油田稠油开采系统热效率论文

油田稠油开采系统热效率研究

摘要：建立了热采注汽系统热效率的计算模型。根据滨南油田数据计算了2个注汽系统的热效率。提出了提高注汽系统热效率的三措施：（1）降低锅炉的过剩空气系数；（2）按最大允许热损失设计地面输汽管线的保温层厚度；（3）使用视导热系数小的隔热油管，按箍增加隔热结构，防止热封隔器的泄漏等。

关键词：注汽系统；热效率；稠油；提高措施

【中图分类号】te32

前言

注蒸汽开采稠油是一种行之有效的方法，已成为国内外广泛采用的开采稠油、超稠油的常规方法[1，2]。世界上稠油资源极为丰富，随着石油科技的日益发展，世界高凝油藏、稠油油藏不断被发现，全世界稠油的总资源量约为已经探明的常规原油储量的6倍，约为15500×108t。稠油油藏的分布范围十分广泛，世界上各产油国几乎都有稠油资源，目前发现的稠油资源主要集中在美国、加拿大、委内瑞拉和中国。我国的稠油资源也非常丰富，预计储量在80×108t以上，主要分布在松辽、渤海湾、准噶尔等盆地。稠油产量已成为我国原油产量构成的重要组成部分，且逐年增长。

1.稠油井注汽系统热效率的计算

稠油井注蒸汽热效率分析时，常将注汽系统划分成注汽锅炉、地面集输管线和注汽井井筒三大部分，各部分效率分别予以计算，三效率的乘积就是注汽系统总的效率。为分析热损失的构成，提出

大庆油田井下作业井控技术管理实施细则

大庆油田井下作业井控技术管理实施细则 第一章总则 第一条井下作业井控是保证油田开发井下作业安全、环保的关键技术。为做好井控工作，保护油气层，有效地防止井喷、井喷失控及火灾事故发生，保证员工人身安全和国家财产安全，保护环境和油气资源，按照国家有关法律法规，以及中国石油天然气集团公司《石油与天然气井下作业井控规定》，结合油田实际，特制定本细则。 第二条井喷失控是井下作业中性质严重、损失巨大的灾难性事故。一旦发生井喷失控，将会造成自然环境污染、油气资源的严重破坏，还易造成火灾、设备损坏、油气井报废甚至人员伤亡。因此，必须牢固树立“安全第一，预防为主，以人为本”的指导思想，切实做好井控管理工作。 第三条井下作业井控工作是一项要求严密的系统工程，涉及到各单位的设计、施工、监督、安全、环保、装备、物资、培训等部门，各有关单位必须高度重视，各项工作要有组织地协调进行。 第四条井下作业井控工作的内容包括：设计的井控要求，井控装备，作业过程的井控工作，防火、防爆、防硫化氢有毒有害气体安全措施和井喷失控的紧急处理，井控培训及井控管理制度等六个方面。 第五条本细则适用于在大庆油田区域内，利用井下作业设备进行试油（气）、射孔（补孔）、大修、增产增注措施、油水井维护等井下作业施工。进入大庆油田区域内的所有井下作业队伍均须执行本细则。 第六条利用井下作业设备进行钻井（侧钻）施工，执行《大庆油田井控技术管理实施细则》。 第二章井下作业设计的井控要求 第七条井下作业地质设计、工程设计和施工设计中必须有相应的井控要求或明确的井

控设计。要结合所属作业区域地层及井的特点，本着科学、安全、可靠、经济的原则开展井下作业井控设计。 第八条各有关单位每年根据油田开发动态监测资料和生产情况，画出或修改井控高危区域图，为井控设计提供依据，以便采取相应防控措施。 第九条地质设计中应提供井身结构、套管钢级、壁厚、尺寸、水泥返高、固井质量、本井产层的性质（油、气、水）、本井或邻井目前地层压力或原始地层压力、油气比、注水注汽（气）区域的注水注汽（气）压力、与邻井地层连通情况、地层流体中的硫化氢等有毒有害气体含量，以及与井控有关的提示。 第十条工程设计应提供目前井下地层情况、井筒状况、套管的技术状况，明确压井液的类型、性能和压井要求等，提供施工压力参数、施工所需的井口、井控装备组合的压力等级。提示本井与邻井在生产及历次施工作业硫化氢等有毒有害气体的检测情况。 压井液密度的确定应以钻井资料显示最高地层压力系数或实测地层压力为基准，再加一个附加值。附加值可选用下列两种方法之一确定： （一）油水井为0.05～0.1g/cm3;气井为0.07～0.15 g/cm3。 （二）油水井为1.5～3.5MPa;气井为3.0～5.0 MPa。 具体选择附加值时应考虑：地层孔隙压力大小、油气水层的埋藏深度、钻井时的钻井液密度、井控装置等。 第十一条施工单位应依据地质设计和工程设计做出施工设计，必要时应查阅钻井及修井井史等资料和有关技术要求，选择合理的压井液，并选配相应压力等级的井控装置，并在施工设计中细化各项井控措施。 第十二条工程设计单位应对井场周围一定范围内（有毒有害油气田探井井口周围3千米、生产井井口周围2千米范围内）的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）、国防设施、高压电线和水资源情况以及风向变化等进行勘察和调查，并在工程设计中标注说明和提出相应的防范要求。施工单位应进一步复核，并制定具体的预防和应急措施。 第十三条新井（老井补层）、高温高压井、气井、含硫化氢等有毒有害气体井、大修井、

稠油开采技术的最新研究进展

《稠油开采技术的最新研究进展》 油工（2）2001 喻天龙 201013074 近年来，随着塔河油田开发规模的不断扩大，稠油开发的难度越来越高。其中，塔河12区超稠油井越来越多，超稠油油藏开发的形势越来越不容乐观。该厂尽管在稠油深抽、稠油降粘等稠油开采配套技术上不断下大功夫，但稠油井筒举升难的问题依然进度缓慢。根据多方论证和技术分析，其主要原因是12区原油粘度高，在油藏条件下具有较好的流动性。但是，在进入井筒后的垂直流动过程中，随着井筒温度的降低，原油粘度逐步增大，流动性逐渐变差。针对以上客观实际难题，该厂充分发挥地质技术人员攻关优势，紧跟开采开发形势，瞄准10区、12区超稠油举升、掺稀降粘、化学降粘技术难题，展开大胆探索和技术攻关，初步获得了突破性进展。 第一，根据油田快速上产发展要求，不断加大稠油开采工艺自主创新力度。今年以来，先后实施了两级接力举升、深抽减载装置、超深尾管深抽电泵、电加热杆等稠油新工艺，配套实施了18型游梁式抽油机、24型塔式抽油机、皮带式抽油机等配套工艺，试验取得较好效果。目前，已初步形成具有塔河特色的稠油开发采油技术模式。 第二，进一步加大油溶性、水溶性化学降粘剂评价、优选和试验力度。今年以来，筛选出两种水溶性化学降粘剂、三种油溶性化学降粘剂进入现场进行放大样试验。与去年相比较，化学降粘剂的应用效果得到很大提高，极大地缓解了稠油区块稀油紧缺的瓶颈问题，保证了新区稠油井正常投产需要。 第三，加大了中质油混配密度。目前，混配密度达到了0.898g/cm3,日增加中质油300吨。同时，加大掺稀生产井优化力度，分区块、分单元判定不同的掺稀优化目标，还采用低压自喷井提前转抽，提高混配效果等一系列措施，今年上半年，共计节约稀油11万余吨。 1、稠油油田开采历程及开采现状 欢喜岭采油厂稠油开采始于1982年5月。在当时勘探发现油层发育好、油层集中的锦89块、锦203块、锦8块等有效厚度大于10m的范围内布井118口，

稠油热采

稠油热采技术研究 姓名：张鑫 班级：油工084 学号：080201140424 2012年3月

摘要 石油资源存在于天然形成的油藏之中，其开采技术随油藏类型、原油特性不同而不同。稠油也称重油即高粘度重质原油，在油层中的粘度高，流动阻力大甚至不能流动，因而用常规的技术难以经济有效地开发稠油油田。最近10年我国采用注蒸汽热采技术有效地开发了一批稠油油田，打开了稠油开发的新局面。

稠油的基本定义 稠油是指在油层条件下原油粘度大于50mPa·s 或者在油层温度下脱气原油粘度大于100mPa·s、原油相对密度大于0.934（我国＞0.9200）的原油。我国一般采用稠油的定义，西方国家一般采用重油的定义，以原油重度（°API ）作为第一指标。原油重度与相对密度的换算关系为： 我国稠油的特点及稠油资源的分布 一、我国稠油的特点 （1）粘度高，而相对密度低（我国稠油胶质成分多，一般为20～40%，沥青含量少，一般为0～5%。）； （2）含硫较低，一般仅为0.5%左右； （3）轻质馏分少，300℃时轻质馏分约为10%； （4）金属钒（V ）、镍（Ni ）含量低。 二、我国稠油资源的分布及特点 我国目前已在12个盆地发现了70多个稠油油田。我国陆上稠油油藏多数为中新生代陆相沉积，少量为古生代的海相沉积，储层以碎屑岩为主，具有高孔隙、高渗透、胶结疏松的特征。重质油主要分布在盆地边缘斜坡带、凸起边缘或凹陷中断裂背斜带的浅层。陆相重质油由于受成熟度较低的影响，沥青含量低而胶质含量高。目前，稠油储量最多的是东北的辽河油区，其次是东部的胜利油区和西北的克拉玛依油区。 稠油的一般特性 1、胶质沥青质含量高、轻质馏分少。高粘度和高相对密度是稠油最主要的特性； 2、硫、氧、氮等杂原子含量较多。例如：美国、加拿大、委内瑞拉的重油中含硫量高达3%～5%； 3、稠油中含有较多的稀有金属，如：Ni 、V 、Fe 、Mo 等； 4、稠油中石蜡含量一般较低，但也有极少数“双高原油”； 5、同一稠油油藏中，原油性质在垂向油层的不同井段及平面上各井之间常常很大的差别；在同一油田或油区，原油性质相差更大。 稠油的热特性 1、稠油的粘温特性（是稠油热采的理论基础）； 2、稠油的蒸馏特性（蒸汽驱、火驱采油机理之一）； 当温度升高到泡点（原油开始汽化时的最低温度）时，原油中的轻质组分将分离为气相，重组分仍保持为液相； 3、稠油的热裂解特性（在火烧油层过程中表现的比在蒸汽驱过程中更加突出）； ) (244025005.1315.141F T API ?+??+=ρ

中国石油天然气集团公司石油与天然气井下作业井控规定

中国石油天然气集团公司石油与天然气井下作业 井控规定 第一章总则 第一条为做好井下作业井控工作，有效地预防井喷、井喷失控和井喷着火、爆炸事故的发生，保证人身和财产安全，保护环境和油气资源，特制定本规定。 第二条各油气田应高度重视井控工作，必须牢固树立“以人为本”的理念，坚持“安全第一，预防为主”方针。 第三条井下作业井控工作是一项要求严密的系统工程，涉及各管理(勘探)局、油(气)田公司的勘探开发、设计、施工单位、技术监督、安全、环保、装备、物资、培训等部门，各有关单位必须高度重视，各项工作要有组织地协调进行。 第四条利用井下作业设备进行钻井（含侧钻和加深钻井）的井控要求，均执行《石油与天然气钻井井控规定》。 第五条井下作业井控工作的内容包括：设计的井控要求，井控装备，作业过程的井控工作，防火、防爆、防硫化氢等有毒有害气体的安全措施和井喷失控的紧急处理，井控培训及井控管理制度等六个方面。 第六条本规定适用于中国石油天然气集团公司(以下简称集团公司)陆上石油与天然气井的试油(气)、射孔、小修、大修、增产增注措施等井下作业施工。 第二章设计的井控要求 第七条井下作业的地质设计、工程设计、施工设计中必须有相

应的井控要求或明确的井控设计。 第八条地质设计(送修书或地质方案)中应提供井身结构、套管钢级、壁厚、尺寸、水泥返高及固井质量等资料，提供本井产层的性质(油、气、水)、本井或邻井目前地层压力或原始地层压力、油气比、注水注汽区域的注水注汽压力、与邻井地层连通情况、地层流体中的硫化氢等有毒有害气体含量，以及与井控有关的提示。 第九条工程设计中应提供目前井下地层情况、套管的技术状况，必要时查阅钻井井史，参考钻井时钻井液密度，明确压井液的类型、性能和压井要求等，提供施工压力参数、施工所需的井口、井控装备组合的压力等级。提示本井和邻井在生产及历次施工作业硫化氢等有毒有害气体监测情况。 压井液密度的确定应以钻井资料显示最高地层压力系数或实测地层压力为基准，再加一个附加值。附加值可选用下列两种方法之一确定： (一)油水井为0.05－0.1g/cm3;气井为0.07－0.15 g/cm3 (二)油水井为1.5－3.5MPa;气井为3.0－5.0 MPa 具体选择附加值时应考虑：地层孔隙压力大小、油气水层的埋藏深度、钻井时的钻井液密度、井控装置等。 第十条施工单位应依据地质设计和工程设计做出施工设计，必要时应查阅钻井及修井井史等资料和有关技术要求，施工单位要按工程设计提出的压井液、泥浆加重材料及处理剂的储备要求进行选配和储备，并在施工设计中细化各项井控措施。 第十一条工程设计单位应对井场周围一定范围内(含硫油气田探井井口周围3km、生产井井口周围2km范围内)的居民住宅、学校、厂矿(包括开采地下资源的矿业单位)、国防设施、高压电线和水资源

井下作业个人总结

篇一：井下作业年底技术工作总结 井下一公司修井30队 技术工作总结 总结人：胡新河技术工作总结 本人自2002年担任技术员工作以来，认真履行技术员的工作职责，在工作中认真负责，积极吸取好的工作方法，掌握井下新的施工工艺技术，充实自己的修井知识，提高自己解决问题的能力。在这一年来，在公司各级领导的正确领导下，本人能认真学习和履行着本岗位职责，工作认真负责，能够较好地完成组织交办的各项任务。我现将2006年度技术工作情况总结如下： 一、认真做好本队修井工作的日常管理 1.工作中严格要求自己的同时，督促和要求各施工班组，认真录取各项修井资料，严把工序施工质量关，杜绝无功作业，提高修井作业有效率。及时编写完工总结上报施工资料。通过近几年的工作，深刻认识到修井作业中质量工作得重要性。 2.针对员工修井技术知识薄弱的状况，有针对性的开展技术培训。结合本队工作的实际情况，重点培训员工的的实际操作能力，讲解安全防范知识和施工风险识别知识。满足了施工人员安全和技能操作的需要。采用每井一题、每周一课、每月一考的方式对职工进行技能教育；通过技术知识学习和岗位练兵，各职工的特别是外雇工的技术素质和实际操作技能有了很大提高。 3.在做好本职工作的同时，积极配合队长做好本队的安全、环保工作，及时收集施工作业的信息，合理安排调配人员及车辆的运作，确保修井作业连续进行。 二、认真编制施工工艺技术措施 对施工得措施井工程设计进行会审，明确施工井数据、任务、目的及施工中可能存在的危险因素，针对井况及作业任务确定相应的工艺技术及安全方案。如高压井、高油气井、高风险等井，都要制定与井况相配套的防喷、防毒等技术及安全方案。特别是对复杂井（如套破井、砂卡井、管外串井、报废井等），除认真做好措施会审外，并现场指挥和监督，做到精心组织、精细施工，圆满完成了施工作业： 三、努力学习各种技术及管理知识，认真做好本职工作 针对今年石西队在年初的井下招标中开双机进行生产作业，作为我负责全面的技术工作，在工作认真完成上级领导和队长安排的工作，遇到复杂、新工艺井的施工作业，到现场组织施工、协调，都严格按工艺标准实施，严格要求资料的收集工作并对资料员的工作进行培训及教育工作，严把质量关，严格执行四大体系运行工作，努力提高运行质量，针对安全、井控、质量的培训及监督检查工作。配合队长作好施工现场的各项工作的同时，努力提高自身的专业水平。本人充分利用业余时间学习各项复杂井工艺设计，修井工程，抓紧时间学习专业业务知识同时学习计算机知识，使自己的专业技术水平有所提高。在今年努力完成qc论文编写工作和技术论文的撰写工作。在不断的学习和锻炼中，努力使自己的技术理论水平、技术问题处理能力、管理能力都得到较快的提高。 四、疑难复杂井的工艺技术 石西作业区属于新开发的区块，该区块井深井况比较复杂，各项工艺的井都有，上修前对该井的井史认真收集，对各项工艺参照各项技术标准，认真编写施工设计，施工中严格要求自己现场组织进行各项工艺的施工作业。比如： 1、今年所施工的sh3058井（补孔改层）：由于该井同层位的sh3067井改层后出油效果良好。作业区进行试探的开采该层位并对该层位进行二次固井。该井工序：压井,提抽油杆,解卡打捞,提泵,通井,洗井,下桥塞,电侧,射孔,挤化学剂,下结构,试压,验串,挤灰注灰,提结构,钻塞,试压，探井底,地面清蜡,排液,替液诱喷,完井.施工日期从4.22-5.6日完井，该井施工前，

提高老油田机采井系统效率效果分析

提高老油田机采井系统效率效果分析 杨丰铭 (1.长江大学石油工程学院,湖北荆州　430023;2.辽河油田兴隆台采油厂,辽宁盘锦　124010) 摘　要:荣兴油田是开发30年的老油田,地层出砂,油井低压低产,设备陈旧,磨损、老化严重,抽油机系统效率低。本文通过详细分析地面和井下影响系统效率的因素,从新设备、新技术的投入,提高日常管理水平等几个方面采取措施来提高系统效率。 关键词:老油田;影响因素;出砂;合理参数 中图分类号:T E32+7 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)23—0063—02 1　现状 荣兴屯油田于1965年开始钻探,70年代开始投入生产,以东营组和沙一段为主力含油层系。目前已进入开发中后期,油井出砂低产、低压、结蜡重、出砂严重。2010年底抽油机井33口,平均理论排量26. 2m3,平均泵效22.6%,系统效率为11.24%。 2　影响系统效率的原因分析 2.1　地面因素 2.1.1　荣兴屯区块抽油设备陈旧,有近60%以上的抽油机均为90年代投用,均有不同程度的磨损、老化。在日常管理工作中,地面设备润滑保养及传动皮带调整不及时、盘根盒调整不到位,会降低电动机、减速箱、四连杆机构和盘根盒的效率。 2.1.2　抽油机配备的动力设备有28口使用37kW 普通电机。这些电机属于高耗能产品,同时为满足抽油机的启动和修井要求在选择电动机时都留有足够的容量裕度,而电动机在正常运行时均以轻载运行,“大马拉小车”现象比较突出。总体而言,普通三相异步电动机负载率低,节能效果差,机采系统效率受到较大影响。 2.1.3　抽油机平衡度的影响:抽油机平衡度调整不理想将会增加抽油机悬点动载荷,不仅影响到连杆机构、减速箱和电动机的效率与寿命,而且会使油井能耗增加0.15kW?h/h～0.25kW?h/h,系统效率降低。如果调整好抽油机平衡度,则可以有效减少电机耗电,而且可以将系统效率提高0.6%～2.6%。 2010年底测试平衡率不在80%～110%范围内的有5口井,这5口井平衡块已调至最外。 2.2　井下因素2.2.1　抽汲参数(泵径、泵深、冲程、冲次、抽油杆组合)的选择对机采系统效率的影响会直接通过井下效率的高低和油井免修期的长短反映出来。其中,泵径、泵深、冲程、冲次的大小对杆柱和液柱的惯性载荷、泵阀球的运动、柱塞的有效行程及运动状态都起着决定作用。如果冲程冲次与泵径泵深参数值配合太低或太高都会降低机采系统有效功率;在举升高度和产量一定的情况下,较重的抽油杆组合耗能较大;对同一种杆柱,随冲程的增加和冲次的降低,其耗能下降,而系统效率得到提高。该区块平均生产参数偏大,平均冲次达到了5.4次/分,有5口井冲次达到了7次/分,导致区块平均泵效降低,比全厂泵效低14个百分点。 2.2.2　该区块有29口井出砂较重,其中,使有螺杆泵2口,排砂泵生产17口,2010年有7口井是因为出砂影响生产检泵的,其中1口砂卡。 3　具体措施实施情况 通过以上分析,我厂以能耗最低为基本原则,以优化设计为手段,以经济效益为中心,加大新设备、新技术的投入,提高管理水平提高系统效率。 3.1　提高地面系统效率 3.1.1　使用节能电机 具体包括:荣兴区块5台抽油机更换安装节能配电箱及节能电机,如荣18-38、荣15-37、荣16-37、油37-47等,从更换电机之日至目前,共节电1. 6×104Kw h,这4口井系统效率平均提高3%。如荣18-35井,2月份系统效率为5.65%,更换电机后,系统效率达到了17.87%。累计节电0.6×104kW?h。 63 　2012年第23期 内蒙古石油化工

SAGD技术开采稠油

SAGD技术开采稠油 石油与天然气工程2011级程金金 摘要：蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术以蒸汽作为热源，依靠凝析液的重力作用开采稠油，采收率可达60-80%，在国外特别是在加拿大已获得了商业化应用。 辽河油田曙一区超稠油资源丰富，地层条件下原油粘度超过104 ?，基本没有流动能力，开采难度大。上世纪九十年代末，mpa. s 10 辽河油田曙一区超稠油蒸汽吞吐开采技术获得成功并进行了规模化开采，但蒸汽吞吐开采后期如何进一步提高采收率是一项重要的研究课题。 关键词:超稠油蒸汽辅助重力泄油开发研究 Abstract：Steam assisted gravity drainage (SAGD) uses steam as the hear source and rely on the action of gravity of condensed liquid to recovery heavy oi1，by which the recovery can reach up to 60-80%.The technique has been commercially applied overseas，especially in Canada. The super heavy oi1 resource is very abundant in Block Shu l of Liaohe Oilfield with the crude viscosity under formation conditions over 104 ?，which is basically immobile and hard to develop. Since the 10 mpa. s end of 1990s，steam huff and puff for super heavy oil recovery in Block Shul of Liaohe Oilfield has been successful and has been commercialized. However，how to improve the recovery at the later stage during steam huff and puff is an important research topic. Keywords: the super heavy reservoirs，steam assisted gravity drainage，

石油工程井下作业修井技术与工艺

石油工程井下作业修井技术与工艺摘要：在我国石油行业快速发展过程中，社会对石油资源的需求越来越多，因此石油开采行业也需要提高开采质量，增加石油资源的供给。在石油开采中，因为是井下作业，因此需要开展修井工作。就石油工程井下作业修井技术及工艺进行了分析，并提出了建议，希望可以为修井工作更好的开展提供帮助。 关键词：石油工程；井下作业；修井技术；工艺 在石油井下开采过程中，一旦油井遭到了破坏，不仅会影响石油开采的量，同时还会存在安全隐患。所以在井下开采过程中，通过修井工作的开展来保证油井的稳定是非常有必要的。在修井工作落实中，修井技术与工艺的应用发挥了重要的作用，同时其影响力也比较大。 1石油工程井下修井技术及工艺发展现状 在对石油工程井下作业修井技术及工艺进行分析过程中，可以从其目前的发展现状进行分析。通过现状分析，可以了解修井技术及工艺存在的不足之处，可以对其未来发展进行展望，因此，做好具体的现状分析是非常有必要的。 1.1从修井工具入手进行分析 在石油工程井下修井工作开展过程中，修井工具是不能缺少的，就目前修井技术所使用的工具进行分析中可以看出，常见的工具有震击类工具、爆炸类工具以及侧钻类工具，此三种类型的工具在修井过程中发挥了重要的作用。但是，随着设备修井技术及工艺的进步，这些修井工具所能发挥的作用越来越小，因此在未来一段时间内，对修

井工具进行优化是不可避免的。 1.2从修井技术开展模式入手进行分析 在石油行业发展过程中，社会对石油资源的需求日益增多，但是油田的数量则在逐渐地减少，油田的储能消耗逐渐地降低。面对这样的情况，在石油开采过程中，开采难度增加，石油井被破坏问题较为常见。在修井工作开展中，主要采用的修井模式是先打捞，后修复，这样的修复方式较为落后，对油田的污染与破坏较为严重。所以面对这样的情况，在井下修复过程中，就必须要转变修井技术开展模式，对修井技术及工艺进行优化，以此来确保修井工作的有效落实。 2油田工程井下作业修井技术及工艺 在油田工程井下作业修井过程中，想要确保修井工作质量，不仅要对修井工作原则进行优化，同时还需要对具体的修井技术及工艺进行优化，只有这样才能保证修井工作的有效落实。 2.1对修井原则进行优化 在修井工作落实过程中，因为涉及到的内容较多，所使用到的修井技术及工艺较多，所以在提高修井质量的过程中，就应对修井原则进行优化。在优化修井原则中，需要坚持可持续发展原则。也就是说，在实际使用修井技术及工艺开展修井工作中，应对油田资源进行保护，避免油田遭到污染。同时还需要考虑成本问题，若是修井的成本投入较多，则会导致油田开采的经济效益下降，因此在选择修井技术及工艺过程中，应在保证修井质量的同时，选择成本较为低廉的修井技术及工艺，这样可以通过减少成本投入的方式来增加石油开采企业的经

油田提高机采系统效率技术研究

油田提高机采系统效率技术研究 发表时间：2019-07-22T15:35:11.210Z 来源：《基层建设》2019年第11期作者：邹洪超 [导读] 摘要：有杆抽油系统主要由原动机（电机）、抽油机、抽油杆、抽油泵、井下管柱和井口装置等组成。 辽河油田特种油开发公司 摘要：有杆抽油系统主要由原动机（电机）、抽油机、抽油杆、抽油泵、井下管柱和井口装置等组成。通过抽油机电动机、曲柄—连杆—游梁机构、抽油杆柱，将地面电能转化为举升地层流体的能量，因此，整个有杆抽油系统工作时是一能量不断传递和转化的过程。在能量每一次传递时都会损失一定的能量。系统效率是表征有杆抽油系统能量转换与利用效率的主要指标。因此，研究机采系统损耗和原因，找出相应技术措施，对提高机采系统效率，降低能耗具有重要意义。 关键词：油田；机采；系统效率 引言 在石油开采工程的领域内，机械采油在世界范围内都占主导地位，因此其能耗在原油生产过程中占的比例也是最大的。在石油开采工程的领域内，机械采油在世界范围内都占主导地位，因此其能耗在原油生产过程中占的比例也是最大的。近二十年来，我国在抽油机方面出现了异相型游梁式抽油机，使得减速器扭矩变化平稳，峰值扭矩减小，所需电机功率较小，目前已经形成了2型～20型抽油机系列。在抽油泵方面，深井泵泵径已形成28～100mm系列，特种泵已初步配套，其中最显著的技术进步是整筒式抽油泵取代衬套式抽油泵，并出现了许多特殊类型的抽油泵如防气泵、防砂泵、抽稠泵等，大大延长了抽油泵的检泵周期，满足了不同油井的开采需要。在抽油杆方面，为适应深井抽油的需要，在原有的C级、D级、K级抽油杆之外，还研制出了H级超高强度抽油杆和玻璃钢抽油杆，以及高频表面处理抽油杆、空心抽油杆、玻璃钢抽油杆、连续抽油杆等，大大降低了抽油机悬点载荷和增加了泵挂深度。随着深层油藏的开发，增大泵挂深度、实现深抽是有杆泵采油所必须面对的问题。对于有杆泵采油井的”深抽”，并没有一个确切的定义或规定各油田有不同的理解。目前，国外机抽方式中下泵深度最深的是美国，通过采用超高强度组合抽油杆的泵挂深度已达4420m；采用玻璃钢-钢复合抽油杆柱的最大泵挂深度已达5120m。国内利用钢质抽油杆，其泵挂深度已可达3000m以上。因此，研究机采系统能量传递和转化过程中各节点损耗和原因，找出相应技术措施，对提高机采系统效率，降低能耗具有重要意义。 1机采系统效率近远期目标 油田既是能源生产大户，同时也是高能耗大户，而油田电能50.3%以上消耗在采油工程系统，所以采油工程系统的节能降耗工作尤为重要。油田公司为落实科技兴油战略，开展三大配套技术攻关、三大重点开发试验项目。“油田节能降耗配套技术攻关”列为一级课题，“采油系统节能降耗技术”列为二级课题。针对不同类型油井，开展了影响机采系统效率敏感因素分析研究，并进行了提高机采系统效率技术对策综合应用研究，力争经过3-5年的工作，使吉林油田机采系统效率指标达到国内同行业先进水平，真正成为节约型、环保型企业。油田全面开展提高机采系统效率工作已近三年，基础测试和研究工作已经取得了初步的经验和成绩，同时新技术、新工艺的不断应用，为提高机采系统效率、降低能耗提供了很有利的条件。研究形成具有油田特点的先进、适用、系列化采油节能配套技术，同时基础工作达到规范化、制度化、程序化，系统效率指标将大幅提高，年提高系统效率目标是2%，三至五年达到中油公司的平均水平，十年达到30%以上的目标。 2研究提高机采系统效率的原则 结合设备老化更新，积极选用节能设备，加大节能配套技术推广应用规模，实现老油井从地面到井下的综合节能降耗目标。新产能在建设初期的设计上就把节能研究的成果直接应用在生产实际中。 提高机采系统效率工作原则： （1）必须走以产量为中心这条主线，节能不能以牺牲产量为代价； （2）必须将提高机采系统效率研究与延长油井免修期工作结合起来； （3）管理因素要放到节能提高系统效率工作的重要位置上来。 3影响抽油机井系统效率的因素分析 3.1影响系统效率因素分节点分析 抽油机平衡问题是抽油机日常管理的首要问题，抽油机平衡与否不仅关系到抽油机和电机的使用寿命，而且与能耗由很大关系，抽油机超平衡或欠平衡都会增加耗电量，这在日常管理过程中没有引起足够重视。游梁式抽油机的平衡率对抽油机井的系统效率影响较大，平衡差的油井能耗大，系统效率低。 3.2抽油机井提高机采系统效率与供排协调关系研究 提高系统效率必须走以产量为中心这条线，不能以牺牲油井产量为代价。因此必须进行提高机采系统效率与合理流压的关系研究，使油井达到供排协调，在提高油井系统效率的同时，实现增产或不减产。从合理流压的确定、提高机采系统效率与合理流压的关系、参数调整三方面展开分析研究。 4低产低效井智能间抽控制技术 “间抽控制提高系统效率及节能装置研发”项目是针对油田相当部分为低渗透的低能、低产油井，为稳定产量、降低能耗、提高系统效率。主要完成三个方面的工作内容：第一分析间抽井间抽特点，分析电能负荷变化与抽油泵充满度之间规律，找出泵空条件；第二根据试验结果，分析间抽特点，建立间抽判别规则和控制策略，建立实时智能间抽控制仪工作模型；第三研制一套随负荷变化控制的实时智能间抽控制仪。当油井渗透能力低于抽油机设计抽油能力时，油井处于供液不足状态。于间抽控制，根据抽油机工作过程中上、下行程中负荷变化、速度变化、时间变化情况，进行分析和试验，找出抽油泵充满度与各种变化之间的关系，建立各种抽空边界条件。 当抽油机工作到泵空时，自动停止工作，建立自学习模糊控制模型，并根据此模型判断井内供液情况是否满足再次连续满抽条件，当条件满足时，抽油机才会再次启动。根据以上建立的模型，研制一套随电能负荷变化控制的实时智能间抽控制仪。该控制仪实时采集电能全参数，分析计算冲次周期内各种控制参数，按照建立的电机启停判别规则和控制策略开发控制仪。 结束语 综上所述，提高系统效率，可有效降低吨油成本，有效促进节能设备的应用和老旧设备的更新改造，提高机采管理技术水平，由定性

稠油开采新工艺

稠油开采新工艺 稠油是世界经济发展的重要来源，稠油油藏的研究和开发技术已日趋成熟，并形成相当大的开采规模。自今年初以来，胜利油田有限公司，在稠油产量占有较大比例的孤岛，孤东，滨难，河口等采油厂，针对自己所管辖经营的稠油油藏的特征和“症结”，采用多种新工艺，新技术配套使用，不断强化稠油开发和技术创新力度，有效地提高了稠油油藏的开发水平，取得了明显的经济效益和技术效果。 孤岛采油常针对所管辖的孤岛油田稠油热采产量已占全年原油生产量的 1/6，开发难度大等实际情况，对该油田的中二北NG5和中二南NG6两个稠油热采老区进行可整体调整，在加密调整方案的编制过程中，地质科技人员充分运用了钻井、测井、测试及油井生产资料，进行了精细油藏描述，建立了底层，构造，储层，流体等模型，摸清了剩余油的分布规律；运用数值模拟技术对加密井点进行可行性分析，编制出了切实可行的热采调整方案，目前，这两个区块已完钻新井15口。其中，中二北NG5热采区的中25-532井，投产后喜获日产320吨的高产油流；中二南NG6调整区的中24-605井也获得了日产21吨的工业油流。 同时，他们对中二北热采单元的蒸汽吞吐开采规律也进行了充分研究，该单元由于底水的进入，导致油井含水大幅度上升、高含水井数的逐年增加，油层水淹严重，造成平面上采出程度差异大，剩余由高度分散，挖潜措施针对性变差。该厂通过对边底水浸入影响分析及泡沫剂的静，动态评价，灵敏性分析及其躯替实验，认为氮气泡沫对治理边底水有较好效果。自2002年初开始，他们运用井下自生气一泡沫辅助注蒸汽技术，在130度下注入引发剂，产生二氧化氮和二氧化碳，达到调整吸气剖面，提高驱有效率的目的，迄今为止，用来试验的3口井，平均日产油量已由3.8吨上升到6.5吨,平均单井日增油2.7吨,累计增油893.6吨,其中GD15*522井日产油量由4.3吨上升到目前的11吨。 孤东采油厂稠油热采稳中有升。为了加快孤东油田的稠油开发，该厂采取地质、作业、注汽、采油、工艺“五位一体”联作制，狠抓注汽质量，取得明显效益。质量监控是注汽的关键，他们对每口注汽井都要做好注汽前、中、后的跟踪工作，注汽前，做好注汽井的经济评价，制定注入方案，加强作业管理监控；注

稠油开采国内外现状及开发技术

稠油开采国内外现状及开发技术 随着社会经济的快速发展，世界对于石油资源的需求也在不断提升，而稠油油藏作为分布较广的资源，基本在世界各大产油国都有大量的稠油储藏量，因此对于稠油开采的国内外现状及开放技术进行研究分析，对于满足社会对于油气资源的需求，具有重要的现实意义，并为油田开采效率的提升提供了依据。 标签：稠油开采；开发技术；研究现状 当前我国的石油工业得到了快速的发展，石油开采技术水平也在持续提升，而稠油作为储藏量极大的特殊油藏，对于满足社会需求具有重要意义。由于稠油资源本身的特性，其开采也存在一定的难度，对其开采技术也有较高的要求。为实现对于稠油油藏的更好开发，本文主要对稠油开采的国内外现状与开发技术进行研究。 1 稠油开采的国内外现状 进入21世纪以后，全球经济都得到了飞速的发展，世界对于石油资源的需求量也在迅猛的提升。但常规的石油资源经过多年的大规模开发开采，也正面临着资源枯竭的现状。而随着科学技术水平的不提升，人们发现稠油资源还存在着极为丰富的储量，在世界各国石油开采国都有大量的储存量，如果能够对其进行有效的开采则对于满足社会日益增长的石油需求具有重要的现实意义。 当前，经过勘探发现，稠油资源的潜在地质储存量已经远超出已经探明的常规原油的储量高达6倍之多。而在稠油资源的主要储藏国中，储量最为丰富的国家为加拿大，其次分别为委内瑞拉、前苏联、中东及美国与中国等国家与地区。而我国的陆上稠油转我国的石油总储藏量的20%以上，当前已在我国的12个盆地发现了至少70个稠油油田，以探明和控制储量有40亿吨以上。此外，我国的陆上稠油油藏大多是中新生代陆相沉积，而古代海相沉积则极少。我国稠油储层则存在着高孔隙、高渗透以及胶节疏松等特等，且由于稠油资源本身的粘度较高，且流动性较差，导致对其开采技术也提出了极高的要求。 自上世纪90年代，世界各主要采油国，就开始进行了稠油资源的开采工作，其中，基本所有国家都使用了热采的技术进行了开采，其中美国、委内瑞拉、印尼及中国开采量较大。很多专家表明，稠油资源对于满足世界能源日益增长的需求将具有重要的现实意义，并其重要性将不断增加。但是，当前世界稠油的开采量则只占了石油总产量10%。造成此种现象出现的主要原因是由于稠油开采的成本十分高，且开发技术水平也十分有限，还没有发展成熟，因此基本世界各国在进行开采时，都首先选择进行常规石油资源的开采。 2 稠油资源开发技术 2.1 稠油热采技术

(完整版)油田井下作业技术员考试复习题

技术干部考试复习题 一、选择题（每题4个选项，只有1个是正确的，将正确的选项号填入括号内） 1 、新井通井当通井至人工井底以上( )左右时，应减慢下放速度。 A、 30m B、 50m C、 100m D、 150m 2、通井时，通井规的外径应小于套管内径( )。 A、 3～5mm B、 5～7mm C、 6～8mm D、 8～10mm [T/] 3、对有射开油层的井，通井时要做好( )工作。 A、防污染 B、防井喷 C、防火灾 D、防爆炸 4、通井中途遇阻或探人工井底，加压不得超过( )。 A、 10kN B、 20kN C、 30kN D、 40kN 5、替泥浆过程中，准备清水用量为井筒容积( )倍。 A、 1.0～1.5 B、 1.2～1.8 C、 1.5～2.0 D、 2.0～2.5 6、反循环压井前用清水对进口管线试压，试压压力为设计工作压力的( )倍。 A、 1.2～1.5 B、 1.5～2.0 C、 2.0～2.5 D、 2.5～3.0 7、用压井液反循环压井，若遇到高压气井，在压井过程中使用（）控制进出口排量平衡，以防止压 井液在井筒内被气侵。 A、单流阀 B、针型阀 C、采油树闸门 D、油嘴 8、挤压井前要对进口管线试压，试压压力为设计工作压力的( )倍，5min不刺不漏为合格。 A、 1.2 B、 1.5 C、 2.0 D、 2.5 9、挤压井后要用( )油嘴控制放压，观察30min油井无溢流无喷显示时，完成挤压井操作。 A、 2～3mm B、 3～4.5mm C、 5～6mm D、 6～7mm 10、挤压井时进口管线靠井口端要安装( )。 A、针型阀 B、闸门 C、单流阀 D、高压单流阀 11、压井施工出口管线必须用硬管线连接，不能有小于( )的急弯。 A、 45° B、 60° C、 90° D、 120° 12、无特殊要求，替喷一般采用( )方式。 A、正替喷 B、反替喷 C、先正后反 D、先反后正 13、替喷作业前要制定好( )措施。 A、防井喷 B、防火灾 C、防中毒 D、防井喷、防火灾、防中毒 14、常规试油一般经过( )几道工序。 A、施工前准备、射孔、替喷、放喷、测试及资料录取 B、施工前准备、替喷、放喷、测试及资料录取 C、施工前准备、射孔、替喷、诱喷、放喷、测试及资料录取 D、施工前准备、射孔、替喷、诱喷、放喷 15、下述四种试油中，其工序最简单的是( )。 A、常规井试油 B、地层测试 C、水平井试油 D、出砂井试油 16、试油按工艺方法可分( )。 A、常规井试油、水平井试油、出砂井试油 B、常规井试油、地层测试、特殊井试油 C、常规井试油、中途测试、定向井试油 D、常规井试油、探井试油、老井试油 17、水平井、斜井通井时，若上提遇卡，负荷超过( )时候，应停止作业，下步措施待定。 A、30kN B、 40kN C、 50kN D、 60kN 182

稠油目前开采技术与下步技术攻关

稠油目前开采技术与下步技术攻关 摘要：稠油在石油资源中所占比例较大，但是常规方 法很难开采出来。本文通过从稠油冷采和稠油热采两个方面介绍稠油开采的当前现状以及发展趋势，提出了一些合理的建议，有助于稠油油藏开发方式上升到一个新的台阶。 、稠油简介 稠油是一种高粘度、高密度的原油，成分相当复杂， 般都含有沥青质、胶质成分，是石油烃类能源中的重要组成成份，国外将重油和沥青砂油统称为重质原油。国内外稠油的分类标准不一致，一般用粘度、密度、重度表示。稠油分类不仅直接关系到油藏类型划分与评价，也关系到稠油油藏开采方式的选择及其开采潜力。 世界上稠油资源极其丰富，其地质储量远远超过常规原 有储量。而我国稠油资源分布很广，储量丰富，陆上稠油、沥青资源约占石油总资源量的20%以上。我国陆上稠油油藏多数为中生代陆相沉积，少量为古生代的海相沉积，储层以碎屑岩为主，具有高孔隙度，高渗透率，胶结疏松的特征。 根据稠油油藏的埋藏深度来看，我国绝大多数稠油油藏埋藏深度为10001500m 之间。稠油粘度高，密度大，开采中流动

阻力大，不仅驱动效率低，而且体积扫油效率也低，难于用 常规方法进行开采。稠油的突出特点是含沥青质、胶质较高。 我国胶质、沥青质含量较高的稠油产量约占原油总产量的70%。因 此，稠油开采具有很大的潜力。对于稠油油藏，常规方法很难开 采，采取一些特殊的工艺措施加强稠油开采很有必要。 、稠油开采技术 稠油开采一般可分为热采和冷采两大类。稠油粘度虽然 高，但对温度极为敏感，每增加10 度，粘度下降约一半。 加热过程中，水、轻质油和稠油粘度的变化表明，增加相同的温 度，稠油的粘度比水和轻质油降低的多得多。热力采油作为目前稠 油开发的主要手段，能够有效升高油层温度，降低稠油粘度，使稠 油易于流动，从而将稠油采出。稠油“冷采”是相对“热采”而言的，即在稠油油藏开发中，不是通 过升温方式来降低油品的粘度，提高油品的流动性能，而是 通过其它不涉及升温的方法，利用油藏特性，采取适当的工 艺达到降粘开采的目的。 1.稠油冷采 1.1 当前现状 冷采是指无供热条件下，利用某种施工技术和特殊的抽 油设备积极开采稠油的方法。稠油冷采工艺是采用无力或化 学的方法改善稠油的流动性。冷采方法不仅可以降低开采成 本，而且可以减少对地层的伤害。它具有开采工艺简单、生产成本低的优点。对于油层薄、埋藏深、地层渗透率低而不允许高速注入以及含油饱和度低或孔隙度低的稠油油藏，通常比较适合用冷采的方法开采。 1.2 下步技术攻关随着适合冷采油藏深度的加深，作为冷采举升 工具主力

油田井下作业修井技术浅析

油田井下作业修井技术浅析 发表时间：2019-03-27T16:31:16.420Z 来源：《基层建设》2019年第1期作者：胡胜杰 [导读] 摘要：随着社会经济的发展和人们生活水平的提高，社会对能源的需求量越来越大，尤其是石油能源，其在社会发展中发挥着重要作用。 大庆油田有限责任公司第四采油厂作业大队黑龙江大庆市 163000 摘要：随着社会经济的发展和人们生活水平的提高，社会对能源的需求量越来越大，尤其是石油能源，其在社会发展中发挥着重要作用。近几年，石油产业得到了迅速的发展，然而油田企业在实际井下施工过程中由于各种外界因素的影响以及技术水平的限制，容易导致安全事故的发生，井下修井作业安全性有待提高。对此，本文主要针对油田企业井下作业修井技术现状以及相应优化措施进行探讨。 关键词：井下作业；修井技术；原则；现状； 前言： 现阶段，油田企业井下修井作业中首先需要解决安全性问题，由于国内修井技术相比国外较为落后，在实际修井作业中一直存在诸多问题。新形势下，国内石油行业在处于转型发展阶段，因而只有对修井作业技术进行改进和优化，才能提高井下修井作业的安全性和稳定性。在井下作业修井工作中，企业要明确修井技术现状，要结合实际工作需求进行工艺优化，从而促进企业的不断发展。 一、井下修井作业原则 油田企业在进行井下作业工作时要遵循一定的原则，需要结合自身实际工作情况制定相应的工作方案，只有这样才能在最大程度上提高修井作业的安全性和稳定性，从而提高工作效率。在工作中，需要遵循以下原则：（1）安全性原则。安全性原则是修井作业中需要遵循的首要原则，坚持安全性原则能够减少意外事故的发生，减少人员伤亡和企业经济损失，能够保证石油修井作业工作效率。（2）完整性原则。修井作业过程中还需要坚持完整性原则，加大对油层的保护，这样能够在很大程度上提高原油采收率。（3）环保性原则。环保性原则是石油井下作业中要坚持的重要原则之一，现阶段，由于石油企业的不合理开采以及环保工作不到位，对周边环境造成了很大的破坏，污染问题较为严重，因而在进行井下修井作业的同时还要坚持环保性原则，加强对井内以及周边环境的保护力度，从而提高石油企业的社会效益和经济效益。 二、井下作业修井技术现状 目前，部分油田企业在井下修井作业过程中还存在诸多修井技术运用问题，主要有以下几个方面：（1）国内对于油田井下作业修井技术的研究还比较落后，仍处于初级阶段，油田企业在修井作业中对机械设备过于依赖，没有重发发挥修井技术的作用。（2）在油田井下作业中必然会用到多种机械设备，要想保证设备的正常使用，延长设备的使用寿命，就必须对修井设备进行定期管理和维护，从而提高修井作业效率。然而在实际操作过程中企业往往忽视了对循环冲洗以及吊升等设备的管理维护工作，没有对相应设备进行及时检修，因而容易出现设备使用问题，影响井下作业的正常进行。（3）施工人员操作问题。在实际修井作业过程中，人为因素的影响直接关系着井下修井作业的安全性和稳定性，若施工人员没有严格按照相关的管理制度和规章制度进行管理和操作，就会增加施工安全隐患，容易造成安全事故，对企业发展造成不利的影响。综上，油田井下修井作业还存在一些问题，因而需要提高修井作业技术水平，以保障油田施工质量，提高施工安全性。 三、井下作业修井技术优化措施 1.明确目标 要想提高修井作业质量，就必须明确工艺优化的整体思路，以技术优化为对象，结合企业生产实际和现有的技术对修井作业方案进行改进和完善，从而保证井下作业的安全性。 2.优化修井技术 （1）明确技术优化的目标。企业在对井下作业修井技术进行优化之前，首先要明确优化目的，明确优化方向，找到优化的侧重点，以便于在后续的优化工作中抓住重点。（2）明确优化对象并进行信息收集。油田企业在明确优化目的之后，需要明确优化的具体目标，从而使优化技术能够有效实现。然后全面收集重要的信息，主要包括优化的具体环境信息和优化对象信息，收集信息完成后对获得的数据进行深入分析，并找到优化对象和优化环境之间的关联和影响。（3）制定科学合理的优化方案。在保证前两个工作做到位的情况下，依据目标优化和信息的收集对制定详细的方案，同时对技术方案进行科学设计。（4）实施优化方案。在优化方案设计完成后，需要严格按照方案实施，落实基础工作，从而达到优化目标[1]。在实施方案的过程中，若出现实际情况与方案不符等问题，则需要依据实际情况进行，可以对方案进行适当调整，从而达到预设的优化目标。（5）对井下作业修井技术优化方案的实际执行效果进行检验。要想保证修井技术优化效果，就必须到实践中检验，看实际效果与预计是否一致，是否存在偏差，通常情况下，实际效果与理想状态是不完全相同的。若两者一致或偏差较小则表明优化方案设计是有效的，若实际情况与预计差太多，则需要对方案进行及时调整，找到方案中存在的问题并提出科学合理的解决对策。 总结： 综上，修井技术发展水平对油田井下作业质量、施工效率以及井下安全具有重要的影响，然而目前油田企业井下作业修井技术还存在一定的问题，修井技术水平较低，容易引发不必要的安全事故，严重影响企业的经济效益。因而需要对井下作业修井技术现状进行分析，