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苏里格气田地面环境恶劣，由于温度变化很大，在集输气管线中极易形成水合物，造成集输气管线的堵塞。如何根据温度的变化精确预测管线中水合物形成的位置，从而达到优化集输气管线、防止水合物的产生，对高效开发苏里格气田具有特别重要的意义。为此，在对苏里格气田集输气管线沿程温降和沿程压降规律进行深入研究的基础上，建立了天然气水合物产生的预测模型，开发了预测水合物生成的计算机软件，并用苏里格气田实际生产数据对预测模型进行了验证，证明了模型和软件的正确性和可靠性，本成果的推广应用对优化苏里格气田采集气工艺、提高苏里格气田开发效益具有重要的意义。     

苏里格气田输气管道清管周期分析

天然气从集气站到处理厂的输送过程中,由于压力、温度的变化,导致天然气中的水蒸气及重烃凝析出来,输气效率降低。当管线积液达到一定程度就会影响到管道的高效运行,此时就需要进行清管作业。通过几种公式化方法计算苏里格气田饱和天然气的含水量,并与实际清管积液值进行比较,优选了Mcketta-Wehe方法比较适合苏里格气田输气管线积液的估算,进而推得管线的清管周期,为现场输气管线的清管作业提供指导。     

苏里格气田湿气输送管线析出水变化规律分析

根据苏里格气田湿气输送特点,选用TGNET软件建立模型,结合天然气含水量计算公式,详细分析了苏里格气田集输管线析出水变化规律,最后得出影响析出水变化规律的主要因素;该方法还可以计算集输管线内的析出水量,为生产中管线的清管作业提供指导。     

让苏里格气田为长庆油田争辉

随着中国石油天然气股份公司苏里格气田合作开发技术交流会的隆重召开，预示着开发苏里格气田的号角已经吹响。开发苏里格气田的步伐正在加快．举世瞩目的苏里格气田将由此进入全面开发、造福百姓的历史时期。     

苏里格气田开发进入实施阶段

2005年5月9日，中国石油长庆油田分公司关于苏里格气田30亿立方米天然气开发规划方案，通过了中国石油天然气股份公司的审查。这标志着苏里格气田开发正式进入实施阶段。     

苏里格气田即将扬眉吐“气”

2005年5月9日，从北京传来喜讯，长庆油田分公司关于苏里格气田30亿立方米天然气开发规划方案，通过了中国石油天然气股份公司的审查。这标志着苏里格气田开发正式进入实施阶段。     

鄂尔多斯市乌审旗着力构筑天然气大化工基地

世界级整装大气田苏里格气田的故乡——内蒙古自治区乌审旗2005年发展工业经济将依托天然气等绿色资源做大做强化学工业，利用产气区和民族区域自治地区的双重优势，欲打造内蒙古500万吨级天然气化工基地。     

全国储量规模最大的天然气田苏里格气田投入开发

中国石油长庆油田公司苏里格气田天然气处理厂2006年11月22日在内蒙古乌审旗峻工投入运营，标志着全国储量规模最大的天然气田苏里格气田正式投入开发。苏里格气田今年建设的15×10^9m^3天然气产能、30×10^9m^3天然气田骨架工程，全部并网生产，实现向京津地区及周边城市供气。     

苏里格气田天然气露点控制工艺研究与应用

根据苏里格气田采出气微含凝析油的气质特点,结合产品天然气指标要求及天然气露点控制工艺的具体应用,确定低温分离工艺。利用Unisim Design软件详细分析了冷凝温度的确定方法和过程,论述了制冷工艺和预冷换热器、低温分离器等关键设备的选择。选用丙烷制冷工艺,带低翅片换热器管的管壳式换热器回收冷量;低温分离器选用壳牌公司专利产品SMSM型高效分离元件。苏里格气田6座天然气处理厂的设计和运行表明,以丙烷为外加冷源的低温分离工艺完全适用于苏里格气田天然气露点控制。     

要闻信息

苏里格气田开发进入实施阶段2005年5月9日,中国石油长庆油田分公司关于苏里格气田30亿立方米天然气开发规划方案,通过了中国石油天然气股份公司的审查。这标志着苏里格气田开发正式进入实施阶段。苏里格气田勘探开发的面积达到4737平方公里,划分为9个独立的区块,气藏储量丰富,但由于低压、非均质性强等地质特征,开采难度大,要求技术含量高。此次开发通过招投标、分区寻求合作伙伴、建立联合管理机构等方式,由合作方按照国家有关法律、法规和中国石油天然气股份公司的相关规定自主进行投资、建设和生产运行管理,并按照简化开采、创新机制、依…     

带压更换采气树主控阀门技术在苏里格气田的应用

带压更换采气树主控阀门技术具有作业简单、费用低、对气层无损伤等优点,本文就从该技术的原理、技术参数、在苏里格气田现场作业过程中遇到难点及处理、存在风险、取得效果进行了详细论述。近两年,利用该技术在苏里格气田成功更换采气树主控阀门14个,具有实用高效特性,彻底整改了气井采气树内漏主控阀门安全隐患。     

Changqing Gears up to Expand Oil and Gas Production

The experts from Reserves Appraisal Center of Minerals and Resources under State Land and Resources Ministry have recently approved the additional natural gas reserves of 313.177 billion cubic meters of Sulige Gas Field submitted by PetroChina Changqing Oil Field Company.Therefore, the proven gas in place of     

苏里格气田集输管道段塞流的动态预测

苏里格气田地面环境恶劣,由于地形起伏变化较大,在集输管道中极易形成段塞流,造成管路的不稳定振动。如何准确预测管道系统段塞流的形成对高效开发苏里格气田具有非常重要的意义。现采用TACITE软件对苏-10井区集气阀组管道的正常投产和通球情况下的段塞流进行预测,并采用PIPEFLO软件对其结果进行验证,结果表明：TACITE计算结果比PIPEFLO计算结果较保守。经预测,在苏-10井区由于地形变化大产生了地形段塞流,流体在流动过程中流型等流动特性发生了变化。流体经上凹肘部时会产生段塞积液,引起不稳定的振动现象,导致液体出流;流体经上凸肘部时,由于流动特性变化,段塞流可能存在或消失。在通球过程中,由于清管器的运行,使管道各点出现超高压力值,应引起注意。     

低温分离干气输送

回顾了我国天然气集输领域低温分离的发展过程，介绍了节流膨胀制冷进行低温分离，实现干气输送的新工艺在苏里格气田应用的流程和实际运行情况，并对低温分离干气输送工艺设计中应注意的问题进行了分析。指出对于凝析气田并有足够的气藏压力能可利用时，该输送工艺值得推广应用。     

长北气田地面工程技术

长北气田由中石油与壳牌石油公司合作开发,其地面工程技术充分吸收了国内外的成熟做法,并遵循壳牌公司的《设计和工程实施规范》（DEP）标准,形成了独特的开发模式。通过对长北气田井丛生产系统、干线集输系统、低温分离脱水脱烃系统、甲醇回收系统、凝析油稳定系统及外输计量系统的介绍和分析,总结出以“丛式水平井开发、气液混合输送、天然气集中处理、各套装置相对独立、重要设备留有备用、设备选型先进”为主的适合长北气田的地面工程技术特点。该地面工程技术具有6个优点：流程简化,节约成本;远程监控,统一管理;多重控制,确保安全;双回路供电,万无一失;气田防腐,多重保护;分区清管,统一收球。实际运行表明,脱水脱烃、凝析油稳定、甲醇回收等装置系统运行稳定,各项参数基本符合设计要求。     

苏里格地区天然气管道的设计研究

苏里格气田地处典型的毛乌素沙漠地区,针对其特有的地形地貌,对这一地区输气管道的路由选择、工艺计算、相应的管道强度校核进行了设计研究,并对管道敷设应注意的问题、环境保护措施提出合理化建议,达到优化建设方案的目的,对苏里格地区天然气管道的设计具有参考价值。     

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中国长庆气田所生产的商品天然气主要输往北京、天津、西安、石家庄、银川等城市作为民用燃气 ,部分用于发电和化工原料 (例如合成甲醇 )等。长庆气田主要包括靖边、榆林、乌审旗及苏里格等气田 ,其中靖边气田已建成产气规模 34× 10 8m3 /a。在简述了长庆气田主要基础条件诸如天然气性质、单井配产及地面自然条件等之后 ,着重介绍了具有长庆气田特点的地面工程技术现状及今后发展设想 ,其中包括高压集气、脱硫脱碳、酸气处理、低温分离及其他配套的小型发电、甲醇集中回收技术 ,以及今后回收CO2 的初步想法等。     

苏里格气田凝析油反凝析污染对地层伤害程度研究

鄂尔多斯盆地苏里格气田部分井试采产少量凝析油。利用该气田的脱气油样、气样和水样．在气油和气水共渗情况下测定3口井9块(次)岩心的相对渗透率．测试结果表明：在含水饱和度从0增至最小原生水饱和度时渗透率下降较慢；从最小原生水饱和度增至最大原生水饱和度时渗透率下降较快，对地层渗透率的伤害比较严重。但增加的液相中相当一部分是凝析油析出与吸附作用所致，实际渗透率伤害程度比实验分析结果要低，男据5口井样品的相态实验结果，实际生产中地层压力下降后，最大凝析液体积远小于烃类流体总体积，因此在苏里格气田开发中后期，凝析油反凝析污染或凝析油吸附对地层渗透率的伤害不严重。图1表3参5     

苏里格气田低产低效井差异化管理对策

鄂尔多斯盆地苏里格气田储层非均质性强,气水分布规律复杂,随着开发的深入,低产低效井增多,气井的管理、资料分析和应用难度加大。为此,结合对该气田储层地质认识、生产动态特征分析和现场试验的成果,提出"苏中控压稳产、苏西控水开发"的技术思路,将苏中气井分为高、中、低产井;苏西气井分为连续带液井、间歇带液井和积液井,分类分析评价气井生产动态,并提出各类气井的开发技术政策。在气井分类管理的基础上,形成了具有该气田特色的低产低效井差异化管理对策:①不断优化低产井间歇生产制度,有效减少和降低储层应力敏感效应和水锁伤害,提高了低产井外围储量动用程度;②建立气井"三维矩阵"管理方式,明确了气井措施适用范围,量化了措施实施参数,提高了气井措施有效率;③应用智能化气井管理平台,推行气井全生命周期管理。差异化管理对策贯穿气井整个生命周期,大大提高了气井管理效率,老井的开井时率、新井贡献率、措施有效率明显上升,为该气田稳产提供了帮助和支持,也为同类气田的高效开发提供了技术支撑。     

苏里格气田上古生界储层流体包裹体特征及成藏期次划分

苏里格气田是目前中国天然气探明地质储量最多的大型整装气田,也是未来中国最重要的天然气主产区之一.为确定苏里格气田上古生界天然气藏的天然气充注时间和成藏期次,利用LINKAM THMS600型冷热台和LABHR-VIS LABRAM HR800型显微激光拉曼光谱仪,采用较先进的包裹体测试技术及分析方法,对该气田上古生界储层流体包裹体样品进行了测试分析.结果表明,苏里格气田上古生界储层流体包裹体主要包括富CO₂包裹体、富CH₄包裹体和富高饱和烃包裹体3种类型.流体包裹体均一温度具有明显的双峰特征,两个峰值分别为90~120℃和140~150℃.这表明研究区上古生界天然气充注与成藏期次主要有2期.利用包裹体测试资料,结合埋藏史综合分析表明:早侏罗世晚期-晚侏罗世晚期(距今190~154Ma)和早白垩世(距今137~96Ma)是苏里格气田上古生界天然气藏的主要成藏期.