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中国石油:首个特殊扣油套管顺利通过鉴定

前不久，中国石油宝鸡石油钢管有限责任公司、长庆油田、中国石油石油管工程技术研究院共同完成的CGC-Ⅰ型特殊扣油套管顺利通过鉴定。专家认为，这个新产品技术水平达到国内领先。这标志着中国石油集团自主创新研制的首个特殊扣油套管产品，已具备规模化生产条件。

据悉，CGC-Ⅰ型特殊扣油套管具有密封性好、结构简单、上扣快捷、便于加工等特点，经国家石油管材质量监督检验中心检测，各项性能均达到设计要求，已在长庆油田顺利完成了5口井下井试验，产品性能符合现场施工技术要求和油田工况；申请发明专利1项，制定企业标准1项，并设计开发了加工工艺及工装、CNC加工程序和配套刀量具。

为积极探索特殊扣油套管标准化高效管理之路，助力油田降本增效，宝鸡钢管公司结合自身实际，在管研院和长庆油田设计图纸的基础上，经过近3年的工业化开发，生产出满足长庆油田工况特点的CGC-Ⅰ型特殊扣油套管新产品，实现中国石油在这一领域零的突破。

(摘自中国石油网)

青海油田:新增三级储量2亿吨

11月3日，国家储委专家组在评审中一致通过青海油田在小梁山、大风山、英东下盘申报的新增石油探明地质储量和新增天然气探明地质储量。至此，青海油田2015年度新增石油、天然气三级储量油气当量超过2亿吨，连续5年实现油气储量高峰期增长。

今年青海油田突出重点，强化地质认识和技术攻关，持续加大勘探大科研成果的转化和创新力度，累计实现探明石油地质储量6106万吨、天然气42.95亿立方米，超出计划探明储量的227%，再次形成新的储量增长高峰。

在英西深层勘探中，这个油田部署的狮41井、42井和43井均见工业油流，日均产油26吨。尤其是狮38井，当日试采喷油605立方米，是柴达木盆地30多年来的第一口高产井，展现了该地区亿吨级的勘探前景。扎哈泉致密油和常规油勘探，发现4套含油层系，实现立体勘探新扩展。在天然气勘探方面，青海油田实现了东坪、牛东气田的新扩展，展示了阿尔金山前东段巨大的勘探潜力；冷东地区勘探在牛东和冷湖5号高点落实天然气地质储量200亿立方米。

2010年以来，青海油田在转变油气勘探观念的同时，紧盯制约油气勘探可持续发展的关键技术难题，着力搭建科技创新管理平台，相继启动“柴达木盆地油气勘探开发关键技术研究”重大科技专项一、二、三期项目，通过产、学、研联合攻关，创建柴达木盆地缘外构造岩性复合成藏新模式，提出新构造晚期复式成藏找油理论，形成国内首创、国际领先的复杂山地地震勘探及配套技术。在新理论和新技术的指导下，青海油田相继找到昆北、英东、东坪和扎哈泉4个亿吨级的油气富集区。尤其是“十二五”期间，青海油田累计探明石油地质储量1.95亿吨、天然气819.7亿立方米，分别相当于前55年的44.9%和26.7%，油气勘探进入高速增长期。

(摘自中国石油网)

冀东油田:新型吞吐技术首试见效

截至10月28日，冀东油田高131X1井实施表面活性剂辅助氮气吞吐措施后，已开井生产95天，日产液量从1.5吨增加到20多吨，增能效果明显。

针对部分中深层油藏构造破碎、储层连通性差、难以形成完善注采井网、采出程度低等难题，冀东油田钻采工艺研究院技术人员与冀东油田瑞丰化工公司联合研究表面活性剂辅助氮气吞吐技术。通过体系优选、配方优化和性能评价，目前技术已达到现场实施条件。该技术不仅能够有效补充地层能量，而且可以提高抽提、挟带、置换剩余油的能力，从而提高单井产量。

高131X1井位于局部构造高点，周围无注水井，能量下降较快。该井吞吐试验共设计8个段塞，累计注入氮气18.3万立方米、表面活性剂溶液300立方米、发泡剂溶液250立方米。7月25日开井生产，日产液增至20.9吨，首试初步见效。

(摘自中国石油网)

辽河石化:两项成果获辽宁省自然科学成果奖

前不久，辽河石化公司“连续重整装置余热锅炉的余热再利用”和“气相色谱法测定汽油中含氧化合物的优化研究”两项成果获得辽宁省自然科学成果三等奖。

辽河石化连续重整装置流程长，需要伴热的管线和设备多，增加了伴热系统的负荷。“连续重整装置余热锅炉的余热再利用”项目对装置余热锅炉汽包连续排水流程和蒸汽凝结水余热回收系统进行了改造，建立了独立的装置自身伴热系统，达到了排污余热再利用的目的。同时，将蒸汽凝结水由一次闪蒸改造为两次闪蒸，回收了余热，提高了装置伴热效率，避免了冬季生产管线和设备冻凝现象的发生。

“气相色谱法测定汽油中含氧化合物的优化研究”项目，对分流比、阀切换时间、阀复位时间进行调整，确定了最佳操作条件，各含氧化合物的回收率大于94%。同时，气相色谱法测定汽油中含氧化合物的精密度高，满足标准NB/SH/T 0663-2014对重复性的要求，组分回收率高，能够准确地测定汽油中醇、醚类含氧化合物含量。

(摘自中国石油网)

西北油田:首个智能化标准示范井投用成功

日前，西北油田首个智能化标准示范井在采油三厂投用成功，通过地面建设及油气生产信息化建设优化等手段，该井目前已实现抽油机远程启停、调参、调平衡，水套炉火焰自动调控，井口自动测液面，摄像头及喊话系统，为油田进一步优化用工、提高生产时效、加快信息化建设提供经验。

“以往传统单井现场必须有人实现抽油机启停、调参、调平衡，偏远井站还需要一辆巡检车和两名员工驱车几十公里到井上操作，既增加成本又造成信息处理滞后。智能化标准示范井投用之后，除了节约人工成本外，还大幅度提高了生产时效，坐在‘家’中便能通过远程操作系统自动实现，发现异常第一时间处理。” 采油三厂管理二区副经理王东寨兴奋地说。

年初以来，采油三厂以打造“中国石化第一智能采油厂”为目标，着力加强井场、计转站智能化建设，在线监测含水、油井参数自动采集、智能抽油机技术攻关以及远传流量调控等设施技术的相继投用，给智能化标准示范井建设提供有力支撑，在降低现场操作风险的前提下，有效提高了现场管理水平，实现效率与效益同步提升。

据了解，TP31CH2智能化标准示范井试运行以来，4个月共计增油590吨，累计增效88.5万元，全年预计增效265.5万元，电机采用变频控制日节约用电量580度，预计单台全年节约8.9万元。

(摘自中国石化网)

吐哈油田：应用技术实现随钻堵漏

10月22日，通过吐哈油田公司工程技术研究院与西南石油大学合作攻关，应用凝胶堵漏技术实现随钻堵漏。

玉北6区块地处火焰山腹地，表层天然裂缝从上而下均有发育，前期完钻的7口井，平均单井堵漏损失时间23天，平均单井漏失量1852立方米，经济损失大，严重影响区块开发建产进度。针对这一难题，吐哈工程院成立恶性井漏治理攻关小组，深入开展堵漏钻井液配方研究，形成了适合玉北6区块恶性井漏治理的两套堵漏钻井液配方及工艺技术。玉北10-20井开钻后分别发生4次恶性井漏，应用高强度凝胶随钻防漏堵漏技术后，4次恶性井漏仅漏失钻井液210立方米，平均单井损失时间由375小时降至13.67小时。

高强度凝胶随钻、停钻防漏堵漏技术在玉北6区块有效治理恶性漏失，为高效上产提供了技术保障。

(摘自中国石油网)