勘探与钻采工程
长庆油田采气三厂持续强化成熟工艺技术应用研究
2010/4/27
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来源：中国石油石化工程信息网
[长庆石油报2010年4月19日] 4月11日至15日，采气三厂先后与两家科研院所签订了苏里格气田间歇井及低产低压井产水规律和生产制度优化项目研究，从而拉开了该厂今年科研项目研究和应用序幕。
该厂坚持固化成熟技术，改进完善试验性技术，探索创新接替技术的原则，积极开展新工艺、新技术试验研究，推进研究项目和技术人员培养力度。全面开展气田开发主体工艺技术、配套技术试验研究，按照“一块一策、分类管理”生产管理原则深化气井分类管理，尤其加大Ⅲ类井、间开井和气水同产井管理力度，充分挖掘生产潜力，不断完善“控制压差、适度稳产”气井生产制度，提高开井时率排水采气试验，深化气水分布规律认识，努力提高单井产量。进一步优化升级气田数字化生产管理系统，建成了“厂—作业区（处理厂）—集气站—单井”的数字化管理网络。面对破解气田实现经济有效开发的难题，该厂加大科技攻关力度，努力攻克技术难题，在降低开发成本、提高单井产量、提高经济效益上做文章，先后开展了60多项极具针对性的新工艺、新技术现场试验，其中“井位优选、快速钻井、井下节流、分压合采、井间串接、远程控制”等六项关键技术在气田开发过程中得到了全面推广应用，有效突破了制约苏里格气田经济有效开发的瓶颈，显著降低了气田开发成本，大幅提升了开发管理水平，为苏里格气田的规模有效开发创造了条件。
在气井管理方面，该厂探索单井管网串接工艺条件下的动态监测方法，开展气井生产动态分析，研究各类气井的规律和生产管理措施，进一步提高气井管理水平。积极转变开发方式，大力实施以水平井为主、丛式井为辅的开发方式，快速推进丛式井、水平井压裂攻关等储层改造工艺。丛式井钻井配套技术逐步形成，钻井周期缩短至20天左右，丛式井比例由2008年的17.7%提升到目前的81%，Ⅰ+Ⅱ类井比例达到80%以上。苏里格西区控水增气压裂工艺试验初见成效；水平井不动管柱水力喷射分段压裂、裸眼封隔器分段压裂技术、连续油管分层压裂技术、套管滑套完井分层压裂技术取得进展，开辟了苏里格气田多层改造的新途径。
关键成熟技术的推广应用，大大提高了气田开发速度。其中井位优选技术使Ⅰ+Ⅱ类井的比例提高了30%；标准化地面工艺模式使地面工艺管线长度减少了36%，单井地面投资降低了50%。持续推进数字化建设，不断完善管理平台地质、工艺及管网子系统，加快气田应急指挥系统、气田数据库建设，拓展报表智能分析和预警提醒功能，不断完善电子报表自动生成系统；继续加大区级数字化升级改造力度，重点对苏14、桃2井区要加快站控系统改造，对桃7、苏20井区加强数字系统硬件配置，推进无人值守站建设步伐，进一步丰富生产管理方式和管理手段。
