涪陵页岩气田一期产建地面集输系统研究

涪陵页岩气田一期产建共部署63个平台253口井和52个集气站,气田地面集输系统采用"采气丛式井场—集气站—脱水站"的两级布站模式,天然气进脱水站集中处理,集输管网采用"辐射+环形"方式。     

关于涪陵页岩气田“井工厂”模式布置的几点认识

井工厂模式不但降低了成本、节省了时间,并且也对涪陵页岩气田的焦石坝区安全环保生产发挥了重要影响。本文主要分析了涪陵页岩气田基本情况,页岩气井工厂模式布置的关键问题,涪陵页岩气田焦石坝工区井工厂模式布置应用。     

焦页60-1HF井钻井液关键技术应用与探索

焦页60-1HF井是涪陵页岩气田开发的一口页岩气三维水平井,完钻井深4723m,水平位移2375.35m,水平段长1423m,.在分析地层因素和钻井液技术难点基础上,通过井壁稳定技术、防漏堵漏技术、水平段井眼净化技术和减扭降摩技术等钻井液关键技术的应用,保障了全井的安全钻井,现场工艺应用效果良好.     

焦页40-1HF水平井轨迹控制的实践

焦页40-1HF井是涪陵页岩气田龙马溪组开发的一口页岩气水平井，位于川东高陡褶皱带包鸾－焦石坝背斜带焦石坝构造，完钻井深4320 m，水平位移2290.81m。在分析地层因素和轨迹控制难点基础上，通过对直井段、斜井段和水平段的轨迹精细控制，优化钻具结构，应用MWD和LWD实现轨迹的适时监控，达到了A、B点的精确中靶，井身质量合格，现场工艺应用效果良好。     

国内资讯

正我国首个大型页岩气田建成投产2015年12月29日,中国石化在重庆宣布:中国首个国家级页岩气示范区——重庆涪陵页岩气田实现一期50亿立方米/年产能建设目标,并同时启动二期50亿立方米/年产能建设,争取到2017年建成年产百亿立方米的大气田。重庆涪陵页岩气田是全球北美地区以外第一个进行商业开采的大型页岩气田,该页岩气田开发使我国成为继美国、加拿大之后第三个实现页岩气商业开发的国家。     

创新驱动发现大气田

<正>每一个油气勘探成果的获得,都源于创新的强大驱动,四川盆地普光气田、元坝气田、涪陵页岩气田三大气田的勘探发现,更是源于勘探理论和技术上的锐意创新。9月15日,焦页1井往南53公里,群山中的焦页8井现场,从地下2800多米深的海相地层涌出的页岩气流舞成绯红的火龙,以20.8万立方米的日产展示着来自地心的磅礴气势。这个成果表明,焦石坝南部地区具有良好的勘探前景,涪陵页岩气田正在逐步扩大。     

科技创新:为打造一流企业提供不竭动力

正4月21日,中国石化与重庆市人民政府联合举行涪陵页岩气田百亿立方米产能基地揭牌仪式,这标志着我国首个大型页岩气田——涪陵页岩气田如期建成100亿立方米年产能。"涪陵大型海相页岩气田高效勘探开发"项目依靠自主创新,打破了国外技术垄断,使中国成为继美国、加拿大之后第三个完全掌握页岩气开发成套技术的国家。该项目荣获2017年国家科技进步一等奖。创新是发展的不竭动力,中国石化35年的发展史正     

中国石化天然气勘探新图景

<正>以四川盆地海相油气成藏机理研究为突破口,创新天然气勘探理论和技术,相继发现了国内丰度最高的海相整装大气田普光气田、国内埋藏最深的海相大气田元坝气田、全球除北美最大的页岩气田涪陵气田。7月4日,通过国土资源部油气储量评审办公室审查,涪陵页岩气田新增探明地质储量2202.16亿立方米,累计探明地质储量超过6000亿立方米。这是国内最大的     

油田板块:练就可持续发展真功夫

正盛夏时节,雨水格外光顾重庆涪陵山区,一旦出太阳,到处便飘扬着晾晒的红工衣。来自四面八方的石油队伍会聚在这里,用5年时间,在2017年底建成100亿立方米产能,成功打造首个国家级页岩气示范区,创造闻名业界的"涪陵速度"和"涪陵奇迹"。涪陵页岩大气田成功建成,为推动我国页岩气产业发展、能源结构调整、生态文明建设和地方经济社会发展做出重要贡献。在第五届世界页岩油气峰会上,中国石化荣获"页岩油     

涪陵页岩气田发现并转入商业开发 中国页岩气发展实现战略性突破

2014年3月,中国石化宣布在重庆发现了我国首个大型页岩气田——涪陵页岩气田,同时宣布该页岩气田提前进入商业开发。涪陵页岩气田探明含气面积106.45平方千米,提交探明地质储量1067.5亿立方米,探明经济可采储量134.74亿立方米。中国石化计划2015年在该地区建成50亿立方米产能、2017年建成100亿立方米产能。涪陵页岩气田的成功开发,是我国页岩气发展史上的一个重要里程碑,标志着我国页岩气勘探开发实现重大突破,将对加快     

涪陵和威远页岩气田增储上产中国实现页岩气商业开发

2015年以来,我国页岩气勘探开发取得重大进展,建成两个国家级页岩气示范区,年产能超过70亿立方米,探明地质储量超过5000亿立方米. 2015年12月29日,中国石化宣布,涪陵页岩气田顺利实现50亿立方米年产能的建设目标,提前建成首个国家级页岩气示范区.根据国土资源部的评审认定,涪陵页岩气田累计新增探明页岩气含气面积383.54平方千米,探明地质储量3805.98亿立方米,成为全球除北美之外最大的页岩气田.     

采气:集气站里的那些事

正江汉油田涪陵页岩气田焦页64号集气站:该站位于涪陵页岩气田乌江以南区块,于2016年12月28日投产,目前承担着焦页64-1HF井等6口页岩气井的采输任务。站内建有两套水套炉,一套生产分离器,一套计量分离器,一套集气汇管撬,设计处理能力为185万立方米/天。该站有3名采气工轮班。站长孙建兵在2017年江汉油田工会开展的"创建五     

创新攻关模式 推动科技创新和成果转化

正至5月11日9时,我国首个页岩气田——中国石化江汉油田涪陵页岩气田累计产量突破300亿立方米,创造中国页岩气累产新纪录。目前,该气田日产气量达1700万立方米,每天可满足3400万户家庭的生活用气需求。这是中国石化发挥"十条龙"攻关模式的优势取得的重大成果之一。     

六段制三维水平井JH17平25井轨迹控制技术

JH17平25井是一口“直井段-增斜段-稳斜段-增斜扭方位段-增斜段-水平段”六段制三维水平井,完钻井深2234.48m,造斜点500m,最大井斜89.13°,水平段长505m,面临造斜点浅、轨迹控制难度高的技术难题.通过优化轨迹设计,优选钻具结构,实施轨迹精细控制,把握增斜扭方位关键环节,安全中靶,井身质量合格.     

数字

<正>3805.98亿立方米日前,国土资源部专家组对中石化涪陵页岩气田焦石坝区块探明储量进行评审认定,新增探明储量2738.48亿立方米。至此,该处中国首个大型页岩气田探明储量增至3805.98亿立方米,成为全球除北美之外最大的页岩气田。     

工程建设驶上“智造”快车道

正中国石化工程建设企业借助新型信息化和自动化技术,提升智能化水平。今年3月底,中国石化对外宣布涪陵页岩气田如期建成100亿立方米年产能。在涪陵页岩气田建设过程中,中国石化创新开发应用了"压裂全视频监控系统",在大规模、高强度、长周期的压裂施工条件下,保证了设备良好运转和施工质量。随着智能制造时代的到来,信息化、自动化、智能化迅速发展,传统生产技术逐渐被取代或颠覆,石化     

江汉油田锻造工艺金手指 获得勘探新进展

正随着涪陵页岩气田开发日久,如何实现油气的储量和产量提升,是摆在江汉油田面前的一个问题。根据集团公司七年行动计划,江汉油田加大油气勘探开发力度,勘探方向从单一的涪陵海相页岩向多类型或者陆相储层挺进,但是面临资源丰度差、勘探难度比较大等一系列勘探难题。该油田成立勘探攻关团队,在复兴侏罗系陆相页岩油气勘探和平桥下组合寒武系洗象池群常规气风险勘探获得高产工业气流,分别获得集团公司2020年度油气勘探重大发现特等奖和一等奖;在红星二叠系新层系页岩气勘探获重要进展,为江汉油田勘探多点开花,成功向多地区、多层系、     

全可溶桥塞在涪陵超长水平井压裂中的应用及分析

随着涪陵页岩气田开发的不断深入,超长加密水平井成为气田提高采收率的手段。然而,超长水平井压裂过程中存在钻塞难、卡磨卡钻等问题。以焦页B-5HF为例,通过引入全可溶桥塞,开展压裂新工艺现场试验,后期采用连续油管冲砂探塞对桥塞溶解情况进行检验,验证了全可溶桥塞新工艺的实用性,为涪陵页岩气田超长水平井的开发积累了宝贵的经验。     

我国页岩气开发进入快车道

正近期,我国页岩气勘探接连取得重大突破。3月底,中国石化继涪陵页岩气田后,页岩气勘探开发再获重大突破:威(远)荣(县)页岩气田提交探明储量1247亿立方米,今年将建成10亿立方米产能;丁山-东溪区块国内首口埋深大于4200米的高产页岩气井——东页深1井,试获日产31万立方米高产气流,突破了埋深超4000米页岩气井压裂工艺技术。3月初,中国石油页岩气勘探开发也出现重大突破,西南油气田泸203井完成放喷测试,关井最高井口压力57.1兆帕,测试日产量137.9万立方米,成为国内首口单井测试日产量超百万立方米的页岩气井。西南     

渤海油田中曲率半径侧钻井关键技术

随着渤海油田的不断开发，高含水和高采出程度是油田开发中面临的主要问题。近年来，利用老井侧钻中曲率半径平井技术是解决渤海油田平台槽口和在生产井控制储层面积有限问题、降低开发成本、进一步挖潜剩余油、提高油田产能的有效技术手段。由于中曲率半径侧钻井在钻完井工程中存在轨迹曲率半径小、套管开窗、过窗难度大、导向钻具疏松地层定向困难、套管下入摩阻大等难题，从轨迹设计、开窗工具优化、钻具组合设计、钻井摩阻水力学分析、下入管柱结构优化等方面形成了渤海油田中曲率半径侧钻井工艺体系。通过实际应用，证明该技术成功解决了该类型井靶前位移不足的问题，为海上油田安全、高效实施提供技术支撑，大大缩短了钻完井工期，节省了费用，提供了海上油田“挖潜剩余油”的新思路，对同类型井具有较强的指导意义和推广前景。