苏里格气田Φ38.1mm连续油管应用效果分析评价

苏里格气田是典型低渗低压低丰度岩性气藏,单井产量低,在开发气藏过程中,多数气井都会随着生产的进行产量不断下降,以致最终停产。导致这一问题的原因有多个方面,包括气藏压力下降、边底水侵入、气体流速降低、井底积液及产液量增加等。气井一旦出现积液,将意味着不断增加的井底液柱回压导致井底流动压力增大,生产压差减小,产量大幅度下降。为了有效避免或减缓水进、减少井底积液,提高气井携液能力,结合苏里格气田井筒实际情况,采用了Φ38.1 mm连续油管生产后,产气量产水量均明显增加,取得了较好的排水效果。

苏里格气田气井远程管理的改进

随着各类自动设备的引入,气田急需建立自动设备的标准化规格体系,避免后期维护保养难以进行。本文集中于针对目前存在的硬件问题给出整改建议,使数据更稳定,适用于气井管理。

不丢手带压更换气井主控阀门技术改进与应用

在气田开发的进程中,采气树主控阀门多由出砂冲刷、内部腐蚀严重等因素导致阀芯等控制部位泄漏。为解决常规压井换阀作业时间长、成本高以及可能对储层产生伤害等问题,现场开展不丢手带压更换主控阀门技术研究。通过对堵塞器封堵原理的改进,不丢手更换气井主控阀门技术的适用压力范围和座封成功率同时得到提升。同时,开展不丢手带压换阀的现场应用,累计更换井口主控阀门25只,证明不丢手主控阀门适用性强。通过以上技术研究及改进得出:(1)不丢手带压换阀施工周期短,成本较低,具有显著的经济效益;(2)不丢手带压换阀作业过程中无入井液、气体和压井液排放,有效避免储层污染和伤害;(3)通过技术升级改用活塞式暂堵器,适用压力范围扩大,降低了旧工艺风险。

提高苏里格气田采气效率的方式方法

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地的西北部,地表主要为碱滩、沙漠和草地。而其"低渗、低压、低丰度"的气藏特征、3500多米的深度钻井以及地面工程的复杂性,无一不是制约苏里格气田效益有效开发的瓶颈。除此以外,苏里格气田的大多数每成本超过1200万,而日平均产量仅不到一万立方米,按此标准计算,只有总产量在1500万立方米以上才能达到收支平衡。因此,提高苏里格气田的采气效率迫在眉睫,方式方法便是完成创新能力的提高和成本的优化两大突破。