供应处苏里格供应项目部指定库房,施工单位持项目部审批后的有效单据由生产厂家供货至施工现场。
四、钻井工程价格(本工程价格为投标报价上限)⑴直井、定向井钻井工程价格直井、定向井执行“长庆油田2011年钻井系统工程修井措施作业工程技术服务标准化市场价格”;苏里格项目部指定定向技术服务工作量,则从钻井价格中扣除相应费用。
CNG母、子加气站一、简述母站(Mother Station):一般建在有天然气管网的地方,有两种功能,一为转运车加气;二为NGV车加气.母站一般设有两台压缩机和一个以上的转运车停车场。
母站是否设置储气库,需根据需要确定,若同时要给汽车加气,一般都要设置储气库。
子站(Daughter Station):一般建在无天然气管网的地方.子站必须拥有为车辆加气的分配器(或售气机);还应有升压压缩机。
大多采用吸气压力变动范围很大的液压压缩机,先用转运车气瓶分组直接对天然气汽车充气(与常规加气站气瓶顺序充气相同),当转运车气瓶压力下降到一定程度无法给汽车加气时,再由压缩机增压后对汽车充气。
子站一般有两种形式,一种有增压设备,一种无增压设备,仅有储气库。
NGV转运车的送气率NGV转运车天然气送气率增多,必须在子站进一步压缩。
由于各子站和转运车配置不同,他们的压缩和非压缩的送气率也不尽相同。
新西兰分析认为,假定所有车辆都是从空瓶开始充气,不改变压缩系数,只根据分析.转运车容量假定为2000Nm3,车辆充气压力为20Mpa,且所有气瓶中的气体都被取完。
转运车气瓶压力为20Mpa时,气体非压缩送气率为50%,子站必须使用压缩机以便最大充气压力得以维持在20Mpa,以便把其余50%的气体充完.如果转运车的压力为25Mpa,于是20%的气可以直接向汽车充气。
转运车中气体非压缩加气率达62%,余下的气仍要压缩机升压才能给汽车充气,但比较简便.如果转运车的压力仍为25Mpa,但储气装置分为三组,靠串联储气方式输气,使40%的气可直接充气,转运车中非压缩充气率可达62.5%,该系统具有压缩成本低和操作安全、直接取气率高的优点,但转运车的连接和子站的管路比较复杂.由此可见,气体可以直接由转运车慢充气,甚至子站也可以不用压缩机。
但对压缩设备的投资与否必须与不满载的转运车频繁运输成本进行比较。
总的看来,转运车充气后直接给子站充气要比在子站安装压缩机增压要经济一些。
吉林油⽥简介
公司的前⾝——吉林油⽥,始建于1961年。
吉林油⽥勘探始于20世纪50年代,1959年9⽉29⽇,扶27井试油获⼯业油流,从⽽发现了扶余油⽥。
1961年1⽉吉林油⽥的前⾝--吉林省扶余油化⼚成⽴;1970年8⽉改为“七○油⽥”;1973年8⽉吉林省⽯油会战指挥部成⽴;1981年11⽉更名为吉林省油⽥管理局;1996年12⽉改制为吉林⽯油集团有限责任公司;1998年5⽉上划中国⽯油天然⽓集团公司;1999年10⽉,吉林油⽥重组为中国⽯油吉林油⽥公司和吉林⽯油集团有限责任公司。
2000年1⽉,吉林油⽥公司正式独⽴运作。
实现“681”⽬标分三步⾛。
第⼀步,2006年,油⽓产量当量跨越600万吨,夯实发展基础;第⼆步,2010年,油⽓产量当量跨越800万吨,在2000年油⽓产量的基础上翻⼀番,发展基础更加坚实,科技创新能⼒和管理⽔平显著提升,初步实现现代化;第三步,2015年,油⽓产量当量跨越1000万吨,跨⼊中国⽯油现代化⼤油⽓⽥公司⾏列。
企业精神:爱国、创业、求实、奉献
爱国:爱岗敬业,产业报国,持续发展,为增强综合国⼒作贡献。
创业:艰苦奋⽃,锐意进取,创业永恒,始终不渝地追求⼀流。
求实:讲求科学,实事求是,“三⽼四严”,不断提⾼管理⽔平和科技⽔平。
奉献:职⼯奉献企业,企业回报社会、回报客户、回报职⼯、回报投资者。
企业理念:诚信、创新、业绩、和谐、安全
诚信:⽴诚守信,⾔真⾏实。
创新:与时俱进,开拓创新。
业绩:业绩⾄上,创造卓越。
和谐:团结协作,营造和谐。
安全:以⼈为本,安全第⼀。
吉林探区小城子区块钻井液及防漏堵漏技术研究吉林探区小城子区块位于吉林省西部,是一个重要的油气资源勘探开发区域。
随着油气勘探开发工作的深入开展,钻井液及防漏堵漏技术研究成为了一项重要的课题。
本文将对吉林探区小城子区块钻井液及防漏堵漏技术进行研究,以期为该地区的油气勘探开发提供科学可靠的技术支持。
一、小城子区块地质特征小城子区块位于吉林省西部,地层结构复杂,岩性多样,具有较高的勘探开发难度。
地质勘探工作表明,该区块存在丰富的油气资源,但地质条件复杂,勘探开发难度大。
钻井液及防漏堵漏技术成为了油气勘探开发工作中的关键环节。
二、钻井液技术研究1. 钻井液的功用钻井液在油气勘探开发工作中起着至关重要的作用。
钻井液可以冷却并润滑钻头和钻杆,减少钻进过程中的摩擦力,提高钻进效率。
钻井液还可以控制井底压力,防止井底喷出,保护油层。
合理选择钻井液类型及施工参数对于钻井施工的安全和效率具有至关重要的意义。
2. 钻井液配方优化钻井液的类型繁多,针对不同地质条件和钻井工艺,需要选择最合适的钻井液配方。
小城子区块地质条件复杂,不同地层需要使用不同的钻井液。
钻井液的配方优化成为了研究的重点之一。
通过对地质资料的分析和实验室测试,确定不同地层的钻井液配方,既可提高钻井效率,又可减少钻井事故的发生。
3. 钻井液的环保性钻井液的使用会带来一定的环境污染问题,在钻井液配方优化的过程中需要兼顾其环保性。
选择低毒、低污染的钻井液配方,减少对地下水和土壤的污染,是当前钻井液技术研究的一个重要方向。
三、防漏堵漏技术研究1. 钻井固井技术钻井固井是钻井过程中防漏堵漏的关键技术之一。
在小城子区块的油气勘探开发中,岩层渗透率高,地层水压力大,容易发生漏失。
提高固井技术的可靠性,减少固井事故的发生,对于保障井下安全和提高产能至关重要。
2. 防漏堵漏材料的研究防漏堵漏材料是防止井下漏失的关键措施之一。
当前,研究人员正在针对小城子区块地质特点,开展防漏堵漏材料的研究。
吉林油田双坨子气田气藏特征张春水(中国石油吉林油田新民采油厂吉林松原138000)摘 要:吉林油田双坨子气田位于松辽盆地南部中央坳陷区华字井阶地南部,整体上为断层复杂化的背斜构造,储层主要为中低孔中低渗型。
本文通过对气层分布、流体性质、温度压力系统的分析,提出了该气田盖层分布稳定,具有很好的封堵作用,适宜建库的建议。
关键词:双坨子气田;流体性质;边水双坨子气田位于吉林省长岭县东三家子乡,区域构造位于松辽盆地南部中央坳陷区华字井阶地南部。
该区地势平坦,地面海拔180~200m,工区内有公路通过,交通便利,具有较优越的自然、地理和经济条件。
1 气藏及开发简况双坨子地区地质勘查工作开始于1956年,先后完成了重、磁、电勘探及模拟地震等物探工作,发现了双坨子构造。
钻探工作始于1963年,在双坨子构造高部位钻探坨1井,完钻井深-2430m,完钻层位营城组,在青山口组、泉头组、登娄库组岩屑录井和井壁取芯均见良好油气显示,主要含气层位为泉头组的泉三段和泉一段。
1998年双坨子气田泉一段上报天然气探明地质储量4.13×108m 3,探明含气面积6.2km 2;1998—2000年泉三段上报天然气探明地质储量4.15×108m 3,探明含气面积4.2km 2。
2005年储量套改后,上报天然气探明地质储量11.13×108m 3,探明含气面积8.34km 2,其中泉一段上报天然气探明地质储量4.57×108m 3,探明含气面积6.64km 2;泉三段上报天然气探明地质储量6.56×108m 3,探明含气面积6.3km 2。
此次在综合研究的基础上对地质储量进行了重新计算,计算精度落实到小层,计算天然气地质储量15.53×108m 3,含气面积8.48km 2,技术可采储量9.14×108m 3。
双坨子泉一、泉三断块气藏于1995年2月对坨19井泉三段进行试油,获得高产气流,1999年3月2日泉一段第一口气井坨深1井投产,目前已陆续投产29口井,累计产气量8.04×108m 3,其中泉一段累计产气4.66×108m 3,地质储量采出程度52.4%。
王府断陷小城子气田火石岭组气藏天然气成藏模式及富集规律蒋飞;李忠诚;程日辉;刘宇;许中杰;王茂汀【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2016(036)010【摘要】松辽盆地王府断陷小城子气田具有上千亿立方米的天然气储量规模,其中,以上侏罗统火石岭组原生气藏的储量规模为最大.为了更有效地指导该区天然气勘探部署,从地层、构造、岩性—岩相和含气性等方面对该区火石岭组气藏的成藏特征和富集规律进行了研究,总结了天然气成藏模式.结果表明:①火石岭组气藏发育下部和上部两套含气层系,下部含气层系分布在粗安岩段上部,上部含气层系主要分布在流纹岩段;②流纹岩段最有利于天然气成藏,但天然气成藏的主体层段却在粗安岩段;③天然气主要富集在火山口杂岩相带,其次是火山斜坡相带;④山东屯构造带是天然气的主要富集区,在南北方向表现出分区性,主要包括3个成藏区,即X12井成藏区、X14井-X13井-X18井成藏区和X4井成藏区;⑤共有4种成藏模式,即反转背斜—地层成藏、断块成藏、岩性—断块成藏和断块—反转背斜—地层复合成藏,其中以断块成藏和岩性—断块成藏模式为主;⑥具有“断控—层控—体控”复合型天然气聚集规律.【总页数】10页(P46-55)【作者】蒋飞;李忠诚;程日辉;刘宇;许中杰;王茂汀【作者单位】吉林大学地球科学学院;中国石油吉林油田公司勘探开发研究院;吉林大学地球科学学院;中国石油吉林油田公司勘探开发研究院;吉林大学地球科学学院;吉林大学地球科学学院【正文语种】中文【相关文献】1.松辽盆地德惠断陷火石岭组天然气成藏机理 [J], 邓守伟2.断陷盆地次生气藏成藏主控因素及成藏模式——以王府断陷泉一段—登娄库组碎屑岩气藏为例 [J], 孙文铁;李忠慧;李忠诚;楼一珊;黄玉欣3.断陷盆地次生气藏成藏主控因素及成藏模式--以王府断陷泉一段-登娄库组碎屑岩气藏为例 [J], 孙文铁;李忠慧;李忠诚;楼一珊;黄玉欣4.断陷盆地次生气藏成藏主控因素及成藏模式——以王府断陷泉一段—登娄库组碎屑岩气藏为例 [J], 孙文铁;李忠慧;李忠诚;楼一珊;黄玉欣5.松辽盆地王府断陷火石岭组火山岩成岩作用特征 [J], 王怀略;林长城;蒋飞;王健豪;赵雨恒;邢博因版权原因,仅展示原文概要,查看原文内容请购买。
吉林探区小城子区块钻井液及防漏堵漏技术研究钻井液泄漏问题正在吉林油田附近建筑区域的井中广泛传播。
由于地区与地区之间的差异,油田存在许多高地层损失和低损耗。
主要地层在漯河区域,地质以黄土和红砂岩为主。
其中以石灰岩为主的小城子组主要由黄土和漯河组所形成。
关于气井建设的主要缺点是失去了一个小镇。
在钻探的7个钻井孔中,每个钻井孔都有16.0到58.0个钻孔,在小城市可能还有其他防泄漏的方法。
一个垫片作为主要处理材料提供了极好的保护,防止油田在施工期间出现泄漏和污染的问题。
标签:吉林探区;小城子区块;钻井液;防漏堵漏技术1.油田井泄漏的原因油田井泄漏的原因主要与各种工作流体现象有关,如钻井泥浆和水泥砂浆这两种流体材料。
当钻井,固井和地质测试进行时所产生的压力在下降时会穿透地层。
当出现这种现象时,在石油生产过程中可能会遇到很大的不便并导致安全领域的事故。
钻井液泄漏是地下作业中常见的情况,相关部门不应低估整个油田的开发。
在发生损失问题时,油田在生产过程中最大的问题是钻孔需要很长时间并且需要更长时间。
如果存在一定程度的泄漏,这可能无法有效地解决,则此钻孔的操作将停止,这意味着可能会发生钻孔块进一步的坍塌。
1.1自然因素在沉淀和溶解以及地下水形成的期间也会发生自然因素。
它有渗透泄漏的情况,这种类型的泄漏通常对沙子来说更具渗透性且泄漏速度相对较弱且缓慢。
感知运动的影响使形成相对松散。
在油田钻井器运行期间,如果施加到钻井液壁上导致内部的动态压力大于基础泄漏压力,则会发生泄漏并且断裂,另一部分是比较严重的且泄漏速度也很快。
1.2人为因素首先,把水大量注入水箱中会改变水箱中的压力并导致垂直压力系统的混乱。
其次,由于施工工作的不合理运行,导致水的密度过大。
有效地控制钻井泥浆的量,当最薄的背压层穿过开孔时,钻一个孔或选择太快的速度时,将发生过大的压力,储液器将失去沿着钻头流动循环的能力。
2.井漏的预防井的径流控制主要基于防止因施工过程中发生的人为因素造成大量的损失。
吉林油田小城子气田简介
农安县小城子乡位于农安县城东北50公里,面积184平方公里。
人口34000人。
小城子乡紧靠松花江南岸,与松原的扶余市隔江相望。
东临德惠市,南距长春市区约90公里,北距松原市约60公里。
珲乌高速公路哈拉海出入口距小城子乡20公里,哈拉海至青山的县级公路穿境而过。
位于长春1小时经济圈内。
小城子乡境内矿产资源十分丰富,已探明的天然气工业储量为1000亿立方米,陶粒页岩储量为100亿立方米,石英砂储量为50亿立方米,另外还有煤炭和石油资源有待开发。
吉林油田小城子气田位于农安县小城子乡,自1970年勘测以来,在吉林油田的密切关注和积极开发下,于2009年钻井探气成功。
2010年,为加快气田建设步伐,吉林油田将勘测、开发、生产三步并作一步走,超前规划了两口评价井,并于2010年底开工建设,经过努力和紧张施工,到目前已投资3亿元,钻天然气井23眼,建集气站两座,铺设集气管线50公里,截止到2012年末,气田日产能已达30万立方米,2013年,吉林油田将投资8100万元在小城子气田规划部署27眼气井,预计建成后年生产能力可达2.4亿立方米。
按照吉林油田发展规划,到十二五期末,小城子气田共计钻井300眼,年产能将达到10亿立方米。
县十七届人大二次会议明确提出,要加快推进小城子天然气产业配套园区建设,促进优势资源开发。
正式将小城子天然气产业配套园区建设上升为县里发展战略,按照县委县政府的要求,我们对吉林小城子天然气产业配套园区建设进行了认真谋划,重新对配套园区发展进行了规划。
目前新规划的园区主区选址、规划和征地工作已经完成,四月末将正式进行园内道路,给排水等基础设施的建设。