安控数字化油田擂台-四川油气田数字化建设-第26期(已结束) 点击：961 | 回复：37
讨论主题：目前国内数字油田概念正在中石油、中石化各级分公司推进中，各油气田根据自身特点采用不同的方式实现数字油田建设，四川气田从90年代也陆续进行了数字油田建设，因为气田工艺与油田工艺区别性，导致数字化建设的特点也大不相同，请谈谈四川气田如何实现数字油气田建设？
要求：最好结合自己实际工作，只谈四川油气田，其他油田回帖无效。
参与方式：采取跟帖的方式参与。
评奖规则：由活动组织者评奖，并进行公开公布告示。
活动结贴：每周为1期，由安控数字化论坛擂台版主选定议题，半个月后（隔一期）擂台版主从所有参与讨论的网友中选出6个优胜者。
奖项设置：每期选出6个优胜者，其中：
一等奖1名：奖100MP（相当于100人民币），
二等奖5名，奖工控精美礼物一个（工控点点、工控T恤、工控徽章、工控工具四者任选一个，相当于65人民币）。 优先考虑参与次数少于3次的ID
活动发奖：MP评奖后一周内发放，精美礼物每月发放一次，统一在月初寄送。
北京安控科技股份有限公司
地址：北京市海淀区上地四街一号
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电话：400-0093-200 市场部
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北京安控科技股份有限公司（简称“安控科技”），是专业从事工业级RTU（远程控制终端）产品研发、生产、销售和系统集成业务的高新技术企业，拥有完善的RTU产品链，产品被广泛应用于石油天然气、煤层气、页岩气的开采、处理、管输、储配等各个环节以及环境在线监测、城市燃气、供水供热等管网监控领域，并已远销美国、加拿大、墨西哥、土耳其、哈萨克斯坦、土库曼斯坦、伊拉克、伊朗、韩国、泰国、马来西亚等国家。基于RTU技术，安控科技在油气、环境在线监测等行业开发出多款专业化经典产品，拥有完善的油气田自动化和环保在线监测专用产品。此外，安控科技还提供工业自动化产品的OEM/ODM服务，提供SCADA自动化系统和企业管理信息系统的集成服务。
安控科技通过了ISO9001质量管理体系和ISO14001环境管理体系认证，建立了先进的生产和检测平台，并获得了多项国际认证（如UL 、CE、EMC3级认证等），产品品质达到国际先进水平。
安控科技成立于1998年，位于北京市中关村科技园区海淀园上地信息产业基地。安控科技始终坚持以人为本的人力资源发展战略，建立了一支以高级工程师和专业研究生为骨干的研发团队，打造了一支经过市场历练的高效经营团队，锻炼和培养了一支优秀的管理团队。安控科技始终坚持自主创新的企业发展战略，已经拥有了商标、专利、软件著作权等各类知识产权百余项，覆盖了所提供的所有自动化产品和控制系统。安控科技的研发项目多次获得国家、北京市政府的研发资金支持，部分产品被认定为国家级火炬计划项目、国家重点新产品项目、科技部创新基金项目、商务部出口研发资金项目，受到政府嘉奖与资助。
作为中国自动化学会理事单位、中国自动化学会专家咨询工作委员会常务理事单位、中国自动化学会仪表与装置专业委员会委员单位、北京市中关村企业信用促进会的第一批信用企业，安控科技在国内同行业中较早的通过ISO9001质量管理体系认证，拥有系统集成、建筑施工、环保设施运营等各类资质。
本着“卓越品质，源于更高要求”的核心理念，“协作、严谨、勤奋、卓越”的企业精神，安控人必将以更可靠的工业级RTU产品、更先进的自动化解决方案和更完善的服务答谢用户、回报社会，为振兴民族自动化事业、创建民族自动化品牌而努力奋斗。
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四川气田管道的特点一
四川气田是一个开发较早的气田，从1961年建成我国第一条长距离天然气管道(巴一渝线)，至今长输管道已达数千公里，并已形成环状管网，最近北二环的建设也提到议事日程。总的来看，四川气田管道具有这样的特点：一是建成时间久远，如威成线已有40年历史；二是地形复杂，大多数管道位于盆地丘陵地区，局部处于崇山峻岭中；三是管道沿线障碍物多，地理空间框架数据的采集困难；四是四川多雨多雾多阴天，航飞困难；五是管径不大，一般在0325～0720 mm之间；六是四川气田普遍含硫，尤其是原料气管线处于高含硫高压力状态。
3．2 数字管道系统
数字管道系统包含管道勘察设计系统、管道施工建设管理系统和管道运营管理系统三个部分。其核心是管道信息数据库。管道勘察设计系统包含勘测子系统、线路选择设计子系统、阴保设计子系统、土建设计子系统、总图设计子系统、通讯设计子系统等等。各子系统所产生的包括周边的测绘、人文、地理、地质、水文、气象信息，各专业二维、三维设计图件，文件以及设备材料等信息，组成设计信息数据库。管道施工建设管理系统是一个多系统集合的复合系统，其中包括了前两个阶段产生的“竣工系统”，也包括了计算机监控和数据采集(SCADA)子系统、销售子系统、管道资源管理子系统及风险管理子系统。数字管道系统要实现这些系统间的数据交换和共享，同时还要保证子系统的信息安全。
3．3 方案编制原则
一般来说，数字管道方案应具有先进性、适用性、开放性、稳定性、安全性，符合国内外通用标准方案要采用先进的网络技术、数据库技术、应用开发技术；要适应管理部门对信息的全面性要求；要有利于系统的推广与实施，具备可操作性、可扩展性和兼容性；要采用流行、成熟、稳定的操作系统、应用服务器、保证系统的稳定性；要在各个环节采取安全保证
措施；要适合国内外通用标准，保证系统能与其他系统进行快速、顺利的信息交换。
3．4 主要功能
方案主要实现的功能：空间信息管理，即各种地物的空间位置；环境信息管理，即人文、交通、气象地质等环境信息；勘察设计资源管理，实现对勘察设计资料的整理与存储；施工管理，实现对材料设备的状况及施工进度、质量、安全等信息的管理；管道资源及风险管理，提供对管道设施的维护措施、完整性评价、抢险预案、安全评估、环境评估、自然灾害预警、实现与SCADA系统、分析模拟系统、营销系统、综合统计信息的连接等等。
4 几点思考
随着国民经济发展的需要，油气管道建设将迎来一个新的高潮。与发达国家相比，我国的油气管线的里程、建设管理水平都有较大的差距。可以预见，数字管道时代即将来临，建设数字管道是我国油气管道建设可持续发展的必由之路。目前，数字管道在我国石油行业尚处在起步阶段，亦有许多因素制约着数字管道的发展。在“四川气田数字管道”建设中，有些问题应该引起足够的重视。
数字管道的核心是管道信息数据库，而由测量人员完成的管道地理空间数据框架则是核心的基
础。从构建框架的技术上讲，目前卫星遥感影像辨率最高已达0．61 m，国内外也有了许多功能强大的软件。但据笔者向有关院士、学者请教，对于地形变化大、破碎复杂且树木茂盛的地区，如黄土高原的沟、梁、峁、壑地区、起伏较大且树木繁多的山区，由卫片航片所得到的纵断面图目前还难以满足施工图设计的要求，还应辅之以地面测量予以补充完善。尤其是在成渝两地，在构建地理空间框架时可应用四川省地震局建立的“网络GPS定位系统”，并充分应用“数字成都”、“数字重庆”等信息资源。随着技术的发展，相信会解决上述问题。另外沿管道的数字影像图DOM及数字线划图DLG在勘察设计阶段已经完成，管道竣工以后，还需不需要重新航飞，以获得变化后DOM与DLG，从技术上和经济上还可进一步商榷。
从建设单位方面考虑，要建设数字管道，虽然在勘测方面的投入可能所增大，但对后期的设计、施工、运营都将带来极大的效益，从整体上看是经济的。
建设数字管道的必要性
数字管道是信息革命的需要随着人类社会步人信息时代，有关地球科学的研究需要以信息科学为基础，以现代技术为手段，建立地球信息的科学体系势在必行。1998年数字地球概念提出后，有人预测，它可能继以计算机的发明和应用成为第一次信息革命、以信息高速公路为第二次信息革命之后的第三次信息革命¨ 。数字地球的提出，在全世界范围内掀起了一股数字化的浪潮，在国内数字中国、数字省、数字城市等计划也相应提出，各行各业数字化建设兴起了高潮。
数字管道是新技术发展的需要
一般认为，数字管道是以多尺度、多种类的定向信息为基础，按照数字地球的构想，利用现代测绘技术(遥感RS、全球定位系统GPS、地理信息系统GIS)、现代网络、虚拟现实以及数字通讯等技术，在管道的整个生命周期内通过对沿线地形、环境、地质条件、管道设施、经济、社会、文化等方面的信息在三维地理坐标上有机整合，构筑起数字管道，为管道可研、勘察设计、施工和运营管理提供一个高效率的数据采集与处理工具，一个数字化的管理和决策支持系统 】。数字管道对于全面提升管道设计水平，更新设计施工及管道运营管理理念，建设高效优质工程，提高国际竞争力，具有非常积极的作用。2003年9月，在石油天然气管道建设领域提出了建设数字管道的构想，2004年中国石油天然气集团公司将数字管道确定为新技术发展的重点项目。
现阶段管道建设存在的问题
目前，我国油气管道干线运输网长度已经超过3万公里，加上支线，达5万多公里。四川气田的输气管道也长达数千公里。随着管道建设规模的不断扩大，四川气田上千公里的旧有管道需要更新换代，传统勘察设计、施工及运营管理方法已经不能满足管道建设和运营管理的需要。在勘察设计阶段，勘察设计主要使用的1：5万、：1万地形图大部分都是20世纪7O年代或8O年代、有些甚至是5O、6O年代的产品；地质资料有些也相当陈旧，对于地质灾害分析、地质解释、河流演变、山体变化、地震断裂等现势性不强，这样使得所确定的线路走向难以达到最优化。同时由于选线、定线、测量、勘察野外作业周期长、成本高、效率低，难以适应管道建设的工期要求，也难以满足对数据快速获取、更新的需求。另一方面，随着国民经济的快速发展，管道的口径越来越大，要求越来，传统作法已难以满足管道建设和经营管理的需要。在施工建设阶段，缺乏各类数据的收集、整理，数据的完整性，交换性差；尤其是施工后竣工图的测绘往往是在设计提供的图件上稍作修改完成，各类信息基本反映不出来，这对管道的运行和管理明显造成不便。在运营管理阶段，由于设计施工提供的信息数据不详尽，给建成管道的正常运行和日常维护、管理带来很大困难，尤其是对施工重点部位不能有效地跟踪和定期检查、维护。紧急情况下的应变能力差，当险情发生时，难以及时提供最新的、准确的详尽信息。总的来说，传统的管道建设在勘察、设计、施工过程中采用的技术手段、工作流程、成果资料无法满足未来管道运营管理的需要，管理水平难以提高。
数字管道明显的优势
在可行性研究及初步设计阶段实现数字选线。由遥感影像和航测资料提供地形人文、地质、交通、水系、农作物及植被等丰富的信息，构建数字高程模型和三维立体景观，可以方便形象地设计各种方案供领导决策，最后选出经济合理的最佳线路，确定最合理的管径，布设最恰当的站场、阀室。在施工建设阶段，借助各类信息资料合理地进行布署、调遣队伍和机具，运送管材，进行科学分工，在此阶段逐步增加数字管道的信息，如施工进度、管材、管子各焊口的位置、施工质量、竣工回填后的地形地物的变化等等。在运营管理阶段，可以实现动态跟踪，掌握管道运营的瞬时状况。一旦发现故障可实现故障点定位、模糊查询、网络分析、迅速准确地圈定突发性破坏事件所波及的区域和源头，及时制定维修方案，以保证正常供气。
四川油气田地质情况复杂,长段井漏、恶性井漏时常发生,使得钻井工作的难度大大增加。在四川发展起来的空气泡沫钻井技术和纯空气钻井技术,已成为解决井漏(特别是恶性井漏) 最有效的方法之一;四川有很大一部分地区的产层属低渗低压油气藏,采用常规钻井液钻井,容易造成不可逆转的储层伤害,甚至难以发现地下油气资源。为了解决这一难题,在四川研究并发展了欠平衡钻井技术,其中包括天然气钻井、尾气钻井、氮气钻井等技术。特别是近年来,气体钻井的优势在川渝地区的钻井中显现得越来越明显,也越来越受到高度关注。为此,回顾了四川气体钻井技术发展历程,阐述了纯空气钻井、泡沫钻井、氮气和天然气钻井、柴油机尾气钻井、充气钻井和雾化钻井等气体钻井技术在四川的应用现状,分析了四川气体钻井技术发展中遇到的气体钻井井斜、地层出水、钻具失效以及井壁垮塌等问题,以期进一步充分发挥出气体钻井的优势。
泡沫钻井技术
气体钻井过程中,泡沫钻井主要用于气体钻井中地层出水的处理及大尺寸井眼井漏的处理,泡沫钻井对气量要求较少(一般为45～80 m3 / min) ,较少的供气设备便能满足泡沫钻井的要求,既降低了作业成本,又解决了出水及井漏的问题。四川石油管理局空气钻井公司参与的长城公司伊朗项目成功地利用纯空气钻井和泡沫钻井技术使该地区完井周期缩短到70 d 以内,伊朗国家钻井公司曾在TB K地区所钻的TB K1 井由于漏失、垮塌严重建井周期达到402 d。
天然气和氮气钻井技术
该项技术主要应用在四川盆地的低压、低渗产层的勘探开发中,2005 年以来在广安、荷包场及安岳等地区的须家河组储层勘探过程中共进行了20 多井次的天然气、氮气钻井。该项技术的应用获得了以下成果。
(1) 使荷包场构造须家河组勘探取得了重大突破。未使用气体钻井技术前,该区块没有获得工业性气流,包浅42X2 通过天然气钻井后,获测试产量为4. 6 ×104m3 / d ,包浅201 井通过氮气钻井测试天然气产量为3. 77 ×104 m3 / d ,并且首次在区块发现油,产量为18 m3 / d。
(2) 使老气田焕发青春。平落19 井是平落坝潜伏构造上一口开采后期的开发井,目的层须家河组层压力梯度仅为0. 7 MPa/ 100m ,在须二段运用天然气钻井获产量为47 ×104 m3 / d ,与邻井(使用钻井液钻井) 相比产能提高3 倍。
(3) 使川东北地区深井须家河组层的钻井速度大大加快。须家河组层采用常规钻井液钻井机械钻速不到1 m/ h ,而采用氮气钻井其机械钻速成达到4～12 m/ h
柴油机尾气钻井技术
四川油气田曾在兴24 井、泉西1 、白浅111 井等井进行过尾气钻井试验,由于目前柴油机尾气的除湿、除尘问题尚未得到有效解决,柴油机尾气中的酸性物质对设备、钻具的腐蚀很大,所以此后暂时没有推广应用该项技术。
充气钻井技术
四川石油管理局空气钻井公司在威寒101 井、山西的多口煤层气井中使用了充气钻井技术,成功地解决了长段井漏、孔隙压力低于1 的地层中钻进时井漏及产层污染难题。
雾化钻井技术
四川石油管理局对该项技术在理论上做过一些探索,对地层出水量较小的井可采用该项技术,使地层所产的水分散呈雾状带出井筒,所需气量较纯气体钻井大。由于受到地层水量和供气设备的限制,目前该项技术在四川还未得到推广应用。
回填复耕处理技术
回填复耕处理技术是20世纪九十年代末采用较多的处理方法，由于当时的完井废物处理工作还处于探索研究的初期，处理效果的评价也没有具体的标准，因而不同处理单位的处理方法也有较大的差异。原四川石油管理局J|I西南矿区研制了废弃钻井液固化处理的专用固化剂，在使用时加入硫酸盐、硅酸盐等添加剂，对废弃钻井液的固化处理进行了有益的尝试。与此同时，原川中油气公司、川西北气矿也在与国外石油公司合作的过程中进行完井废物的无害化处理工作，在处理过程中不断地探索和研究，川中油气公司在完井废物无害化处理方面取得了较好的效果11引。通过对固化体的监测分析，全井固化效果较好，固化物浸出水能满足危险废物鉴别标准(GB5085．3．1996)和污水综合放标准(GB8978．1996)的要求：该固化处理方法在技术上、经济上可行。通过加大添加剂的用量，抗压强度较高，曾尝试将固化体用作建筑材料且有一定效果。通过对固化填埋现场周围环境进行跟踪调查，对地面水、地下水的监测结果对比分析得知，固化填埋池周围环境与原始调查结果变化不大，说明固化填埋处理钻屑、废弃钻井液未对周围环境造成不良影响。但该处理方法依然存在较大的潜在环境风险，且对填埋池选址要求较高，必须选在相对平坦且地势较高处，才能有效避免固化物受雨水浸淋，从而使污染物浸出对地下水造成不良影响。
土地耕作处理技术
土地耕作处理技术处理完井废物在国内外都有部分报道和研究，在四川油气田也有部分应用。原四川石油管理局川西北矿区一直在研究采用土地耕作法处理完井废物，并专门研制生产了专用处理剂和添加剂，曾采用土地耕作法进行了完井废物的处理工作，为了考查处理效果，处理工作完成后组织进行了现场查勘，并对周边浸出液进行了取样分析。此时附近居民已对处理完井废物的场地进行了耕作，四周和处理场挖了排水沟，种植了玉米，玉米的长势一般，土壤里能较明显的看到废弃钻井液材料等，说明当时处理合不够均匀，且勘查时正在下小雨，从处理场四周排水沟流出的水也略带浅褐色。总的来看，该处理方法费用较高，对农作物的生长存在较为明显的影响，同时该井是油气勘探井，所用钻井液材料较多，成份复杂，采用土壤耕作法处理这种类型完井废物并不合适。随着国家对固体废物，特别是危险固体废物相关处理要求、标准的进一步明确和提高，目前已不再使用该方法处理完井废物
表面固化处理技术
完井废物表面固化处理法在国内外的报道和应用几乎未见，但在以前的一段时间里四川油气田使用这种处理方法却很多，其处理原理是对储存在池子内的完井废物的表面进行固化，使其与外界环境隔离，避免雨水等自然水进入而引起污水外溢发生环境污染和影响，减少环境风险和危害。由于钻井工程费用中对完井废物的无害化处理的成本投入较低，但又希望最大程度的降低完井废物储存对周边环境存在的环境风险和影响，因而四川油气阳的很多单位都曾采用这种表面固化处理法来处理钻井作业完井废物。该方法不对完井废物进行整体固化，只是对储存池进行封闭，使储存的废物与周边环境隔离，完井废物的特性未发生改变，因而未对处理后的废物取样进行监测分析。通过对采用表面固化处理完井废物的后续调查分析，这种处理方法虽然费用成本较低，但却存在较大的弊端，部分处理后的井存在着较大的安全环保隐患
异地密封复耕处理技术
异地密封复耕法处理完井废物是在回填复耕法基础上发展起来的，主要在与美国柏灵顿公司合作过程中得到应用。为了减少占用耕地的不良影响，制定了异地密封复耕法处理完井废物，并制定了严格的处理技术方案，以妥善处理钻井过程中产生的废物。在处理过程中对固化体进行取样做抗压试验，并做了固化体的浸泡试验。通过监测数据分析，固化体强度试验结果全部达到了设计要求，浸出液监测指标也符合国家污水综合排放标准的要求。几口井密封储存池附近的地下水水质在固化处理前后没有明显的高密度聚乙烯地质处理膜能对固化体起到很好的封闭作用，固化体中的部分有害物质未进入环境。虽然该处理方法对固化体进行了密封处理，但密封层破损而对环境造成危害的风险依然存在
钻井液脱稳固化技术
钻井液脱稳固化技术在国内多个油田都有研究和应用，该方法先对钻井液进行破胶脱稳，也称为破乳，吐哈油田通过实验研究，确定了适合于吐哈油田MEG仿油基体系和聚磺体系废钻井液的破胶剂JHG-1和JHG一2，并优选出了破胶剂的最佳加量和固化剂(沙粒、水泥)配方，将废钻井液破胶后再进行固化处理，能使废钻井液固化处理后固化体的浸出液中污染物浓度达到国家污水综合排放标准二级标准要求。重庆地区以水泥、粉煤灰、石膏为主凝剂，再加入絮凝剂和无机固化剂为添加剂的固化配方，固化坏体稳定性好，有害成份COD、SS、石油类、六价铬等浸出量大幅度降低，能满足无害化要求一J。胜利油F只针对含水量高的水基钻井液体系，在先期固化处理技术研究成果的基础上，进行了钻井液固液分离技术研究，研究确定了使用脱稳剂、絮凝剂配方和加量，对废钻井液进行脱稳固液分离，游离水抽出外运处理，沉积物中再加入固化处理材料进行固化处理，监测结果表明，经固液分离、固化处理后固化物浸出液污染物主要指标大大降低，能达到国家污水综合排放标准二级标准要求
四川气田管道的特点
四川气田是一个开发较早的气田，从1961年建成我国第一条长距离天然气管道(巴一渝线)，至今长输管道已达数千公里，并已形成环状管网，最近北二环的建设也提到议事日程。总的来看，四川气道具有这样的特点：一是建成时间久远，如威成线已有40年历史；二是地形复杂，大多数管道位于盆地局部处于崇山峻岭中；三是管道沿线障碍物多，地理空间框架数据的采集困难；四是四川多雨多雾多阴天，航飞困难；五是管径不大，一般在0325～0720 mm之间；六是四川气田普遍含硫，尤其是原料气管线处于高含硫高压力状态。
四川油气田数字化建设——油气田气体钻井技术
四川油气田地质情况复杂,长段井漏、恶性井漏时常发生,使得钻井工作的难度大大增加。在四川发展起来的空气泡沫钻井技术和纯空气钻井技术,已成为解决井漏(特别是恶性井漏) 最有效的方法之一;四川有很大一部分地区的产层属低渗低压油气藏,采用常规钻井液钻井,容易造成不可逆转的储层伤害,甚至难以发现地下油气资源。为了解决这一难题,在四川研究并发展了欠平衡钻井技术,其中包括天然气钻井、尾气钻井、氮气钻井等技术。特别是近年来,气体钻井的优势在川渝地区的钻井中显现得越来越明显,也越来越受到高度关注。为此,回顾了四川气体钻井技术发展历程,阐述了纯空气钻井、泡沫钻井、氮气和天然气钻井、柴油机尾气钻井、充气钻井和雾化钻井等气体钻井技术在四川的应用现状,分析了四川气体钻井技术发展中遇到的气体钻井井斜、地层出水、钻具失效以及井壁垮塌等问题,以期进一步充分发挥出气体钻井的优势。
泡沫钻井技术
气体钻井过程中,泡沫钻井主要用于气体钻井中地层出水的处理及大尺寸井眼井漏的处理,泡沫钻井对气量要求较少(一般为45～80 m3 / min) ,较少的供气设备便能满足泡沫钻井的要求,既降低了作业成本,又解决了出水及井漏的问题。四川石油管理局空气钻井公司参与的长城公司伊朗项目成功地利用纯空气钻井和泡沫钻井技术使该地区完井周期缩短到70 d 以内,伊朗国家钻井公司曾在TB K地区所钻的TB K1 井由于漏失、垮塌严重建井周期达到402 d。
天然气和氮气钻井技术
该项技术主要应用在四川盆地的低压、低渗产层的勘探开发中,2005 年以来在广安、荷包场及安岳等地区的须家河组储层勘探过程中共进行了20 多井次的天然气、氮气钻井。该项技术的应用获得了以下成果。
(1) 使荷包场构造须家河组勘探取得了重大突破。未使用气体钻井技术前,该区块没有获得工业性气流,包浅42X2 通过天然气钻井后,获测试产量为4. 6 ×104m3 / d ,包浅201 井通过氮气钻井测试天然气产量为3. 77 ×104 m3 / d ,并且首次在区块发现油,产量为18 m3 / d。
(2) 使老气田焕发青春。平落19 井是平落坝潜伏构造上一口开采后期的开发井,目的层须家河组层压力梯度仅为0. 7 MPa/ 100m ,在须二段运用天然气钻井获产量为47 ×104 m3 / d ,与邻井(使用钻井液钻井) 相比产能提高3 倍。
(3) 使川东北地区深井须家河组层的钻井速度大大加快。须家河组层采用常规钻井液钻井机械钻速不到1 m/ h ,而采用氮气钻井其机械钻速成达到4～12 m/ h
柴油机尾气钻井技术
四川油气田曾在兴24 井、泉西1 、白浅111 井等井进行过尾气钻井试验,由于目前柴油机尾气的除湿、除尘问题尚未得到有效解决,柴油机尾气中的酸性物质对设备、钻具的腐蚀很大,所以此后暂时没有推广应用该项技术。
充气钻井技术
四川石油管理局空气钻井公司在威寒101 井、山西的多口煤层气井中使用了充气钻井技术,成功地解决了长段井漏、孔隙压力低于1 的地层中钻进时井漏及产层污染难题。
雾化钻井技术
四川石油管理局对该项技术在理论上做过一些探索,对地层出水量较小的井可采用该项技术,使地层所产的水分散呈雾状带出井筒,所需气量较纯气体钻井大。由于受到地层水量和供气设备的限制,目前该项技术在四川还未得到推广应用。
根据西南油气田分公司“十二五”信息与通信规划，西南油气田分公司将进行数字化气田建设，主要包括三部分：SCADA系统、信息化建设、光通信建设。SCADA系统实现生产管网内重点核心站场的监视和控制。
信息化建设采集站场生产数据，实现数字化气田的全面覆盖。光通信系统工程建设覆盖分公司核心生产区域的数字通信网，搭建信息高速通道。数字化气田建设的框架见图。
数字化气田建设框架图
数字化气田建设覆盖西南油气田分公司全部现役场站的自动化数据采集、控制、视频监控传输系统，整合SCADA系统、生产信息化的数据以及手工上报的各类生产动态数据，实现数据统一存储、实时发布，建立分公司统一的生产数据整合、汇聚、存储、应用平台，提高分公司生产自动化管理水平。西南油气田分公司数字化气田建设完成后，将涵盖西南油气田分公司约3800座站场及净化厂。
数字化气田建设的目标是：分公司数字化气田建设总体水平达到集团公司一流。通过提升信息化管理水平，实现减员增效。
西南油气田分公司SCADA系统，于2003年建成投入使用，设置成都总调指挥中心（GMC ）1座，重庆气矿和输气管理处各设置地区调度管理中心（DCC ）1座。该系统将重庆气矿和输气管理处所管辖部分井、站的工艺参数采集后，分别传至2座DCC进行集中监视，再从DCC上传至成都GMC，实现西南油气田分公司对重庆气矿和输气管理处部分井、站和输气管网的监视、调度、管理。
川西北气矿的SCADA系统已基本建设完成，其数据未上传至GMC；重庆天然气净化总厂已建成1套SCADA系统，将5座净化分厂的数据传至总厂调度中心，数据未上传至GMC；川东北气矿已建成1套SCADA系统，数据未上传至GMC。川中油气矿和蜀南气矿尚未进行SCADA系统的建设。
随着西南油气田分公司SCADA系统的建成，与之相配套的VSAT卫星通信网也投入使用，该网络包括成都主站、华阳和重庆节点站以及54座VSAT端站，它主要为SCADA系统的数据提供传输备用通道。近几年随着SCADA系统的不断扩容，卫星通信未能覆盖的井站采用租用公网DDN电路的方式为SCADA系统提供的数据传输电路。
根据西南油气田分公司SCADA建设及改造规划方案，SCADA系统建设及改造范围包括成都总调度指挥中心GMC、备用调度指挥中心BGMC、五矿一处一厂地区调度管理中心DCC、RCC、部分控制系统SCS/远程终端装置RTU。SCADA系统架构如下图
：
图 SCADA系统架构图
输气管理处数据流采用集中式，即站场SCS?输气管理处DCC→作业区RCC数据传输模式，其中站场SCS和输气管理处DCC具有控制功能。
西南油气田生产信息化建设主要包括：建设各类生产单元的自动化数据采集及传输系统；建设覆盖生产场所的传输网络；建设各类站场的视频监视系统等。
生产信息化建设依托SCADA系统主干网，建设覆盖分公司全部现役站场的网络（主要为作业区以下至单井）及统一的数据采集平台，实现一线生产单元各类日常生产、管理数据和视频图片的采集、传输、存储、转换；有效解决基层单位数据重复录入问题；提高数据采集能力并统一向上提供原始数据服务，支撑上层各类综合应用的发展，实现一次采集、集中管理、多业务应用。
生产信息化自动采集的数据与SCADA系统数据在中心站或作业区RCC进行融合，进入SCADA系统，通过SCADA系统上传至二级单位DCC的SCADA系统实时数据库。二级单位DCC系统实时数据库中所有的站场数据传输至设置在二级单位的生产数据平台数据库，再上传到位于西南油气田分公司的生产数据平台数据库，二级单位DCC系统实时数据库中SCADA系统场站的数据上传至成都总调度指挥中心GMC和备用调度指挥中心BGMC。
视频图片直接从作业区汇聚到二级单位生产数据平台图片服务器，再由二级单位图片服务器汇总到设置在分公司的图片服务器；所有生产实时数据和图片数据由生产信息网单向传输入办公网，由生产数据平台向各上层应用系统（A2/生产运行系统等）统一提供数据服务。
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