油田钻井现场

胜利石油工程公司钻机自动化装备创新团队专门从事钻机自动化装备研究、设计、制造和技术服务，分为钻机自动化、钻井液在线监测、钻井液自动循环三个攻关小组，共有科研人员38人，专业涵盖机械、液压、自动化等，其中硕士及以上学历25人、教授级高级工程师3人。团队在实验现场探讨动力猫道改进思路。马立柱 摄胜利石油工程公司钻井工艺研究院钻机自动化装备创新团队的成立可以追溯到16年前。科研人员很早就认识到钻机自动化的重要性，解放劳动力、实现本质安全，打造人与环境友好型的现代化石油工程产业生态，所有的执着都发端于这样一个美好的梦想。以中国石化重点实验室为基础创新平台，该团队先后承担国家级项目、中国石化重大科技项目等各级课题24项，历时10余年攻坚“卡脖子”技术，成功研制胜利天工钻机管柱自动化处理系统、精细控压钻井装备、自动化配浆与循环系统及钻井液环保减量化装备等，屡屡打破国外技术垄断。2021年，习近平总书记视察胜利油田时，来到胜利石油工程70183钻井队作业现场，看到主副司钻配合，动动摇杆、点点按钮，即可完成管柱自动输送、立根自动排放等井口作业，赞叹在司钻室操控钻机就像飞行员在驾驶舱开飞机一样。此次作业应用的就是该团队研制的钻机管柱自动化处理系统。这一系统成套装备和关键设备动力猫道入选集团公司“内部互供优势产品”目录，近3年累计完成30部钻机配套应用、推广单元设备300余台（套），为中国石化“深地工程顺北油气田基地”、涪陵页岩气田和胜利济阳页岩油国家示范区等重点油区提供了高端装备支撑。近年来，该团队自动化成果如雨后春笋，研制的国内首台（套）全电驱精细控压钻井装备，压力控制精度达0.1兆帕，系统动态响应时间达43毫秒级，大幅减少了复杂地层压力体系钻井过程中的复杂时效，为保障复杂储层有效开发提供了先进的技术支撑；研发的国内首套钻井液性能在线监测系统，实现了水基钻井液10项性能参数、油基钻井液12项性能参数的自动化实时连续测量，以及精细控压，累计现场应用250余口井，为国家页岩油及深井超深井的勘探开发保驾护航。聚焦“双碳”战略、绿色发展，他们开展钻井液自动化循环系统研究，研制出国内首台（套）钻井液自动混配装置，可实现自动卸料、罐式储存、快速加料、精准计量、高效除尘等功能，完全代替人工配浆作业；研发的钻井液固相控制与固液分离一体化技术及关键装备，实现钻井废弃物随钻减量50%。胜利石油工程公司高级专家蔡文军表示：“钻机自动化装备创新团队因梦想而聚首，为高质量发展而奋斗。未来道路上，我们将持续推进自动化钻井技术与装备的研究攻关，努力缩小与国外领先技术的差距，实现跟跑、并跑到领跑的转变。”

太空对接不易，入地连通更难。工程技术研究院具有完全自主知识产权的MGD磁导向钻井技术，利用井下探管实时检测人工磁场或井下落鱼的磁场分布特征，将测量的微弱磁信号采集、处理，利用定位算法模型及工程解释软件，给出钻头与目标靶点的相对距离、相对方位和相对井斜。在明确相对位置关系后，调整井眼轨迹走向，最终实现井眼空间位置的“厘米级”高精度导航。定向井技术是当今世界石油勘探开发领域最先进的钻井技术之一。它是应用特殊井下工具、测量仪器和工艺技术有效控制地下井眼轨迹，使钻头沿着特定方向钻达预定目标的常规钻井工艺技术。随着全球油气田开发的深入推进，通过复杂井型建立油气通道，已成为提高单井产量、提高采收率、降低综合成本的重要技术手段之一，尤其是在煤炭地下气化、超稠油开采、中低熟页岩油原位开发等需要精确定位邻井位置的情况下，最终以U型井、平行井、小井距水平井簇、立体井网等复杂井型完钻，解决其高精度“测、定、导”一体化关键技术难题。该技术起源于美国，最初是为了实现对井喷失控井进行压井作业而开发的一项技术，后又衍生出有源和无源两大类型多种型号的精确磁导向技术与配套工具。近年来，MGD磁导向钻井技术被规模化应用，源于该技术具备以下几个方面优势。精准对接是建设U型“地下锅炉”的基础。U型井是由一口水平井与直井连通构成的井组，在煤层气开采中可实现水平井排水和直井采气；在煤炭地下气化中可实现可控后退式点火；在地热开发中可实现取热不取水。与压裂、射孔相比，井眼对接是最直接、有效的连通方式。精密平行是搭建水平井“地下炼厂”的关键。平行井是由2口以上相互平行的水平井构成的井组，在超稠油SAGD开发中，可降黏提采50%以上；在低熟页岩油原位转化中，有希望动用潜力巨大的页岩油资源；与常规水平井相比，水平段间距的精密度提高了99.7%（千米水平段井间误差由10米左右降至0.3米以内）。精确导钻是敷设非开挖“地下管网”的前提。非开挖是在入土和出土小面积开挖情况下，敷设、更换和修复各种地下管线的施工新技术，不会破坏绿地、植被、建筑物，不会影响居民的正常生活和工作秩序。与传统开挖施工相比，施工速度可提高60%，综合成本可降低40%，入土和出土点偏差±1米。老井精细处置是保障“地下粮仓”密封完整的核心。救援井是在发生井下复杂、通道丢失时通过伴行跟踪实现目标井重入的一种技术，尤其适用于解决精细处置储气库疑难老井封堵、老油田涌水冒油、井喷失控等问题，筑牢油气安全环保第二道防线。MGD磁导向钻井技术已在储气库、地热、稠油等六大领域实现了规模化工业应用，累计推广了近500口井，创造直接和间接经济效益数十亿元。该技术解决了储气库复杂老井“封天窗”技术难题，使老井封堵作业成本下降90%，并为国内首座海上储气库冀东油田南堡1号储气库、辽河储气库群等重大工程提供了支撑利器。2023年，该技术支撑了中国石油深层U型地热井、国防管道铺设、重大塌陷救援等10余个重点项目，创造了2810米最深储层千米对接、2520米非开挖穿越等13项国内纪录。“十四五”期间，该技术有望在中低熟页岩油原位开发、煤炭地下气化、老油田提高采收率、干热岩开发等多个领域实现推广应用，助力构建“地下炼厂”“地下锅炉”等新能源开发新模式。面向未来，MGD磁导向钻井技术将接续研发，实现提档升级，推动磁导向技术与工具向着谱系化、自动化、信息化方向发展，具备万米深井井喷救援能力，并积极开拓丛式井网防碰、疑难复杂老井一体化处置、大埋深定向钻等新领域新业务，为超深层油气资源勘探开发、干热岩采热储能耦合开采等国家战略性新兴产业及未来产业提供关键核心技术支撑。（本文作者系工程技术研究院非常规油气工程研究所副所长、正高级工程师）

12月1日,从中国石油长庆油田传来喜讯，历经两年的勘探攻艰，该油田在甘肃省环县洪德地区发现地质储量超亿吨级整装大油田，标志着鄂尔多斯盆地西部断层裂缝区域石油勘探获得重大突破，开辟了盆地西部石油勘探开发新领域。图为洪德油田钻井施工现场。全江 摄洪德地区石油勘探快速突破，油田开发也加速跟进，目前原油日产水平达到504吨。已发现的石油储量，形成具备建设年产50万吨规模的原油生产能力，打开了盆地西部原油增储上产新动力，为中国第一大油气田持续保障国家能源安全提供了强力支撑。鄂尔多斯盆地是我国油气资源的聚宝盆，历经50余年的开发建设，长庆油田已在这里建成了年产6500万吨世界级特大型油气田。洪德油田位于盆地地质条件极为复杂的西部地区，由于地质断层、裂缝交错，历经十多年的勘探攻关仍未能实现突破。2021年6月以来，长庆油田借助三维地震技术大面积覆盖支撑引导，石油勘探再次部署洪德地区寻找构造性油藏，两年时间里，先后有23口探井获得高产工业油流，其中3口井日产油超百吨。截至目前，长庆油田已在这一地区提交石油探明储量超5000万吨、预测石油储量5620万吨，一个超亿吨级大油田慢慢露出“庐山真面目”。

日前，胜利油田钻井工艺研究院承担的国家863计划资源环境技术领域课题“随钻测井核心探测器关键技术研究”顺利通过科技部组织的专家组验收。 　　随钻测井技术是测井、钻井、录井和油藏描述等多学科的综合性技术，是测井技术的一个重要发展方向。“随钻测井核心探测器关键技术研究”隶属于国家“十一五”863计划重大项目“先进测井技术与装备”，项目设立五年来，经过科研人员刻苦攻关，成功研制了随钻电磁波电阻率测井仪、随钻可控氘-氘中子测井仪、随钻补偿密度测井仪及配套刻度装置，开发了随钻测井解释软件系统，课题共获得国家发明专利授权4项、实用新型专利11项，获得软件著作权登记1项。 　　由中国地质大学(北京)、中国石油大学(北京)、西南石油大学、东华理工大学、中石油勘探开发研究院、大庆油田有限责任公司、中国海洋大学、东北石油大学等单位专家组成的验收专家组在通过听取课题汇报、审阅课题资料及到中石化随钻测控重点实验室实地考察后，认为该课题在随钻可控氘—氘中子测井仪、大功率井下泥浆发电机、随钻电磁波电阻率测井仪及随钻自适应井深测量方法四个方面有重大创新，取得的成果具有较好的社会、经济效益，一致同意通过该课题验收。

2023年7月29-30日，中国科学院地质与地球物理研究所所牵头研发的随钻核磁共振测井仪(IGG-MRLWD)通过专家组技术指标现场测试和科技目标验收，其中关键技术指标最小回波间隔为0.6毫秒，达到国外同类仪器水平，可有效提高对复杂油气藏短弛豫组分的识别能力，标志着我国在这一高端测井技术领域迈出了重要的一步。随钻核磁共振测井技术是在钻井过程中通过激发地层孔隙流体分子中的氢核对地层岩石孔隙结构和流体类型进行探测的技术。该技术是井下区分小孔隙内束缚流体和大孔隙内可动流体的唯一方法，已成为页岩油气等低孔低渗、非均质碳酸盐岩、低电阻率等复杂油气藏精细评价不可或缺的重要手段。与医学和化学领域核磁共振仪器不同，随钻核磁共振测井仪工作时面临井下高温、高压、强振(震)动、空间受限、旋转和轴向运动等复杂环境，研制难度极大，目前国际上仅斯伦贝谢、哈里伯顿、贝克休斯三大油服公司拥有这类商用仪器，而且垄断了市场，高昂的现场服务费用制约了仪器在国内的应用。 　　2017年，在中国科学院A类战略性先导智能导钻专项支持下，我所联合中海油田服务股份有限公司、中国石油大学(北京)、吉林大学、北京工业大学，在国内率先开展随钻核磁共振测井关键技术和仪器样机攻关研发。经过六年努力，科研团队攻克了短回波间隔脉冲序列、低梯度静磁场设计、大功率射频脉冲发射、微弱自旋回波信号检测等关键核心技术，研制了具有自主知识产权的随钻核磁共振测井仪样机。自研仪器在中国石油大学(华东)完成2口标准井测试，并在胜利油田成功开展了国内首次实井试验，分别在定点、连续运动和钻进条件下获得了高质量的井下核磁共振原始数据，孔隙度测量结果与电缆测井、岩心测定结果相符，验证了仪器井下工作的可靠性，为仪器工程化奠定了坚实的技术基础。 　　随钻核磁共振测井技术研发是我所面向国家油气资源高效开发重大需求、恪守国家战略科技力量主力军的使命定位，联合院内外优势研究力量开展产学研协同攻关的成功范例。科研团队将继续攻坚克难，加快仪器工程化步伐，努力抢占油气随钻测井领域科技制高点！

“屏幕上的这些数字是什么意思？”3月4日，在渤海钻探库尔勒公司BHZ80001钻井队施工的博孜101-4井现场，一个个安装在钻井液循环罐上的直读屏引起了记者的注意。“这是渤海钻探自主研发的钻井液位智能监控仪。直读屏上显示的数字是罐内钻井液体积，它不仅可以实时监测采集液量变化数据，而且能自动进行数据分析，判断是否发生井漏和溢流情况，实现声光报警功能。”BHZ80001钻井队泥浆工宋俊青解释。塔里木油区地层压力高、井控风险大。渤海钻探公司为库尔勒公司优先配备钻井液位智能监控仪，实现了由单一人工坐岗向“数字化+人工”坐岗方式的转变。截至目前，渤海钻探公司已在各施工现场推广应用钻井液位智能监控仪172套，应用覆盖率达85%以上。

为进一步强化碳捕集、利用与封存（CCUS）井筒完整性评价及注气温度剖面分析，截至12月4日，新疆油田首次在百21井区、火烧山井区成功实施两口CCUS注气井分布式光纤井下管柱漏点诊断与温度剖面同测现场试验。此次现场试验的成功实施，填补了新疆油田井下泄漏监测诊断技术空白，完善了CCUS注采工程技术体系。新疆油田八区530、火烧山、玛湖1、克83等CCUS区块注气井套管环空带压井比例达50%以上，急需探索井下泄漏监测诊断技术，精确识别井下漏点定位，为治理措施制定及现场安全管控提供依据，同时采集注气过程中的井下温度等基础数据。科研人员广泛调研示踪剂、光纤等多种漏点检测技术，历经多次工艺适应性分析及方案论证，最终确定技术方案。此次试验主要通过分布式光纤温度传感（DTS）、分布式光纤声波传感（DAS）技术实时监测井筒内停注及恢复注气时的温度、声波变化，分析出泄漏位置，保障井筒的完整性。试验井测试前，正常注气过程中环空带压特征明显。在现场测试过程中，相关专家、技术人员等充分讨论，制定了详细的施工方案和应急措施。通过对试验井实施全井筒光纤连续温度和声波信号监测诊断，成功判断出泄漏位置及信号强度，为油井后期CCUS注采管柱选型提供了重要依据。目前，科研人员持续跟踪试验井注气动态，持续优化完善体系及工艺，逐步扩大试验规模，为油田公司CCS/CCUS项目规模发展做好核心技术储备。

7月31日，中国海洋石油集团有限公司对外宣布，具有我国自主知识产权的全球首套深水钻井防台风核心装备——隔水管悬挂系统海试成功，破解了我国海洋油气安全开发面临的“台风”这一关键障碍，标志着我国深水油气开发防台应急能力实现国际领跑。钻井隔水管是开发深水油气的关键工具，用于连接海面钻井平台与海底井口，将海水与钻完井使用的钻具隔离开，以保证水下作业安全。台风来临时，平台需停止所有作业，并将隔水管悬挂起来随平台一起撤离台风路径区域进行应急避台。用于悬挂隔水管的悬挂系统是深水钻井防台风的核心装备。早期，传统的悬挂避台措施面临隔水管顶部受力复杂和隔水管串升沉幅值过大等问题，存在整套隔水管断裂落海、隔水管底部总成碰撞海底的风险。之后，各公司均采取保守的避台策略，逐根取回全部隔水管撤离避台后再回接，仅单口深水油气井需耗费工期4天以上，增加费用约1400万元。为彻底破解台风对深水钻完井作业安全性和时效性的制约，中国海油成功研制深水钻井隔水管悬挂系统，并形成了基于该系统的平台防台应急和钻井井间移位新方案。“我们研发的这套装备弥补了传统悬挂方式的不足，可缓冲隔水管串随钻井平台在恶劣海况下的大幅升沉运动，显著改善隔水管串顶端的受力状态，并对悬挂隔水管避台实施‘提前预测-监测预警-远程控制-事后评估’。”中海油研究总院有限责任公司项目负责人许亮斌说，项目研发团队克服了设计原理复杂、制造标准严苛、新冠肺炎疫情停工等挑战，先后攻克了“悬挂短节结构设计与锻造”“大型中空液缸制造与测试”等20余项技术难题，已申请国家发明专利17项。深水钻井隔水管悬挂系统适用水深3000米，可满足全球大部分深水钻完井作业水深；轴向承载能力超过900吨，相当于可同时提挂600辆家用小汽车。使用该系统可将恶劣海况和紧急情况下的平台应急动复员时间压缩至8小时以内,将钻井平台悬挂隔水管的海况适应能力提高至百年一遇，极大提升了深水钻井平台防台应急的安全性与时效性。日前，该套装备在奋进号钻井平台开展了8天深水海试，完成了悬挂隔水管动载测试、航行测试等共计80余项测试作业，悬挂隔水管的逆流航速从常规0.3节提高到1.0节以上，全面验证了整套装备的适用性、安全性和功能可靠性。“深水钻井防台风核心装备的成功研制和海试，填补了国际上深水油气开发安全高效防台应急技术与装备的空白。未来，我们将持续加大原创性、引领性科技攻关，为实现高水平科技自立自强、抢占科技竞争制高点作出石油人的积极贡献。”中海油研究总院有限责任公司钻完井总工程师李中说。

11月21日，由中油测井公司自主研发且具有自主知识产权的MRT型核磁共振测井仪，成功完成了在青海油田首口井&mdash &mdash 跃更X井的试验测井，将成为青海油田在低、难、深领域评价复杂储层的&ldquo 撒手锏&rdquo 。 　　据介绍，这种新型测井仪器已在长庆、华北油田试验获得成功，将打破国外测井公司对核磁测井技术的垄断。仪器总长12.4米，主要由电子线路、核磁探头和储能短节3部分组成，最大探测深度22厘米，适应最高温度155℃，适应最高压力100兆帕，具有精度高、稳定性强、测量模式灵活的特点，是中油测井公司推出的解决复杂储层评价难题的利器。 　　在青海油田的投产试验中，青海测井事业部通过与技术中心密切协作，圆满完成了跃更X井的现场测井试验。利用专用解释软件处理后，T2谱清晰直 观，孔隙度计算准确，孔隙结构刻画清楚，而且可用差谱、移谱分析准确识别流体性质，经相关专家鉴定，仪器稳定可靠，资料品质上佳，完全能够满足复杂储层的评价要求。

中国石油测井公司自主研发的iMRT偏心核磁在青海油田盐水泥浆环境试验成功，得到油田公司和钻探公司的高度认可。5月以来，iMRT偏心核磁科研样机转战于吐哈、新疆、青海油田，测井作业6井次，均一次下井成功，全力保障了三个油田的作业需求，充分验证了仪器在复杂井况中的高可靠性和适应性。iMRT偏心核磁测井仪的成功应用，解决了大井眼和盐水泥浆核磁资料测井录取难题，打破了国际同类技术在复杂井况中垄断的局面，为测井公司争取了高端测井市场份额。因钻井时效、环保、井控等要求，盐水泥浆钻井比例增高，页岩油、页岩气等非常规油气藏勘探工作量也逐年递增，各油田对偏心核磁测井技术的需求日益增加。测井公司将加快偏心核磁仪器生产制造，并全程保障好现场试验。想了解更多石油化工分析技术与应用，请锁定仪器信息网网络讲堂，6月29-30日“石油化工分析技术与应用”主题网络研讨会（2021）。报名免费

“9999.98,9999.99……”3月4日14时48分，随着一枚金刚石钻头持续刺破地下岩层，中国石油塔里木油田前方指挥部电子屏幕上的数字瞬间跃至“10000.00”，我国首口万米深地科探井正式穿越万米大关。这标志着继深空、深海探索大自然的壮举之后，我国在深地领域实现重大突破。  3月3日在新疆塔克拉玛干沙漠拍摄的深地塔科1井（无人机照片）。新华社记者 李响 摄  3月4日，钻破万米后，深地塔科1井的工作人员在现场庆祝。新华社记者 李响 摄在新疆塔克拉玛干沙漠腹地的钻探现场，约20层楼高的井架矗立于茫茫沙海中，机械装备轰鸣不停，身着红装的石油工人忙碌有序。当“冲刺”万米成功的数据呈现出来，井场上响起热烈掌声，寒风和沙尘肆虐，大家脸上却洋溢着喜悦之情。  3月2日在新疆塔克拉玛干沙漠拍摄的深地塔科1井（无人机照片）。新华社记者 李响 摄“垂直井深突破地下万米，在我们国家尚属首次！”塔里木油田企业首席专家王春生说，数十年来石油人在塔里木盆地钻探，如今达到前所未有的深度，“我们正在做的，不仅是为国家找油找气，也是探索地球未知领域、拓展人类认识边界的一次大胆尝试。”  3月4日在新疆塔克拉玛干沙漠拍摄的深地塔科1井（无人机照片）。新华社记者 李响 摄这口井被命名为“深地塔科1井”，设计深度11100米。自2023年5月30日开钻以来，数百名石油工人、科技工作者坚守沙海腹地，连续奋战270多天，历经高温、严寒、风沙和复杂地质情况的持续挑战。在中国工程院院士孙金声看来，深地钻探难度堪比“探月工程”。经过持续数月掘进，钻头抵近地下万米地层时，设备承受高温超过200℃、高压超过130兆帕，一般钻井设备仪器的电子元器件、橡胶件等，均会损坏或失效。“超万米后控制难度极大，就像一辆大卡车在两条细钢丝绳上行驶。”万米深地钻探是油气工程技术瓶颈最多、挑战最大的领域，也是衡量国家工程技术与装备水平高低的重要标志之一。面对井下的极限温度压力环境，中国石油塔里木油田、西部钻探、宝石机械等多家单位开展联合攻关，攻克了超高钻台大载荷提升系统关键技术难题，自主研制了全球首台12000米特深井自动化钻机，创新研发了220摄氏度超高温钻井液、抗高温螺杆、测斜等工艺技术，万米取芯及电缆等资料录取装备实现突破，175兆帕特高压压裂车、压裂液装备完成生产研发并成功在现场试验，打造形成万米特深井安全高效钻完井等一批关键核心技术。开钻以来，塔里木油田集合地质、工程、装备等精锐力量，组建了9支技术支撑组，为成功突破“深地极限”提供了有力保障，助力该井顶住了井下超高温、超高压、超重载荷等多重考验，在井斜、井径、测井等关键质量指标方面均达到100%的合格率，形成抗特高温水基钻井液、大吨位长裸眼下套管及固井配套技术等7类21项阶段成果，使用的材料、装备国产化率达90%。  3月3日，科研人员在深地塔科1井用显微镜研究地底深处取上来的岩屑。新华社记者 李响 摄近年来，我国不断向地球深部进军，多次刷新深地开发纪录，为实施万米深井工程提供了充分的基础条件、技术储备和经验积累，也为不断刷新“中国深度”奠定了坚实基础。中国科学院院士贾承造表示：“深地塔科1井钻破万米后成为世界陆上第二、亚洲第一垂深井，在深地科学研究和超深层油气勘探领域具有里程碑意义。”  3月3日，科研人员在深地塔科1井研究从地底深处取上来的岩屑。新华社记者 李响 摄  3月3日，科研人员在深地塔科1井用显微镜研究地底深处取上来的岩屑。新华社记者 李响 摄万米“冲刺”成功后，深地塔科1井肩负科学探索和预探发现两大使命，仍在向着目标深度全速钻进。

可燃冰 　　近日，青藏高原发现“可燃冰”的消息备受各方关注。这种“冰与火”奇妙结合的新型能源，是如何被发现的?为何在海拔高、自然环境严酷的青藏高原得以发现?它的发现经历了怎样的艰辛和曲折?又将带给人们怎样的希望和梦想?记者对此进行了深入的采访。 　　能源危机下的“新希望” 　　2009年6月，在海拔4000多米的祁连山南缘，一簇火苗的燃烧，成为一个足以令亿万国人为之沸腾的消息：地质工作者在此成功钻获“可燃冰”样品，我国成为世界上第一个在中低纬度冻土区发现“可燃冰”的国家。 　　“可燃冰”，又叫“可燃水”、“气冰”、“固体瓦斯”，学名叫天然气水合物。它外表像冰，却遇火即燃，比人们平时使用的天然气更为纯净，使用方便、清洁无污染，是一种名副其实的绿色能源，全球公认的尚未开发的最大新型能源。 　　“可燃冰”在世界范围内分布广，资源量大。据科学家预测，“可燃冰”储量是现有天然气、煤炭、石油全球储量的两倍，是常规天然气的50倍。有科学家估计，海底“可燃冰”的储量够人类使用1000年。 　　据推算，目前已经发现的石油储备量还可用40年，天然气还可用70年，煤炭还可用190年，也正是如此，“后石油时代”用什么作为能源成了各国致力研究和勘探的问题。“可燃冰”的发现让陷入能源危机的人类看到了希望。 　　早在19世纪30年代，“可燃冰”即进入人类视野。1965年，苏联首次在西西伯利亚永久冻土带发现“可燃冰”矿藏，并引起多国科学家关注。率先开始勘测研究的是日本，如今，已拥有7口钻井，属于领先水平。美国则从2000年起将“可燃冰”作为政府项目，与各大学和私营公司合作，进行勘测和实地研究。据称到目前为止，美国政府已花费超过1500万美元。另外，加拿大、印度、韩国、挪威等国也纷纷开始投入勘探项目。 　　目前，世界上已经有30多个国家和地区开展“可燃冰”的研究勘探。我国于2002年同时启动海域和陆域“可燃冰”的研究和勘探，于2007年在南海发现了“可燃冰”。 　　据介绍，我国“可燃冰”的资源潜力为803.44亿吨油当量，仅占全球资源量的0.4%。接近于我国常规石油资源量，约是我国常规天然气的2倍。 　　“不放过任何一个地质信息” 　　事实上，“可燃冰”在我国陆域的“现身”可以追溯到40多年前，但由于种种原因，这种神奇能源在过去很长时间里与人们擦肩而过。 　　青海省木里地区地势高耸，群山连绵。这里海拔4100米左右，高寒缺氧、气候恶劣，然而却蕴藏着丰富的煤炭资源。据了解，有多家地勘单位自上世纪60年代以来在这一带冻土区从事勘查时，就多次发现不明气体，但均未做进一步研究。 　　据“可燃冰”项目负责人之一——中国煤炭地质总局青海煤炭地质105队队长、总工程师、教授级高工文怀军介绍，这一带“可燃冰”的发现最早可以追溯到2004年。这年11月，105队在这里进行煤炭勘查时，钻孔内开始涌出不明气体，点火燃烧，由于气体涌出量很大，影响到钻探施工，迫使这个钻孔因未见到可采煤层而报废。 　　但是地质人员并没有放过这一现象，那一瞬间，“可燃冰”这一名词在他们脑海中如灵光闪过。他们采集了这种气体进行分析，对涌气的孔段做了详实的记录，积累了可靠的原始地质资料。 　　地质工作者思考的是：这种气体和过去多次遇到的煤层气是否一样?抑或，它是一种新的尚不了解的物质?或者，它就是传说中的“可燃冰”?!他们期待着再次与这种神秘气体的相遇。 　　2006年5月，105队再次在这一地区进行煤炭勘查，又发现类似不明气体。地质人员细心观察发现，这种气体的涌出孔段不在煤层中，可以确定不是煤层气。那么它是什么呢?他们采样化验发现，这次发现气体的成分与前次大致接近。 　　之后，105队请中国地质科学院勘探技术研究所张永勤、中国科学院矿产资源研究所祝有海等权威专家就上述情况进行了交流、探讨，大家一致认为，该地区可能存在“可燃冰”。 　　2008年开始，105队与中国地质科学院资源所、勘探所共同合作开展《青藏高原冻土带天然气水合物调查评价》项目。11月5日，首次发现含天然气水合物岩心段，这一成果得到了国内外专家的学术认定。 　　在此基础上，国土资源部2009年又部署了一批钻探实验井，6月再次钻获“可燃冰”实物样品，经当今世界上最先进的激光拉曼光谱仪检测，显示出标准的“可燃冰”特征光谱曲线。此后施工中均发现“可燃冰”。 　　从2004年发现疑似“可燃冰”，到2006年基本确定“可燃冰”的存在，再通过2008—2009年的工作，经钻探取得样品，通过测试证实了在高海拔冻土区存在“可燃冰”的事实。 　　文怀军分析说：木里地区“可燃冰”是煤层气的水合物。其成矿机理大致是：煤层气向上溢散，而上面有冻土层的覆盖，在高压、低温的条件下二者形成“可燃冰”。它的成分除了甲烷，还有少量乙烷、丙烷等气体，是一种“新型可燃冰”，非常值得研究。 　　“可燃冰”在青海的发现，为我国增加了一个重要的新矿种，对我国战略能源意义重大。更有专家认为，“可燃冰”的发现可媲美当年发现大庆油田。 　　国土资源部总工程师张洪涛初略估算，我国陆域“可燃冰”远景资源量至少有350亿吨油当量，可供中国使用近90年，而青海省的储量约占其中的1/4。 　　克服高原极端天气条件 　　“在一定意义上，正是每一个地质工作人员在每一次的勘查中都坚持了‘对任何地质信息不放过’的认真工作态度，为‘可燃冰’发现奠定了基础。这一点来说，‘105队’木里项目组全体地质工作人员功不可没。” 　　文怀军感慨地说：“‘可燃冰’项目之所以能取得重大突破，不仅是各级领导、各个部门关心支持的结果，更是项目组成员及各协作单位团结拼搏、共同努力的结果，是集体智慧的结晶。” 　　自2003年以来，105队一直奋战在木里地区，克服了高寒缺氧、气候条件极端恶劣且装备落后、缺少后勤保障、生产条件差的不利因素。白天在风雪交加中紧张的卸车、立塔，晚间围着火炉卧雪观天，苦等黎明，头痛、胸闷、气短、腿肿各种高山反应对他们已成家常便饭…… 　　凭着战胜一切困难的信心和勇气，这些高原地勘人不仅战胜了自然，也战胜了自我，被誉为“特别能吃苦、特别能战斗，特别能团结、特别能忍耐、特别能奉献”的“高原铁军”。 　　说起这个，105队的当家人——队长文怀军有一肚子的苦水：“七八月都下雪，把帐篷都压塌了。”但就是在这样艰苦的生产、生活条件下，来自各地的科学家、专业技术人员和施工人员，齐心协力、不辱使命，用“小米加步枪”的干法，仅用较少的资金投入，成功实现了我国陆域“可燃冰”的重大发现，是一个典型的投入少、产出大的项目。 　　据了解，105队1950年建队，1965年从吉林省成建制调入青海。他们提交的各类煤炭资源储量高达38亿吨，占青海已探明储量的74%。长期的地质工作，使他们积累了大量的基础地质资料，掌握了该地区的地层沉积和构造规律，同时培养了一批具有专业水平的各类技术人员，为“可燃冰”的重大发现提供了技术资料和队伍等多方面的保障。 　　青藏高原蕴藏神奇宝藏 　　青海之所以成为我国陆域“可燃冰”的首个“现身地”，与这里独特的地理地貌环境有密切关系。 　　首先，青海有着面积广、厚度较大的冻土带资源，为“可燃冰”的存在提供了地质条件。 　　其次，青海木里有着丰富的煤炭资源，为“可燃冰”的形成提供了可能的资源条件。 　　第三，青海木里的交通条件和后勤保障措施是我国大面积冻土带地区中条件较好的，这为“可燃冰”发现提供了有力支持。 　　文怀军说，青海木里煤田含“可燃冰”岩层段埋藏浅，只有130-300多米，这为“可燃冰”开采带来很大有利条件。并且这里的冻土层较薄，只有80-120米，也为将来的工程和科研带来极大便利。“‘可燃冰’的开发有望在这里取得突破。” 　　“不过，这将是一个比较漫长的过程。”文怀军说，因为“可燃冰”开采面临的环保问题较为严峻，需要研究探索如何既能开发利用，又不伤害环境。特别是在生态脆弱的青藏高原。 　　神奇的大自然，蕴藏着奥秘无限，等待着人类的科学探索。探索无限，人类的希望也无限。

3月12日，中油测井辽河分公司应用自主研发iMRT二维偏心核磁共振测井仪器顺利完成辽河油田奈30-36-30井资料采集，为精准识别油气“甜点”提供了可靠依据。中油测井辽河分公司在辽河油田外围通辽地区测井施工现场。测井除电、声、放射性三种基本方法外，核磁共振测井技术作为同时评价储层孔隙特征和流体识别的方法具有独特的优势，可以有效识别油、气、水。但在测井过程中，居中型核磁共振测井仪器在井下与地层之间间隙大，且在低电阻率钻井液中信号衰减严重，无法对地层中的微小孔隙结构准确评价。近年来，中油测井坚持以问题为导向，相继攻克了一系列关键技术，公司自主研发iMRT偏心型核磁共振测井仪器，可根据不同泥浆、不同尺寸井眼选择偏心或居中探头两种方式测井。贴靠井壁的滑板设计不受高矿化度泥浆电阻率的影响，高精度的探测器可满足0.3毫秒的短回波间隔数据采集，如同测井仪器装上“显微镜”，大幅提升了微小孔隙的探测能力，能够满足复杂地层环境下高精度测量需求，为地质人员精准识别油气层提供了测井技术保障。该仪器在辽河油田应用以来，采集的高质量测井信息为射孔层段选取提供了有效数据支撑，助力3口井试油获工业油流、1口井获高产油流。

目前，世界上许多油田都相继进入中高含水期，而地下可采储量依然较大。据调查统计表明：在开始衰竭的油藏中，产出的每桶油平均有3桶水，随之每年用在控制油藏出水方面的投入巨大。当前，在低油价的大背景下，老井挖潜和新井增效成为各油田的投入主力，这一迫切需求对控水增油技术提出了更高的要求。安东智能油水控制技术依据流体力学层流与紊流理论，由于油与水的粘度和密度差异较大，同样速度进入自动控水阀时，油处于层流状态，流动阻力小；水处于强紊流状态，产生漩涡效应，内部能量损耗大。利用以上原理，可以实现同一生产压差下，油、水以及油水混合物在通过控水阀体时具有不同的产液量，从而自动调节不同生产层段的产出比。安东智能油水控制技术以油藏地质为基础，结合多种分段技术，能够控制各层位的产液情况，自行调节油水产量，解决水平井局部出水问题导致的油井高含水难题。控流单元与防砂筛管组合形成的控水筛管，起到新井、老井的防砂、控水、增油的三重效果。安东能够提供配套齐全的完井工具、一站式完井技术服务。安东智能油水控制技术具有以下特点：1. 油水自适应，可根据各单元产液量和含水等产液状况自动调节附加压降，实现均衡产液剖面同时抑制高含水（气）出液段；2. 不含活动部件，性能可靠，全通径，一体化设计，施工简单、有效期长；3. 主动控制，无需控制管线、无需人为干预、实现低成本智能完井。4. 控流单元采用高强度、耐冲蚀合金制造，具有耐高温、耐冲蚀、长寿命特点。油水及混合物的流动测试曲线安东智能油水控制技术经过多年的研发和现场应用，在国内外油田逐步取得客户的认可。可以广泛应用在直井、大斜度井和水平井中，是新井先期控水延长低含水采油期和老井二次完井降水增油重要补充技术。为油田开发后期的出水问题，特别是水平井筛管或套管完井出水问题的治理提供有效的解决办法。案例分析安东自主研发安东智能控水技术，与油藏地质和工程相结合，对塔里木哈得区块水平井老井进行了深入的油藏地质分析，结合隔夹层发育情况、水平井轨迹空间位置、生产动态特征等因素，综合分析选择合适老井进行智能控水技术试验，通过生产数据跟踪，该井取得极好的控水增油效果，为甲方提质增效贡献重要力量。塔里木油田一口井2013年8月完钻投产，目的层为石炭系东河砂岩，完钻井深5585m，垂深5062m，水平段长300m,井底温度115℃，目前井底压力46MPa。生产至2019年10月1日日产液103t，含水率79.36%。2019年12月使用安东石油自主研发智能控水增油技术进行二次完井作业。2020年1月1日措施后开井生产，截止到2021年5月5日该井累计递减增油3378t，含水由79.36%下降至42.3%，日产油由21.26t上升至38.66t。该井各项指标均超过考核指标，并取得了良好的经济效益，目前为客户增效647万余元。

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长庆油田分公司第一采气厂2024年计量标准设备及计量器具委托检定 陕西省-西安市 状态：公告 更新时间： 2024-04-01 长庆油田分公司第一采气厂2024年计量标准设备及计量器具委托检定 发布时间:2024-04-01 17:13:36 项目编号：ZY24-XA405-FW531-2 开标时间：2024-04-23 08:30:00 标段编号：ZY24-XA405-FW531-2 标段名称：长庆油田分公司第一采气厂2024年计量标准设备及计量器具委托检定第二标段 招标代理机构：中国石油招标中心西北分中心 公告详情 长庆油田分公司第一采气厂2024年计量标准设备及计量器具委托检定招标公告 招标编号：ZY24-XA405-FW531 （重要提示：投标人务必认真填写招标文件附件《投标信息表》中的“服务”、“业绩发票”等表格，并在递交投标文件时，将已填写的《投标信息表》（EXCEL版）上传至中国石油电子招标投标交易平台“递交投标文件”的“价格文件”处。《投标信息表》（EXCEL版）填写的信息须与投标文件内容保持一致，若因填写信息错误或与投标文件内容不一致而导致对评审结果和合同签订的不利后果，由投标人自行承担。） 1. 招标条件 本招标项目长庆油田分公司第一采气厂2024年计量标准设备及计量器具委托检定已由长庆油田分公司批准，资金来自企业自筹（资金来源），出资比例为100%，招标人为 长庆油田分公司第一采气厂。项目已具备招标条件，现对该项目的服务进行公开招标。 2. 项目概况与招标范围 2.1项目概况： 为了确保计量标准器具和现场工作计量器具的准确可靠、合法有效，根据计量法及实施细则的要求，结合计量器具量值溯源工作开展的实际情况，将对第一采气厂在用计量标准、计量标准辅助设备及计量器具计划需检定共计8174台套进行委托检定，最终以实际校验数量进行合同验收结算。 2.2招标范围: 长庆油田分公司第一采气厂2024年计量标准设备及计量器具委托检定。 招标人对第一采气厂共计8174台套计量标准、计量标准辅助设备、计量器具进行委托送检及维修。按照计划，由投标人送2999台套标准设备及计量器具（标准设备、甲醇流量计（质量流量计）、化验仪器、液位计、温湿度表、空盒气压表、压力变送器、温度变送器、流量计、孔板）、国家石油天然气大流量计量站现场检定贸易交接流量计算机45台、230台贸易交接变送器；可燃气体、硫化氢、甲醇固定式气体探测器现场检定4900台。对完成的仪器仪表提供有效计量检定证书或校准证书。最终以实际检定数量进行合同验收结算。 本项目共划分4个标段，具体标段划分如下： （1）第一标段名称：长庆油田分公司第一采气厂2024年计量标准设备及计量器具委托检定（标准设备及仪器仪表） 招标控制价：198.9万元（不含税） 主要内容包括：1028台套标准设备及计量器具委托检定（标准设备、甲醇流量计（质量流量计）、化验仪器（包含维护维修，产生的所有费用由投标人承担）、温湿度表、空盒气压表、压力变送器、温度变送器、流量计、孔板）并出具检定/校准证书。（具体见表1）。标准设备及仪器仪表的检定要符合当地市场监管理局对计量建标、授权的要求和招标人对设备和仪器仪表检定的要求，投标人报各标准设备及仪器仪表检定单价，最后形成总价。 （2）第二标段名称：长庆油田分公司第一采气厂2024年计量标准设备及计量器具委托检定（液位计检定） 招标控制价：184.0万元（不含税） 主要内容包括：对2300台液位计进行检定并出具检定证书。第一采气厂液位计检定区域包括：作业一区（16座站）、作业二区（18座站）、作业三区（15座站）、作业四区（17座站）、作业六区（16座站）、作业七区（13座站）、作业八区（12座站）、作业九区（15座站）、第一净化厂、第二净化厂、第三净化厂、第四净化厂、第五净化厂、银川供气站共计2300台液位计开展检定。仪器仪表的检定要符合当地市场监管理局的要求和招标人对仪器仪表检定的要求，投标人报各标准设备及仪器仪表检定单价，最后形成总价。 （3）第三标段名称：长庆油田分公司第一采气厂2024年计量标准设备及计量器具委托检定（北区固定式气体探测器周期检定） 招标控制价：76.5万元（不含税） 主要内容包括：第一采气厂固定式气体探测器检定区域包括：作业二区、作业三区、作业六区、作业七区、第三净化厂、第四净化厂、井口及生产区域各餐厅食堂共计2550台可燃气体、硫化氢、氧气、甲醇固定式气体探测器开展检定并检定证书。仪器仪表的检定要符合当地市场监管理局的要求和招标人对仪器仪表检定的要求，投标人报各标准设备及仪器仪表检定单价，最后形成总价。 （4）第四标段名称：长庆油田分公司第一采气厂2024年计量标准设备及计量器具委托检定（南区固定式气体探测器周期检定） 招标控制价：70.5万元（不含税） 主要内容包括：第一采气厂固定式气体探测器检定区域包括：作业一区、作业四区、作业八区、作业九区、储气库作业区；第一净化厂、第二净化厂、第五净化厂、银川供气站、环境监测站、井口及生产区域各餐厅食堂共计2350台可燃气体、硫化氢、氧气、甲醇固定式气体探测器开展检定并检定证书。仪器仪表的检定要符合当地市场监管理局的要求和招标人对仪器仪表检定的要求，投标人报仪表检定单价，最后形成总价。 本项目每个标段需要一家服务商，投标人可参与本项目多个标段的投标，已在前序标段排名第一的中标候选人不再参与后续标段的评审。 2.3服务期限：自合同签订之日起至2024年11月20日。 2.4标段划分：本项目划分为四个标段，详见招标范围。 3. 投标人资格要求 3.1投标人须是依照中华人民共和国法律在国内注册的独立法人或其他组织（含分公司），具备有效的营业执照（事业单位提供事业单位法人证书）。 3.2 资质要求：投标人须具备有效的法定计量检定机构计量授权证书，授权区域含陕西省行政区域内，第一标段授权项目包含活塞压力计、压力变送器、标准铂电阻温度计、电子天平、量块、平面平晶、光栅式指示表检定仪、绝缘电阻表（兆欧表）、数字多用表、过程校验仪、多功能校准源、科里奥利质量流量计、差压流量计、超声流量计、气相色谱仪；第二标段授权项目包含液位计检定项目；第三、四标段授权项目包含可燃气体、硫化氢检定项目。 3.3财务要求：未被责令停产停业；未进入清算程序，或被宣告破产，或其他丧失履约能力的情形；投标人须提供2022年度经会计师事务所或审计机构审计的财务审计报告，包括资产负债表、利润表、现金流量表、财务报表附注。成立日期晚于2022年1月1日的以成立年起 开始提供。 3.4 人员及检定设备要求： 第一标段投标人拟派本标段人员不少于17人（不含司机），均须为本企业自有员工，其中项目负责人1人、检定技术负责人1人（须持有注册计量师证），安全负责人1人，检定人员不少于14人，检定人员均须具备有效的注册计量师证，送检司机3人（送检司机可兼任。配置三辆车（均为封闭式车辆），车辆均须为自有车辆。拟投入本标段的计量标准器具均须具备有效的检定合格证书（或校准合格证书）。 第二标段投标人拟派本标段人员不少于9人，均须为本企业自有员工，其中项目负责人1人、检定技术负责人1人（须持有注册计量师证）、安全负责人1人、检定人员不少于6人，检定人员须具备有效的注册计量师证。配备皮卡车两辆，车辆均须为自有车辆。拟投入标段的计量标准器具具备有效的检定合格证书（或校准合格证书）（符合JJG 971-2019液位计检定规程规定） 四标段投标人拟派本标段人员不得少于9人，均须为本企业自有员工，其中项目负责人1人、检定技术负责人1人（须持有注册计量师证）、安全负责人1人、现场检定不少于人员6人，检定人员须具备有效的注册计量师证（注册项目含可燃气体、硫化氢或化学）。配备皮卡车两辆，车辆均须为自有车辆。 检定标准器符合JJG 695-2019硫化氢气体检测仪检定规程规定，气体标准物质其相对扩展不确定度应不大于2% (k=2)、流量计准确度等级不低于4级、秒表分度值不大于0.1s，提供检定合格证书（或校准合格证书）。 3.5 信誉要求：①未被工商行政管理机关在全国企业信用信息公示系统（www.gsxt.gov.cn）中列入严重违法失信企业名单；②未被最高人民法院在“信用中国”网站（www.creditchina.gov.cn）中列入失信被执行人名单；③投标人或其法定代表人、拟委任的项目负责人无行贿犯罪。 3.6 被中国石油集团公司或长庆油田分公司纳入“黑名单”或限制投标的潜在投标人，其投标将会被否决。 3.7 本次招标不接受联合体投标。 4．招标文件获取 4.1凡有意参加投标的潜在投标人，请于北京时间2024年04月01日至2024年04月07日内完成以下两个步骤： ①登录中国石油电子招标投标交易平台（网址：http://ebidmanage.cnpcbidding.com/bidder/ebid/base/login.html在线报名（如未在中国石油电子招标投标交易平台上注册过的潜在投标人需要先注册并通过平台审核，审核通过后登录平台在可报名项目中可找到该项目并完成在线报名，具体操作请参考中国石油招标投标网操作指南中“投标人用户手册”相关章节，有关注册、报名等有关交易平台的操作问题请咨询技术支持团队相关人员，咨询电话:4008800114 语音导航转电子招标平台）； ②投标人购买招标文件地址：http://www2.cnpcbidding.com， 投标人在缴费平台和招标投标交易平台仅登录账号一致，首次登录缴费平台需要投标人通过手机验证码登录，登录后设置密码，详见《投标商用户操作手册》。如有问题，致电400-8800-114转电子招标平台。 4.2招标文件每标段售价为200元人民币，请有意参加投标的潜在投标人确认自身资格条件是否满足要求，售后不退，应自负其责。 4.3本次招标文件采取线上发售的方式。潜在投标人在4.1规定的时间内完成4.1规定的2项工作（在线报名和自助购买文件）后，潜在投标人可在中国石油电子招标投标交易平台下载招标文件。 4.4投标人支付投标文件费后，在商城个人中心进入订单列表，点击已缴纳的投标文件费订单，点击订单详情，可以自行下载电子版普通发票。 4.5此次采购招标项目为全流程网上操作，需要使用U-key完成投标工作，所有首次参与中国石油招标项目投标人必须办理U-key。具体办理通知公告及操作手册下载方法如下： 登录中国石油招标投标网首页：https://www.cnpcbidding.com“通知公告栏目”的“操作指南”中“电子招投标平台Ukey办理通知公告及操作手册”，即可下载“Ukey办理通知公告及操作手册.zip”。 5．投标文件递交 5.1 投标文件递交的截止时间（投标截止时间及开标时间，下同）为2024年04月23日08时30分，投标人应在截止时间前通过 中国石油电子招标投标交易平台 递交电子投标文件。 （为避免受网速及网站技术支持时间的影响，建议于投标截止时间24小时之前完成网上电子投标文件的递交。） 5.2投标截止时间未成功传送的电子投标文件将不被系统接受，视为主动撤回投标文件。 5.3投标保证金：每标段10000元人民币，投标保证金有效期与投标有效期一致，投标保证金可以采用保证保险或电汇或银行保函形式递交，具体递交方式详见招标文件。 5.4开标地点（网上开标）：中国石油电子招标投标平台（所有投标人可登录中国石油电子招标投标平台在线参加开标仪式）。 潜在投标人对招标文件有疑问请咨询招标机构联系人；对系统操作有疑问请咨询技术支持团队：中油物采信息技术有限公司，咨询电话:4008800114 ，请在工作时间咨询。 招标公告中未尽事宜或与招标文件不符之处，以招标文件为准。 6．发布公告的媒介 本次招标公告同时在中国招标投标公共服务平台（www.cebpubservice.com），中国石油招标投标网（www.cnpcbidding.com）上发布。7.联系方式 招 标 人：长庆油田分公司第一采气厂 联 系 人：张胜军 联系电话：029-86503913 招标代理机构：中国石油物资有限公司西安分公司 单位地址：陕西省西安市凤城五路与明光路十字路口天朗经开中心二层 联 系 人：程晓艳 游涛 联系电话：029-68934554 电子邮箱：921187403@qq.com 招标机构： 中国石油物资有限公司西安分公司 2024年04月01日 × 扫码打开掌上仪信通App 查看联系方式 $('.clickModel').click(function () { $('.modelDiv').show() }) $('.closeModel').click(function () { $('.modelDiv').hide() }) 基本信息 关键内容：天平,气相色谱仪,气体流量计,气体报警器 开标时间：2024-04-23 08:30 预算金额：198.90万元 采购单位：长庆油田分公司第一采气厂 采购联系人：点击查看 采购联系方式：点击查看 招标代理机构：中国石油招标中心西北分中心 代理联系人：点击查看 代理联系方式：点击查看 详细信息 长庆油田分公司第一采气厂2024年计量标准设备及计量器具委托检定 陕西省-西安市 状态：公告 更新时间： 2024-04-01 长庆油田分公司第一采气厂2024年计量标准设备及计量器具委托检定 发布时间:2024-04-01 17:13:36 项目编号：ZY24-XA405-FW531-2 开标时间：2024-04-23 08:30:00 标段编号：ZY24-XA405-FW531-2 标段名称：长庆油田分公司第一采气厂2024年计量标准设备及计量器具委托检定第二标段 招标代理机构：中国石油招标中心西北分中心 公告详情 长庆油田分公司第一采气厂2024年计量标准设备及计量器具委托检定招标公告 招标编号：ZY24-XA405-FW531 （重要提示：投标人务必认真填写招标文件附件《投标信息表》中的“服务”、“业绩发票”等表格，并在递交投标文件时，将已填写的《投标信息表》（EXCEL版）上传至中国石油电子招标投标交易平台“递交投标文件”的“价格文件”处。《投标信息表》（EXCEL版）填写的信息须与投标文件内容保持一致，若因填写信息错误或与投标文件内容不一致而导致对评审结果和合同签订的不利后果，由投标人自行承担。） 1. 招标条件 本招标项目长庆油田分公司第一采气厂2024年计量标准设备及计量器具委托检定已由长庆油田分公司批准，资金来自企业自筹（资金来源），出资比例为100%，招标人为 长庆油田分公司第一采气厂。项目已具备招标条件，现对该项目的服务进行公开招标。 2. 项目概况与招标范围 2.1项目概况： 为了确保计量标准器具和现场工作计量器具的准确可靠、合法有效，根据计量法及实施细则的要求，结合计量器具量值溯源工作开展的实际情况，将对第一采气厂在用计量标准、计量标准辅助设备及计量器具计划需检定共计8174台套进行委托检定，最终以实际校验数量进行合同验收结算。 2.2招标范围: 长庆油田分公司第一采气厂2024年计量标准设备及计量器具委托检定。 招标人对第一采气厂共计8174台套计量标准、计量标准辅助设备、计量器具进行委托送检及维修。按照计划，由投标人送2999台套标准设备及计量器具（标准设备、甲醇流量计（质量流量计）、化验仪器、液位计、温湿度表、空盒气压表、压力变送器、温度变送器、流量计、孔板）、国家石油天然气大流量计量站现场检定贸易交接流量计算机45台、230台贸易交接变送器；可燃气体、硫化氢、甲醇固定式气体探测器现场检定4900台。对完成的仪器仪表提供有效计量检定证书或校准证书。最终以实际检定数量进行合同验收结算。 本项目共划分4个标段，具体标段划分如下： （1）第一标段名称：长庆油田分公司第一采气厂2024年计量标准设备及计量器具委托检定（标准设备及仪器仪表） 招标控制价：198.9万元（不含税） 主要内容包括：1028台套标准设备及计量器具委托检定（标准设备、甲醇流量计（质量流量计）、化验仪器（包含维护维修，产生的所有费用由投标人承担）、温湿度表、空盒气压表、压力变送器、温度变送器、流量计、孔板）并出具检定/校准证书。（具体见表1）。标准设备及仪器仪表的检定要符合当地市场监管理局对计量建标、授权的要求和招标人对设备和仪器仪表检定的要求，投标人报各标准设备及仪器仪表检定单价，最后形成总价。 （2）第二标段名称：长庆油田分公司第一采气厂2024年计量标准设备及计量器具委托检定（液位计检定） 招标控制价：184.0万元（不含税） 主要内容包括：对2300台液位计进行检定并出具检定证书。第一采气厂液位计检定区域包括：作业一区（16座站）、作业二区（18座站）、作业三区（15座站）、作业四区（17座站）、作业六区（16座站）、作业七区（13座站）、作业八区（12座站）、作业九区（15座站）、第一净化厂、第二净化厂、第三净化厂、第四净化厂、第五净化厂、银川供气站共计2300台液位计开展检定。仪器仪表的检定要符合当地市场监管理局的要求和招标人对仪器仪表检定的要求，投标人报各标准设备及仪器仪表检定单价，最后形成总价。 （3）第三标段名称：长庆油田分公司第一采气厂2024年计量标准设备及计量器具委托检定（北区固定式气体探测器周期检定） 招标控制价：76.5万元（不含税） 主要内容包括：第一采气厂固定式气体探测器检定区域包括：作业二区、作业三区、作业六区、作业七区、第三净化厂、第四净化厂、井口及生产区域各餐厅食堂共计2550台可燃气体、硫化氢、氧气、甲醇固定式气体探测器开展检定并检定证书。仪器仪表的检定要符合当地市场监管理局的要求和招标人对仪器仪表检定的要求，投标人报各标准设备及仪器仪表检定单价，最后形成总价。 （4）第四标段名称：长庆油田分公司第一采气厂2024年计量标准设备及计量器具委托检定（南区固定式气体探测器周期检定） 招标控制价：70.5万元（不含税） 主要内容包括：第一采气厂固定式气体探测器检定区域包括：作业一区、作业四区、作业八区、作业九区、储气库作业区；第一净化厂、第二净化厂、第五净化厂、银川供气站、环境监测站、井口及生产区域各餐厅食堂共计2350台可燃气体、硫化氢、氧气、甲醇固定式气体探测器开展检定并检定证书。仪器仪表的7.联系方式 招 标 人：长庆油田分公司第一采气厂 联 系 人：张胜军 联系电话：029-86503913 招标代理机构：中国石油物资有限公司西安分公司 单位地址：陕西省西安市凤城五路与明光路十字路口天朗经开中心二层 联 系 人：程晓艳 游涛 联系电话：029-68934554 电子邮箱：921187403@qq.com 招标机构： 中国石油物资有限公司西安分公司 2024年04月01日

10月26日－27日，胜利油田供水公司环境监测站、信息中心、仙河水厂等相关领导一行访问安恒公司并实地考察了安恒公司在京津两地的典型用户。 10月26日，他们来到天津自来水公司就天津水司实施的35个点的供水管网水质监测系统进行了实地考察。天津自来水公司和胜利油田供水公司双方就城市供水管网运行管理和在线实时水质监测的一系列技术问题进行了深入探讨，据天津自来水公司科技开发部阴部长介绍，目前国内的城市供水管网水质在线监测技术刚刚起步，在管网监测点的布点、指标参数的选择、水质仪器选型、数据传输等技术问题上还在摸索阶段，值得供水企业探讨交流，并不断积累实际工程经验，双方一致认为城市供水管网在线监测的技术难点在于如何调节管网压力波动、维持进样流量稳定、获得真实、可靠的水质数据，以及数据的实时、稳定、安全传输等这些技术难点，天津自来水公司在城市供水管网水质监测系统中选用的是美国HACH公司1720E在线浊度仪、CL17在线余总氯监测仪，并在天津自来水、安恒公司等相关单位长达八个月的实验研究中得以一一解决和落实。 通过技术交流、现场考察，胜利油田供水公司一行共同认可了HACH仪表的先进技术和可靠、稳定的性能，也认可了安恒公司组装方案、数据传输方案的全面性和可实践性。胜利油田供水公司还参观了天津自来水公司西河北水厂的水质在线监测点，在现场体会了安恒公司城市供水管网水质监测系统的稳定可靠。 10月27日，胜利油田供水公司一行又在北京参观考察了北京市门头沟污水处理厂，门头沟污水处理厂采用的是SBR工艺，安恒公司在水质分析仪表的选型上，充分考虑了工艺、水质状况、监测仪表性能等因素，最终在最核心的监测参数――溶解氧上选择了HACH的LDO荧光法无膜溶解氧分析仪， LDO是HACH公司污水处理中的核心产品，采用无膜荧光方法，与传统的电极法溶解氧相比较，具有自动校准、免维护等优点。出厂排口的水质监测选用的是HACH的OPTIQUANT TS-LINE和UVCOD来实现对SS和COD的监测，SS和COD的监测采用的是一个主机带两个探头的方法，在满足用户需求的情况下充分利用的HACH仪表的性能特点，为用户节省了资金，并且OPTIQUANT TS-LINE和UVCOD均采用了机械自清洗技术，同样大量的降低了维护量和维护费用。HACH产品在门头沟污水处理厂的良好运行，准确的诠释了在恶劣水质、零维护条件下准确、稳定的仪器性能，在目前国内污水处理厂用户技术水平整体偏低的情况下具有很好的实用性，充分得到了胜利油田供水公司的认可和青睐，也反映出安恒公司长期不懈坚持推广的仪器化、智能化闭环控制的污水处理厂工艺控制观念，并通过先进的工程技术手段，确保出水水质达标的最终目标的正确性和可实施性，这将成为城市污水处理厂的典型经验。 胜利油田供水公司领导们通过访问考察，进一步加深了对安恒公司的了解和信任，相信在未来的合作中，一定会更加的富有成效，会取得更大的成功！

Alberta Energy Regulator (AER)加拿大艾伯塔省能源监管机构 (Alberta Energy Regulator, AER) 指令 050：钻井废物管理 (Directive 050: Drilling Waste Management) 规定了艾伯塔省产生的钻井废物的处理和处置要求。钻井废料是指油砂勘探、地热钻井及管道建设的定向钻孔过程中产生的泥浆和岩屑。该指令旨在为钻井或管道的作业单位提供钻井废物有效的管理方法，并与当地环境保护和其他废物管理标准相协调，同时顾及到钻井废料场地的土壤恢复能力和当地的钻井废物管理的合规要求。在该指令中明确指出了生物毒性的检测要求，并在附录中指出使用发光细菌及 Microtox 生物毒性检测的方法对钻井废物进行毒性检测，同时对参考标准、评估方法等做出了详细说明和要求。该指令还指出钻井过程中一些添加剂和泥浆作业中的产物是有毒的，常规化学分析方法对这类物质不能够准确的识别检测，也不能合理评估其对植被、微生物、水生物种、野生动物或人类的毒害程度，需使用 Microtox 生物毒性测试对钻井废物进行分析，生物毒性测试还可用于预测环境因素对生态环境的影响以及钻井废物的短期和长期毒性水平。此外，对钻井废物的毒性测试应能够对有机物、金属离子、有机金属聚合物或气态成分产生毒性效应，而不是高度依赖主要营养物或离子浓度。此外，在该指令中之还引用了一些使用 Microtox 生物毒性测试方法进行毒性检测的国际及行业标准，并表示评估钻井废物的优先方法是加拿大标准委员会或加拿大协会认可的已获得或预期获得实验室认证的方法。常规水质参数，如溶氧、浊度、pH、氮、磷、COD等对水质安全的检测程度有限，无法给出一个生物性的综合指标；而实验室检测的常规方法，虽然可对规定项目进行精确监测，但是可能遗漏许多非常规毒性物质，无法确定对人体的毒性和综合效应；对于生物毒性检测技术，主要是通过生物传感器监测受试水生生物的生物学指标变化，它的检测范围广，对大多数有机/无机有毒物质敏感，可反映水体的综合毒性变化，适合用于有毒物质污染事件的应急监测和预警。Modern Water 作为 Microtox® 生物毒性检测技术的开发者和推广者，拥有丰富的生物毒性检测分析技术和经验，使用生物发光细菌作为生物传感器已有30多年的历史。Microtox® LX 分析仪内置了多达17种急性毒性分析模式，针对不同样品的毒性强弱提供高、中、低三档稀释模式和快筛功能，极大程度地减少了测试未知样品EC50（半数效应浓度）时的检测时间和试剂消耗。同时，功能强大的Microtox® Omni 分析软件允许用户自定义各种测试参数，包括平行样数量、稀释倍数、反应时间等，以满足科研人员的实验需求。Microtox® 生物毒性检测技术简单，快速，经济，方便和可重复性，已成为当今世界上最受认可的生物毒性测定法之一。Microtox® 可以在不到1个小时的时间内提供结果，可为全球的市政，工业和政府客户提供快速、准确、可靠的生物毒性检测/预警解决方案。，时长02:01

近日，由西北油田完井测试管理中心完成的红外成像搭载底部原油装置在顺北4-9H井首次运用，顺北4-9H井是顺北4条带一口重点开发井，由于该井生产原油为密度每立方厘米0.77毫克的轻质油，具有高含硫化氢、易挥发的特征，在试采装车过程中，不同的原油罐车装油口的大小与鹤管装油装置存在一定间隙，轻质原油挥发伴随硫化氢逸散，给现场施工带来一定安全隐患。该装置在实现全密闭打油的同时，人员不上罐观察，就可以通过红外热成像监测到液面的位置，既不影响原油装车，又保证了人员的安全。据悉，配套装置将在5月底在西北油田各完井测试现场全部配置到位。图为：在顺北4-9H井施工现场，施工人员正对红外成像搭载底部原油装车进行巡检图为：施工人员在顺北4-9H井施工现场，正在安装底部原油装车管线。

2005年4月底，吐哈油田压裂液在线粘度测量项目胜利结束现场测试和项目验收。本次验收的仪器为Brookfield公司的TT-100和TT-220在线粘度计，测试的样品为压裂液，经过实验室样品测试和现场样品测试，数据的对比性和仪器的可靠性得到了充分的肯定。 国际上油田行业的压裂液在线粘度测量应用非常广泛，采用的仪器为Brookfield公司的TT-100和TT-220在线粘度计，而在国内是首次采用该项技术。通过这次项目的验收，标志着我国油田行业在线粘度测量技术上了一个新的台阶，对压裂液交联比的控制从实验室配方控制向现场实时在线控制和测量发展，对压裂效果的现场控制提供了最直接的参考依据。

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长庆油田分公司2023年苏南公司生产区域压力表及压力变送器校验技术服务项目（二次） 陕西省-西安市 状态：公告 更新时间： 2022-12-23 招标文件: 附件1 附件2 招标公告长庆油田分公司2023年苏南公司生产区域压力表及压力变送器校验技术服务项目（二次）招标公告 招标编号：ZY22-XA412-FW1266 （重要提示：投标人务必认真填写招标文件附件《投标信息表》中的“服务”、“业绩发票”等表格，并在递交投标文件时，将已填写的《投标信息表》（EXCEL版）上传至中国石油电子招标投标交易平台“递交投标文件”的“价格文件”处。《投标信息表》（EXCEL版）填写的信息须与投标文件内容保持一致，若因填写信息错误或与投标文件内容不一致而导致对评审结果和合同签订的不利后果，由投标人自行承担。） 1. 招标条件 本招标项目长庆油田分公司2023年苏南公司生产区域压力表及压力变送器校验技术服务项目（二次）已由长庆油田分公司批准，资金来自企业自筹（资金来源），出资比例为100%，招标人为长庆油田苏里格南作业分公司。项目已具备招标条件，现对该项目的服务进行公开招标。 2. 项目概况与招标范围 2.1项目概况：依据苏南公司2023年已批复工作计划，结合2023年新井投产计划及2023年连井计划，为确保苏南生产现场仪器合格有效，需要对生产现场场站内和井口压力表及压力变送器等按照校验周期进行定期校验，出具校验证明及记录，按照生产现场实际需求，以该项目预计工作量为参考，在2023年年终项目结束时，以实际工作量进行结算。 2.2招标范围：长庆油田分公司2023年苏南公司生产区域压力表及压力变送器校验技术服务项目（二次）,本项目计划投资163.9356万元（含税及其他所有费用），共需1名服务商。 2.3服务期限：自合同签订之日起至2023年12月31日。 2.4服务地点：苏南公司生产建设现场。 2.5标段划分：本项目划分标段。 3. 投标人资格要求 3.1投标人须是依照中华人民共和国法律在国内注册的法人或其他组织，具备有效的营业执照。 3.2投标人须具有国家（或省级）质量技术监督部门考核并颁发的《法定计量检定机构计量授权证书》，且该证书附件名目中必须包含本项目所涉及的压力表、压力变送器、温度变送器及液位计内容；具有有效的压力表、压力变送器、温度变送器及液位计（液位变送器）的计量标准考核证书。 3.3人员要求：须至少配备项目负责人1人，技术负责人1人，专职安全员1人，操作工4人；所有人员均为企业自有员工，安全员具有有效的安全生产考核合格证，所有人员具有有效的注册计量师执业资格证。 3.4设备及车辆要求：投标人须配备自有设备及车辆，压力、温度变送器检测标准设备配备活塞式压力计、恒温槽、热电偶检定炉；现场配备皮卡车2辆。 3.5 财务要求：未被责令停产停业；未进入清算程序，或被宣告破产，或其他丧失履约能力的情形；投标人应提供2021年度经会计师事务所或审计机构审计的财务审计报告，包括资产负债表、利润表、现金流量表、财务报表附注。 3.6信誉要求：①未被市场监督管理总局在国家企业信用信息公示系统中列入严重违法失信企业名单；②未被最高人民法院在“信用中国”网站（www.creditchina.gov.cn）或各级信用信息共享平台中列入失信被执行人名单失信被执行人；③投标人或其法定代表人、拟委任的项目负责人无行贿犯罪行为。 3.7被中国石油集团公司或长庆油田分公司纳入“黑名单”或限制投标的潜在投标人，其投标将会被否决。 3.8本次招标不接受联合体投标。 4．招标文件获取 4.1凡有意参加投标的潜在投标人，请于北京时间2022年12月24日至2022年12月28日内完成以下两个步骤： ①登录中国石油电子招标投标交易平台（网址：http://ebidmanage.cnpcbidding.com/bidder/ebid/base/login.html在线报名（如未在中国石油电子招标投标交易平台上注册过的潜在投标人需要先注册并通过平台审核，审核通过后登录平台在可报名项目中可找到该项目并完成在线报名，具体操作请参考中国石油招标投标网操作指南中“投标人用户手册”相关章节，有关注册、报名等有关交易平台的操作问题请咨询技术支持团队相关人员，咨询电话:4008800114 语音导航转电子招标平台）； ②投标人购买招标文件地址：http://www2.cnpcbidding.com， 投标人在缴费平台和招标投标交易平台仅登录账号一致，首次登录缴费平台需要投标人通过手机验证码登录，登录后设置密码，详见《投标商用户操作手册》。如有问题，致电400-8800-114转电子招标平台。 4.2招标文件每套售价为200元人民币，请有意参加投标的潜在投标人确认自身资格条件是否满足要求，售后不退，应自负其责。 4.3本次招标文件采取线上发售的方式。潜在投标人在4.1规定的时间内完成4.1规定的2项工作（在线报名和自助购买文件）后，潜在投标人可在中国石油电子招标投标交易平台下载招标文件。 4.4投标人支付标书费后，在商城个人中心进入订单列表，点击已缴纳的标书费订单，点击订单详情，可以自行下载电子版普通发票。 4.5此次采购招标项目为全流程网上操作，需要使用U-key完成投标工作，所有首次参与中国石油招标项目投标人必须办理U-key。具体办理通知公告及操作手册下载方法如下： 登录中国石油招标投标网首页：https://www.cnpcbidding.com“通知公告栏目”的“操作指南”中“电子招投标平台Ukey办理通知公告及操作手册”，即可下载“Ukey办理通知公告及操作手册.zip”。 5．投标文件递交 5.1 本次招标采取网上电子版提交投标方式，以“中国石油电子招标投标交易平台”上传的电子版为准。 5.1.1提交时间：投标人须在投标截止时间（详见本章6.1条款）前通过“中国石油电子招标投标交易平台”提交电子版投标文件，投标截止时间未被系统成功传送的电子版投标文件将不被系统接受，视为主动撤回投标文件。考虑投标人众多，避免受网速影响，以及网站技术支持的时间，建议于投标截止时间前24小时完成网上电子版的提交。如果出现上述因素或不可预见因素提交电子版投标文件失败者，一切后果由投标人自行负责。 5.2潜在投标人应在投标截止时间前提交叁万元人民币的投标保证金。 6．开标 6.1 投标截止时间和开标时间（网上开标）：2023年01月13日08时30分（北京时间）。 6.2 开标地点（网上开标）：中国石油电子招标投标交易平台 6.3 本次招标采取网上开标方式，招标审计相关部门现场监督，所有投标人可准时进入中国石油电子招标投标交易平台开标大厅参加在线开标仪式。 6.4 潜在投标人对招标文件有疑问请联系招标代理机构；对网上操作有疑问请联系技术支持团队人员。 技术支持团队：中油物采信息技术有限公司 咨询电话:4008800114 语音提示“电子招投标” 如有疑问请在工作时间咨询。 招标公告中未尽事宜或与招标文件不符之处，以招标文件为准。 7．发布公告的媒介 本次招标公告同时在中国招标投标公共服务平台（www.cebpubservice.com），中国石油招标投标网（www.cnpcbidding.com）上发布。 8.联系方式 招 标 人：长庆油田苏里格南作业分公司 联 系 人：王小勇 联系电话：18393827928 招标代理机构：中国石油物资有限公司西安分公司 单位地址：陕西省西安市凤城五路与明光路十字路口天朗经开中心二层 联 系 人：野宁 崔永波 联系电话：029-68934566 电子邮箱：1094036597@qq.com 招标机构： 中国石油物资有限公司西安分公司 2022 年 12 月 23日 公告附件1：投标商用户操作手册.pdf 公告附件2：长庆油田承包商自主管理平台用户操作手册(2022.11).pdf × 扫码打开掌上仪信通App 查看联系方式 $('.clickModel').click(function () { $('.modelDiv').show() }) $('.closeModel').click(function () { $('.modelDiv').hide() }) 基本信息关键内容：恒温槽 开标时间：2023-01-13 08:30 预算金额：163.94万元 采购单位：长庆油田苏里格南作业分公司 采购联系人：点击查看 采购联系方式：点击查看 招标代理机构：中国石油物资有限公司西安分公司 代理联系人：点击查看 代理联系方式：点击查看 详细信息 长庆油田分公司2023年苏南公司生产区域压力表及压力变送器校验技术服务项目（二次） 陕西省-西安市 状态：公告 更新时间： 2022-12-23 招标文件: 附件1 附件2 招标公告长庆油田分公司2023年苏南公司生产区域压力表及压力变送器校验技术服务项目（二次）招标公告 招标编号：ZY22-XA412-FW1266 （重要提示：投标人务必认真填写招标文件附件《投标信息表》中的“服务”、“业绩发票”等表格，并在递交投标文件时，将已填写的《投标信息表》（EXCEL版）上传至中国石油电子招标投标交易平台“递交投标文件”的“价格文件”处。《投标信息表》（EXCEL版）填写的信息须与投标文件内容保持一致，若因填写信息错误或与投标文件内容不一致而导致对评审结果和合同签订的不利后果，由投标人自行承担。） 1. 招标条件 本招标项目长庆油田分公司2023年苏南公司生产区域压力表及压力变送器校验技术服务项目（二次）已由长庆油田分公司批准，资金来自企业自筹（资金来源），出资比例为100%，招标人为长庆油田苏里格南作业分公司。项目已具备招标条件，现对该项目的服务进行公开招标。 2. 项目概况与招标范围 2.1项目概况：依据苏南公司2023年已批复工作计划，结合2023年新井投产计划及2023年连井计划，为确保苏南生产现场仪器合格有效，需要对生产现场场站内和井口压力表及压力变送器等按照校验周期进行定期校验，出具校验证明及记录，按照生产现场实际需求，以该项目预计工作量为参考，在2023年年终项目结束时，以实际工作量进行结算。 2.2招标范围：长庆油田分公司2023年苏南公司生产区域压力表及压力变送器校验技术服务项目（二次）,本项目计划投资163.9356万元（含税及其他所有费用），共需1名服务商。2.3服务期限：自合同签订之日起至2023年12月31日。 2.4服务地点：苏南公司生产建设现场。 2.5标段划分：本项目划分标段。 3. 投标人资格要求 3.1投标人须是依照中华人民共和国法律在国内注册的法人或其他组织，具备有效的营业执照。 3.2投标人须具有国家（或省级）质量技术监督部门考核并颁发的《法定计量检定机构计量授权证书》，且该证书附件名目中必须包含本项目所涉及的压力表、压力变送器、温度变送器及液位计内容；具有有效的压力表、压力变送器、温度变送器及液位计（液位变送器）的计量标准考核证书。 3.3人员要求：须至少配备项目负责人1人，技术负责人1人，专职安全员1人，操作工4人；所有人员均为企业自有员工，安全员具有有效的安全生产考核合格证，所有人员具有有效的注册计量师执业资格证。 3.4设备及车辆要求：投标人须配备自有设备及车辆，压力、温度变送器检测标准设备配备活塞式压力计、恒温槽、热电偶检定炉；现场配备皮卡车2辆。 3.5 财务要求：未被责令停产停业；未进入清算程序，或被宣告破产，或其他丧失履约能力的情形；投标人应提供2021年度经会计师事务所或审计机构审计的财务审计报告，包括资产负债表、利润表、现金流量表、财务报表附注。 3.6信誉要求：①未被市场监督管理总局在国家企业信用信息公示系统中列入严重违法失信企业名单；②未被最高人民法院在“信用中国”网站（www.creditchina.gov.cn）或各级信用信息共享平台中列入失信被执行人名单失信被执行人；③投标人或其法定代表人、拟委任的项目负责人无行贿犯罪行为。 3.7被中国石油集团公司或长庆油田分公司纳入“黑名单”或限制投标的潜在投标人，其投标将会被否决。 3.8本次招标不接受联合体投标。 4．招标文件获取 4.1凡有意参加投标的潜在投标人，请于北京时间2022年12月24日至2022年12月28日内完成以下两个步骤： ①登录中国石油电子招标投标交易平台（网址：http://ebidmanage.cnpcbidding.com/bidder/ebid/base/login.html在线报名（如未在中国石油电子招标投标交易平台上注册过的潜在投标人需要先注册并通过平台审核，审核通过后登录平台在可报名项目中可找到该项目并完成在线报名，具体操作请参考中国石油招标投标网操作指南中“投标人用户手册”相关章节，有关注册、报名等有关交易平台的操作问题请咨询技术支持团队相关人员，咨询电话:4008800114 语音导航转电子招标平台）； ②投标人购买招标文件地址：http://www2.cnpcbidding.com， 投标人在缴费平台和招标投标交易平台仅登录账号一致，首次登录缴费平台需要投标人通过手机验证码登录，登录后设置密码，详见《投标商用户操作手册》。如有问题，致电400-8800-114转电子招标平台。 4.2招标文件每套售价为200元人民币，请有意参加投标的潜在投标人确认自身资格条件是否满足要求，售后不退，应自负其责。 4.3本次招标文件采取线上发售的方式。潜在投标人在4.1规定的时间内完成4.1规定的2项工作（在线报名和自助购买文件）后，潜在投标人可在中国石油电子招标投标交易平台下载招标文件。 4.4投标人支付标书费后，在商城个人中心进入订单列表，点击已缴纳的标书费订单，点击订单详情，可以自行下载电子版普通发票。 4.5此次采购招标项目为全流程网上操作，需要使用U-key完成投标工作，所有首次参与中国石油招标项目投标人必须办理U-key。具体办理通知公告及操作手册下载方法如下： 登录中国石油招标投标网首页：https://www.cnpcbidding.com“通知公告栏目”的“操作指南”中“电子招投标平台Ukey办理通知公告及操作手册”，即可下载“Ukey办理通知公告及操作手册.zip”。 5．投标文件递交 5.1 本次招标采取网上电子版提交投标方式，以“中国石油电子招标投标交易平台”上传的电子版为准。 5.1.1提交时间：投标人须在投标截止时间（详见本章6.1条款）前通过“中国石油电子招标投标交易平台”提交电子版投标文件，投标截止时间未被系统成功传送的电子版投标文件将不被系统接受，视为主动撤回投标文件。考虑投标人众多，避免受网速影响，以及网站技术支持的时间，建议于投标截止时间前24小时完成网上电子版的提交。如果出现上述因素或不可预见因素提交电子版投标文件失败者，一切后果由投标人自行负责。 5.2潜在投标人应在投标截止时间前提交叁万元人民币的投标保证金。 6．开标 6.1 投标截止时间和开标时间（网上开标）：2023年01月13日08时30分（北京时间）。 6.2 开标地点（网上开标）：中国石油电子招标投标交易平台 6.3 本次招标采取网上开标方式，招标审计相关部门现场监督，所有投标人可准时进入中国石油电子招标投标交易平台开标大厅参加在线开标仪式。 6.4 潜在投标人对招标文件有疑问请联系招标代理机构；对网上操作有疑问请联系技术支持团队人员。 技术支持团队：中油物采信息技术有限公司 咨询电话:4008800114 语音提示“电子招投标” 如有疑问请在工作时间咨询。 招标公告中未尽事宜或与招标文件不符之处，以招标文件为准。 7．发布公告的媒介 本次招标公告同时在中国招标投标公共服务平台（www.cebpubservice.com），中国石油招标投标网（www.cnpcbidding.com）上发布。 8.联系方式 招 标 人：长庆油田苏里格南作业分公司 联 系 人：王小勇 联系电话：18393827928 招标代理机构：中国石油物资有限公司西安分公司 单位地址：陕西省西安市凤城五路与明光路十字路口天朗经开中心二层 联 系 人：野宁 崔永波 联系电话：029-68934566 电子邮箱：1094036597@qq.com 招标机构： 中国石油物资有限公司西安分公司 2022 年 12 月 23日 公告附件1：投标商用户操作手册.pdf 公告附件2：长庆油田承包商自主管理平台用户操作手册(2022.11).pdf

由吉林大学仪器科学与电气工程学院林君课题组承担的吉林省科技发展计划重大项目“井—地网络化油水界面电阻率成像仪的研制”于近日通过专家鉴定，并经油田现场测试实验效果良好。 　　作为一种快捷、准确探测油田剩余油分布的专业仪器，该成像仪主要用于油田注水驱油和压裂注气前后的电阻率动态变化测试，从而解决石油开采、油田勘探及煤层气勘探等过程中的注水井调剖堵水效果探测、注水推进前沿和高渗透带探测、蒸汽驱动态监测、聚合物驱动态监测等问题 具有高精度、高效率、低成本、易施工等特点，在注水分布和剩余油分布研究中应用前景广阔。 　　据介绍，该成像仪可从强噪声中提取有用信号，实现微弱信号的检测 可实现多路信号的同步采集和数据高速传输 通过动态电阻率反演，不仅能看到压裂液(低阻体)前沿的推进过程，还能看到石油(高阻体)的聚集过程，为准确确定剩余油分布提供重要依据。 　　图为科技人员在调试相关仪器设备。

中国油田污水回注计量是对油井进行合理配注的关键环节，油田污水的不合理回注与排放，不仅能使地面设备不能正常工作，而且会因为地层堵塞而带来危害，同时也会造成环境污染。 那么，在油田上都用哪些油田流量计呢？目前，在油田水计量方面，所应用的水流量计各个时期的产品都有，根据现场的使用情况，发现了它们各自的优缺点。也发现并不是新型的、先进的仪表就可以适用所有地方，只有根据流量、流态、安装要求与环境条件等因素，合理有效地利用各种类型的水计量仪表才能发挥出它们真正的性能。如果计量数据不准确将会造成地质产水量、污水处理量和注水量三者不吻合的现象，影响了注采方案的实施，所以选择合适的流量计也是必修功课之一。因为该流量计应用在油田等特殊场合，所以对控制端的防爆要求非常高。生产时需在设备连接端和客户控制端之间灌胶密封隔离，防止因控制端电子设备短路打火等情况引起严重事故的发生，以至对灌胶量的精度要求非常严苛。客户案例 某著名企业于1986年在美国成立，是印刷线路板及组装业务的EMS提供者。目前公司在北美、欧洲、南美和亚洲的七个国家设有16家工厂。*EMS：Electronic Manufacturer Service或称ECM（Electronic Contract Manufacturing），中文又译为专业电子代工服务，或电子专业制造服务，是一个新兴行业，它指为电子产品品牌拥有者提供制造、采购、部分设计以及物流等一系列服务的生产厂商产品应用目前客户使用一套德国进口的 100万元的灌胶设备，但还无法精确控制。客户加注完成后使用天平测量注胶重量，标准重量43g ,允许误差范围 42.2g-43.2g从而判定产品是否合格，并把结果上传电脑，保证可追溯性。那么就随小编一起来看看该客户是如何控制注胶重量的：奥豪斯在了解客户需求后，为该公司推荐的产品为CP3202天平。 *CP天平满足客户测量需求，精度、量程都可保证数据的准确性 ，有数据存储功能，以保证可追溯性。 客户评价奥豪斯CP天平的高精确性，最大程度上减少了注胶的误差，提高了灌胶的精准度，提升了流量计的安全性。满足了客户的需求，赢得了客户的好评。CP系列天平概览：

中新新疆网4月17日电(王侠 张兆耕 周春梅)4月14日，新疆油田公司实验检测研究院正式获得《生活饮用水卫生标准》(GB5749-2006)全部106项指标检测资格证书。 　　自此，克拉玛依成为新疆首个能在本地检测生活饮水全部指标的地州市，新疆油田公司实验检测研究院将有资格向社会出具具有法律效力的检测数据。 　　“这为市民喝上清洁水、放心水提供了有力保障。”新疆油田公司实验检测院环境监测(水质)中心副主任王雨说。 　　这一资格由中国合格评定国家认可委员会颁发。根据卫生部要求，到2015年，各省及省会城市须全覆盖这106项指标的检测，使上述城市的检测与世界先进水质检测标准基本接轨，地市级城市覆盖42项常规指标和部分重点指标。 　　而这一标准强制覆盖前，饮用水卫生国标仅须检测35项指标。新标准强化了对总大肠菌群检出、重金属含量限值、有机物、农药、微生物和消毒副产物等方面的要求。 　　据悉，2012年，新疆油田公司实验检测研究院即启动了建立生活饮用水106项指标检测方法的重任。该院通过多次赴外“取经”，邀请国际先进设备生产厂进行技术交流等方式，确保院技术人员在较短时间内高标准地完成了检测建项。当年年底，建项工作完成。 　　2013年5月，新疆油田公司实验检测研究院向中国合格评定国家认可委员会申请实验室饮用水水质检测资质认定。去年12月初，该委员会通过现场评审认定，新疆油田公司实验检测研究院的检测结果精准可靠，检测分析方法符合国家《生活饮用水卫生标准》等14个标准的要求，已具备了106项指标检测能力，同意通过现场评审。目前，新疆油田公司实验检测研究院已受克拉玛依市卫生局的委托，按照新标准检测克拉玛依市生活饮用水。

近日，神开公司顺利通过中国石油天然气集团公司钻井防喷器和防喷器控制装置井控装备生产企业资质认证审核，两类产品双双成功取得甲级资质证书。这是神开公司成立以来这两类产品首次取得中石油甲级资质，也因此成为目前国内唯一一家钻井防喷器和防喷器控制装置同时取得中石油甲级资质的生产企业。中石油对于甲级资质审核有一整套非常严苛的审核流程，对于生产企业的综合管理能力、技术研发能力、制造能力、售后服务能力、市场销售业绩均有很高的标准和硬性的指标要求。神开长期致力于对大通径、高压力防喷器的研发、制造以及对内腔抗硫堆焊的特殊工艺、带压剪切、气密封实验能力等技术的研究。通过长期积累经验并不懈努力，大通径高压力防喷器（图1）各项指标均达到甲级资质要求，此防喷器集五大特点于一身：1. 通径大：闸板最大26 3/4"，导流器最大30"；2. 压力高：最高工作井压20000Psi；3. 耐高温：极限高温可达177℃；4. 高抗硫：特殊处理的内腔表面并结合其他技术手段能有效防止硫化氢应力腐蚀及流道的表面冲刷、侵害；5. 剪切能力强：在控制油压小于21MPa情况下：可剪断S-135级、V-150级、厚壁、高冲击功的PSL3钻杆，也可剪断外径7 5/8"、壁厚12.7mm的套管。其中F35-105防喷器组已经在中国西南某油田投入使用，其井深近9000米，近200天的连续钻井作业中，该套井控防喷器设备运行正常，各项技术指标和性能参数符合设计要求，体现了该产品在极端恶劣工况下的可靠性和安全性。神开防喷器远程控制装置在本次中石油双甲资质评审中也达到甲级资质要求。防喷器远程控制装置的智能化、自动化设计，可以对井控数据和报警状态进行检测、记录及远传，对故障状态进行远传诊断并为远控产品全生命周期管理提供数据支持；可实现一键关井、剪切旁通联动等功能，在应急响应时可有效解决多级操作、多人控制，造成控制慢、易误操作的问题，提高了防喷器开关控制的安全性和井喷应急处理的可靠性；同时可以满足高温、严寒复杂恶劣工况环境下使用。拥有一键应急关井、剪切旁通联动等功能的FKDQ1440-14电控型防喷器远程控制装置（图2），已在西南某油田投入使用，使用情况良好，为石油天然气的开采提供了可靠的安全保障。图2 防喷器远程控制装置神开钻井防喷器和防喷器控制装置这两大类产品“双甲”资质的取得，是中国石油行业顶级企业对这神开两大类产品的高度认可。为客户提供安全、高效、优质的产品，是神开始终追求的品牌理念，同时也是将上海“精益求精、追求卓越”的文化内涵融入产品的成功典范。此次“中石油双甲资质”的获得将有力地提升公司的综合竞争实力，对于进一步拓宽井控装备油气市场，特别是高端井控装备市场具有重要而深远的意义。

一、全国油气产量当量创历史新高　　2023年，国内油气产量当量超过3.9亿吨，连续7年保持千万吨级快速增长势头，年均增幅达1170万吨油当量，形成新的产量增长高峰期。　　原油产量达2.08亿吨，同比增产300万吨以上，较2018年大幅增产近1900万吨，国内原油2亿吨长期稳产的基本盘进一步夯实。海洋原油大幅上产成为关键增量，产量突破6200万吨，连续四年占全国石油增产量的60%以上。页岩油勘探开发稳步推进，新疆吉木萨尔、大庆古龙、胜利济阳3个国家级示范区及庆城页岩油田加快建设，苏北溱潼凹陷多井型试验取得商业突破，页岩油产量突破400万吨再创新高。陆上深层-超深层勘探开发持续获得重大发现，高效建成多个深层大油田，2023年产量1180万吨，我国已成为全球陆上6000米以深超深层油气领域引领者。　　天然气产量达2300亿立方米，连续7年保持百亿立方米增产势头。四川、鄂尔多斯、塔里木三大盆地是增产主阵地，2018年以来增产量占全国天然气总增产量的70%。非常规天然气产量突破960亿立方米，占天然气总产量的43%，成为天然气增储上产重要增长极。其中，致密气夯实鄂尔多斯、四川两大资源阵地，产量稳步增长，全年产量超600亿立方米；页岩气新区新领域获重要发现，中深层生产基地不断巩固，深层持续突破，全年产量250亿立方米；煤层气稳步推进中浅层滚动勘探开发，深层实现重大突破，全年生产煤层气超110亿立方米。二、塔里木盆地深地工程成功打造增储上产大场面　　塔里木盆地深层油气勘探开发持续发力,塔北西部寒武系取得系列重大油气发现，富满、顺北、博孜-大北等主力油气田快速上产，油气增储上产向地球深部进军步伐不断加快。　　塔北西部寒武系新领域取得重大突破。两口风险探井托探1、雄探1井分别在5700、6700米井段获得高产，取得库车南斜坡寒武系陆相油气勘探重要突破，迎来塔北西部上寒武统白云岩海相油气首次发现，落实亿吨级规模油气藏，证实了库车南斜坡多目的层系巨大的勘探潜力，开辟了塔里木盆地新的十亿吨级战略接替领域。托探1井 寒武系勘探获重大突破　　富满、顺北超深层大油气田勘探开发持续推进。富满油田持续深化油藏富集规律认识，加快推进集中建产、规模上产，全年油气产量当量快速增长至400万吨，年均增长76万吨。顺北油气田锚定富油气区集中部署，高效落实了两条亿吨级油气富集主干条带，新增油气探明储量2564万吨、675亿立方米，全年油气产量127万吨、22亿立方米。其中，顺北84斜井刷新亚洲最深商业油气藏记录至垂深8937米，跃进3-3XC完钻井深达9432米，刷新亚洲最深井斜深和超深层钻井水平位移两项纪录。富满油田快速建产现场　　博孜-大北超深层大气田加快产建节奏，先后攻克清洁完井、井完整性、高压长距离混输等关键工程技术瓶颈，天然气百亿立方米上产踏点运行，克深气田“控-调-排”协同治水保稳产，库车地区超深层天然气产量达180亿立方米。三、海洋油气勘探开发再获新突破　　我国海上油气勘探开发持续发力，通过创新成盆成凹机制、油气成藏模式认识，在渤海海域、南海深水领域再获亿吨级油气勘探新发现，开辟深水、深层、隐蔽油气藏、盆缘凹陷等勘探新领域，支撑海洋强国建设能力进一步增强。　　渤海南部发现全球最大太古界变质岩渤中26-6油田，渤海湾负向潜山钻获最高日产油气325吨、33万立方米，累计探明和控制地质储量超2亿吨油当量。渤海浅层秦皇岛27-3油田明下段测试喜获高产，探明石油地质储量超过1亿吨。南海东部深水获亿吨级油气发现，珠江口盆地开平南油田钻获日产超千吨高产油流井，累计探明地质储量超1亿吨油当量。开平南油田勘探作业平台现场　　渤海首个大型整装千亿立方米渤中19-6凝析气田一期开发项目顺利投产，气田累计探明天然气地质储量超2000亿立方米、凝析油地质储量超2亿立方米，由我国自主设计、建造、安装及生产运营，海上深层潜山油气藏开发迈入新阶段。渤海亿吨级油田群垦利6-1油田群全面投产，日产原油突破8000吨，当年贡献原油增量245万吨。近年来，渤南、陆丰、流花、恩平等油气田群成为海上油气产量增长点，我国海上已建成渤海3000万吨级、南海东部2000万吨级两个大型油气生产基地。渤中19-6凝析气田渤海亿吨级油田群垦利6-1油田群四、非常规油气勘探开发取得重要突破　　页岩油气国家级示范区建设持续推进、新区新领域不断获得重要发现，深部煤层气勘探开发取得重大突破，非常规油气产量持续增长，成为全国油气增储上产的重要支撑。　　（一）页岩油产量突破400万吨再创新高　　新疆吉木萨尔陆相页岩油示范区发展建立咸化湖盆页岩油富集模式，通过技术和管理双向发力，“黄金靶体”钻遇率从43.4%提升至83.6%，资源动用程度由50%提高至89%，钻井、压裂引入市场化竞争模式，单井综合投资降至4500万元。2023年页岩油产量63.5万吨，实现了效益建产。新疆吉木萨尔陆相页岩油示范区　　胜利济阳陆相页岩油示范区建设稳步推进，实现“五个洼陷、三种岩相、两套层系、多种类型”的全面突破，博兴、渤南多类型页岩油取得重大突破，牛庄洼陷顺利投产，22口井累产油过万吨，3口井过3万吨，新增页岩油三级储量超9亿吨，年产量突破30万吨。胜利济阳陆相页岩油示范区　　大庆古龙页岩油示范区建设形成了以“精确甜点预测与靶层优选、立体开发井网设计与排采制度优化、水平井优快钻完井、缝控体积改造2.0”为核心的地质工程一体化技术体系，单井初始产量提高46%，单井EUR提高17%，落实探明地质储量超2亿吨。大庆古龙页岩油产区　　长庆庆城油田加大长7页岩油研究攻关力度，围绕新类型纹层型页岩油开展试验，5口水平井压裂试油均获成功。创新布井模式，形成了“短闷、强排、控采”全生命周期技术，开发效果稳步提升，储量动用程度由50%提升到85%。2023年页岩油产量207万吨，连续五年保持30万吨增长。　　（二）页岩气发展向深层跨越，突破迈进新层系　　页岩气国家级示范区建设稳步推进。长宁-威远页岩气田精细划分开发单元，针对性制定调整措施，钻获威215、自208等一批评价井，展示外围区良好潜力，有力支撑长宁-威远区块全年稳产超95亿立方米。涪陵页岩气田立体开发提高采收率技术持续提升，焦石坝区块形成“中北区三层立体开发、南区中上部气层联合开发”模式，有利区采收率最高可达44.6%，实现储量效益动用，年产量超85亿立方米。　　页岩气持续纵深发展，积极探索新区新层系。随着中国石化的金石103井、中国石油的资201、威页1井先后在寒武系筇竹寺组地层获高产工业气流，揭开寒武系超深层页岩气万亿级规模增储的新阵地。普光二叠系大隆组海相深层页岩气部署实施的雷页1HF井，完钻井深5880米，率先在四川盆地实现二叠系深层页岩气勘探重大突破，评价落实资源量1727亿立方米。红星二叠系茅四段、吴二段千亿立方米规模增储阵地进一步落实，培育形成“两层楼”勘探新场面。川东北普光二叠系大隆组雷页1HF井　　（三）煤层气突破深度禁区实现重要突破　　鄂尔多斯盆地东缘突破煤层气勘探开发地质理论“深度禁区”实现跨越式发展，在大宁-吉县、神府、大牛地等区块均获重要进展，深层煤层气探明地质储量超3000亿立方米，成为我国非常规天然气重要突破点。　　大宁-吉县地区深层煤层气先导试验年产量超10亿立方米。部署实施的风险探井纳林1H、佳煤2H井均获高产，纳林河-米脂北地区新增探明地质储量1254亿立方米，大吉-石楼地区新增探明地质储量1108亿立方米，落实了国内首个深层煤层气万亿立方米大气区。大宁-吉县地区深层煤层气田　　神府地区探明千亿立方米深层煤层气田。通过创新深煤层成藏机理认识、储层改造和差异化排采工艺，鄂尔多斯盆地东缘发现神府深层煤层气田，探明地质储量超1100亿立方米，展示盆地东缘深部煤层气藏勘探开发广阔前景。神府气田深深层煤层气现场　　大牛地煤层气田落实千亿方资源潜力。部署实施的深层煤层气阳煤1HF井压裂试获日产10.4万立方米,实现2800米深层煤层气重大突破，新增预测储量1226亿立方米，进一步证实大牛地气田富集高产规律和深层煤层气资源潜力。鄂尔多斯盆地大牛地气田中石化阳煤1HF井五、老油区深挖潜再次刷新我国陆上原油产量里程碑　　大庆、胜利等老油区深化精细勘探开发，强化大幅提高采收率技术攻关应用，开发态势持续向好，原油累计产量再次刷新记录，到达重要节点。　　大庆油田狠抓新一轮精细油藏描述、水驱精准挖潜和三次采油提质提效，连续9年保持3000万吨稳产，累计生产原油突破25亿吨，占全国陆上原油总产量的36%。通过创新化学驱提高采收率技术，助推三次采油产量累计突破3亿吨，建成了全球规模最大的三次采油研发生产基地。得益于特高含水后期精准油藏描述、调整及化学驱技术的高效应用，油田开发形势持续向好，主力油田标定采收率持续攀升达到48.2%。　　胜利油田打造海上、低渗、页岩油等产量增长点，连续7年稳产2340万吨以上，累计生产原油超13亿吨，占全国陆上原油总产量的19%。持续攻关低品位未动用储量效益建产模式，大力推广特高含水期精细注水调整技术，创新形成低渗油藏压驱注水开发技术，攻关突破海上、高温高盐、稠油油藏化学驱大幅度提高采收率技术，其中海上埕岛老油田应用新型二元复合驱油技术，大幅提高采收率14.2%，技术整体达到国际先进水平。六、四川盆地天然气千亿方生产基地建设稳步推进　　四川盆地聚焦天然气战略突破和规模增储上产，针对川中古隆起海相多层系、老区气田、川南页岩气、陆相致密气等领域，推动勘探开发多点开花，天然气年产量突破660亿立方米，“天然气大庆”产能基地建设稳步推进。四川盆地川中地区茅口组多层系天然气勘探获重要发现　　常规天然气形成盆地震旦系潜力区、二三叠系新区、老气田三大常规气稳产上产新局面。德阳-安岳大兴场地区大探1井灯影组获高产工业气流，开辟了震旦系规模增储新阵地；合川-潼南地区、八角场-南充地区茅口组获多项重要发现，展现超3000亿立方米规模勘探大场面；首个特高含硫整装大气田铁山坡气田建成产能超13亿立方米，进一步掌握高含硫气藏安全清洁高效开发核心技术。　　致密气在川西合兴场、巴中气田落实千亿立方米探明储量，高效规模建产。川西合兴场深层须家河组9口致密气井试获高产，探明地质储量1330亿立方米，年产气快速突破10亿立方米。四川盆地北部侏罗系凉高山组致密油气勘探取得重大突破，巴中1HF井首次在凉高山组河道砂岩试获日产超百吨稳定油气流，评价落实超亿吨资源量。川北侏罗系巴中1HF井七、12000米钻机助力万米科探“双子星”鸣笛开钻　　塔里木盆地和四川盆地是目前我国油气资源最丰富的两大盆地，也是未来油气发现的重要潜力区域。经反复地质论证，伴随我国自主研发的12000米特深井自动化钻机研制成功，两口万米科探井先后在塔里木、四川盆地鸣笛开钻，开启我国深层油气勘探开发地下万米“长征”，助推我国油气资源探索发现迈入“中国深度”。　　2023年5月，我国首口万米科探井——深地塔科1井开钻，设计井深11100米，面临特深、超高温、超高压、超重载荷、高应力等多因素地质挑战，预计钻井周期457天，该井立足科学探索与预探发现双重定位，寻找万米超深层战略接替领域。2023年7月，四川盆地第一口万米深井——深地川科1井开钻，设计井深10520米，7项工程难度指标位居世界第一，该井旨在揭示万米深部地层岩石和流体物理化学特征，验证工程技术装备适应性，探索川西北万米超深层灯影组含气性。深地塔科1井顺北油气田-亚洲陆上垂深最深千吨井——顺北84斜井　　两口万米井均装备使用我国自主研发的全球首套12000米特深井自动化钻机进行作业，通过创新研发耐220摄氏度超高温工作液、五开井身结构等技术，在钻井技术、装备制造、工程材料等多领域实现突破，为我国深层油气资源勘探开发提供装备保障，成功打造油气领域国之重器。八、旋转导向高端钻井技术装备实现跨越发展　　旋转地质导向钻井系统作为油气勘探开发工程保障的核心利器，长期为国外垄断。经过多年自主攻关，目前我国已研发形成系列产品并成功应用于钻井作业，我国高端钻井技术装备实现跨越发展。　　“璇玑”系统实现海上规模化应用，累计作业超1600井次，进尺超150万米，一次入井成功率达95%。“璇玑”2.0运用最新一代井下控制算法，集成垂直钻井、防托压、稳斜等多项智能模式，采用双活塞独立液压模块，配合新一代液压驱动电路，系统功耗明显下降、导向力输出大幅提升，为国产自研设备高难度定向井作业应用开创新局面。“璇玑”系统　　CG STEER-150系统稳定性、可靠性和寿命进一步提升，研制了高温高造斜旋转地质导向钻井系统样机，形成了“导向模块结构设计与制造”等六项关键核心技术，各项指标迈入前列。在川渝、长庆等地区的页岩油气、致密油气完成超230口井全井段导向作业，累计进尺36.6万米，自主生产率94.9%，实现了旋导工具国产化有效替代。　　经纬旋转地质导向系统突破静态推靠模式下高造斜率、高可靠性、精准轨迹控制等9项核心技术，国产化率94.5%，累计应用百余口井、进尺近20万米，助力胜利页岩油国家级示范区建设和川渝页岩气勘探发现。九、深水油气工程装备自主设计制造取得重大突破　　海洋油气工程装备瞄准发展需求，坚持自主创新，加快数字化、智能化技术应用，攻克自主设计、建造、海上安装等技术难题，推动我国深海油气勘探开发关键核心技术装备研制取得重大突破。　　我国自主设计建造的亚洲首艘圆筒型“海上油气加工厂”——“海洋石油122”浮式生产储卸油装置完成主体建造，相对传统船型，具有体积小、储油效率大幅提高、抵御恶劣海况能力强等优势。与国际上同等规模的圆筒型FPSO相比建设周期缩短一半，船体主尺寸精度达到世界先进水平，填补国内多项海洋工程行业技术空白，有效推动我国更多深水油田高效开发。“海洋石油122”浮式生产储卸油装置　　我国自主设计建造的深水导管架“海基二号”建设完工。“海基二号”导管架总高338米，总重达3.7万吨，均刷新亚洲纪录，将与“海洋石油122”共同服役于我国首个深水油田流花11-1/4-1油田，标志我国海洋深水油气装备设计建造能力实现稳步提升。深水导管架“海基二号”　　我国自主研发的海洋地震勘探拖揽采集装备“海经”系统，顺利完成3000米以深超深水海域油气勘探作业，通过现场数据处理，成功完成首张由我国自主装备测绘的3000米深水三维地质勘探图，使我国成为全球第三个掌握全套海洋地震勘探拖缆采集装备的国家。海洋地震勘探拖揽采集装备“海经”系统　　十、油气勘探开发与新能源融合发展推动绿色低碳转型　　立足统筹推进油气供应安全和绿色发展，油气开发企业在切实做好稳油增气、提升油气资源自主保障能力的基础上，加快与新能源融合发展步伐，在推动传统油气生产向综合能源开发利用和新材料制造基地转型发展，持续推动能源、生产供应结构转型升级等领域涌现出一批亮点成果。　　胜利油田建成油气领域首个具有自主知识产权的源网荷储一体化能源系统。立足油田清洁用能需求，建立包含清洁供能体系、多源互联电网、柔性生产负荷、多元储能系统在内的源网荷储一体化智慧能源管控平台，已建430兆瓦光伏、4.2亿千瓦时自发绿电全量消纳，有效支撑胜利油田生产用电绿电占比突破17%，年节约标煤29万吨，年减排二氧化碳约73万吨，开启了全产业链“控能、降本、增绿、减碳、提效”新实践。胜利油田源网荷储一体化智慧能源系统　　吐哈油田源网荷储一体化项目投运。围绕油田绿电需求，依托油区太阳能资源，大力开展清洁替代，利用油田电网建成120兆瓦源网荷储一体化项目，每年为油田提供清洁电能2.27亿千瓦时，全部自消纳，将油田总用能中新能源占比提高到21%，年节约标煤6.9万吨，年减排二氧化碳约13.1万吨，探索构建油气光电储高度融合、清洁低碳安全高效的新型电力系统发展路径。　　我国首座深远海浮式风电平台“海油观澜号”成功并入文昌油田群电网，正式为海上油气田输送绿电。投产后，年均发电量将达2200万千瓦时，全部用于油田群生产，每年可节约燃料近1000万立方米天然气，年减排二氧化碳2.2万吨。平台工作海域距海岸线100公里以上，水深超过100米，为我国风电开发从浅海走向深远海作出积极探索。深远海浮式风电平台“海油观澜号”

近日记者获悉，新区企业中海油服油田技术事业部塘沽作业公司作业小队在渤海油田渤中区块某井成功完成自研205℃高温地层测试仪器（简称“EFDT-Flame”）的首次海试作业，累计完成测压7个点，并取得1个深度点2280毫升稠油样品。本次作业成功，为中海油服自主研发的钻井中途油气层测试仪进军高温高压市场打下了坚实基础。据了解，EFDT-Flame是中海油服油田技术事业部自主研发的全新一代电缆地层测试仪，依托于集团公司《超高温高压电缆测井系统研制与产业化应用》项目，各模块全部采用耐温205℃、耐压140MPa指标设计，定位中深层高温高压油气勘探市场。本次作业仪器组成主要包含集成化遥传模块（含通讯和伽马功能）、集成化电子线路、宽频调速液压动力、大容量多PVT、井下流体实验室、大排量等压差泵抽、探针双挂和异向解卡等主要功能模块。其中，井下流体实验室可提供密度、粘度、电导率、光谱组分及荧光五种实时流体识别数据，宽频调速液压动力配合大排量等压差泵抽模块实现精准流动压力控制、效率更高，仪器整体具有集成化高、功能全、适应力强等优点。中海油服自主研发的钻井中途油气层测试仪自2010年首次在渤海地区投产应用以来，经过长达十几年的有效经营，通过软硬件升级、模块优化、科研产品推陈出新，已形成模块化、集成化、数字化等多元成熟体系。现场作业队伍具备丰富的测井经验、成熟的资料解释评价、可靠的装备维保输出、过硬的研发技术支持，能够高质高效提供测压、取样推荐深度及仪器优化组合建议，同时结合RTC实时作业支持系统，现场通过密切监测作业参数和精细化操作仪器，高质量完成每口井作业。自钻井中途油气层测试仪商业化投产以来，已累计作业700余井次，取得地层样品1500余个，测压数据高达上万个设计点。截至目前，中海油服自研钻井中途油气层测试仪已具备23支作业队伍，广泛分布渤海、黄海、东海、南海、陆地以及国外众多市场，与全球多个国家建立战略合作伙伴关系。应用市场存在150°型、175°型、205°型三种可耐不同地下井温的作业设备，9种探针系列、3种泵抽模式、6种取样模块、全系19种作业模块，可适配不同渗透、不同流度、不同岩层等全方位测井保障，成功打破市场限制，进军国际化高温高压等高难度测井市场。

南海，东南亚某国国家石油公司的钻井平台，上海光谱亚太代表处的工程师正在为客户安装调试Z-Xpress 6000型交直流塞曼原子吸收光谱仪，并为用户培训使用操作人员。 Z-Xpress 6000型交直流塞曼原子吸收光谱仪是上海光谱研制的具有自主知识产权的符合国际质量标准的“Z”（塞曼）系列高端原子吸收光谱仪产品之一，是针对国际市场需求特点配置的产品。产品在茫茫南海上，承受着高盐，高湿，高温以及震动和噪音环境的考验，在上海光谱亚太代表处应用技术支持工程师给细心安装，精心调试和耐心传教下，仪器表现出优秀的性能和出色的可靠性，优良的仪器和热忱的服务受到了用户高度好评和信赖，并已经签订了购买第二台产品的合同。 经过近六年的市场开发，上海光谱的品牌逐渐为亚太区域各个国家用户的认知，认可，在与国际主流品牌的竞争中经常力排众议，脱颖而出。相信只要坚持，就一定能取得更大的胜利！图一：上海光谱亚太代表处应用技术支持工程师在钻井平台的实验室上工作。图二：用户在上海光谱工程师的指导下操作仪器。有阳光的地方，就有......

3月5日，深地塔科1井已经钻至10006米，来到中国钻井史上前所未有的深度极限。在“摸不着，看不见”的万米之下，科研人员要如何精准识别岩层的信息呢？答案就藏在位于万米深层的岩屑里。地下岩屑是沟通地面与万米地下的载体，可以为整个钻探过程提供丰富的地质信息和工程信息。这也将是我国首次获取万米深层的岩石资料，其珍贵程度不亚于“月壤”。而岩屑要从深层回到地面，相当于要走10公里的路，四舍五入相当于跑了四分之一个全马了。岩屑在这一路上有哪些奇遇？科研人员又是如何揭秘其蕴藏的信息？在钻进过程中，钻头依靠锋利的金刚石“牙齿”旋转切削，整块岩石被切割成毫米大小的颗粒，散落在井筒当中。井筒内不断循环着钻井液，依靠自身的粘弹性将井底的岩屑颗粒返排至地面。岩屑在井筒中的行程将近花费200分钟，相当于我们平时休闲散步的速度。钻井液循环系统的振动筛正在滤筛钻井液中的大颗粒物质工作人员用筛网得到一定范围大小的岩屑井场百格盒中的岩屑井底160℃的钻井液从地层循环至地面，泛起阵阵白烟。通过钻井液循环系统中的振动筛可以将大颗粒物质与液体进行分离，清洗、晾晒之后便可得到井中的固体物质。这些固体物质往往还包括井壁的掉块以及坍塌物，而新鲜岩屑往往个体碎小、棱角明显，工作人员通过筛网进行简易的筛分后，根据不同的深度放置在百格盒不同的格子中。在深地塔科1井，为了取全取准万米井的地质资料，工作人员每米都要及时准确地捞取地下岩石样品，特别是进入9800米以后，更是每50厘米捞取一次岩石样品，通过地质分析为工程决策提供有力依据。深地塔科1井的岩屑薄片王孝明正在显微镜下观察薄片标本显微镜下的岩屑在地质学界，素有一片岩石看穿一座山的说法。在岩屑充分晾干后，工作人员会将岩屑制成薄片，通过显微镜观察，便可以判定岩屑的矿物组成和结构特征，解读万米深层演化的地质信息以及油气生成运移的蛛丝马迹。在制备薄片的过程中，首先需要选出1~2毫米的岩屑，借助研磨机，在载玻片上“手搓”出0.03毫米的透光薄片，对于人的眼力、手力和耐力是一个极大考验。如果达不到这个标准，就无法通过光学特征的差异来识别出不同的矿物种类，从而对地质情况造成误判。要如何确保把岩样磨到0.03毫米？塔里木油田实验检测研究院地质实验中心的王孝明每天要打磨十几片岩屑薄片，据他介绍，首先要把岩屑打磨到微微透光，大概是头发丝的厚度，这个过程需要靠手感一点点感知厚度变化，最后结合显微镜一点点抛光矫正，直到达到标准厚度。截至目前，王孝明和同事们已经磨制出500多片岩屑薄片，获取的地层信息也为下一步钻井工具的选择提供了重要参考。在以前，要实现上述的分析测试，必须得将岩屑运回后方的实验室，仅车程以及各项入库程序就得花费2到3天。而在这里，仅仅需要6个小时，就可以快速解开岩屑的奥秘。移动式岩心核磁共振测井仪器岩石也能做核磁？在深地塔科1井井场的东南角，停放着一辆红白相间的货车，这是由中国石油自主研发的车载岩石物理实验室，里面搭载着移动式岩心核磁共振测井仪器。晾晒好的岩屑可以在这里同步进行高精度的一维与二维核磁测量与资料快速处理解释，可以在几分钟内快速获取地层孔隙度、含油气饱和度、渗透率等岩石物性参数。这也是中国石油首次在塔里木盆地开展现场岩屑核磁分析。“在深地塔科1井钻至9800米以后，出来一个样我们分析一个样。通过岩石物性参数的变化，可以为现场钻进风险预警以及钻进参数调整提供及时反馈。”勘探开发研究院测井技术研究所的金明介绍。工作人员对岩屑进行装袋打包万米岩屑的旅程远没有结束。在经过现场一系列的分析测试后，工作人员将岩屑装袋打包，运送回塔里木油田岩心库，作为珍贵的地质资料永久留存，也将记录下中国石油人探索深地的脚步。

镜头拉近… … 拉近… … 再拉近，镜头前的物体逐渐清晰。　　这不是某位导演在拍大片，是中国石化胜利油田地质科研人员拍的一幅“大片”。10万倍的电镜镜头下，原本平整一体的岩石样本，内部结构一览无余地展现出来，白色的是碳酸盐岩，黑色的是泥岩，中间夹杂有很多孔隙裂缝，细如发丝，地质人员日思夜想的石油就在这里。　　从设备中拿出1厘米见方的样品，胜利油田勘探开发研究院地层古生物实验室经理王伟庆开始了揭秘：“别看只有小拇指尖那么大，可是经过扫描电镜数万倍的放大，就是一个浩瀚的‘宇宙’了。”　　刚刚看到的图像，只是这块样品上几十平方微米的面积。　　2021年，胜利油田页岩油勘探开发取得突破，首批上报预测石油地质储量4.58亿吨，首先得益于地质科研人员在基础研究上的突破。　　一根头发丝的直径一般在0.03毫米左右。胜利油田的页岩油就蕴藏在这头发丝般甚至还细小的孔缝中。科研人员就是从比头发丝还细的孔隙里找到了页岩油的“蜗居”之地。　　说起来轻松，做起来却着实不易。地层古生物实验室扫描电镜工作人员于杰杰介绍，样品中看到的这个部分，就如同在一个足球场内寻找一个乒乓球。要找到这个“乒乓球”，首先要制作出合格的样品。　　扫描电镜对岩石样本要求非常高，页岩取心难度很大，层多且薄又易碎，手工处理样品要格外掌握好力度、技巧。将页岩手工制作成1厘米见方的小块，再用砂纸反复打磨，直到普通显微镜下看到切面平滑了，再用氩离子抛光仪继续打磨。这个过程可能要重复几十次，直到达到镜面效果了，才能用扫描电镜进行观察。　　扫描电镜可以聚焦到纳米级，非常直观地反映出页岩油的储集空间、成分特征、矿物架构等。　　一张有典型意义的图片，犹如毛细血管图似的，展现出页岩油孔隙，通常需要从上百甚至上千张图片中挑选出来。这就更需要科研人员有的放矢地快速锁定目标。　　勘探开发研究院地层室科研人员通过关键技术攻关，优化试验参数工序，创新工作流程，聚焦提升电镜分析质量，突破了含油样品低真空观察、氩离子抛光高精度成像、背散射样品成分精细识别等技术难关，掌握了非常规样品电镜分析方法，为油田非常规储层评价提供了关键信息，助推了油田页岩油、致密油勘探突破。　　纳米尺度的电镜图像成为打开非常规储层微观世界的“金钥匙”。凭借过硬的分析技术及分析质量，勘探开发研究院制定了页岩油电镜分析行业标准，成为行业标杆及排头兵。　　除了页岩油之外，扫描电镜分析技术还在如何识别致密砂岩里的好储层、如何避免油气层伤害和改造低产储层等领域，扮演了研究工作“利器”的角色。　　据悉，勘探开发研究院将开发精度更高的聚焦离子束扫描电镜分析技术，模拟和寻找页岩油的流动和路径。届时，足球场上的玻璃弹珠也不再难寻，非常规储层里的原油如何从地层中流出来等难题也会有新的答案。

招标公告2021年长庆油田烟气测试仪(便携式)带量集中采购项目编号：ZY21-XA305-WZ2441. 招标条件本招标项目 2021年长庆油田烟气测试仪(便携式)带量集中采购已由长庆油田分公司物资供应处（物资管理部）批准，资金来自中国石油长庆油田分公司物资供应处（物资管理部），出资比例为 100% ，招标人为长庆油田分公司物资供应处（物资管理部）。该项目已具备招标条件，现对其 采购进行公开招标。2. 项目概况与招标范围2.1 本招标项目为 带量采购招标，采购物资所属类别为38大类，项目划分为1标包/段。招标范围为：烟气测试仪。预计采购金额246.56万元，招标采购物资品种及规格见下表：序号物资名称及规格计量单位数量单台最高限价(万元)1烟尘烟气测试仪台465.362.2 产品特点：本项目产品主要用于对现场加热炉烟气进行检测，具有完整的烟气状态检测能力和烟气组分排放数据折算处理功能，带有氧气、一氧化氮和二氧化氮传感器，留有可再扩展安装的3个烟气组分传感器（分别为SO2、CO、CO2）能力。2.3交货地点：长庆油田各生产单位，距西安平均距离约为500公里。2.4交货期：发出中标通知书后45天内。2.5招标结果有效期：中标价格为中标供应商的投标价格；招标结果有效期自中标通知书发放之日起至合同履行结束止。2.6价格调整机制：价格调整机制：有效期内原则上不做调整，如发生不可抗力事件或者市场价格发生大幅度变化时，由招标人与中标供应商商谈确定价格或重新启动招标。2.7技术标准及要求：严格执行《烟气测试仪技术规格书》3. 投标人资格要求3.1 投标人应为中华人民共和国境内注册的法人或其他组织，具有承担民事责任的能力（法人企业分支机构等不具备法人资格的投标人参与投标时，应持对应法人企业法定代表人身份证明及法定代表人出具的授权委托书方可参与投标）。提供统一社会信用代码的营业执照彩色扫描件。3.2 投标人应为标的物的制造商。3.3 投标人须提供由质量技术监督部门颁发的覆盖烟气测试仪的计量器具型式批准证书。3.4 财务要求：投标人须提供2020年度有效的经注册会计师事务所审计的财务报告（有效是指：审计报告应当有注册会计师的签名和盖章，会计师事务所的名称、地址及盖章，财务报表包括：资产负债表、利润表或称损益表、现金流量表、附注）。3.5 信誉要求：投标人被工商行政管理机关在全国企业信用信息公示系统中列入严重违法失信企业名单或被最高人民法院在“信用中国”网站（www.creditchina.gov.cn）或各级信用信息共享平台中列入失信被执行人名单的否决其投标。3.6 其他要求：3.6.1 中国石油天然气集团有限公司、长庆油田分公司或集团公司所属其他下属公司取消招投标资格、供应商资格或标的物供货资格的，以及被暂停上述资格尚在处理期内的承包商，出现以上情况否决其投标。3.6.2 《中国石油天然气集团有限公司采购产品质量监督抽查情况通报》中被处罚的投标人，投标将被否决（复查合格的除外）。3.7 本次招标不接受联合体投标。4. 招标文件的获取4.1凡有意参加投标者，请于2021年08月24日至2021年08月30日：登录中国石油电子招标投标交易平台网上购买招标文件。（如未在中国石油电子招标投标交易平台上注册过的潜在投标人需要先注册并通过平台审核（潜在投标人在平台注册后向energyahead@cnpc.com.cn发送加盖公司公章的《审核通过申请》扫描件，申请内容包括：潜在投标人名称即公司名称，参与投标项目，报名截止时间。平台运维人员将在收到申请后及时审核通过），审核通过后登录平台在可报名项目中可找到该项目并完成在线报名，具体操作请参考中国石油招标投标网操作指南中“投标人用户手册”相关章节，有关交易平台操作的问题请咨询技术支持团队相关人员，咨询电话:4008800114 转 3 转 6）或登录中国石油招标投标网，由左侧点击“中国石油电子招标投标交易平台”登录在线报名；4.2招标文件每标段售价为200元人民币，售后不退 请有意参加投标的潜在投标人确认自身资格条件是否满足要求，应自负其责。4.3购买招标文件采用网上支付的模式，系统仅支持个人网银支付（实时到账），不支持企业网银支付及其他支付方式。详细操作步骤参见中国石油电子招标投标交易平台-工具中心-投标人用户手册。4.4若通过个人账户购买，将被认为购买人已经获得了公司的授权，等同于公司购买，不接受个人名义购买。购买前请核实个人银行卡的网上支付单笔限额不少于招标文件售价，以免影响招标文件的购买。4.5 潜在投标人在购买招标文件时，应确认投标人名称、地址、联系人、联系人电话、联系人邮箱及邮编等基本信息准确无误，招投标全流程信息发布和联络以此为准。招标过程中因联络方式有误导致的一切后果由投标人自行承担。4.6 支付成功后，潜在投标人直接从网上下载招标文件电子版。招标机构不再提供任何纸质招标文件。支付成功，即视为招标文件已经售出，文件一经售出概不退款。标书费发票（电子发票）将由招标机构在项目结束后定期开具并发送至投标人购买招标文件时登记邮箱（标书费发票咨询请发邮件至xbfzxfp@163.com查询）。4.7 招标文件购买操作失败或其他系统问题，请与平台运营单位联系（咨询电话：400880011 4）。办理说明及办理网点详见附件5. 投标文件的递交5.1本次招标采取网上电子版提交的投标方式，以网上电子版为准。不接受纸质版投标文件。5.1.1提交时间：建议于投标截至时间前24小时通过“中国石油电子招标投标交易平台”提交电子版投标文件；（考虑投标人众多，避免受网速影响，以及网站技术支持的时间，请于投标截至时间前24小时完成网上电子版的提交。）5.1.1投标截至时间见6.1，投标截至时间未被系统成功传送的电子版投标文件将不被系统接受，视为主动撤回投标文件。5.2 潜在投标人在提交投标文件时，提交10000 元人民币的投标保证金，投标保证金的形式为电汇，应从投标人基本帐户通过企业网银支付向昆仑银行电子招投标保证金专户汇出，昆仑银行将依此向中国石油物资有限公司西安分公司提供投标保证金递交明细。详细操作步骤参见中国石油电子招标投标交易平台-工具中心-投标人用户手册-中国石油电子招标投标交易平台投标保证金操作指南。6. 开标6.1投标截止时间和开标时间（网上开标）：2021年09月13日08时30分（北京时间）。6.2开标地点（网上开标）：中国石油电子招标投标交易平台6.3 本次招标采取网上开标方式，所有投标人可准时进入中国石油电子招标投标交易平台开标大厅参加在线开标仪式。6.4 潜在投标人对招标文件有疑问请联系招标机构；对网上操作有疑问请联系技术支持团队人员。技术支持团队：中油物采信息技术有限公司咨询电话:4008800114如有疑问请在工作时间咨询。招标公告中未尽事宜或与招标文件不符之处，以招标文件为准。7. 发布公告的媒介本次招标公告同时在中国招标投标公共服务平台（www.cebpubservice.com），中国石油招标投标网（www.cnpcbidding.com）上发布。中国石油物资有限公司西安分公司2021年08月23日