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苏里格气田井场工艺技术探讨X李 超,付文婷,杨 光,张凤喜,刘银春(西安长庆科技工程有限责任公司,陕西西安 710018) 摘 要:在地面工程建设领域,具有“低渗、低压、低丰度”特点气田的井场工艺一直是天然气开发工作的研究重点。
苏里格气田为国内典型的低渗、低压、低丰度气田,自2006年进入规模开发以来,从气田气井压力、地面管网优化等方面出发进行不断的研究,创新形成了苏里格气田井场工艺技术,具体包括井下节流工艺技术、湿气带液计量技术、高低压紧急关断技术、数据远传技术及相应的井场配套技术。
本文以苏里格气田井场工艺为例,对低渗低压低丰度气田的井场工艺技术进行了研究探讨,旨在气田井场工艺技术领域起到一定的指导和借鉴意义。
关键词:苏里格气田;井场;工艺技术;井下节流;带液计量;紧急关断;数据远传 中图分类号:T E371 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)06—0108—031 概述井场工艺作为整个地面集输系统的“龙头”,与整个集输系统的工艺流程息息相关。
井场流程必须与整个集气系统流程相一致,而井场流程及设备的简化也是大幅度降低工程投资的重要因素。
2 常规的气田井场工艺目前,国内有两种比较典型的气井井场工艺,简述如下。
2.1 早期以四川气田为代表的单井集气工艺井口工艺:井口设置加热炉,井口高压天气流通过加热,节流降压,单井中压输送到集气站,该工艺井口设置有加热炉、节流阀、分离器、计量等工艺设备,这种井场单井常温分离工艺流程,一般适用于气田建设初期气井少、分散、压力不高、用户近、供气量小、而且不含硫(或甚微)的单井气处理。
其缺点是井口须有人值守,造成定员多,管理分散,污水不便于集中处理等困难。
具有投资高、管理点多、生产成本高等特点,但对井间距离远,采气管线长、产气量高的边远井,这种集气方式仍是适宜的。
2.2 长庆靖边、榆林气田为代表的多井高压集气工艺井口不采取加热、节流措施,充分利用气井的压力能,井口高压天然气直接输送到集气站。
长庆油田西安油气实训基地实施方案苏里格集气站部分版次：V1.0编制：审核：北京安控科技股份有限公司二〇一三年七月目录苏里格集气站 (2)1 概述 (2)2 网络通信数据流向和供电 (2)3 数据监控项及测控点表 (3)4 信号来源及仿真 (7)5集气站站控系统 (9)6工作量界面及清单 (9)6.1工作量界面 (9)6.2工作量清单 (9)苏里格集气站1 概述为实现建设现代化大气田的目标，按照长庆油田分公司对员工培训的统一安排，本次设计在西安高陵综合办公区区域建设实训基地。
气田室外实训区建设靖边榆林集气站流程其标准流程1套，培训介质采用压缩空气，压缩空气运行压力为0.6MPa，管线设计压力为1.6MPa。
区域内设置空压机撬1套，空压机撬上设置2台空压机，一用一备。
苏里格集气站流程如下：2 网络通信数据流向和供电在实训基地HSE工房机柜间设置1套由可编程控制器和工业微机操作站等构成的站控系统，对站内主要生产过程参数进行监视、控制、报警。
实训基地HSE工房机柜间放置通信机柜，苏里格集气站站控PLC通过网线接入通信机柜，通信机柜通过外接光缆（HSE工房施工单位完成）实现油田站控系统与SCADA 系统、教学培训等系统通信。
两个集气站（靖边/榆林集气站、苏里格集气站）站控系统的操作员站和油田室外站控系统的操作员站应实现互为备用。
HSE实训工房配电室设置UPS向苏里格集气站站控系统供电。
苏里格集气站室外实训区内仪表通过站控PLC系统供电。
气田室外实训区从HSE实训工房配电是引出两个配电箱，苏里格集气站设备就近取电。
3 数据监控项及测控点表数据监控项:1）进站截断区：1路干线来气管线压力监测。
2）进站区：远程遥控8路干管来气管线上的电动球阀，实现紧急条件的远程切断。
3）分离器区：a)1具分离器的进口温度监测。
b)1具分离器的进、出口压力监测及分离器出口至站内计量区管线天然气压力监测。
c)1具分离器的液位监测及高低限液位报警，分离器的高液位：870mm，低液位：320mm；d)远程遥控分离器放空管线上的电动球阀，实现紧急条件下的远程放空。
苏里格气田无人值守站试验研究刘银春;赵旭;张凤喜;刘祎;王登海;杨家茂;杨光【摘要】介绍了苏里格东部气田和中部气田结合各自区块的特点和建设现状开展了无人值守站试验.东部气田形成了"站场无人值守,运行远程监控、事故紧急关断、故障人工排除"的管理模式;中部气田形成了"有人值守、定时巡检、远程通知、站内操作"的管理模式.通过分析这两种不同管理模式的优缺点和实用范围,提出了优化完善的建议,对实现气田数字化管理和用工总量的控制有着重要的意义.【期刊名称】《石油规划设计》【年(卷),期】2011(022)001【总页数】3页(P47-49)【关键词】苏里格气田;无人值守站试验;集气站;自动控制;数字化【作者】刘银春;赵旭;张凤喜;刘祎;王登海;杨家茂;杨光【作者单位】西安长庆科技工程有限责任公司;苏里格气田开发指挥部;西安长庆科技工程有限责任公司;西安长庆科技工程有限责任公司;西安长庆科技工程有限责任公司;西安长庆科技工程有限责任公司;西安长庆科技工程有限责任公司【正文语种】中文【中图分类】TE938按照《苏里格气田230×108m3/a开发规划》，苏里格气田将建成上万口井、上百座集气站，按照中国石油天然气集团公司的要求，气田达产时用工总量应控制在2 000人以内。
若采用目前的生产指挥部远程监视、集气站驻站人员人工操作的常规生产管理模式，无法满足气田快速建设的需要。
针对大气田人力资源严重不足的现实，只有创新管理模式，进一步提高管理水平，实现对整个生产过程自动化、科学化、现代化、数字化管理，才能有效地减少现场操作次数，降低安全风险，减少日常井站维护工作量，精简组织机构，减少操作人员，降低运行成本。
为了将数字化管理技术进一步延伸，缓解人力资源不足的压力，适应大气田管理，长庆油田分别在苏里格东部气田和中部气田开展了无人值守站试验。
利用Internet技术、计算机软硬件技术、现代通信技术、自动控制技术等科技手段对多个集气站进行实时监控，完成所控集气站的视频监视、数据采集、报表生成等生产运行管理工作，实现了集气站无人或少人值守。
1 间开井选择原则第一日产气量小于0.5×10km的气井，第二气井生产能力差，井筒积液严重，常开生产已无气量。
第三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 气井分类智能化管理在气井分类中，必须掌握主要矛盾。
由于气藏物性差，三低问题变得越来越突出，使得气田压降速度加快，稳定生产变短，增加了气体的管理难度。
传统的气井分类按水库或气井生产划分，难以满足气田的开采需要。
为适应新的气田开发需求，调整气井分类管理方法，根据其生产动态特征进行分类。
该方法下的气井可分为连续生产井间歇井和生产井。
2.1 智能监测压力通过编程实现智能监控过程。
它可以监控和报警生产过程中异常压力或气井异常生产，使员工能够在第一时间找到并解决问题。
智能监控模块主要包括三个部分：压力率智能监控，节流器失效井智能监控和生产井智能监控。
压力智能监测模块可筛选出不合理的压降气井，然后管理和调整这些气井的产量。
数字化管理平台智能监控系统可以查询气井压降率不合理，绘制曲线，为气田评价提供真实数据。
节流阀故障的智能监测是基于节气装置在燃气生产过程中失效后增加燃气量，增加油压和套管压降的特点，实现了节流故障的智能监控。
节流装置后的沙子会导致阀门，弯头或管道侧漏，应及时监控油门故障。
2.2 智能提示生产井的智能监测是一种特殊的电脑程序，它基于气井压力的变化和储液气井的产气量。
该程序可以智能地监测渗出井。
运营商可以根据积气井的压力和生产曲线等参数制定排水和天然气生产政策。
2.3 智能分析智能分析模块是指技术人员对气井生产过程中的异常井采取管理措施后，气井产生的实际效果。
经过智能分析后，效果不理想的气井被送到操作员的计算机上，让技术人员知道在缺点后采取更优化的策略。
当压降率不合理时，应更换节流阀。
更换后，应在气井工作系统优化效果的智能分析背景中填写油门故障的更换记录。
背景将基于更换节流阀之前和之后的压力，输出和压力。
苏里格气田标准化集气站设计X付雯婷,李 超,李艳芳(西安长庆科技工程有限责任公司,山西西安 710021) 摘 要:针对苏里格集气站数量多、工艺流程基本一致、规模变化不大,设备布局相同的实际情况,通过系统分析、统筹研究而制定的一项先进的行之有效的设计方法,即标准化集气站设计。
这是设计理念和设计手段的集成创新,是固有设计思路的根本性变革。
随着苏里格气田的大发展,依据标准化设计可以提前对集气站的材料、设备进行提前规模化的采购,达到缩短建造工期、提高建设质量的目标;适应了苏里格气田“低压、低渗、低丰度”、分布面积大等特点以及满足大规模开发建设苏里格气田的需求。
关键词:苏里格气田;标准化;集气站;设计 中图分类号: 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)13—0078—021 标准化设计的背景1.1 低成本开发需要寻求一种新的建设模式苏里格气田勘探面积4.0×104km 2,总资源量3.8万亿m 3,天然气资源丰富。
同时,苏里格气田属非均质性极强的致密岩性气藏,储层之间连通性极差,地质情况复杂,有效储层难以预测,具有“低压、低渗、低丰度”、分布面积大等特点。
由于储层致密、薄而分散,井位优选难度大,平均单井采出量小,采用常规方式开发投资大,难以实现有效开发,因此,低成本是苏里格气田实现经济有效开发的唯一选择。
而低成本需要地面工程设计有一套全新的设计理念和手段。
1.2 新机制加快了苏里格气田开发的进程,却带来了地面工艺流程建设的差异针对苏里格气田开发难题,为加快苏里格气田开发步伐,2005年中国石油集团公司引入市场竞争机制,决定与未上市企业合作开发苏里格气田。
遵循“互利双赢,共同发展;统一部署,规范运作;管理简化,运行高效;技术创新,成果共享”的基本原则,依靠“运行机制创新、观念认识创新、技术集成创新”,创建了苏里格气田“5+1”合作开发新模式。
由于各合作方不同的开发建设理念,带来了地面工艺流程建设的差异,因此,统一工艺流程、统一建设标准,规范各合作方的建设行为显得尤为迫切。
作者简介：冉新权，１９６５年生，教授级高级工程师，油气田开发工程博士（博士后）；现任中国石油长庆油田公司党委书记、副总经理；工作以来，在省部级以上刊物上发表著作、论文和重要技术报告１０余篇，获四川省和中国石油天然气集团公司科学技术进步奖多次。
地址：（７１００２１）陕西省西安市未央路１５１号长庆油田公司。
Ｅ‐ｍａｉｌ：ｒａｎｄｙ＠ｐｅｔｒｏｃｈｉｎａ．ｃｏｍ．ｃｎ关键技术突破，集成技术创新实现苏里格气田规模有效开发冉新权 何光怀（中国石油长庆油田公司） 冉新权等．关键技术突破，集成技术创新，实现苏里格气田规模有效开发．天然气工业，２００７，２７（１２）：１‐５． 摘 要 苏里格气田发现于２０００年，目前天然气日产量已突破１０００×１０４ｍ３，是中国石油天然气主力上产区之一。
该气田储层呈薄互层、非均质性强，气井压力下降快、单井采出量小，常规技术难以实现有效开发。
面对该气田的开发难题，以试生产试验区为载体进行了为期４年的开发前期评价，开展了地震—地质综合研究及钻采、地面工艺试验，对六项关键技术集中攻关取得突破，探索出了适合苏里格气田开发的低成本路子，集成创新了１２项开发配套技术，形成了“技术集成化、建设标准化、管理数字化、服务市场化”的“四化”工作思路，成功地实现了对苏里格气田的规模开发，为今后该气田２×１０１２ｍ３储量大规模开发和持续发展提供了技术保障。
主题词 苏里格气田 气田开发 配套 技术 管理 创新 苏里格气田发现于２０００年，储层为上古生界上石盒子组盒８段和山西组山１段碎屑砂岩。
气层埋深３３００～３５００ｍ，平均有效厚度在１０ｍ左右，孔隙度介于５％～１２％之间，渗透率介于０．０６×１０－３～２×１０－３μｍ２之间，压力系数为０．８６，平均储量丰度为１．４×１０４ｍ３／ｋｍ２，是典型的低渗透率、低压力、低丰度的“三低”气田。
２００３年苏里格气田中区提交天然气探明地质储量５３３６×１０８ｍ３，２００７年苏里格东区提交基本探明天然气地质储量５６５２．２３×１０８ｍ３，目前累计探明天然气地质储量已超过１×１０１２ｍ３。
苏里格气田致密储集层定量描述技术李文洁;李辉峰;张超;李金付;李旭【摘要】鄂尔多斯盆地苏里格气田单砂体薄且有效储集层与围岩阻抗差异小,因而常规反演难以精细描述储集层.为了提高致密砂岩气藏储集层“甜点”钻遇成功率,有效指导水平井设计,以苏里格气田某区块为研究区,将地质统计反演与泊松比反演有机结合,对储集层进行定量描述.首先以Xu White(徐怀特)模型为指导进行岩石物理建模及横波曲线拟合;然后在利用地震属性分析、谱分解定性预测厚砂带展布的基础上,通过Monto Carlo算法进行地质统计反演,精细刻画了二叠系石盒子组盒8段4套小砂层;运用叠前弹性参数反演,基于多点地质统计学的地质建模等技术,定量描述了有效储集层厚度、物性及空间展布.在实际应用中取得良好效果,为苏里格气田致密砂岩气藏水平井的上钻提供了技术支持.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2014(035)004【总页数】5页(P476-480)【关键词】鄂尔多斯盆地;苏里格气田;储集层定量描述;叠前反演;地质统计反演;精细地质建模【作者】李文洁;李辉峰;张超;李金付;李旭【作者单位】西安石油大学地球科学与工程学院,西安710065;西安石油大学地球科学与工程学院,西安710065;中国石油集团东方地球物理公司研究院长庆分院,西安710021;中国石油集团东方地球物理公司研究院长庆分院,西安710021;中国石油集团东方地球物理公司研究院长庆分院,西安710021【正文语种】中文【中图分类】TE112.24鄂尔多斯盆地苏里格气田是典型的致密砂岩气藏，研究区储集层具有非均质性强、低孔低渗、有效厚度小、横向变化大的特点，常规反演与解释技术难以满足储集层描述的需求。
因此，对致密砂岩储集层进行精细定量描述有重要意义。
1.1 储集层地质特征苏里格气田古生界气藏为地层圈闭型和岩性圈闭型气藏，形成于克拉通背景之下，后期经历了差异性隆升改造。
研究区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，为倾角小于1°的宽缓单斜，断层不发育，微弱的构造活动对天然气聚集影响甚微[1]。
一、工区基本情况1、苏77区块位于苏里格气田东区北部，行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗。
区域构造属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡北部西带。
苏77区块东临巴汉淖6km，南距乌审召1km，西与苏76区相邻，北抵加不沙以北2km，南北长约43.0km，东西宽约23.6km，面积约1012km2。
苏77区块主要钻探目的层为石盒子组盒8段、山西组山1及山2段，兼顾太原组和本溪组。
2、召51区块位于苏里格气田东北部，行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗、伊金霍洛旗，区域构造属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡北部西带。
召51区块西与苏77区相邻，南与长庆油田公司采气五厂召探1、统20区块相邻，南北长约 43.0km，东西宽约23.1km，面积995km2。
召51区块主要钻探目的层为石盒子组盒盒8段、山西组山1及山2段。
B、钻井工作量苏77区块：弥补递减2亿方/a；钻井工作量26 口，其中水平井10 口，直丛井16 口；召51区块：新建产能3亿方/a；钻井工作量77 口。
其中召 51前期评价井20 口，产建开发井57 口，产建井中包括水平井6 口，直丛井51 口。
C、招标工作量2012年苏里格油气田合作区块钻井工程承包服务103 口井，含开发直井、定向井、水平井O二、钻井工作内容工程内容：钻井队搬迁、安装及材料供应，井口坐标初测和复测，钻井、定向、固井、钻井液、水平井钻井服务、取心作业，下表层、油层套管，完井等钻井工程；甲方指定定向、固井、钻井液技术服务工作量除外。
钻井施工中的安全责任由乙方独自承担。
三、钻井施工甲供材料①甲供材料范围：表层套管、气层套管、套管头。
②拉运方式：生产厂家根据计划数量送至华北石油管理局器材供应处苏里格供应项目部指定库房，施工单位持项目部审批后的有效单据由生产厂家供货至施工现场。
四、钻井工程价格（本工程价格为投标报价上限）⑴直井、定向井钻井工程价格直井、定向井执行“长庆油田2011年钻井系统工程修井措施作业工程技术服务标准化市场价格”；苏里格项目部指定定向技术服务工作量，则从钻井价格中扣除相应费用。
