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川西北气矿精细调整措施提产量

www.chinaoilonline.com  2017-03-01 01:57:18

     西南油气田川西北气矿中坝气田重点排水采气井中坝35井修井措施后运行平稳,排水量从每天100立方米增加至131立方米。“北排南控”联动治水效果明显,维持了老气田单井产量不减。

    面对老气田后期产能快速递减的不利形势,川西北气矿探索效益开采模式,通过精耕细作实现颗粒归仓,开展采油气工艺措施35井次,2016年增产6271万立方米,综合递减率下降11.15%。

    川西北气矿坚持井站、作业区技术室和开发科室三级动态监测,实时掌握生产数据动态调整采气措施。中坝34井、37井在高压流程生产时影响排水采气,川西北气矿及时调整,保证气井正常生产。双流采气作业区长期跟踪间歇气井盐1井生产参数变化规律,探索最优生产制度,盐1井以日产气4500立方米实现连续稳产。目前,川西北气矿依托生产信息化管理系统,所有气田均实现管理数据化和全周期监测。

    增压开采是增加老井自身能量,提高单井产量的关键。川西北气矿加强增压机泵运行管理,优化改造气举管网流程,实现老井、带病井强身壮骨,持续稳产。中坝气田2016年通过电潜泵、气举、柱塞气举措施挖潜增产天然气2016万立方米。

    精细描述气井动态,适时调整投加药剂配方,挖潜稳产成效明显。泡排采气是针对老气井后期带液困难的短平快增产措施。通过优化固体、液体泡排剂配伍效果,在气井大量出水期间增加消泡剂注入量,平落12井实现持续稳产。2月10日,川西北气矿平落10井利用加注泡排棒辅助带液成功复活,日产天然气约2100立方米,较停产前约增产15%。

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