摘要：为提升苏里格致密砂岩水平井压裂改造效果,为压裂设计及现场压裂参数优化提供技术支撑,在现场开展了一口典型水平井宽带暂堵转向压裂,采用单簇和双簇相结合的方式,压后用连续油管分布式光纤开展产气剖面测试,确定单簇产能和簇间同时压裂效果的关键参数。结果表明:(1)苏里格上古致密砂岩气藏,储集层致密,岩性较复杂,多为薄互层,韧性指数是储层的关键参数,高的韧性能保证裂缝在储层内部延伸,高产段均为韧性指数高的储层。(2)在多簇压裂时,簇间水平主应力差别较大时,即使采用暂堵,也不能保证多簇都起裂,分段分簇方案尤为重要,要确保簇间的最小水平主应力差较小;(3)如果射孔方位偏离裂缝延伸方向角度过大,近井地带裂缝弯曲摩阻较大,会造成近井地带压力过高,从而近井地带裂缝高度失控,造成近井地带无支撑剂而导流能力较低,改造效果较差。

摘要：苏里格是典型的低压、低产、低丰度“三低”气田,在开发过程中,必须对储层进行压裂试气,压裂完成后,需要采用放喷流程进行放喷排液、试气求产,在试气排液期间,通过点火的方式对排放出来的天然气进行燃烧处理,一定程度上造成资源浪费和二氧化碳等温室气体排放。为此,在试气过程中,设计并应用“湿气收集+高压分离+天然气回收”的放喷天然气回收工艺,对现场33口井进行天然气回收,同时分析了不同类型气井运行的各项参数,达到了天然气回收的目的。该工艺能够较好的处理排液初期的混合物,分离天然气达到进站集输的条件;在水平井和直定井运行效果均较好,水平井具有更好的经济效益;能够大量减少试气放喷二氧化碳排放并且有效满足苏里格气田不同井型试气放喷天然气的回收,实现较好的经济和环保效益。

摘要：由于苏里格气田苏10区块单井产量低,井口压力为0.5∽1.0 MPa,积液井占总井数的62%,导致地面管网普遍存在积液问题。为更加有效地携出集输管网积液,同时降低井口压力,提高单井采收率,需对目前集输模式进行优化设计。针对苏10区块集输模式存在的问题,针对性地开展了流量控制、降低压差工艺试验;同时根据目前集输模式的特点,提出阀室移动增压橇集输模式设计。计算结果表明,优化后的集输模式可以进一步降低井口压力（0.1∽0.5 MPa）,从而有助于单井井筒携液,提高单井采收率;同时可以有效地对管网进行携液,降低管网压差,提高输气效率,最终达到延长气井寿命,为气田稳产提供支撑的目的。

摘要：本文以油气生产物联网系统为应用背景,针对目前油气田在线远程实时监测的实际生产需求,提出一种基于Red5的实时数据推送组件的设计方案。本方案采用分布式架构,用RTMP流媒体协议替代HTTP协议设计数据推送模型和独立的实时数据推送组件,提高了数据的稳定性和实时性。

摘要：表面式永磁同步电动机调速系统的无源控制器在端口受控耗散哈密顿系统数学模型基础上进行了设计,其输入i*q由非奇异快速终端滑模方法设计的速度控制器得到,提高了速度外环响应速度和鲁棒性。在α,β坐标系下定义的扩展反电势基础上,利用非奇异终端滑模观测方法建立了无速度传感器,转子位置和速度信息由锁相环跟踪算法提取,抑制了滑模固有的抖振现象,估算精度得以提高。仿真对该方法的有效性进行了验证。

摘要：长庆油田致密油气藏水平井主要采用快钻桥塞和可溶桥塞进行改造,随着水平段长度的增加,施工中出现以下问题:快钻桥塞在长水平段钻磨时钻压难以施加;可溶桥塞橡胶件溶解时间较长易形成残留物堵塞井筒。针对这一问题,开展了全可溶变径球座的研制,设计了带导轨的四瓣式结构,入井时分瓣相互错开,球座处于缩径状态,下到预定位置后,分瓣闭合形成球座,处于扩径状态,实现段间封隔,并调整了可溶材料配方,使球座可产生微塑性形变增加了金属密封可靠性,压后全部溶解实现免钻磨。室内评价结果表明,球座丢手顺利、坐封可靠、承压达到70 MPa、在50℃返排液条件下120 h可全部溶解。现场开展了6口井的试验,封隔可靠、压后免钻、全通径、综合成本低,能够满足致密油气藏长水平段水平井密切割体积压裂要求。

摘要：随着开发时间的延长,间歇井所占比例越来越大,人工开关井操作成本相应增加,且产量与井数不成正比,同时制度执行受天气、外协影响。此外,现有的远程控制间歇生产装置均存在设备故障率高、无法调节开度和自动控制等问题。因此,开展气井自动间歇生产系统优化设计十分必要。

摘要：苏里格气田为典型的“三低”气藏，气井生产中后期携液能力降低，导致井筒积液，影响气井正常生产，部分气井甚至出现积液停产现象。为提高气井携液能力，开展了柱塞气举排水采气工艺试验。介绍了柱塞气举工艺原理及柱塞组成，通过柱塞气举参数设计、柱塞类型及优化方式优选，总结了柱塞气举现场试验开展情况及试验效果评价。柱塞气举工艺利于排出井筒积液，确保了气井产能的有效发挥，经济效益可观，取得了良好的应用效果，为苏里格气田低产低效气井排水采气工艺的推广应用提供了的借鉴。

摘要：目前,苏里格气田已进入快速发展的新时期,经勘探开发评价,该气田属低渗、低压、低丰度的"三低"岩性气藏,有效开发难度大。根据苏里格气田集输工艺的特点,结合苏54区块采气管网布局现状和地理位置的局限性,将已建采气管网与苏里格气田较成熟的采气管网模式进行对比分析,制定了适应苏里格气田集中增压的"枝上枝"阀组布站工艺技术方案。与传统分散增压集气站技术、集中增压集气站技术相比,该技术方案缩短了采气管道长度,降低了征地和占压公路的费用,加快了区块开发建产的速度,实现了苏里格气田低成本滚动开发的目标,可为类似"三低"气田的开发和建设提供参考。

摘要：苏里格气田具有低孔、低渗、低产、低压、非均质性强的特点,气田到开发后期一般均会出现:套压下降、产气量下降、携液能力下降,井内积液上升的特点.从而引起气田开发稳产和单井开发效果比预想差的现象,气井单井产能相对较低.生产后期部分低压井井口压力将与外输压力持平,或接近设计废弃压力,气井将无法正常生产.负压采气是通过降低井口压力,增加生产压差,达到携液流速,排出井筒液体,降低井口废弃压力、充分释放气井产能.负压采气技术不仅可以加快开采速度,还能提高气田最终采出程度,使有限的能源得到充分利用.主要以CHG314V8RPC负压采气设备在苏6井试验情况为依据,探究苏里格气田负压采气的应用前景.