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苏里格气田单井排水增产新模式苏里格气田是中国首个以煤层气为主的气田，位于中国内蒙古自治区锡林郭勒盟苏尼特左旗境内，是中国最大的煤层气气田之一。
为了实现气田的可持续开发和生产，苏里格气田采用了单井排水增产新模式。
传统的煤层气开采方式是通过多孔隙连通的煤层进行抽采，由于煤层气气井的连通性较差，导致气田的产量不稳定。
为了解决这一问题，苏里格气田采用了单井排水增产新模式。
该模式的核心思想是通过单井排水系统将气井之间的排水压力传导到同一水平地层的所有气井中，实现气井之间的压力平衡。
具体来说，气井通过导水管道和井渣排放口与主控中心相连，通过排水设备将井液进行稳定排放。
主控中心通过监控仪器实时监测气井的产量和排水情况，并通过调整单井排水系统的压力来控制气井的产量。
单井排水增产新模式的优点主要体现在以下几个方面：通过单井排水系统的建设，实现了气田内气井之间的压力平衡，提高了气井的产量。
传统的开采方式容易造成个别气井产量过大，导致其他气井产量下降，而单井排水系统可以有效平衡气井之间的产量差异。
单井排水系统可以实现气井的稳定排放，减少了环境污染。
传统的开采方式中，气井的排放不稳定，容易造成大量的煤层气外泄造成环境污染。
而通过单井排水系统的控制，可以实现气井排放的稳定，减少了环境污染的风险。
单井排水系统可以提高气田的开采效果，延长气田的生产寿命。
由于气井之间的产量差异较小，气田的开采效果得到了提高。
通过实时监测和调整单井排水系统的压力，可以及时调整气井的产量，保证气井的稳定开采，延长了气田的生产寿命。
苏里格气田的单井排水增产新模式为中国煤层气田的可持续开发和生产提供了一种新思路。
通过实现气井之间的压力平衡和稳定排放，该模式能够提高气井的产量、减少环境污染，提高气田的开采效果，延长气田的生产寿命。
苏里格气田集输管线的清管工艺技术研究摘要：在苏里格天然气集输管道的建设和运行中，清管是一项非常重要、同时也是有一定风险的作业。
因此，对苏10“枝上枝”布站中集气管线清管技术措施及清管规律进行说明，为苏10安全生产提供依据是十分必要的。
关键词：天然气集气阀组管道清管稳态模拟动态模拟瞬态模拟1．苏10清管技术措施1.1“支上枝”布站清管方案“支上枝”布站共设集气阀组15座（1＃～15＃）。
15个集气阀组中的1#～7#集气阀组进入苏10－3站，8#～12#集气阀组进入已建的苏10－1站，13#～15#先进入11#集气阀组再进入苏10－1站。
每座集气阀组均设有清管发球装置，11＃集气阀组接收来自13～15＃阀组的天然气，故11#集气阀组兼具有3套清管收球装置。
通过以上设置可定期对相应集气支线进行清管操作。
各集气阀组与集气站相对位置见系统附图。
1.2 清管频率根据临时投产500kPa压降要求、正常投产200kPa压降要求和管线积液计算得到各阀组清管周期为：表1正压降集气阀组清管周期表对于临时投产阀组和具有负压降的集气阀组经计算（见2.2管线积液规律模拟）压降均可满足生产要求，但由于集液量的增加，会对后续生产操作带来影响，故建议清管周期为：表2 临时投产和负压降集气阀组清管周期2．清管运行规律清管过程中主要的工艺参数为清管器运行位置、清管器的运行速度、清管器前后压差及清管器的运行时间等。
现采用PIPEPHASE、TACITE对苏10井区待投产的集气阀组的清管操作进行模拟，为现场清管操作提供参考及依据。
2.1清管参数确定2.1.1稳态清管模型的计算2.1.1.1集气阀组管线高程变化图1 集气阀组管线走向图从图1可以看出苏里格苏10井区集气阀组管线走向起伏较大，各阀组的最大高程变化为：-115.2～6.3m(1#阀组)、0～45.55m（2#阀组）、0～55.11m（3#集气阀组）、-77.5m～0（4#阀组）、0～54.8m（5#阀组）、-172.2m～83.02（6#阀组）、-6.8～34.3m（7#阀组）、-16.95～40.73m（8#阀组）、0～106.98m（9#阀组）。
1371 氮气车分类陆地撬装膜分离制氮设备：采用PRISM膜分离制氮工艺和技术；全套设备安装、固定在两个集装箱撬体内；低压氮气撬包括：空气压缩机组、空气处理和膜分离制氮机组、中央控制室、油箱；高压氮气撬包括：增压机组、柴油发电机、就地控制系统、工具箱、油箱等部分；能满足四种不同施工工况输出，并留有相应出口接头及阀门；能够满足边远地区、海洋、无外接电力、无外接动力情况下正常运行；布局合理，满足汽车装载和公路运输要求；满足野外高风沙工况及油气田防火、防爆要求。
目前主要膜制氮设备排量范围在600～3600Nm 3/h/台，压力范围在25～50MPa，氮气纯度可控范围95%～99%，主要动力驱动以柴油驱和电驱为主，气驱成本要远低于柴油驱成本。
2 膜制氮原理两种或两种以上气体混合物通过PRISM膜时，由于各种气体在膜中溶解速率和扩散系数的差异，导致不同气体在膜中相对渗透率不同。
根据这一特性，可以将气体分为“快气”和“慢气”，当在膜两侧产生压差时，气体在压差的作用下产生分离，膜制氮的核心为PRISM膜分离器，其由许多束细小的中空纤维丝组成，每个分离器含有数以万极的纤维束，压缩过滤后的纯净空气经气动球阀进入PRISM膜分离器进行分离。
3 膜制氮油田矿厂应用3.1 提高采收率我国大部分油田进入开发后期，采出程度低、含水率高、底层亏空等问题十分普遍，多轮水驱、蒸汽吞吐等提高采收率方式对于大部分油田效果不佳。
纯氮气驱、氮气泡沫驱、氮气辅助蒸汽吞吐以及氮气复合驱等增油控水措施的出现，有效地解决老油田底层亏空大、出水率高等难题。
3.1.1 纯氮气驱向地层中注入氮气时，由于氮气在地层原油及地层水中中的溶解性非常差，但有良好的膨胀性，可以有效地提高补充地层能量，提高地层压力，推动原油流动性。
由于重力分异作用，氮气在油层中向上运移，驱替油层上部孔隙中的剩余油，因此在连通性好的区块构造中部、或区块构造高部位注入氮气时，可以提高剩余油的波及效率。
苏里格气田低产低效井间开管理的摸索及间开效果分析【摘要】苏里格气田属于低压低产气藏，气井生产中后期，因井底压力和产气量低，气井携液能力差，导致井筒积液不断增多，严重影响气井的正常生产，部分气井甚至出现积液停产现象。
本文在针对苏里格地区低产低效井进行间开生产以恢复气井生产，摸索低产井的间开制度及间开周期，合理制定其工作制度，对间开效果进行了分析评价。
【关键词】苏里格气田低产井间开间开制度效果＜b＞ 1 气田概况＜/b＞苏里格气田西区位于苏里格气田西侧，行政区划处于内蒙古自治区鄂托克前旗和陕西省定边县境内，构造位置位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的西部，勘探范围约7950km2。
苏里格气田是低渗、低压、低丰度，大面积分布的中粗颗粒砂岩岩性气藏；有效储层为辫状河砂岩沉积中的粗岩相带，非均质性强，连续性较差，其地质条件非常复杂。
气井产量低、中后期，因井底压力和产气量低，气井携液能力差，导致井筒积液不断增多，严重影响气井的正常生产，部分气井甚至出现积液停产现象。
针对苏里格地区低产低效井开展间开试验，通过间歇气井生产制度优化研究，分析不同类型、不同产量气井在不同开关井生产制度下的生产动态，摸索制定单井最佳开关井生产制度，使气井能量得到补充恢复后，开井生产将井筒积液带出，从而恢复气井产能，提高气井采收率。
＜b＞ 2 间开井的选取＜/b＞2.1 间开井的选取原则（1）日产气量小于0.5ⅹ104m3的气井；（2）气井生产能力差，井筒积液严重，常开生产已无气量。
（3）通过流压测试和环空液面测试判断存在积液或疑似积液的气井；2.2 气井积液判断针对苏里格气田“三低”特色以及气井采用节流器生产的工艺特点，研究并形成了五种基本的气井积液判断技术，确保了积液井判识及试验选井。
（1）油套压差法。
气井正常生产时，关井压力恢复后，油压趋于套压，油套压压差较小；气井积液有关井压力恢复后，油压与套压存在一定压差，初步判定：当油套压差≤2MPa时气井无积液，正常生产；5MPa≥油套压差≥2MPa时，气井存在少量积液；油套压差≥5MPa，气井严重积液。
*收稿日期：2012－07-16作者简介：邓丹，男（1986-），2008年毕业于重庆科技学院，石油与天然气地质勘探技术专业，现为长庆油田第三采气厂气井修井大队技术干部，主要从事井下修井工作。
Nitrogen gas generation car coiled tubing gas liftdrainage technology in the application of Sulige gas fieldDENG Dan ，ZHAO Weijun（Gas Production Plant 3of PetroChina Changqing Oilfield Company ，Wushenqi Neimenggu 017300，China ）Abstract :Bottom effusion is the main reason for individual well ’production descent andreservoir pollution,we use the type of technology which can drain quickly and effectively bottom effusion at low cost that is the key to sulige gas field development and the normal production.Coiled tubing nitrogen gas lifting drainage technology is what use nitrogen gas generation car or liquid nitrogen pump truck with coiled tubing equipment to drain fluid,the technology that use nitrogen gas generation car with coiled tubing equipment to drain fluid,is more low cost and safer than another technology that use liquid nitrogen pump truck with coiled tubing equipment to drain fluid in the field application.We use NPIU1200-35HP membrane nitrogen gas and pressure generating equipment to manufacture nitrogen and boost pressure on the spot.To enforcement Several Coiled tubing nitrogen gas lifting drainage field operations,and achieved significant results.So the nitrogen gas generation car coiled tubing gas lift drainage technology in the sulige gas field development production has important ap －plication value.Key words ：coiled tubing ；nitrogen gas generation car ；gas lift drainage ；application value制氮车连续油管气举排液技术在苏里格气田的应用邓丹，赵卫军（中国石油长庆油田分公司第三采气厂，内蒙古乌审旗017300）摘要：井底积液是导致单井产量下降和储层污染的主要原因，采用何种方式能够实现积液井快速有效低成本地排液复产是苏里格气田开发及正常生产的关键。
连续油管氮气气举排液技术是使用制氮车或者液氮泵车配合连续油管设备进行排液作业的工艺技术，在现场应用中发现使用制氮车比用液氮泵车进行连续油管氮气气举排液作业的成本更低、更安全。
苏里格气田采用NPIU1200-35HP 膜制氮增压设备进行现场制氮和增压，配合进行连续油管氮气气举排液作业施工数井次，取得了显著的成效。
因此，制氮车连续油管气举排液技术在苏里格气田开发生产中具有重要的应用价值。
关键词：连续油管；制氮车；气举排液；应用价值中图分类号：TE357.7文献标识码：A文章编号：1673-5285（2012）09-0081-04石油化工应用PETROCHEMICAL INDUSTRY APPLICATION 第31卷第9期2012年9月Vol.31No.9Sept.2012苏里格气田在开发生产过程中，边底水的大量侵入、修井、酸化压裂增产及提高采收率等众多作业环节，都可能造成生产井井筒积液而停产。
而修井液、废酸、废油、聚合物残液及地层水等积液长时间的浸泡，往往对油气储层造成极大的污染和伤害。
因此，快速有效地排液复产是保持单井产能、高效、低成本开发苏里格气田的关键。
目前，生产井排液复产方法众多，最常用的工艺有：气举排液、化排和机械抽汲等工艺方法。
常见传统的排液方法是抽汲排液,这种工艺受到抽汲设备的极大制约（理论上抽汲深度不大于1800m）对于许多深井根本就达不到工艺要求,而且排液速度慢,计量不准确,而且安全性不强。
（中国石油集团公司井下作业井控细则明确规定，气井不能进行抽汲排液）随着连续油管应用技术的发展，连续油管排液在苏里格气田的积液井复产方面发挥着越来越重要的作用。
连续油管管柱起下方便，不受井型限制，下达深度长（连续油管长度一般约为4000m），注气点及注气速度灵活可控，排液速度快，施工安全，因此连续油管排液方式逐渐取代了传统的排液方式。
1制氮车连续油管气举排液技术1.1工艺原理制氮车连续油管氮气气举排液工艺是将一装有单向阀的连续油管通过生产管柱下入到预定排液深度，通过制氮车现场进行制氮增压来循环注氮气，管柱下井过程中可边下入、边注氮气，也可下到预定深度后再注氮气，利用气液混合卸压原理，将井筒中的积液带出井筒。
通常，油气藏流体的密度小于原井筒中液体的密度。
当井筒内的残留液体逐渐被排出并被进入井筒的油气藏流体驱替时，油气藏中会产生较大的压降，当压降大到油气藏流体能以稳定的速度流入井筒时，停止氮气循环，将连续油管起出井筒，气井便依靠自身能量进行连续生产。
待排液完成后，气井即可达到稳定生产状态。
制氮车连续油管氮气气举排液分为环空注氮气连续油管排液和连续油管注氮气环空排液。
环空注气连续油管排液受排液通道制约，气体膨胀受约束，产液量反而减少；而连续油管注气环空排液相应增加了排液通道截面，气体膨胀速度大，易克服流动阻力，排液应用效果较好。
因此，4口施工井采用的都是连续油管注气环空排液的方法。
1.2工艺流程制氮车连续油管氮气气举排液工艺是通过NPIU1200-35HP膜制氮增压设备在施工现场以空气为原料制出氮气，经过增压设备将氮气增压后用旋塞阀连接连续油管车，通过下入预定深度的连续油管（带单流阀）进入井内将井内积液从油管与连续油管的环空排出（见图1）。
图1制氮车连续油管气举排液工艺流程图1.2.1制氮车制氮过程NPIU1200-35HP膜制氮增压设备由两套车组构成，分为“氮气发生车”和“氮气增压车”。
主要由空气压缩系统、膜分离系统、增压机系统三个部分构成。
运转设备为空气压缩机及增压机，设备动力分别由两台柴油发动机提供，整套设备用电由设备自带的发电系统提供。
整个系统采用全电脑智能控制，氮气纯度依靠氧电池标定，V锥流量计用于计量氮气的排量。
该制氮车的优点有：采用物理方法制氮，获取氮气的成本低，直接从空气中获取，无需原材料；由于该设备采用车载运输不受地理、地貌的影响，机动灵活，设备自动化程度高，安全性能高；输出排量大，氮气纯度96%~97%时最高排量可达1200m3/h，而且可以实现连续生产。
制氮车现场制氮的过程为：环境空气经喷油螺杆空气压缩机组进行压缩、油气分离、冷却后，进入膜系统的空气处理装置膜系统的空气处理装置对空气中的油水进行分级过滤、温度调节、活性碳吸附除油等处理。
处理后的干燥、洁净、恒温的压缩空气进人膜分离制氮装置，膜分离制氮装置对处理后的空气进行氧氮分离。
空气压缩机产生的高压空气进人膜组分离时空气中的氧气、水蒸气及少量的二氧化碳快速透过膜进人另一侧被富集，膜组的侧面分离出的富氧空气收集后排入大气，氮气透过膜的速率较慢则在膜组的出口滞留被收集，被收集的氮气出口压力几乎与入口压缩空气的压力相同，动力损耗非常小。
膜制氮系统可将廉价的空气中氮从78%提高到95%以上,最高可得石油化工应用2012年第31卷8299.9%的纯氮。
通过系统的控制面板调节压缩空气的压力、流速及温度等参数,可以得到工艺所要求的氮气纯度和流量。
达到所需纯度的氮气再经增压机组增压后通过连续油管注入井内（见图2）。
图2制氮过程示意图1.2.2连续油管车携氮气排液的过程运用制氮车现场生产氮气并将氮气进行增压后，经过旋塞阀连接进入连续油管内，通过连续油管将氮气携带进入井内排液。
施工井主要运用的连续油管设备为RR247-D型连续油管作业车和RR247-D型连续油管吊车，主要由油管（末端连接连接器和单流阀）、发动机、滚筒、注入头、防喷盒和防喷器组成。
氮气通过连续油管车的流程是：油管旋塞阀→滚筒→注入头→防喷盒→防喷器→连接器→单流阀→井内。
连续油管车携氮气排液的过程为：安装完连续油管设备之后，用旋塞阀连接制氮车管线，进行连续油管设备试压（油管试压不低于30MPa，防喷系统试压不低于14MPa）。
试压合格后，将连续油管下入预定深度，通过制氮车按施工井要求的压力、排量注入氮气，油放返出液体（观察并记录返出液体的体积），直至无液体返出停止注氮气。
加深连续油管的下入深度，继续注氮气或者边下边注入氮气，直至返出液体连续且排量稳定后有天然气排出为止（井口压力达到1.5MPa 后稳定或增加）。
1.3工艺特点连续油管氮气气举排液技术不受井型限制，下达深度长（连续油管长度一般约为4000m），注气点及注气速度灵活可控，排液速度快，施工安全可靠，尤其适用于深层及复杂结构的天然气井排液复产。
而连续油管氮气气举排液技术有两种方式：制氮车连续油管气举排液与连续油管液氮排液。
制氮车连续油管气举排液通过制氮车现场从空气中获取氮气，不需原材料，获取氮气的成本低，并且可以连续生产氮气进行持续排液，且施工安全；而连续油管液氮排液需准备氮气，为了方便运输需将氮气高压压缩成液氮，获取氮气的成本就高，并且施工安全性低。
