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致密气油水共存条件下L360N管线钢的微生物腐蚀行为研究

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表面技术 2024年第12期53卷 135-146页

作者：王彦然孙洪亮卫国锋唐永帆郑荣军莫林郑强中国石油西南油气田分公司天然气研究院成都610213 中国石油油气和新能源分公司北京100007 中国石油西南油气田分公司川中油气矿四川遂宁629000

目的通过实验模拟L360N管线钢在致密气油水共存条件下的微生物腐蚀(MIC)行为,探究凝析油对MIC行为的影响。方法模拟6组凝析油体积占比不同的腐蚀环境,结合失重测试和电化学实验分析了凝析油对腐蚀速率的影响规律。通过最大可能计数法(MP... 详细信息

目的通过实验模拟L360N管线钢在致密气油水共存条件下的微生物腐蚀(MIC)行为,探究凝析油对MIC行为的影响。方法模拟6组凝析油体积占比不同的腐蚀环境,结合失重测试和电化学实验分析了凝析油对腐蚀速率的影响规律。通过最大可能计数法(MPN法)计数试片表面的细菌固着量。采用激光显微镜、扫描电镜(SEM)、能谱仪(EDS)、光电子能谱仪(XPS)表征分析腐蚀形态和产物形貌、成分。结果凝析油溶于水中会直接影响微生物腐蚀行为。水中存在的凝析油可显著降低L360N管线钢的均匀腐蚀速率,但不同条件下浸泡的试片表面均有明显的点蚀。所有试片表面的细菌固着量都不低于10^(4)cells/cm^(2),且都有生物膜形成,主要化学成分是Fe_(2)O_(3)和FeS。另外,在高凝析油体积占比条件下,膜内的硫化物更倾向于局部沉积,使得生物膜结构更加不均匀。电化学测试表明,随着时间的延长,各条件下的电荷转移电阻(R_(ct))和腐蚀电流密度(J_(corr))都变化至相近水平,凝析油含量升高不能长期抑制膜下固着菌的代谢活性。结论L360N管线钢在不同凝析油体积占比的油水介质中均有MIC发生。其原因在于凝析油含量升高不能完全抑制生物膜的形成,还促使生物膜结构更加不均匀,为固着菌代谢提供了适宜的环境,有利于点蚀的发生。

关键词：微生物腐蚀致密气凝析油生物膜点蚀

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四川盆地深层页岩气钻井关键技术新进展及发展展望

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天然气工业 2024年第3期44卷 1-9,I0001页

作者：佘朝毅中国石油西南油气田公司

四川盆地页岩气资源丰富,目前深层页岩气已成为该盆地天然气增储上产的重点领域,但随着埋深增加和构造背景变化,地质工程条件将更加复杂,钻井过程中将面临井漏风险高、井下工具高温易失效、水平井轨迹控制难度大等技术难题。为此,在系... 详细信息

四川盆地页岩气资源丰富,目前深层页岩气已成为该盆地天然气增储上产的重点领域,但随着埋深增加和构造背景变化,地质工程条件将更加复杂,钻井过程中将面临井漏风险高、井下工具高温易失效、水平井轨迹控制难度大等技术难题。为此,在系统分析已完钻井实钻数据的基础上,依据深层页岩气区块地质工程特征,系统梳理了影响安全优快钻井的关键技术难点,形成了以地质工程一体化导向技术、钻井提速技术、防漏治漏与复杂防治技术为主体的深层页岩气安全优快钻井关键技术系列。研究结果表明:(1)以精细地质建模优选地质工程“双甜点”、实时靶体追踪为主的地质工程一体化导向技术,实现了地质目标的精准优选和精确追踪;(2)以“高效PDC钻头选型+个性化优化+大扭矩螺杆”高效破岩技术、“MSE+CCS”参数实时优化技术、油基钻井液地面降温+高温旋转导向技术为主的钻井提速技术,实现了页岩气钻井提速提效;(3)以井壁稳定性评价、裂缝性漏层识别、井漏与复杂防治为主的复杂防治技术,从源头降低了井下漏失和卡钻风险。结论认为:(1)形成的深层页岩气安全优快钻井技术,显著提高了机械钻速和铂金靶体钻遇率,在现场规模化推广应用200余口井,单井平均钻井周期降低42.7%,钻井提速效果显著,有力支撑了深层页岩气效益规模开发;(2)深层页岩气钻井将聚焦“地质工程一体化、水平段一趟钻、防漏治漏及智能钻井决策”等方面的技术攻关。

关键词：深层页岩气下志留统龙马溪组地质工程一体化钻井提速高温旋转导向钻井周期

多波地震联合技术精细雕刻隐蔽河道砂体——以四川盆地西北部ZT地区沙溪庙组为例

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天然气工业 2024年第3期44卷 87-96页

作者：冉崎魏玮陈康杨广广戴隽成闫媛媛吕龑马华灵朱讯中国石油西南油气田公司勘探开发研究院中国石油西南油气田公司中国石油西南油气田公司气田开发管理部

四川盆地陆相致密砂岩气资源丰富,是目前天然气增储上产的重要领域,但侏罗系沙溪庙组沙一段河道砂体纵向多期叠置,横向同期交汇且河道砂体类型多样,隐蔽性强,形成了复杂多变的地震反射特征,准确刻画河道砂体难度极大。为了解决四川盆地... 详细信息

四川盆地陆相致密砂岩气资源丰富,是目前天然气增储上产的重要领域,但侏罗系沙溪庙组沙一段河道砂体纵向多期叠置,横向同期交汇且河道砂体类型多样,隐蔽性强,形成了复杂多变的地震反射特征,准确刻画河道砂体难度极大。为了解决四川盆地西北部(以下简称川西北)ZT地区沙溪庙组一段(以下简称沙一段)多期河道砂体及储层刻画不清晰、精度低的问题,采用新采集的三维地震三分量转换横波(PS波)资料,结合PP波叠前数据和常规叠后地震资料,在正演模拟基础上,形成了多波地震联合雕刻河道砂体关键技术,并分析了河道砂体多波地震响应特征随砂体孔隙度的变化规律。研究结果表明:(1)砂体顶界PP波地震响应随孔隙度增大由强波峰转变为强波谷,而PS波地震响应不随物性变化发生极性反转,基于横波对岩性的刻画可有效识别多期隐蔽河道砂体;(2)相较反映横波阻抗变化率的叠前P-G属性,PS波振幅能量更聚焦,雕刻的河道砂体横向展布特征更清晰,边界更清楚;(3)叠前P-G属性具有更高的纵向分辨率,有利于区分叠置砂体,并落实砂体的发育期次。结论认为,多波地震技术联合充分发挥P-G的高分辨率优势确定纵向砂体发育期次,发挥PS波横向连续性优势刻画横向边界,实现了ZT地区沙一段河道砂体的完整精细雕刻,生产应用效果显著,并为该区井位部署和储量升级提供了有力技术支撑,为四川盆地陆相致密砂岩气规模效益开发奠定了坚实的基础,同时有力推进了多波地震勘探技术的发展。

关键词：四川盆地侏罗系沙溪庙组致密砂岩转换横波多波地震勘探河道砂体刻画叠前P-G属性

基于物理引导的集输管道内腐蚀速率预测及可解释性分析

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中国腐蚀与防护学报 2024年

作者：陈潜黄伟张昌会管奥成张宸叶晓芃长江大学石油工程学院中国石油西南油气田分公司川中油气矿中国石油西南油气田分公司重庆气矿中国西南油气田分公司川中北部采气管理处

由于恶劣的服役环境，集输管道的腐蚀问题愈发严重，亟需提出一种准确的模型来预测集输管道的内腐蚀速率。本文首先提出了一种基于物理引导神经网络（PGNN）与改进粒子群算法（IPSO）相结合的管道腐蚀预测方法。通过分析电化学腐蚀机理... 详细信息

由于恶劣的服役环境，集输管道的腐蚀问题愈发严重，亟需提出一种准确的模型来预测集输管道的内腐蚀速率。本文首先提出了一种基于物理引导神经网络（PGNN）与改进粒子群算法（IPSO）相结合的管道腐蚀预测方法。通过分析电化学腐蚀机理，总结不同腐蚀因素变化对腐蚀速率的普适性影响规律。然后基于这些普适性规律提出损失函数表征方法，构建物理引导的内腐蚀速率预测模型。使用改进粒子群算法优化模型的超参数。最后结合电化学腐蚀机理和部分依赖图、SHAP算法对预测模型进行可解释性分析。结果表明，PGNN-IPSO方法可以避免模型学习到与物理相悖的错误规律，提升模型预测准确度。该研究对集输管道的腐蚀防护、可靠性评估和维修决策具有重要意义。

关键词：集输管道内腐蚀物理引导神经网络可解释性改进粒子群算法 SHAP算法部分依赖图

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溶剂法提纯硫磺的工艺研究

无机盐工业 2024年第7期56卷 69-73,95页

作者：杨立罗孝雄黄俊莉李静骆敏珠中国石油西南油气田分公司川中油气矿四川遂宁629000

为了解决天然气净化过程中副产物硫磺提纯难度大、提纯后硫磺纯度低的问题,结合溶剂萃取法操作简单、成本低等优势,利用相似相溶的原理,以CS2为溶剂设计了一种用溶剂法提纯硫磺的工艺。通过干燥时间考察了硫磺渣中的含水量,以硫磺产率... 详细信息

为了解决天然气净化过程中副产物硫磺提纯难度大、提纯后硫磺纯度低的问题,结合溶剂萃取法操作简单、成本低等优势,利用相似相溶的原理,以CS2为溶剂设计了一种用溶剂法提纯硫磺的工艺。通过干燥时间考察了硫磺渣中的含水量,以硫磺产率为指标,考察了硫磺渣干燥时间、液固比、浸取时间、浸取温度和球磨粉碎对硫磺产率的影响,并通过XRD及ICP分析了纯化后硫磺的纯度。结果表明,硫磺渣干燥时间为60 min、液固比(体积质量比,m L/g)为8∶1、浸取时间为30 min、浸取温度为30℃及球磨成粉时,硫磺产率最佳。相较于传统的熔融法(85.7%)和气化法(85.37%)工艺,溶剂法工艺提纯硫磺后产率高达87.8%,提高了2.5%左右,且提纯后硫磺的纯度高达99.89%。该溶剂法提纯硫磺的工艺具有产率较高且纯度高、操作简单的优势,为有效处理硫磺提纯提供了技术路线,同时在硫磺纯化方面具有广阔的应用前景。

关键词：硫磺二硫化碳溶剂法提纯

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中国西南地区CCUS区域中心建设路径与政策建议

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天然气工业 2024年第4期44卷 171-179页

作者：文绍牧李森圣何润民敬兴胜王盟浩胡俊坤中国石油西南油气田公司中国石油西南油气田公司天然气经济研究所中国石油西南油气田公司发展计划部

西南地区正在加快推动成渝地区双城经济圈和国家天然气(页岩气)千亿立方米产能基地等国家战略实施,面临能源消费量增长硬需求和碳减排硬约束之间的矛盾,推动CCUS产业发展是解决该问题的必由之路,而建设CCUS区域中心是CCUS产业规模化、... 详细信息

西南地区正在加快推动成渝地区双城经济圈和国家天然气(页岩气)千亿立方米产能基地等国家战略实施,面临能源消费量增长硬需求和碳减排硬约束之间的矛盾,推动CCUS产业发展是解决该问题的必由之路,而建设CCUS区域中心是CCUS产业规模化、集群化发展的必然趋势,其中四川盆地是西南地区打造CCUS区域中心的最佳选择。为了加快建设中国西南地区CCUS区域中心,系统梳理了国外的经验做法,分析了其优势和挑战,结合我国西南地区的CO_(2)排放及分布情况、封存地质条件、源汇匹配关系,针对性提出了建设路径和政策建议。研究结果表明:①打造中国西南地区CCUS区域中心具有企业减碳和增产的需求巨大、高耗能行业企业碳源丰富且较为集中、地质封存潜力大且分布集中、源汇匹配情况较好、地方政府积极支持等5大优势;②当前面临的主要问题是缺乏顶层设计和统一规划、缺乏全产业链协同技术攻关的共享平台、缺乏碳减排的激励和约束政策体系等;③下一步应聚焦CCUS-EGR、CCS、DACCS等3条路径,分启动、扩展、规模化发展3个阶段打造西南地区CCUS区域中心,形成两个千万吨级产业集群和3个百万吨级产业集群,并比选技术路径和商业化路径。结论认为,要重点从完善顶层设计,出台统一的战略规划;强化科技攻关体系建设,加快形成技术成熟、经济可行的CCUS全链条技术;强化政策支持、推动国际合作等3个方面入手,加快推动中国西南地区CCUS区域中心建设。

关键词：西南地区四川盆地 CCUS 区域中心产业集群源汇匹配建设路径政策建议

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“中国西南储气能力”建设的技术基础与发展思考

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天然气工业 2024年第2期44卷 1-13页

作者：胡勇王梦雨罗瑜李隆新彭先赵梓寒中国石油西南油气田公司中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

为保障国家天然气安全平稳供应,2019年国家能源局启动了川渝天然气千亿立方米级“气大庆”的建设项目,将四川盆地天然气储气调峰和战略应急保供能力建设提升至国家战略安全高度。此外,中国石油在“十四五”期间确立了打造“西南储气中... 详细信息

为保障国家天然气安全平稳供应,2019年国家能源局启动了川渝天然气千亿立方米级“气大庆”的建设项目,将四川盆地天然气储气调峰和战略应急保供能力建设提升至国家战略安全高度。此外,中国石油在“十四五”期间确立了打造“西南储气中心”的战略目标,积极攻关各项地下储气库(以下简称储气库)建库技术难题,已初步形成“西南储气中心”建设格局。为此,在分析四川盆地建设储气库面临的挑战基础上,系统梳理总结了中国石油近17年在四川盆地的发展规划、建设现状、技术进展等方面的成果,并对打造“中国西南储气能力”提出了具体的攻关方向。研究结果表明:(1)四川盆地天然气资源丰富且拥有与全国天然气管网互连互通的完善管网设施,能够为盆地储气库建设提供坚实基础;(2)提出了复杂盆地气藏的“十指标”选址体系,建立了完善的储气库库址优选技术;(3)形成了储气库建库运行七大特色技术,健全了碳酸盐岩气藏建库主体技术系列;(4)构建了国内首个储气库地质体、井、地面完整性管理评价技术体系,保障了储气库安全稳定运行。结论认为,为支撑国家天然气千亿立方米级“气大庆”建设,提出了“中国西南储气能力”建设的概念,其核心是以中国石油初步建成的企业级“西南储气中心”为基础,走出单一油公司储气库建设模式,建立政府主导协调、跨企业的储气库协同共建共享共营机制,全面推动四川盆地整体储气能力建设,保障国家天然气能源安全。

关键词：中国西南储气能力四川盆地地下储气库复杂气藏条件选址完整性管理

页岩气井投产初期单井最终可采量计算方法——以四川盆地CN气田为例

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天然气地球科学 2024年第4期35卷 573-584页

作者：李舫伍丽红易海永徐姁蒋鑫吴娟中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院四川成都610041 中国石油西南油气田分公司四川成都610051 中国石油西南油气田分公司重庆气矿重庆401120 中国石油西南油气田分公司页岩气研究院四川成都610056

随着国内外页岩气的规模开发,越来越多的页岩气储量资产走向国际资本市场,气井最终可采量(EUR)的计算成为热点,但仅凭气井投产初期有限生产资料难以判断储层压裂改造效果,导致气井EUR计算误差大,无法判断勘探开发投资效益。为此,建立“... 详细信息

随着国内外页岩气的规模开发,越来越多的页岩气储量资产走向国际资本市场,气井最终可采量(EUR)的计算成为热点,但仅凭气井投产初期有限生产资料难以判断储层压裂改造效果,导致气井EUR计算误差大,无法判断勘探开发投资效益。为此,建立“校正气井产量百分位典型曲线预测法”,即运用流动形态法筛选井区内处于生产中后期气井作为样本井,根据样本井历史产量与EUR分布建立校正的产量百分位典型曲线,以此曲线实现井区内投产初期气井EUR的准确计算。研究结果表明:①运用流动形态诊断方法定量确定生产阶段,能够显著提高生产中后期气井EUR计算精度;②校正的产量百分位典型曲线能够代表井区气井的产量发展趋势,能显著提高投产初期气井EUR计算精度。因此,“类比”为页岩气投产初期EUR计算方法的关键,其能够定量确定井区内气井生产阶段,并通过“EUR百分位图版”与“产量百分位典型曲线”将生产中后期气井的生产规律合理类比应用于投产初期气井EUR的计算,方法可靠度高。研究提出的基于EUR百分位图版与产量百分位典型曲线的气井投产初期EUR计算方法,填补了这一领域技术空白。

关键词：页岩气最终可采量(EUR) 百分位图版产量百分位典型曲线分段双曲递减模型

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川中磨溪地区嘉二气藏气水分布规律

天然气地球科学 2024年

作者：刘乾乾罗水亮阮基富高达唐松李生漆影强长江大学地球科学学院中国石油西南油气田分公司川中油气矿

嘉二气藏是川中地区一个特殊的含水气藏，储层非均质性较强、气水关系十分复杂是造成该气藏气井出水严重、产量递减的重要原因，也成为了制约气藏高效开发的主要原因。在综合地质资料、前人研究成果、生产动态资料的基础上，采用动静结... 详细信息

嘉二气藏是川中地区一个特殊的含水气藏，储层非均质性较强、气水关系十分复杂是造成该气藏气井出水严重、产量递减的重要原因，也成为了制约气藏高效开发的主要原因。在综合地质资料、前人研究成果、生产动态资料的基础上，采用动静结合的方法，从气水分异程度、储层的物性特征、隔夹层以及异常高压等方面，对嘉二气藏复杂的气水分布关系及其控制因素进行了深入研究。结果表明：嘉二气藏横向上气水分布主要受储层物性的非均质性和气水分异程度的影响，储集体之间连通性差，气水分布混杂；纵向上，嘉二气藏稳定分布的膏岩和泥岩隔层将嘉二1亚段和嘉二2亚段分隔为两个相对独立的气水系统，嘉二2亚段是主要的气水分布层和主产层；受多种因素的影响导致嘉二气藏形成了2种气水分布模式，构造起伏带模式下的气井产量高、产能差异大，构造平缓带模式下的气井生产情况普遍较差。气水分布模式的建立为气藏下一步的合理开发工作提供了参考依据。

关键词：嘉陵江组磨溪构造川中地区气水分布控制因素