第一篇：采油工程終極版

一．抽油桿柱設計步驟 1.最輕桿柱方案

除最上面一級，以下各級桿頂斷面的疲勞強度均等于最大許用強度 2.等強度設計方法

PLi?100%

PL1?PL2?......PL應保持較高的數值，以更有效地

使用抽油桿 抽油桿柱設計步驟①首先選定抽油桿的材料,確定抗張強度，并在0.8～1的范圍內確定設計許用最大應力范圍比。

②根據現場實際情況確定最小桿徑，第一級(最下一級)桿徑，取泵深L為桿柱長度

③將桿柱分為小段，計算各小段頂端面的應力范圍比。若最后一小段頂端面的應力范圍比大于設計許用最大應力范圍比，則停止桿柱設計，桿柱為單級桿； 若第一小段頂端面的應力范圍比即大于設計許用最大應力范圍比，說明此桿強度不夠，需換大桿重新設計； 若中間某小段頂端面的應力范圍比大于設計許用最大應力范圍比，且則可內插求得對應頂端面應力范圍比為許用最大應力范圍比的第一級桿長度。④將桿徑增加3mm(我國抽油桿尺寸系列的直徑差)作為第二級桿，若桿徑大于28mm，則停止桿柱設計，說明此組抽汲參數太大，超應力范圍比；否則可取剩余長度為第二級桿。

用（3）計算各小段頂端的應力范圍比，若第二級抽油桿最上面應力范圍比小于許用應力范圍比，且兩級抽油桿頂部應力范圍比接近，則停止桿柱設計，桿柱為兩級桿；

若兩級抽油桿頂部應力范圍比差異過大，則可減小許用最大應力范圍比，重新設計桿柱。

⑤若中間某小段頂端面的應力范圍比大于設計許用最大應力范圍比且則可內插求得對應頂端面應力范圍比為許用最大應力范圍比的第二級桿長度。增加3mm作為第三級桿徑，設計方法同第二級桿柱。

一般最小桿徑取19mm，最大桿徑取=25mm，兩級抽油桿頂端面應力范圍比的最大允許差值為0.05，每段長度一般為50～100 m，深井多采用三級或四級桿柱。

二有桿抽油井生產系統設計有桿抽油系統設計內容

(1)油井流入動態計算；(2)采油設備(機、桿、泵等)選擇；(3)抽汲參數(沖程、沖次、泵徑和下泵深度等)確定(4)工況指標預測。有桿抽油系統設計目標： 經濟、有效地舉升原油。有桿抽油系統設計依據： 油藏供液能力 有桿抽油系統設計理論基礎： 有桿抽油系統設計基礎數據： 油藏供液能力 節點系統分析方法(1)油井和油層數據；(2)流體物性參數；(3)油井生產數據。

定產量有桿抽油井生產系統設計思路：(1)IPR計算(3)溫度場計算(2)Qi-qwfi(4)Pwfi-Pin-0(5)計算 Hf(6)初設桿徑Pt-Pout(7)給定泵徑和初定泵效確定沖程與沖次若不滿足要求重新選擇抽汲參數或換抽油桿(8)泵效分析(9)得多滿足產量的所有組合(10)工況指標計算

三．Vogel 方法

qp2

wf

q?1?0.2?pwf?

利p?0.8???omax

r?pr?

?

用Vogel方程繪制IPR曲線的步驟 已知地層壓力和一個工作點：a.計算

qomax

b.給定不同流壓，計算相應產量：

c.根據給定的流壓及計算的相應產量繪制IPR曲線。

組合型IPR曲線（pr?pb?pwf 時的流入動態）當 時，油藏中全部為單相液體 流動，流入動態公式為：當

pr?pb 時，油藏中全部為單相液

體流動，流入動態公式為：

流壓等于飽和和壓力時的產量qb為

當

pwf?pb時，油藏中為氣液兩相流

動，流入動態公式為：在pwf?pb點上述兩個導數相等即：

將J=代入得

綜合IPR曲線的實質: 按含水率取純油IPR曲線和 水IPR曲線的加權平均值。當已 知測試點計算采液指數時，是 按產量加權平均；當預測產量 或流壓時是按流壓加權平均。

第二篇：采油工程實驗

《采油工程》實驗教學安排

本課程的實驗教學部分要求學員根據在學習過程中學到的新知識，結合自身在實際現場工作中的實踐經驗和體會，撰寫一篇關于采油工程相關的新理論、新技術、新方法、新工藝的報告，要求文字通順、字跡端正，報告的內容涉及采油工程方面的前沿知識和研究方向，字數不少于3000字。

如以下有關采油工程的專題方向都可列為選題參考：油田開發總體建設方案；采油工程方案編制；采油工程方案設計的基礎資料準備；完井工程設計；儲層傷害與保護工藝技術；注水工程方案設計；自噴開采技術及采油方式確定；酸化壓裂優化設計；油井防砂技術；堵水、調剖工藝技術；油管防腐與放垢工藝技術；稠油注蒸汽開采工程設計；采油工程方案經濟評價；采油增產新技術等。格式要求：一律用A4紙手寫，報告封面上應注明年級、專業、層次、姓名、學號、課程名稱。

第三篇：采油工程復習

《采油工程》綜合復習資料

一、名詞解釋

6.氣舉啟動壓力 1.采油工程 2.滑脫損失 3.沖程損失 4.吸水指數 5.土酸

7.采油指數 8.注水指示曲線 9.油井流入動態 10.蠟的初始結晶溫度 11.氣舉采油法 12.扭矩因數 13.底水錐進

14.配注誤差 15.裂縫的導流能力

二、選擇題

1.氫氟酸與砂巖中各種成分均可發生反應，其中反應速度最快的是。

A）石英 B）硅酸鹽；C）碳酸鹽

D）粘土。

2.注水分層指示曲線平行右移，層段地層壓力與吸水指數的變化為。

A）升高、不變

B）下降、變小 C）升高、變小

D）下降、不變

3.油層酸化處理是碳酸鹽巖油層油氣井增產措施，也是一般 油藏的油水井解堵、增注措施。

A）泥巖 B）頁巖 C）碎屑巖

D）砂巖

4.某井產量低，實測示功圖呈窄條形，上、下載荷線呈不規則的鋸齒狀，分析該井為。

A）油井結蠟 B）出砂影響 C）機械震動

D）液面低

5.不屬于檢泵程序的是。

A）準備工作 B）起泵 C）下泵

D）關井

6.壓裂后產油量增加，含水率下降，采油指數或流動系數上升，油壓與流壓上升，地層壓力上升或穩定，說明（）。A）壓裂效果較好，地層壓力高

C）壓開了高含水層

B）壓裂液對油層造成污染

D）壓裂效果好，地層壓力低

7.非選擇性化學堵水中，試擠用（），目的是檢查井下管柱和井下工具工作情況以及欲封堵層的吸水能力。A）清水

B）污水

C）氯化鈣

D）柴油

8.抽油機不出油，活塞上升時開始出點氣，隨后又出現吸氣，說明（）。

A）泵吸入部分漏 B）油管漏

C）游動閥漏失嚴重 D）固定閥漏 9.可以導致潛油電泵井欠載停機的因素是（）。

A）含水上升 B）油井出砂 C）井液密度大

D）氣體影響

10.下列采油新技術中，（）可對區塊上多口井實現共同增產的目的。

A）油井高能氣體壓裂 B）油井井下脈沖放電 C）人工地震采油 D）油井井壁深穿切 11.油井誘噴，通常有（）等方法。

A）替噴法、氣舉法 噴法、抽汲法 C）替噴法、抽汲法、氣舉法 D）替噴法、抽油法、氣舉法 12.地面動力設備帶動抽油機，并借助于抽油桿來帶動深井泵叫（）。

A）有桿泵

B）無桿泵

C）電泵 D）水力活塞泵

/ 12 13.（）泵徑較大，適合用在產量高、油井淺、含砂多、氣量小的井上。

A）管式泵 B）桿式泵

C）電潛泵

D）無桿泵

14.（）是指只在油、氣層以上井段下套管，注水泥封固，然后鉆開油、氣層，使油、氣層裸露開采。

A）射孔完成法 B）裸眼完成法 C）貫眼完成法 D）襯管完成法 15.油井常規酸化的管柱深度應下到（）

A）油層頂部 B）油層中部 C）油層底部 D）油層底部以下5～10m 16.抽油桿直徑可分為（）等幾種。A）3/8in，3/4in，6/8in B）16mm，19mm，22mm，25mm C）5/8in，3/4in，4/8in，5in D）15mm，20mm，22mm，25mm 17.（）就是在新井完成或是修井以后以解除鉆井、完井期間形成的泥漿堵塞，恢復油井天然生產能力，并使之投入正常生產的一種酸化措施。A）酸化 B）解堵酸化 C）壓裂酸化 D）選擇性酸化 18.磁防垢的機理是利用磁鐵的（）來破壞垢類晶體的形成。

A）作用

B）類別 C）強磁性 19.目前應用較為廣泛的防腐蝕方法是（）。

A.刷防銹漆 B.實體防腐 C.陰極保護 D.陽極保護

20.油層壓裂是利用（）原理，從地面泵入高壓工作液劑，使地層形成并保持裂縫，改變油層物性，提高油層滲透率的工藝。A.機械運動 B.水壓傳遞 C.滲流力學 D.達西定律

三、填空題

1.自噴井生產過程中，原油由地層流至地面分離器一般要經過的四個基本流動過程是（1）、（2）、（3）和（4）。

2.抽油機懸點所承受的動載荷包括（5）、（6）和（7）等。

3.自噴井井筒氣液兩相管流過程中可能出現的流型有（8）、（9）、（10）、（11）和（12）。

4.氣舉采油法根據其供氣方式的不同可分為（13）和（14）兩種類型。5.根據壓裂過程中作用不同,壓裂液可分為（15）、（16）、（17）。

6.壓裂液濾失于地層主要受三種機理的控制：（18）（19）（20）。

四、判斷題

1.控水穩油的意思是控制綜合含水上升速度，穩定原油產量。2.分層注水井發現水嘴堵后，應立即進行正洗井措施解除。

3.注水引起的油層損害主要類型有堵塞、腐蝕、結垢。

4.對油井生產來講，原油凝固點越高越好。

（）

（）

（）

（）

D）吸附性

/ 12

5.抽油桿下部斷脫后，抽油機可能嚴重不平衡，甚至開不起來。

（）

6.熱化學解堵技術，利用放熱的化學反應產生的熱量和氣體對油層進行處理，達到解堵增產或增注目的。（）

7.水力振蕩解堵技術是利用流體流經井下振蕩器時產生的周期性劇烈振動，使堵塞物在疲勞應力下從孔道壁上松動脫落。（）

8.某抽油機固定閥嚴重漏失，則示功圖下行載荷明顯下降。（）9.抽油井出砂后，上、下行電流均有上升現象。（）10.油管結蠟嚴重，抽油機下行電流增大。（）11.注聚合物驅油，只可提高注入水波及系數，不能提高注入水驅油效率。

（）12.計算沉沒度時，應考慮泵掛深度、動液面深度及套壓高低。

（）

13.低能量供液不足的抽油井，可通過換小泵、加深泵掛或降低沖次等方法來提高泵效。（）14.抽油機平衡的目的，是使上、下沖程時驢頭的負荷相同。

（）

15.抽油機在上沖程時，由于游動閥關閉，液體載荷作用在活塞上引起懸點載荷增加。（）16.低能量供液不足的抽油井，可通過換小泵、加深泵掛或降低沖次等方法來提高泵效。（）17.井組分析一般從水井入手，最大限度的調整平面矛盾，在一定程度上解決層間矛盾。（）18.酸化可以提高井筒附近油層的滲透率，但對孔隙度沒有影響。

（）

19.壓裂選井時，在滲透率和含油飽和度低的地區，應優先選擇油氣顯示好、孔隙度、滲透率較高的井。（）20.在結蠟不嚴重、不含水的抽油井中，用熱水循環洗井后，上行電流暫時下降較多。（）

五、簡答題

1.簡述目前油井人工舉升方式的分類。2.根據麥克奎爾—西克拉垂直裂縫增產倍數曲線分析提高增產倍數的措施。3.為什么砂巖地層的酸處理不單獨使用氫氟酸？

4.簡述影響深井泵泵效的因素及提高泵效的措施。5.簡述壓裂過程中壓裂液的任務。6.簡述油井節點系統分析方法在自噴井設計和預測中的應用。

7.簡述目前油井人工舉升方式的分類。8.簡述常規有桿泵抽油工作原理。

9.簡述提高酸化效果應采取的措施。10.根據注水指示曲線左移、右移、平衡上移、平衡下移時的變化情況說明地層生產條件的變化。

六、論述題

1.繪制常規有桿泵采油井有氣體影響且游動閥漏失時的示功圖，并分析其特征。2.儲層敏感性評價有哪幾種？簡述各自的試驗目的。3.畫出并分析有桿泵排出部分漏失影響的典型示功圖特征。4.繪制并分析深井泵吸入部分漏失時的典型示功圖

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《采油工程》綜合復習資料參考答案

一、名詞解釋

1、采油工程：采油工程是油田開采過程中根據開發目標通過產油井和注入井對油藏采取的各項工程技術措施的總稱。

2、滑脫損失：在氣液兩相管流中，出現滑脫之后將增大氣液混合物的密度，從而增大混合物的重力消耗。因滑脫而產生的附加壓力損失稱為滑脫損失。

3、沖程損失：由于抽油桿和油管在交變載荷作用下發生彈性伸縮，而引起的深井泵柱塞實際行程與光桿沖程的差值。

4、吸水指數：表示單位日注水壓差下的日注水量，它的大小表示油層吸水能力的好壞。

5、土酸：10～15％濃度鹽酸和3～8％濃度的氫氟酸與添加劑所組成的混合酸通常稱為土酸。

6、氣舉啟動壓力：氣舉采油時，向井內注入的高壓氣體擠壓環空液面，當該液面下降到氣舉管管鞋時，壓風機達到的最大壓力。

7、采油指數：油井日產油量與生產壓差之比。或單位生產壓差下的油井日產油量。

8、注水指示曲線：穩定流動條件下，注入壓力與注水量間的關系曲線。

9、油井流入動態：指油井產量與井底流動壓力的關系，它反映了油藏向該井供油的能力。

10、蠟的初始結晶溫度：當溫度降到某一數值時，原油中溶解的蠟開始析出時的溫度。

11、氣舉采油法：依靠從地面注入井內的高壓氣體與油層產出流體在井筒中混合，利用氣體的膨脹能使井筒中的混合物密度降低，將油排出地面的方式。

12、扭矩因數：懸點載荷在曲柄軸上造成的扭矩與懸點載荷的比值。

13、底水錐進：當油層有底水時，由于油井生產時在地層中造成的壓力差，破壞了由于重力作用所建立起來的油水平衡關系，使原來的油水界面在靠近井底時呈錐形升高，這種現象叫底水錐進。

14、配注誤差：指配注量與實際注入量之差與配注量比值的百分數。

15、裂縫的導流能力：在閉合壓力下裂縫中流體通過的能力。其大小為填砂裂縫的滲透率與其寬度的乘積。

二、填空

1、自噴井生產過程中，原油由地層流至地面分離器一般要經過的四個基本流動過程是（1）地層中滲流、（2）井筒中的多相垂直管流、（3）嘴流 和（4）地面水平管線中多相流動。

2、抽油機懸點所承受的動載荷包括（5）慣性載荷、（6）震動載荷 和（7）摩擦載荷 等。

3、（8）純液流、（9）泡流、（10）段塞流、（11）環流 和（12）霧流。

4、（13）連續氣舉和（14）間歇氣舉

5、（15）前置液、（16）攜砂液、（17）頂替液。

6、（18）壓裂液粘度（19）地層巖石及流體壓縮性（20）壓裂液的造壁性。

三、單項選擇

1、D

2、D

3、D

4、B

5、D

6、A

7、A

8、C

9、D10、C

11、C

12、A

13、A

14、B

15、D

16、B

17、B

18、C

19、C 20、B

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四、判斷題

1、√

2、×

3、√

4、×

5、×

6、√

7、√

8、×

9、√

10、√

11、×

12、√

13、√

14、×

15、√

16、√

17、×

18、×

19、√ 20、×

五、簡答題

1、簡述目前油井人工舉升方式的分類。

答：人工舉升方式分為氣舉采油、有桿泵采油和無桿泵采油三大類，其中氣舉采油分為連續氣舉和間歇氣舉兩類；有桿泵采油分為抽油機井抽油和地面驅動螺桿泵采油；無桿泵采油分為潛油電泵采油、水力活塞泵采油、水力噴射泵采油和電動潛油螺桿泵采油。

2、根據麥克奎爾—西克拉垂直裂縫增產倍數曲線分析提高增產倍數的措施。答：（1）裂縫導流能力越高，增產倍數越高；（2）造縫越長，增產倍數越高；

（3）以橫坐標0.4為界：左邊要提高增產倍數，應以增加裂縫導流能力為主；右邊要提高增產倍數，應以增加縫的長度。

3、為什么砂巖地層的酸處理不單獨使用氫氟酸？

答：首先，氫氟酸與硅酸鹽類及碳酸鹽類反應時，其生成物中有氣態物質，也有可溶性物質，還會生成不溶于殘酸的沉淀；其次，氫氟酸與砂巖中各種成分的反應速度各不相同。氫氟酸與碳酸鹽的反應速度最快，其次是硅酸鹽，最慢是石英。當氫氟酸進入砂巖油氣層后，大部分氫氟酸首先消耗在與碳酸鹽的反應上，不僅浪費了大量價值昂貴的氫氟酸，而且妨礙了它與泥質成分的反應。在酸液中加入鹽酸，除了溶解碳酸鹽類礦物，使氫氟酸進入地層深處外，還可以使酸液保持一定的PH值，不致于產生沉淀物。因此，砂巖地層的酸處理不單獨使用氫氟酸，而是使用氫氟酸和鹽酸混合物。

4、簡述影響深井泵泵效的因素及提高泵效的措施。

答：影響有桿泵泵效的因素有：1）抽油桿柱和油管柱的彈性伸縮；2）氣體和充不滿的影響；3）漏失影響；4）體積系數變化的影響。

采取的措施有：（1）加強注水，提高地層能量。（2）選擇合理的工作制度，使泵的工作能力與油層生產能力相適應。（3）使用油管錨減少沖程損失。（4）合理利用氣體能量及減少氣體影響。（5）降低漏矢量，減少漏失的影響。

5、簡述壓裂過程中壓裂液的任務。

答：壓裂液是一個總稱，根據壓裂過程中注入井內的壓裂液在不同施工階段的任務可分為：

①前置液 它的作用是破裂地層并造成一定幾何尺寸的裂縫以備后面的攜砂液進入。在溫度較高的地層里，它還可起一定的降溫作用。有時為了提高前置液的工作效率，在前置液中還加入一定量的細砂(粒徑100～140目，砂比10％左右)以堵塞地層中的微隙，減少液體的濾失。

②攜砂液 它起到將支撐劑帶入裂縫中并將支撐劑填在裂縫內預定位置上的作用。在壓裂液的總量中，這部分比例很大。攜砂液和其他壓裂液一樣，有造縫及冷卻地層的作用。攜砂液由于需要攜帶比重很高的支撐劑，必須使用交聯的壓裂液(如凍膠等)。

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③頂替液 中間頂替液用來將攜砂液送到預定位置，并有預防砂卡的作用；注完攜砂液后要用頂替液將井筒中全部攜砂液替入裂縫中，以提高攜砂液效率和防止井筒沉砂。

6、簡述目前油井人工舉升方式的分類。

答：人工舉升方式分為氣舉采油、有桿泵采油和無桿泵采油三大類，其中氣舉采油分為連續氣舉和間歇氣舉兩類；有桿泵采油分為抽油機井抽油和地面驅動螺桿泵采油；無桿泵采油分為潛油電泵采油、水力活塞泵采油、水力噴射泵采油和電動潛油螺桿泵采油。

7、簡述常規有桿泵抽油工作原理。

答：上沖程：抽油桿柱帶著柱塞向上運動，活塞上的游動閥受管內液柱壓力而關閉。此時，泵內壓力降低，固定閥在環形空間液柱壓力與泵內壓力之差的作用下被打開。如果油管內已充滿液體，在井口將排出相當于柱塞沖程長度的一段液體。

下沖程：抽油桿柱帶著柱塞向下運動，固定閥一開始就關閉，泵內壓力增高到大于柱塞以上液柱壓力時，游動閥被頂開，柱塞下部的液體通過游動閥進入柱塞上部，使泵排出液體。由于有相當于沖程長度的一段光桿從井外進入油管，所以將排出相當于這段光桿體積的液體。

8、提高酸化效果應采取的措施。答：（1）降低面容比；

（2）提高注酸排量和酸液流速；

（3）使用稠化鹽酸、高濃度鹽酸和多組分酸；

（4）降低井底溫度。

9、分析油井清砂所用各種沖砂方式的特點。

答：正沖砂沖擊力大，易沖散砂堵，但因油套環空截面積大，液流上返速度小，攜砂能力低，易在沖砂過程中發生卡管事故，要提高液流上返速度就必須提高沖砂液的用量；

反沖砂沖擊力小，擔液流上返速度大，攜砂能力強；

正反沖砂利用了正沖砂和反沖砂各自的優點，可迅速解除較緊密的砂堵，提高沖砂效率。采用該方式時，地面應該配備改換沖砂方式的總機關。

聯合沖砂可提高沖砂效率，既具有正沖砂沖擊力大的優點，又具有反沖砂返液流速度高、攜帶能力強的優點，同時又不需要改換沖洗方式的地面設備。

10、簡述造成油氣層損害的主要損害機理。

答：生產過程中可能造成油氣層損害的原因雖然很多，但主要的損害機理可歸納為以下四個方面：

① 外來流體與儲層巖石礦物不配伍造成的損害； ② 外來流體與儲層流體不配伍造成的損害；

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③ 毛細現象造成的損害； ④ 固相顆粒堵塞引起的損害。

五、論述題

1、繪制常規有桿泵采油井有氣體影響且游動閥漏失時的示功圖，并分析其特征。答：常規有桿泵采油井有氣體影響且游動閥漏失時的示功圖如下：

分析特征：

上沖程，由于余隙內殘存氣體的影響，泵內壓力由于氣體的膨脹而不能很快降低，使固定閥（吸入閥）打開滯后，加載變慢。游動閥漏失也會使加載變慢。當活塞速度大于漏失速度時，載荷達到最大值。

上沖程的后半沖程，活塞的上行速度逐漸減慢，當柱塞速度小于漏失速度時，由于漏失液體的“頂托”作用，懸點負荷提前卸載。下沖程，氣體受壓縮，泵內壓力不能很快提高，使游動閥（排出閥）打開滯后，卸載變慢。

2、儲層敏感性評價有哪幾種？簡述各自的試驗目的。

答：油氣層敏感性評價實驗有速敏、水敏、鹽敏、堿敏、酸敏評價實驗，以及鉆井完井液損害評價實驗等。

速敏評價實驗目的在于：① 找出由于流速作用導致微粒運移從而發生損害的臨界流速，以及找出由于速敏引起的油氣層損害程度；② 為以下的水敏、鹽敏、堿敏和酸敏等實驗確定合理的實驗流速提供依據；③ 為確定合理的注采速度提供科學依據。

水敏實驗的目的是了解粘土礦物遇淡水后的膨脹、分散、運移過程，找出發生水敏的條件及水敏引起的油氣層損害程度，為各類工作液的設計提供依據。

鹽敏評價實驗的目的是找出滲透率明顯下降的臨界礦化度，以及由鹽敏引起的油氣層損害程度。堿敏評價實驗的目的是找出堿敏發生的條件，主要是臨界pH值，以及由堿敏引起的油氣層損害程度，為各類工作液的設計提供依據。

酸敏評價實驗目的是研究各種酸液的酸敏程度，其本質是研究酸液與油氣層的配伍性，為油氣層基質酸化時確定合理的酸液配方提供依據。

完井液評價實驗的目的就是要了解現場用完井液與巖心接觸后對儲層的損害程度，從而評價完井液及

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優選配方。必要時還應專門考察完井液中的處理劑及鉆井液濾液對儲層的損害。

3、畫出并分析有桿泵排出部分漏失影響的典型示功圖特征。

答：上沖程前半沖程：泵內壓力降低，柱塞兩端產生壓差，使柱塞上面的液體經排出部分的不嚴密處（閥及柱塞與襯套的間隙）漏到柱塞下部的工作筒內，漏失速度隨柱塞下面壓力的減小而增大。由于漏失到柱塞下面的液體有向上的頂托作用，所以懸點載荷不能及時上升到最大值，使加載緩慢。隨著懸點運動的加快，頂托作用相對減小，直到柱塞上行速度大于漏失速度的瞬間，懸點載荷達到最大靜載荷。（B?點）上沖程后半沖程：因柱塞上升速度又逐漸減慢，在柱塞速度小于漏失速度瞬間（C?點），又出現了漏失液體的頂托作用，使懸點載荷提前卸載，到上死點時懸點載荷已降至C??點。

4、繪制并分析深井泵吸入部分漏失時的典型示功圖

答：下沖程開始后，由于吸入凡爾漏失使泵內壓力不能及時提高，而延緩了卸載過程(圖中的CD?線)。同時，也使排出凡爾不能及時打開。

當柱塞速度大于漏失速度后，泵內壓力提高到大于液柱壓力，將排出凡爾打開而卸去液柱載荷。下沖程后半沖程中因柱塞速度減小，當小于漏失速度時，泵內壓力降低使排出凡爾提前關閉(A?點)，懸點提前加載。到達下死點時，懸點載荷已增加到AA??。

由于吸入部分的漏失而造成排出凡爾打開滯后(DD?)和提前關閉(A?A)，活塞的有效排出沖程Sped?D?A?。這種情沖下的泵效??D?A?/S。

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1．第1題 單選題

（）是用于改造低滲透油層或解除范圍大而嚴重的堵塞。

A、解堵酸化 B、壓裂酸化 C、選擇性酸化 D、酸化 標準答案：B 2．第2題 單選題 磁防垢的機理是利用磁鐵的（）來破壞垢類晶體的形成。A、作用 B、類別 C、強磁性 D、吸附性 標準答案：C 3．第3題 單選題

注水井全井水量特別大，水量全部從油管末端進入套管，油套管內外無壓差，封隔器失靈，測試卡片臺階一樣高，是由（）現象引起的。

A、水嘴堵塞 B、水嘴刺大C、水嘴掉 D、底部球座漏失或脫落 標準答案：D 4．第4題 單選題

注水分層指示曲線平行右移，層段地層壓力與吸水指數的變化為（）。

A、升高、不變 B、下降、變小 C、升高、變小 D、下降、不變 標準答案：D 5．第5題 單選題

攜砂液數量是根據（）和加砂的數量來決定的。

A、壓裂時間 B、壓裂深度 C、懸砂濃度 D、裂縫長度 標準答案：C 6．第6題 單選題

超聲波作用于流體產生（）方面的作用，具有防垢功能。A、兩個 B、三個 C、四個D、五個 標準答案：B 7．第7題 單選題 當發現注水井水嘴掉時，應采用（）方法，使注水井保持正常生產。A、洗井或投撈解堵 B、洗井 C、投撈解堵 D、重新投水嘴 標準答案：D 8．第8題 單選題（）是指在加砂以前所有的液量。A、前置液 B、攜砂液 C、頂替液 D、壓裂液 標準答案：A 9．第9題 單選題

目前，我們較普遍使用（），除了具有其他配水管柱優點外，還具有測試調整方便，注水合格率高的優點。A、分層注水管柱 B、活動或配水管柱 C、空心活動或分層注水管柱 D、偏心分層配水管柱

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標準答案：D 10．第10題 單選題 水井調剖技術主要解決油田開發中的（）矛盾。A、平面 B、注采平衡 C、儲采平衡 D、層間 標準答案：D 11．第11題 判斷題 在抽油機井上、下沖程中，抽油桿和液體均會對懸點產生載荷。標準答案：錯誤 12．第12題 判斷題 對任何抽油機井而言，下泵深度必須在動液面以下，不可能出現下泵深度小于動液面深度的現象。標準答案：錯誤

13．第13題 判斷題 抽油機結構不平衡值指的是當連桿和曲柄銷脫開時，為了保持游梁處于水平位置而加在懸點上的力。標準答案：錯誤

14．第14題 判斷題 如果上沖程電流峰值大于下沖程電流峰值，說明平衡不夠應該增加平衡半徑或平衡塊重量。標準答案：正確

15．第15題 判斷題 可通過測量驢頭上下沖程的時間來檢驗抽油機平衡，上沖程快下沖程慢說明平衡不夠應該增加平衡半徑或平衡塊重量。標準答案：錯誤

16．第16題 判斷題 抽油桿柱帶動柱塞向上運動，游動閥打開，固定閥關閉，井口排出液體，泵腔內吸入液體。標準答案：錯誤

17．第17題 判斷題 測量動液面的儀器稱為回聲儀，測量示功圖的儀器稱為動力儀。標準答案：正確 18．第18題 判斷題 對于低氣油比含水油井，可采用在泵下加深尾管的方法降低流壓，以提高油井產量。標準答案：正確

19．第19題 判斷題 按照抽油泵在油管中的固定方式，抽油泵可分為管式泵和桿式泵，管式泵適用于井深、產量高的油井。標準答案：錯誤

20．第20題 判斷題 抽油機井由于沖程損失、氣體、漏失等的影響，抽油泵的泵效一定小于1。標準答案：錯誤

試卷總得分：100.0 試卷總批注：

1．第1題 單選題 對于油水層同時開采的油井，當油層壓力高于水層壓力時，放大壓差生產可以提高油量，導致含水()。A、上升 B、下降 C、不變 標準答案：A 2．第2題 單選題 下列各項不屬于油田開發建設總體建設方案設計內容的有()。

A、采油工程設計 B、油氣的加工與煉制 C、油藏工程設計 D、油藏地質研究 標準答案：B

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3．第3題 單選題 以下四個選項中，選項()不是自噴井生產系統分析與設計的內容。

A、油嘴的選擇 B、生產管柱和出油管線的選擇 C、停噴條件的預測 D、下泵深度的確定 標準答案：D 4．第4題 單選題 進行酸化、壓裂等措施后的油井，其井壁附近的油層滲透率都會改變，其表皮因子S()0。A、> B、= C、< 標準答案：C 5．第5題 單選題 任何油井的生產都可分為三個基本流動過程，以下過程()是自噴井區別于其它類型油井特有的過程。A、油層中的滲流 B、井筒中的流動C、地面管線中的水平或傾斜管流 D、嘴流 標準答案：D 6．第6題 判斷題 對于具有非直線型IPR曲線的油井，在使用采油指數時，應該說明相應的流動壓力，也不能簡單地用某一流壓下的采油指數來直接推算不同流壓下的產量。標準答案：正確

7．第7題 判斷題 油井流入動態和井筒多相流動規律是任何油井舉升方式設計和生產動態分析所需要的共同理論基礎。標準答案：正確

8．第8題 判斷題 Vogel方程可用來預測任意油藏的油井產量隨井底流壓的變化關系。標準答案：錯誤 9．第9題 判斷題 Vogel在建立無因次流入動態曲線和方程時，認為油井是理想的完善井。即油層部分的井壁是完全裸露的，井壁附近的油層未受傷害而保持原始狀況。標準答案：正確

10．第10題 判斷題 適合于各種管流的通用壓力梯度方程中包含重力損失、摩擦損失和加速度損失三部分 標準答案：正確

11．第11題 判斷題 油井流入動態是指油井產量與井口壓力的關系，它反映了油藏向該井供油的能力。標準答案：錯誤

12．第12題 判斷題 利用Petrobras方法可計算見水油井的IPR曲線，其實質是按含水率取純油IPR曲線和水IPR曲線的加權平均值。標準答案：正確

13．第13題 判斷題 在計算沿井筒壓力分布時通常采用迭代法進行計算，可按深度增量迭代，也可按壓力增量迭代。標準答案：正確

14．第14題 判斷題 使用Harrison方法可預測流動效率介于0.5~1.5之間的油井的流入動態關系。超過曲線范圍之后，既無法預測。標準答案：錯誤

15．第15題 判斷題 對于井底壓力低于飽和壓力的自噴井，井筒內可能出現的流型自下而上依次為：純油流、泡流、段塞流、環流和霧流。標準答案：錯誤

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1．第1題 單選題 注水泵的效率是泵的（）之比。A、電壓與電流 B、排量與揚程C、有效功率與軸功率 D、有效功率與無效功率 標準答案：C 2．第2題 單選題 抽油桿直徑可分為（）等幾種。A、3/8in，3/4in，6/8in B、16mm，19mm，22mm，25mm C、5/8in，3/4in，4/8in，5in D、15mm，20mm，22mm，25mm 標準答案：B 3．第3題 單選題 金屬材料的（）與原接觸的介質有著密切的關系。A、密度 B、硬度 C、抗酸化程度 D、耐腐蝕程度 標準答案：D 4．第4題 單選題 在注水系統的首端加入少量的能防止或（）結垢的化學藥劑，稱為防垢劑。A、清除 B、減緩 C、降低 D、增加 標準答案：B 5．第5題 單選題 油層壓裂是利用（）原理，從地面泵入高壓工作液劑，使地層形成并保持裂縫，改變油層物性，提高油層滲透率的工藝。

A、機械運動 B、水壓傳遞 C、滲流力學 D、達西定律 標準答案：B 6．第6題 判斷題 當自噴井產量較低時，與小直徑油管相比，大直徑油管中的壓力損失稍大一些，其主要原因是摩擦損失的影響。標準答案：錯誤

7．第7題 判斷題 在氣舉啟動過程中，隨著壓縮機壓力的不斷提高，環形空間內的液面最終到達管鞋處，此時井口注入壓力達到最高值稱為啟動壓力。標準答案：正確

8．第8題 判斷題 Vogel在建立無因次流入動態曲線和方程時，認為油井是理想的完善井。即油層部分的井壁是完全裸露的，井壁附近的油層未受傷害而保持原始狀況。標準答案：正確

9．第9題 判斷題 油層保護的問題貫穿于油田開發的全過程，主要體現在鉆井、完井的技術措施中，增產措施不涉及油層保護的問題。標準答案：錯誤

10．第10題 判斷題 對于正常生產的自噴井而言，只要油嘴直徑保持不變，油井產量也不會發生變化。標準答案：錯誤

11．第11題 判斷題 低滲透油田整體壓裂改造方案設計與單井壓裂增產措施設計思想和理論方法基本相同，只是施工規模要大得多。標準答案：錯誤

12．第12題 判斷題 抽油機結構不平衡值指的是當連桿和曲柄銷脫開時，為了保持游梁處于水平位置而加在懸點上的力。標準答案：錯誤

13．第13題 判斷題 生產套管設計的主要內容在于套管尺寸、強度和密封性設計。標準答案：正確 14．第14題 判斷題 油井流入動態和井筒多相流動規律是任何油井舉升方式設計和生產動態分析所需要的共同理論基礎。標準答案：正確

15．第15題 判斷題 抽油機井由于沖程損失、氣體、漏失等的影響，抽油泵的泵效一定小于1。

標準答案：錯誤

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第四篇：采油工程復習提綱

名詞解釋

1.IPR曲線：表示產量與流壓關系的曲線稱為流入動態曲線。2.表皮系數：描述油從地層向井筒流動滲流情況的參數與油井完井方式，井底污染或增產措施等有關。

3.流壓：原油從油層流到井底后具有的壓力。

4.流型：油氣混合物的流動結構是指流動過程中油氣的分布狀態。

5.采油指數：是一個反映油層性質，厚度，流體參數，完井條件及泄油面積與產量之間的關系的綜合指標。6.油井流入動態：指油井產量與井底流動壓力的關系，它反映了油藏向該井的供油的能力。7.滑脫損失：由于油井井筒間密度差異，在混合物向上流動過程中，小密度流體流動速度大于大密度流體速度，引起小密度流體超越大密度流體上升而引起的壓力損失 8.流動效率：指油井的理想生產壓差與實際生產壓差之比。

9.臨界流動：流體的流速達到壓力波在流體介質中的傳播速度時的流動狀態。10.自噴采油法：油層能量充足時，利用油層的本身的能量就能將油舉升到地面的采油方式。11.氣舉采油法：依靠從地面注入井內的高壓氣體與油層產出流體在井筒混合，利用氣體密度小及氣體膨脹使井筒中的混合液密度降低，將流入到井內的原油舉升到地面的采油方式。12.氣舉啟動壓力：氣舉啟動過程中，當環形空間的液面將最終達到管鞋處的井口注入壓力 13.平衡率：即抽油機驢頭上下行程中電動機電流峰值的小電流與大電流的比值。14.背面沖擊：當扭矩曲線出現負值時說明減速箱的主動輪變為從動輪，如果負扭矩值較大，將發生嚙合面的背面沖擊。

15.等值扭矩：用一個不變化的固定扭矩代替變化的實際扭矩，使電動機的發熱條件相同，則固定扭矩即為實際變化的扭矩等值扭矩。

16.水力功率：指在一定時間內將一定量的液體提升一定距離所需要的功率。17.光桿功率：通過光桿來提升液體和克服井下損耗所需要的功率。18.泵效：在抽油井生產過程中，實際產量與理論產量的比值

19.氣鎖現象：當進泵氣量很大而沉沒壓力很低時，由于泵內氣體處于反復壓縮和膨脹狀態造成泵的吸入閥和排出閥無法打開，始終處于關閉狀態的現象。

20.應力范圍比：抽油桿的應力范圍和許用應力范圍的比值。

21.扭矩因數：懸點載荷在曲柄上造成的扭矩與懸點載荷的比值。

22.抽油機結構不平衡值：等于連桿與曲柄銷脫開時，為了保持游梁處于水平位置而需要加在光桿上的力。(方向向下為正)23.沖程損失：由于抽油桿和油管在交變載荷作用下發生彈性伸縮，而引起的深井泵柱塞實際形成與光桿沖程的差值。

24.泵的沉沒度：泵沉沒在動液面以下的深度。

25.折算液面：把套壓不為零時的液面折算成套壓為零時的液面。

26.示功圖：由抽油機井光桿載荷隨位移的變化曲線所構成的封閉曲線圖。27.生產壓差：與靜液面和動液面之差相對應的壓力差。

28.充不滿現象：地層產液在上沖程末未充滿泵筒的現象。

29.液擊現象：泵充不滿生產時柱塞與泵內液面撞擊引起抽油設備受力急劇變化的現象。30.初變形期：抽油機從上沖程開始到液柱載荷加載完畢。

31.氣蝕：環空過流面積越小，油井產出流體流過該面積的速度就越高。流體的壓力隨其流速增加而下降，在高流速下壓力將下降到流體的蒸汽壓，導致蒸汽穴的形成，該過程稱之為氣蝕。

32.注水井指數曲線：穩定流動條件下，注入壓力與注水量之間的關系曲線。33.吸水指數：單位注水壓差下的日注水量，大小表示油層吸水能力的好壞。34.35.36.37.比吸水指數：地層吸水指數除與地層有效厚度所得的數值。吸水剖面：在一定注入壓力下，各層段的吸水量分布。

配注誤差：配注量與實際注入量的差值與配注量比值的百分數。

相對吸水量：在同一注入壓力下某一層吸水量占全井吸水量的百分數。

38.注水井調剖：為了調整注水井的吸水剖面提高注入水的波及系數改善水驅效果，向地層中的高滲透層注入化學藥劑。

39.填沙裂縫的導流能力：油層條件下填沙裂縫滲透率與裂縫寬度的乘積 40.裂縫內的砂濃度：單位體積裂縫內所含支撐劑的質量。41.裂縫閉合后的砂濃度：單位面積裂縫上所鋪的支撐劑質量。42.地面砂比：單位體積混砂液中所含的支撐劑質量。

43.平衡狀態：液體的流速逐漸達到使顆粒處于懸浮狀態的能力時顆粒處于停止沉降的狀態。

44.平衡流速：平衡時的流速。也即攜帶顆粒最小的流速。

45.酸巖反應速度：單位時間內酸濃度降低值或單位時間內巖石單位反應面積的溶蝕量。46.H+的傳質速度：H+透過邊界層達到巖面的速度。

47.面容比：巖石反應表面積與酸液體積之比。

48.殘酸：當酸濃度降低到一定濃度時酸鹽基本上失去溶蝕能力。26.起滲透率下降的現象。

水敏：儲層遇水引49.活性酸的有效作用距離：酸液由活性酸變為殘酸之前所流經裂縫的距離。

50.裂縫的有效長度：活性酸的有效作用距離內具有相當導流能力的裂縫長度。

51.土酸：10～15％的HCl及3～8％的HF混合成的酸 52.逆土酸：氫氟酸濃度超過鹽酸濃度。

53.速敏：在流體與地層無任何物理化學作用的前提下，當流體在地層中流動時，會引起顆粒運移并堵塞孔隙和喉道，引起地層滲透率下降的現象27.裂縫導流能力：在油層條件下裂縫寬度與填砂裂縫滲透率的乘積。

54.地層的破裂壓力梯度：地層破裂壓力與地層深度的比值。

55.前置液酸壓：在酸壓中常用高粘度液體當做前置液，先把地層壓開裂縫后再注入酸液的方法。

56.酸洗：將少量酸液注入井筒內，清除井筒孔眼中酸溶性顆粒和鉆屑及結垢等，并疏通射孔孔眼。

57.基質酸化：在低于巖石破裂壓力作用下將酸注入地層，依靠酸液的溶蝕作用恢復或提高井筒附近油層滲透性的工藝

58.壓裂酸化：在高于巖石破裂壓力下將酸注入地層，在地層內形成裂縫，通過酸液對裂縫壁面物質的不均勻溶蝕形成高導流能力的裂縫。59.蠟的初始結晶溫度：當溫度降到某一值時原油中溶解的蠟開始析出，蠟開始析出的溫度。60.底水錐進：當油田有底水時，由于油井生產在油層中造成的壓力差，破壞了由于重力作用建立起來的油水平衡關系，使原來的油水界面在靠近井底處呈錐形升高的現象。61.人工井壁防沙方法：地面將支護劑和未固化的膠結劑按一定比例拌合均勻，用液體攜至井下擠入油層出砂部位，在套管外形成具有一定強度和滲透性的壁面，可阻止油層砂粒流入井內而又不影響油井生產的工藝措施

62.凝固點：在一定條件下原油失去流動性的最高溫度。

63.酸壓裂縫的有效長度：酸壓過程中，由于裂縫壁面被不均勻溶蝕，施工結束后仍具有一定導流能力的裂縫 63.完井工程：銜接鉆井和采油工程而又相對獨立的工程，是從鉆開油層到固井完井下生產管柱排液誘導油流，直至投產的工藝過程組成的系統工程蠟的初始結晶溫度：當溫度降到某一數值時，原油中溶解的蠟開始析出時的溫度

64.余隙比：余隙體積與泵上沖程活塞讓出的體積之比

65.節點分析方法：應用系統工程原理，把整個油井生產系統分成若干個子系統，在每個流動子系統的起始和銜接處設置節點，研究各子系統間的相互關系及其各自對整個系統工作的影響，為優化系統運行參數和進行系統的調控提供依據。

簡答

1.多相垂直管流壓力分布按深度迭代計算步驟：①已知任一點(井口或井底)的壓力作為起點，任選一個合適的壓力降作為計算的壓力間隔?p。②估計一個對應的深度增量?h ③計算該管段的平均溫度及平均壓力，并確定流體性質參數④判斷流型，并計算該段的壓力梯度dp/dh⑤計算對應于?p的該段管長(深度差)?h。⑥重復②～⑤的計算，直至誤差在允許范圍之內。⑦計算該段下端對應的深度及壓力。⑧以計算段下端壓力為起點，重復②～⑦步，計算下一段的深度和壓力，直到各段的累加深度等于管長為止。

2.有油嘴系統以油嘴為求解點的節點分析方法的步驟：①根據設定產量Q，在油井IPR曲線上找出相應的Pf；②由Q及Pf按垂直管流得出滿足油嘴臨界流動的Q~Pt油管曲線B；③油嘴直徑d一定，繪制臨界流動下油嘴特性曲線G；④油管曲線B與油嘴特性曲線G的交點即為該油嘴下的產量與油壓。

3.節點分析在設計及預測中的應用：(1)不同油嘴下的產量預測與油嘴選擇(2)油管直徑的選擇(3)預測油藏壓力變化對產量的影響(4)停噴壓力預測

4.抽油機平衡

(1)不平衡原因：上下沖程中懸點載荷不同，造成電動機在上、下沖程中所做的功不相等。(2)不平衡造成的后果：①上沖程中電動機承受著極大的負荷，下沖程中抽油機帶著電動機運轉，造成功率的浪費，降低電動機的效率和壽命；②由于負荷極不均勻，會使抽油機發生激烈振動，而影響抽油裝置的壽命。③破壞曲柄旋轉速度的均勻性，影響抽油桿和泵正常工作。

5.扭矩曲線應用：檢查是否超扭矩及判斷是否發生“背面沖突”、判斷及計算平衡、功率分析 6.影響吸水能力的因素：與注水井井下作業及注水井管理操作等有關的因素、與水質有關的因素、組成油層的粘土礦物遇水后發生膨脹、注水井地層壓力上升 改善吸水能力的措施：加強注水井日常管理壓裂增注酸化增注粘土防膨

7.簡述影響深井泵泵效的因素及提高泵效的措施：因素：抽油桿和油管的彈性伸縮，氣體和充不滿的影響，漏失影響，體積系數變化的影響。采取措施：(1)選擇合理的工作方式(2)確定合理沉沒度。(3)改善泵的結構，提高泵的抗磨、抗腐蝕性能。(4)使用油管錨減少沖程損失(5)合理利用氣體能量及減少氣體影響

8.簡述壓裂過程中壓裂液的任務：前置液：作用是破裂地層并制造成一定幾何尺寸的裂縫以備后面的攜砂液進入，在溫度較高的地層里，它還可起一定的降溫作用，有時為了提高前置液中還加入一定量的細砂以堵塞地層中的微隙，減少液體的濾失。攜砂液：它起到將支撐劑代入裂縫中并將支撐劑填在裂縫內預定位置上的作用，在壓裂液的總量中，這部分比例很大，攜砂液和其他壓裂一樣，有造縫及冷卻地層的作用，攜砂液由于需要攜帶比重很高的支撐劑，必須使用交聯的壓裂液。頂替液：中間頂替液用來將攜砂液送到預定位置，并有預防砂卡的作用，注完攜砂液后要用頂替液將井筒中全部攜砂液替入裂縫中，遺體高攜砂液效率和防止井筒沉砂

9.壓裂液的性能要求：濾失少、懸砂能力強、摩阻低、穩定性好、配伍性好、低殘渣、易返排、貨源廣、便于配制、價錢便宜 10.支撐劑的性能要求：粒徑均勻，密度小；強度大，破碎率小、圓度和球度高、雜質含量少、來源廣，價廉

11.影響酸巖復相反應速度的因素：面容比、酸液流速、酸液類型、鹽酸質量分數、溫度、壓力

提高酸化效果的措施：降低面容比，提高酸液流速，使用稠化鹽酸、高濃度鹽酸和多組分酸，以及降低井底溫度等。

12為什么砂巖地層的酸處理不單獨使用氫氟酸：從砂巖礦物組成惡化溶解度可以看到，對砂巖地層僅僅使用鹽酸失達不到處理的目的，一般都使用鹽酸和氫氟酸混合的土酸作為處理液，鹽酸的作用除了溶解碳酸鹽類礦物，使HF進入地層深處外，還可以使酸液保持一定的PH值，不至于產生沉淀物。酸化原理：依靠土酸液中的鹽酸成分溶蝕碳酸鹽類物質，并維持較低的PH值，依靠氫氟酸成分溶蝕泥制成分和部分石英顆粒，從而達到清除井壁的泥餅及地層中的粘土堵塞，恢復和增加近井地帶的滲透率的目的

在垂直井筒多相管流壓力分布計算中為什么要采用分段迭代方法計算：由于多相管流中每相流體影響流動的參數與井筒流體壓力和溫度互為函數，且沿程壓力梯度并不是常數，因此需要采用分段迭代計算

13.簡述常規有桿泵抽油工作原理

上沖程：抽油桿柱帶著柱塞向上運動，活塞上的游動閥受管內液柱壓力而關閉。此時，泵內壓力降低，固定閥在環形空間液柱壓力與泵內壓力之差的作用下被打開。如果油管內已充滿液體，在井口將排出相當于柱塞沖程長度的一段液體。

下沖程：抽油桿柱帶著柱塞向下運動，固定閥一開始就關閉，泵內壓力增高到大于柱塞以上液柱壓力時，游動閥被頂開，柱塞下部的液體通過游動閥進入柱塞上部，使泵排出液體。由于有相當于沖程長度的一段光桿從井外進入油管，所以將排出相當于這段光桿體積的液體。

14.分析油井各種清砂方法的特點

（1）沖砂：通過沖管·油管和油套環空向井底注入告訴流體沖散砂堵，由循環上返的液體將砂粒帶到地面，以解除油水井砂堵的工藝措施，是目前廣泛應用的清砂方法。

（2）撈砂：用鋼絲繩向井內下入專門的撈砂工具-撈砂筒，將井底積存的砂粒撈到地面上來的方法。一般適用于砂堵不嚴重·井淺·油層壓力低或有漏失層等無法建立循環的油井。15.分析氣液混合物在垂直管中的流動形態的變化特征。

（1)原油從油層流入井底后，當井底流壓大于飽和壓力時，單液相從井底流壓為起始壓力向上流動——純液流。

（2)在井筒中從低于飽和壓力的深度起，溶解氣開始從油中分離出來，這時，由于氣量少，壓力高，氣體都以小氣泡分散在液相中，氣泡直徑相對于油管直徑要小很多，這種結構的混合物的流動稱為泡流。

（3)當混合物繼續向上流動，壓力逐漸降低，氣體不斷膨脹，小氣泡將合并成大氣泡，知道能夠占據整個油管斷面時，在井筒內將形成一段油一段氣的結構，這種結構的混合物的流動稱為段塞流。

（4)隨著混合物繼續向上流動，壓力不斷下降，氣相體積繼續增大，炮彈狀的氣泡不斷加長，逐漸由油管中間突破，形成油管中心是連續的氣流而管壁為油環的流動結構，這種結構稱為環流。

（5)如果壓力下降使氣體流量增加到足夠大時，油管中內流動的氣流芯子將變得很粗，沿管壁流動的油環變得很薄，此時，絕大部分油都以小油滴分散在氣流中，這種流動結構稱為霧流。

16.簡述造成油氣層損害的主要損害機理：外來流體與儲層巖石礦物不配伍造成的損害，外來流體與儲層流體礦物不配伍造成的損害，毛細現象造成的損害，固相顆粒堵塞引起的損害 17.寫出三種完井方式，并簡要說明各自的特點：裸眼完井、套管射孔完井和割縫襯管完井。裸眼完井的最主要特點：是油層完全裸露，不會因為井底結構而產生油氣流向井底的附加滲流阻力，這種井稱為水動力學完善井，其產能較高，完善程度高。裸眼完井方式的缺點是：不能克服井壁坍塌和油層出砂對油井生產的影響；不能克服生產層范圍內不同壓力的油、氣、水層的相互干擾；無法進行選擇性酸化或壓裂。

套管射孔完井即可選擇性的射開不同壓力、不同物性的油層，以避免層間干擾，還可避開夾層水、底水和氣頂，避開夾層的坍塌，具備實施分層注、采和選擇性壓裂或酸化等分層作業的條件。其缺點是出油面積小、完善程度較差、對井深和射孔深度要求嚴格，固井質量要求高，水泥漿可能損害油氣層。

割縫襯管完井方式是當前主要的完井方式之一。它既起到裸眼完井的作用，又防止了羅眼睛比坍塌堵塞井筒，同時在一定程度上起到防砂的作用。由于這種完井方式的工藝簡單，操作方便，成本低，故而在一些出砂不嚴重的中粗砂粒油層中不乏使用，特別在水平井中使用較普遍。

18.電潛泵采油裝置主要由哪幾部分組成？并說明其工作原理：

電潛泵采油裝置主要由三部分組成：井下機組部分：潛油電機、保護器、分離器和多級離心泵。電力傳輸部分：潛油電纜。控制屏、變壓器和接線盒。

電力由潛油電纜傳輸到井下潛油電機，電機帶動潛油多級離心泵旋轉，當充滿在葉輪流道內的液體在離心作用下，從葉輪中心沿葉片間的流道甩向葉輪四周時，液體受葉片的作用，使壓力和速度同時增加，并經導輪的流道被引向次一級葉輪，這樣，逐級流過所有的葉輪和導論，進一步是液體的壓能增加，逐級疊加后就獲得一定的揚程，將井液舉升到地面。

19.試比較常規有桿泵抽油系統所用的桿式泵與管式泵的異同點及其各自適用范圍：基本組成相同：主要由工作筒（外筒和襯套）、柱塞及游動閥（排出閥）和固定閥（吸入閥）。組成 按照抽油泵在油管中的固定形式，抽油泵可分為管式泵和桿式泵。管式泵的結構簡單、成本低，在相同油管直徑下允許下入的泵涇較桿式泵大，因而排量大。但檢泵時必須起出有關，修井工作量大，故適用于下泵深度不很大，產量較高的油井。桿式泵檢泵方便，但結構復雜，制造成本高，在相同油管直徑下允許下入的泵徑比管式泵小。桿式泵適用于下泵深度大、產量較小的油井。

20.常用的無桿泵采油方式有哪些？它們都是如何實現井下流體增壓的? 常用的無桿泵采油方式有：電動潛油離心泵采油方式、水力活塞泵采油方式和水力射流泵采油方式

增壓機理：a.電動潛油離心泵通過潛油電纜將地面電能傳給潛油電機，將電能轉化為機械能，帶動多級離心泵旋轉，給井筒流體增壓

b.水力活塞泵利用液馬達將動力液的壓能轉化為機械能帶動泵工作，再利用泵將液馬達傳遞的機械能轉化為井筒流體的壓能

c.水利射流泵的增壓原理是：高壓動力液與井筒流體間壓能和動能之間的直接轉換實現井筒流體的增壓 21.試應用麥克奎爾—希克拉曲線（增壓倍數曲線），說明對不同滲流率底層進行壓裂時應如何提高增產倍數：

答：在麥克奎爾—希克拉曲線中： 橫坐標：相對導流能力；縱坐標：無因次增產倍數；不同的曲線上的數值是裂縫長度和供油半徑的比值；對不同滲透率地層進行壓裂時提高增產倍數的途徑：高滲透率地層：由于較難獲得較高的相對導流能力，提高填砂裂縫的導流能力比增加裂縫的長度對增產更有利。低滲透率地層：較容易獲得較高的相對導流能力，增加裂縫的長度比提高填砂裂縫的導流能力對增產更有利。

（1）裂縫導流能力越高，增產倍數越高。（2）造縫越長，增產倍數越高。

（3）以橫坐標0.4為界：左邊要提高增產倍數，應以增加裂縫導流能力為主；右邊要提高增產倍數，應增加縫的長度。22分析常規有桿泵生產過程中抽油桿柱下端受壓的主要原因：

答：柱塞與泵筒的摩擦力，抽油桿下端處流體的壓強產生的作用力，流體通過游動閥孔產生的阻力，抽油桿柱與井筒流體的摩擦力，抽油桿柱與油管間的摩擦力，抽油桿柱和井筒流體的慣性力和振動力

23.影響油井結蠟的因素有哪些？防止油井結蠟應主要從哪些個方面考慮？

答：影響原油結蠟的因素包括：原油的性質和含蠟量，壓力和溶解氣油比，膠質和瀝青質的含量，水和機械雜質的影響，流速，結蠟表面粗糙度和表面性質。防止油井結蠟主要從以下三個方面考慮：阻止蠟晶的析出，抑制蠟晶的聚集，創造不利于蠟沉積的條件 24抽油機井正常工作中抽油機懸點承受哪些載荷的作用？

答：靜載荷：抽油桿柱重力載荷。上沖程：桿柱在空氣中的重量。下沖程：桿柱在液體中的重量。作用在柱塞上的液柱載荷。上沖程：作用在柱塞環空面積的載荷。下沖程：無。沉沒壓力對載荷的影響。上沖程：減輕懸載。下沖程：減小抽油桿柱載荷

動載荷：慣性載荷：與加速度大小成正比，方向相反；大小取決于抽油桿柱的質量、懸點加速度及其在桿柱上的分布:抽油桿柱慣性載荷，上沖程、下沖程都有。液柱慣性載荷，上沖程有、下沖程無。振動載荷：由抽油桿的自由縱振產生，大小與抽油桿柱的長度、載荷變化周期及抽油機結構有關。摩擦載荷：抽油桿柱與油管間：上沖程增加懸點載荷，下沖程減小。柱塞與襯套間：上沖程增加懸點載荷，下沖程減小。液柱與抽油桿間：與抽油桿長度、運動速度、液體粘度有關，上沖程無，下沖程減小懸載液柱與油管間：與液體流速、液體粘度有關，上沖程增加懸載，下沖程無液體通過游動閥的摩擦力：與閥的結構、液體粘度、液流速度有關，是造成抽油桿下部彎曲的主要原因，上沖程無，下沖程減小懸載

第五篇：采油工程工作匯報

“十一五”工作回顧及2011年及“十二五”

工作規劃部署

金馬油田開發公司 2011年3月3日

目錄

前言

第一部分：“十一五”工作回顧

一、主要指標完成情況

二、主要工作及成果

三、取得的認識

第二部分：存在的主要問題及技術潛力

一、工藝技術

二、采油管理

第三部分：2011年工作部署

一、工作思路

二、工作目標

三、重點工作

第四部分：“十二五”工作規劃

一、工作思路

二、工作目標

三、重點工作

前言

“十一五”時期，金馬油田開發公司認真貫徹油田公司專業工作部署，緊密圍繞公司“兩保一降一提”工作主線，在專業主管部門的指導和支持下，工程系統按照“精細管理挖潛力、創新增效促發展、優質低耗上水平”的工作思路，真抓實干，銳意創新，全面實現了采油系統工作目標。以技術配套為重點，加強成熟技術的集成應用和技術攻關，工藝系統實現“3個轉變”、形成“四大體系”、取得“5項技術突破”；以高效運行為重點，強化對標管理，采油注汽系統實現自動化運行；以質量安全為重點，完善制度建設和強化質量安全監管，作業系統向規范化、效益化推進。開創了油田持續穩定發展的新局面。

第一部分：“十一五”工作回顧

一、主要指標完成情況

“十一五”時期，以良好的業績完成了生產、科研、采油、作業系統考核指標，有效推動了公司的主營業務持續穩定發展。

——生產業績指標，公司累積生產原油萬噸，對比業績考核指標萬噸，超產萬噸。完成原油商品量萬噸，對比業績考核指標萬元噸，超產萬噸。投資萬元，發生運行費用億元。單位運行成本元/噸，對比油田公司考核指標降低元/噸。

——科研管理指標，共完成技術推廣項目30項，1927井次，累計增油29.1×104t；開展新技術研究與試驗35項，127井次，累計增油2.487×104t；優化措施結構節約資金596萬元；取得油田公司級以上技術創新成果17項，取得授權專利4項；8人被聘為廠處級以上技術專家。

——采油管理指標，累積實施油井機采優化539井次，使整體系統效率由18.9%提高到25%。泵效達到59%，平衡率90.2%，躺井率7.7%，油井檢泵周期延長56天。開展群眾性挖潛5298井次，累積增油2.95萬噸。

——作業管理指標，累積完成作業工作量1155井次，作業一交成功率99.1%，有效率90.2%。有效開展修舊利廢活動，累計創效1236萬元。

二、主要工作及成果

“十一五”時期是金馬公司技術發展最快、成果取得最多、規模效益最大的 五年。五年來，采油系統管理一路工作取得豐碩成果，科技創效形成規模、生產效率明顯提升，作業質量顯著提高，人才培養富有成效，為油田質量效益發展提供了技術和人才保障。

（一）堅持技術完善與難點攻關并重，推動科研創新發展

1、立足開發實際，實現“三個轉變”

一是由單項技術應用向多項技術集成應用轉變。開展了“選層調剖”、“對應調堵”、“堵驅結合”、“防砂堵水一體化”技術研究與應用。五年累計實施163井次，累計增油92292t，降水90913m3。二是由單一介質驅動向多元介質驅動轉變。開展了氮氣采油技術、二氧化碳采油、微生物調堵試驗。五年累計實施12井次，累計增油2716t。三是由直井配套開采技術研究向水平井配套開采技術研究轉變。開展了水平井舉升、注汽、控水技術研究與應用?！笆晃濉逼陂g，圍繞新海27塊水平井二次開發，重點開展了水平井堵水技術攻關。階段試驗3口井，見到明顯的降水效果，累積降水44923m3。

2、加強集成應用，形成“四大體系”

一是形成了以調堵為主導的“有效注水配套技術體系”。針對海外河油田注水開發，堅持“注、堵、調、驅”多元化技術集成應用，提高技術應用效果。5年來，累計實施調剖、堵水、分注、解堵、調驅有效注水配套技術5項，345井次，措施有效率86.4%，累計增油199113t，累計降水1271380m3，取得較好的開發效果。二是形成了以調排為主導的“有效注汽技術體系”。針對小洼油田注汽開發，堅持“調排一體化”的技術思路，進一步改善高輪次吞吐井生產效果。5年來，累計開展有效注汽配套技術，239井次，有效率83.5%，累計增油65312t，累積增排水14.11×104m3，提高油汽比0.03，回采水率55%?；謴烷L停井8口井，增油2063t。通過多元開發技術手段的規模應用，實現了“十一五”期間小洼油田生產形勢的穩定，原油產量始終保持在500噸/d以上。三是形成了以防砂為主導的“油井防排砂配套技術體系”。針對兩個老油田油井普遍出砂的問題?！笆晃濉逼陂g，海外河油田形成了地層深部防砂為主導，防砂泵、螺桿泵為輔助的“防排一體化”技術體系。小洼油田形成了高溫人工井壁防砂為主導，篩管擋砂為輔助的“防擋一體化”技術體系。通過規模實施，有效恢復了一批停關井，保證了油井的正常生產。5年來海外河油田累計實施防砂技術455井次，有效400 井次，有效率87.9%，累計增油248564t。四是形成了以注采為主導的“水平井采油配套技術體系”。圍繞水平井開發，配套開展了水平井均勻注汽、大泵舉升、驅油助排技術應用與試驗，“十一五”時期，累計實施水平井配套措施3項176井次，有效165井次，措施有效率93.8%，累計增油372410t。通過水平井配套技術的開展，有效保證了油田水平井的高效開發。

3、注重難點攻關，取得“五項突破”

一是溫固型油井防砂技術，滿足了稠油油藏防砂工作的需求。針對洼38塊稠油井防砂技術有效期短的問題，研發了適宜的溫固型樹脂防砂技術。其技術特點是：⑴ 抗壓強度達到6～8MPa；⑵ 滲透率40～50μm2；⑶ 耐溫350℃；⑷ 擋砂最小粒徑0.07mm。⑸固化條件由酸固化轉變熱固化。⑹適有于稠油熱采、水平井防砂。2007年以來累計應用44井次，有效率97.5%，累計增油64173t，平均無砂生產685d，階段投入產出比1：5.5。二是可動凝膠+活性水調驅技術，實現了向多元開發的轉換。針對注水油田“雙高”開發階段措施穩產難度加大的問題，“十一五”時期，應用該項技術在海外河油田共開展了9個井組的調驅試驗。海1塊調驅設計3個井組（H8-

16、8-

17、23），含油面積為0.34km2，地質儲量為139.1×104t，對應采油井13口；海31塊設計6個井組（H10-

31、11-

34、13-

35、13-

38、10-

37、10-35），含油面積為1.2km2，地質儲量為165×104t。2006年以來9井組化學調驅試驗累計增油85758t，降水1187793m3，投入產出比1：2.9。三是多級分層注水技術，提高了注水分注級別。針對注水分注級別低的問題，研發了三管四配技術和新型多級分注技術。在三管分注技術基礎上形成了三管四配注水工藝。其技術優勢：可實現對井段長、層數多、層間干擾大的注水井進行細分、定量注水，且不受油稠、出砂、水質影響。其缺點是：三管四配分注技術無法對中間兩層實際注水量進行有效控制。為此，又開展了采用恒流堵塞器與偏心分注相結合的多級分注技術，其技術特點是：注水級別可達到四級以上，6個月內無須進行流量測試。累積試驗三管四配、多級分注技術19井次，對應油井94口，分注合格率92.8%，累計增油5345t。四是聚合物微球調堵技術，改變了傳統調驅的作用機理。針對油田調堵技術單一的問題，聚合物微球調堵技術是以白油作為分散介質的水溶性高分子微凝膠。聚合物微球具有尺寸小、易注入、選擇性強、逐級封堵的特點，可以實現堵驅綜合作用。2007年以來開展調剖試驗8 5 口井，累積增油5110t；開展堵水試驗7口井，措施有效率達到100%，累積增油2390t，降水7665m3。五是雙基團二次交聯調剖及定位投放技術，實現了真正意義上的深調。針對常規調剖技術適宜性變差的問題，研發了一種新型調剖技術。與常規調剖劑相比，雙基團二次交聯調剖劑性能指標明顯提高，具有二次交聯、穩定性好、處理半徑大、封堵率高的特點。在50h左右完成一次交聯形成有機鉻弱凍膠，125h左右酚醛樹脂開始二次交聯，形成強度大的網狀凍膠；成膠時間由72h提高到300h以上；突破壓力由1MPa提高到10MPa以上，封堵率由95%提高到98%以上；140℃條件下，220d體系強度在G級以上；預測提高采收率15%以上。通過數學模型及可視化物理模型設計出深部調剖定位投放工藝。處理半徑由注采井距1/10處提高到1/2處，調剖劑段塞長度設計為5%～10%。研究成果改善了調剖技術性能、增加了處理深度，又節省了藥劑用量，是一項集經濟性、適用性兼備的新型調剖技術，具有較好的應用前景。

（二）堅持對標管理與技術達標并重，促進生產協調發展

1、實行分級管理，油井泵效連續3年位列第一

根據各區塊實際情況將所轄油井分為高泵效井、邊緣井和不達標井，按照“保持高泵效井，穩定邊緣井，提升不達標井”的工作思路重點針對不達標井嚴密監控，建立了油井動液面跟蹤曲線圖，通過建立坐標曲線找準泵效最佳點，同時以“措施提效、控套提液、降壓增產、降參提效”為手段努力提高油井泵效，使得油井泵效達到59%以上，在油田公司一直處于較高的水平，已經連續三年名列第一名。

2、配備軟件和節能裝置，系統效率明顯提高

“十一五”期間，公司累計投入專項資金300多萬元配備機采系統效率優化設計、預測與評價軟件，400多臺變頻器，用于抽油機井機采優化工作，累計實施油井機采優化539井次，使得整體系統效率由18.9%提高到了25%，提高了6.1%，輸入功率降低至7.9kw，系統效率實現率達到72.7%；水平井機采優化48井次，系統效率由22.5%提高到27%，提高4.5%。稠油井系統效率位居油田公司第二名。

3、應用節能設備，噸液單耗有效控制

2010年公司噸液耗電19.7kW.h/t，在油田公司處于第二名，主要得益于節 能設備的廣泛應用與資金投入，在產液量逐年上升的情況下，噸液耗電由24kW.h/t降低到目前的19.7kW.h/t。具體做了以下四個方面的工作：一是應用機采優化設計，并創新應用于水平井。二是全部應用井口變頻裝置和無功補償裝置，使采油系統的節電設備普及率達到較高水平。三是應用轉油站輸油自控技術。四是應用液體粘性調速離合器和高壓變頻技術。

4、完善管理制度，躺井率明顯降低。

公司建立了日匯報、周小結、月通報的躺井管理制度，通過“一井一議”的方式對躺井原因梳理歸納；對檢泵周期頻繁、產量較高的油井建立預警檔案，對進入危險期的油井重點加強維護管理；按照“四把關”、兩圍繞”原則加強井筒日常精細管理。2010年公司躺井率降至4.9%，取得了較好的經濟效益。

5、依靠技術創新，生產系統全面實現自動化

“十一五”期間，通過對所屬三個油田現有工藝的優化、運用PLC編程控制技術，50座采油站全面實現計量、加熱、外輸、注水、化驗、資料錄入等六項工作的自動化控制。一是規模應用稱重式油井計量器，實現遠程自動連續量油、無人職守、減輕勞動強度的目標。二是規模應用自控相變加熱爐，熱效率由原來的77.6％提高到90.3％，日均節氣300m3。三是規模實施自控輸油系統，實現轉油站自動、連續、平穩輸油，輸油泵效提高了8.1%。四是全面實施摻稀油LZK流量自動控制系統，實現了摻稀油“五分六清”的精細化管理。五是首次實施GLZ高壓注水流量自控系統，注水合格率達到100%，實現精確注水、平穩注水的目的。六是高效應用采油站資料錄入系統，實現采油生產數字化管理，降低了工人的勞動強度。

6、開展對標管理，注汽單耗有效降低

注汽系統開展關鍵技術指標對標管理，針對燃料單耗、動力消耗，從可控因素入手制定強化措施降低注汽單耗。一是實施標準運行參數管理，由“兩對比”確定出六個關鍵指標，把關鍵指標以標牌形式掛于鍋爐操作盤，通過對標調整、定期分析、限期整改，以剛性操作保證燃料完全燃燒，各臺鍋爐熱效率控制在82%以上；二是實施煙氣監測對標管理，組織自控儀表管理小組每月應用煙氣分析儀對每臺鍋爐進行監測，填寫鍋爐效率檢測通知單，提出處理意見，制定調整方案，嚴格監督實施,鍋爐含氧均控制在3.5以下；三是制定清理積灰標準，根 7 據自身生產管理經驗，結合噴砂吹灰、人工清灰的方式，制定了燃稀油最少兩個月清灰一次，燃天然氣最少六個月清灰一次的關鍵管理制度，制定下限保證傳熱效率；四是實施煙溫對標管理，通過數據的實時監控，掌握鍋爐煙溫變化規律，煙溫變化過快則利用吞吐井轉注、汽驅井檢修時機，在五日內實施噴砂吹灰，確保煙溫達標，減少鍋爐排煙熱損失，各臺鍋爐煙溫均控制在220℃以下（燃油站控制在230℃以下），對比以往鍋爐平均煙溫下降10℃。目前公司注汽單耗分別為：渣油60kg/t，稀油57 kg/t，天然氣70m3/t。

7、推進系統改造，注汽管理向自動化發展

通過自動化系統改造，實現了注汽鍋爐、汽水分離器、吹灰“三項自動化”控制。一是全面應用ECHO5706鍋爐控制系統，熱效率平均提高3～5%，燃料單耗下降2～3%。達到更加安全、經濟、可靠、節能的目的。二是有效應用汽水分離器自動控制系統，投入使用后小洼油田沙三段蒸汽驅油汽比由0.1上升到0.11，東三段蒸汽驅油汽比由0.08上升到0.14，效果非常明顯。三是規模應用脈動吹灰系統，實現了不用停爐即可完成吹灰全過程，可根據煙溫高低隨時進行吹灰，通過實施脈沖吹灰技術后，煙溫降低了100℃左右，時率提高0.5%，鍋爐熱效率提高了2～3%，注汽單耗下降1.5～2Kg/t。

8、開展防控研究，硫化氫隱患徹底消除

目前，小洼油田發現硫化氫油井127口，硫化氫含量超標116口，生產井硫化氫含量最高達到15×104mg/m3。硫化氫治理成為生產安全的重點。通過制定防治方案、完善生產管理制度、應用脫硫裝置，使硫化氫得到有效防控。一是制定硫化氫防控方案，保障生產本質安全。二是制定“7項管理制度”，提升管理水平。三是規模應用脫硫裝置，提升防控力度。采用干法脫硫技術進行脫硫，使得脫硫處理后的天然氣中硫化氫含量為零，同時配發H2S檢測儀108臺，空氣呼吸器67臺，空氣充氣泵2臺，防毒面罩152套，加強硫化氫監測和防護力度。四是推行“管理六法”，確保施工安全。管理六法：“四色兩標”預警法、分級檢測管理法、日常防范管理法、硫化氫區域施工監管法、施工區域“十嚴禁”管理法、工藝輔助控硫法、應急演練強化法。五是實施“五項舉措”，落實安全責任。通過采取以上措施，徹底基本消除了硫化氫安全隱患。

（三）堅持制度建設與質量安全并重，推動作業穩健發展 “十一五”期間作業系統從完善作業管理制度，規范作業管理、技術創新入手，不斷優化作業設計，強化現場檢查與監督，加大疑難井方案論證，細化作業結算審核，推廣應用作業新工藝，新技術，進一步提高作業修井質量，降低作業成本，穩步推進井控管理，加強井控培訓，強化硫化氫作業管理，實現了作業費用逐年降低，保證了作業施工安全。

1、不斷完善作業管理制度，實現作業規范化管理。

“十一五”期間，中國石油上市促進了企業管理制度化、規范化。為了提高作業系統管理水平和工作效率，杜絕管理漏洞，先后制定了《金馬油田開發公司井下作業工具管理辦法》《金馬油田開發公司石油專用油管、抽油桿管理辦法》，完善了《修井作業質量考核管理規定》，編制了《作業成本預算標準》等10項制度與規定，實現了作業管理規范化、標準化。

2、不斷完善作業設計、優化作業工序，強化作業現場監督，實現作業降本增效。

一是作業設計實現了網上設計、網上匯簽，提高了作業設計審批效率。二是成立了井下作業工程設計室，制定了作業設計審核、審批管理流程，實現了作業設計規范化、科學化管理；三是優化施工工序，根據作業修井目的及要求，合理設計施工工序；四是強化現場監督與檢查，嚴格按照內控流程管理作業現場，每道工序要求驗收合格后方可執行下一道工序，通過以上工作，五年來共減少無序工序592道，減少作業費用297萬元，減少無效作業127井次。節省作業費用416萬元。

3、結合公司特點，編制《作業成本預算標準》，提高作業資金使用效率。為提高公司資金的使用效率，作業工程科針對作業費用無預算根據，開展了《作業成本預算標準》編制工作，為公司資金委員會合理、科學、高效分配有限資金提供決策依據。一是以金馬油田開發公司算度配產方案、注水方案和工藝方案、近三年采油區的檢泵周期的編制依據，通過對各采油區的檢泵周期進行回歸，得出各油田的油井檢泵周期，根據油田的開井數確定全年的檢泵作業井次，通過全年注汽量和平均單井注汽量確定轉注作業和下泵作業井次，根據油田公司作業結算價格可以計算出全年的常規作業費用；二是根據采油和注水方案及產能建設方案確定的井次和近三年單項作業平均費用，可以確定調層、壓防的作業費用；三是根據不同作業類型所需的井下工具、收送管材數量及清洗單 價來確定每類型的作業所需的工具費用、清洗倒運費用，根據全年的作業井次計算出全年的作業服務費用。通過2009～2010年運行檢驗，《作業成本預算標準》與生產實際誤差小于5%，達到了科學指導生產經營的目的。

4、廣泛應用新技術、新工藝，解決作業難題。

為解決作業生產中的難題，“十一五”累積應用新技術新工藝7項，228井次。一是應用降濾失壓裂工藝技術，加大前置液量，減少濾失；加粉砂降低濾失；提高排量的施工方法，有效解決了黃沙坨油田火山巖儲層壓裂液濾失嚴重，動態裂縫不充分，很容易產生砂堵的問題，提高壓裂施工的成功率，累計實施10井次，增油24200t；二是綜合應用RY361－201水平井注汽封隔器、水平井抽油泵技術、大通徑水平井泄油器、水平井連續沖砂技術提高了水平井的開發效果，增加水平井的生產時率直，三是應用了流線型無磁防漏固定閥、蒸汽驅中心井高效注汽管柱、高溫泵等技術，有效地保證了蒸汽驅的開發效果；四是應用了液壓解卡技術、有效在解決了在小修作業過程中常出現管柱卡現象，而解卡負荷受地面、設備及油管限制造成因解卡負荷不夠而轉大修的問題，降低了作業成本，又存在大負荷解卡的安全風險。

5、加強生產周轉材料管理，開展修舊利費，降低作業成本

一是完善周轉材料管理辦法，健全“周轉材料庫存”、“管桿損壞跟蹤記錄”、“井下工具回收”三個報表，結合油井作業需求，摸清庫存，合理調配，充分利用現有周轉材料，減少維修、購進費用，利用Φ48mm油管替代空心桿進行三管分注7口，節省空心桿1085根，間接節約資金19.75萬元；建立井斜井跟蹤記錄，針對管桿損壞情況，采取使用防偏磨接箍和抽油桿鑄塑工藝，有效解決了井斜造成抽油桿接箍、油管內壁磨損問題，實施32口井，避免管桿損壞3493根，減少維修費用28.23萬元；二是健全井下工具回收臺帳等相關軟件資料，依據油井上次作業情況，定人定責對每次回收工具進行數量、種類核實，并采取以修帶購、外委維修的方式，加大回收再利用率，使井下工具回收再利用管理程序化、規范化，提高了挖潛效率。以修帶購2554件，節約資金80.8萬元，直接再利用8209件，直接減少維修、新購進費用200.5萬元。三是根據實際情況，利用自行研制的抽油桿除銹裝置組織開展除銹工作，延長了抽油桿使用周期，特別是為緩解空心桿庫存緊張壓力，自行研制內壁除銹裝置，減少了空心桿維修和購進費用，除銹23453根，其中空心桿內壁除銹2010根，節約資金38.2萬元。通過不 斷規范作業管理，廣泛應用新技術，強化現場監督，“十一五”期間，作業工作量由1697井次減少到目前1155井次、作業費用由5921萬元減少到3840萬元、噸油成本由89.01元/t減少到70.47元/t。

三、取得的認識

通過“十一五”時期卓有成效的工作，在科研管理和技術創新方面共取得“六點認識”：

——觀念創新是發展的前提

“十一五”時期，堅持技術由簡單應用向集成應用的轉變，形成了適應油田開發階段的“四個技術體系”；堅持技術水平的提升，圍繞油田開發現狀及主要矛盾，掌握了一批關鍵技術，取得了一批研究成果，完善了技術體系，形成了規?；б妫瑢崿F了油田穩產的目標?！夹g進步是發展的關鍵

“十一五” 時期是油田發展階段取得成果最為突出的五年。五年來，開展基礎研究和新技術試驗35項，127井次，累計增油2.487×104t。榮獲油田公司級以上科技成果獎35項，其中省部級獎4項，另外還獲得其它學術成果獎9項，取得授權專利4項。公司通過對采油、注汽系統自動化控制技術技術的綜合研究，油田生產系統自動化管理向著油田地面系統數字化邁進了堅實的一步，自動化程度的提升，促進了工作效率的提高，增強了現場管理的連續性、及時性、精確性、可靠性，達到了安全、高效、低耗、平穩運行的目的。

——必要投入是發展的保證

“十一五”時期，工藝措施費用投入呈明顯遞減形態。2008年公司退市前三年，措施費用充裕，擴大了技術實施規模，研究儲備了一批技術。2009年面對國際金融危機，油價下跌，成本緊縮的不利影響，近兩年公司措施投入銳減。為保證油田的正常生產，將有限資金合理配置在注水、水平井、蒸汽驅、防排砂配套技術上，砍掉了綜合效益不明顯的維護性措施。同時，積極爭限油田公司重大、重點項目資金的支持，有效緩解了資金緊張的矛盾，滿足了油田生產對措施保障的需求。

——規模應用是發展的目標

“十一五”時期，圍繞油田注水、注汽開發，加強配套措施的完善集成，形 成了“四個配套技術體系”，應用成熟適用性技術，取得了較好的規?；б?。累積完成科研項目30項，規模實施1927井次，累計增油30×104噸，油田年產量始終保持在50×104噸以上?！卮髮ｍ検前l展的支撐

2010年油田公司啟動了重大項目研究機制。重大專項是為實現油田穩產，通過核心技術突破和資源集成，在一定時限內完成的關鍵技術和重大工程，是科技發展的重大舉措。金馬公司承擔了《海外河油田普通稠油注水油藏提高采收率配套技術研究與應用》項目，通過一年來的實效運行，取得5項技術創新成果，共開展課題12項，110井次，階段增油1.87×104t，增注3×104m3，為注水區塊的穩產提供了技術支持和保障?！瞬排囵B是發展的動力

人才是企業發展的動力，是技術創新的源泉。擁有人才也就增強了企業抵御風險的能力。以人為本，注重專業技術人才培養，著力發揮技術骨干的引領作用，不斷提升技術創新水平，是公司各級領導的共識?！笆晃濉睍r期，工藝研究所1人被聘為油田公司專家，3人被聘為廠處級技術專家。

第二部分:存在的主要問題及技術潛力

一、工藝技術

圍繞金馬油田開發公司“十二五”時期“45萬噸穩產5年”的原油生產目標，認真梳理了目前公司所屬兩個主力油田在配套技術研究方面的關鍵技術難題，明確了“十二五”科研攻關所面臨的11個技術挑戰和技術潛力。

1、油田注采矛盾深化，化學調堵技術急需升級

油田油水粘度比平均在200以上，滲透率變異系數大于0.7的強非均質儲層占68%，突進系數大于3的不均勻儲層占46%。受油水粘度比大和儲層非均質性的影響，注水三大矛盾突出。海一塊油井綜合含水86.1%，油井高含水大于90%的油井有31口，占生產井的35.2%。開井88口，平均單井產量3.1t。深部調剖技術最高應用輪次達8輪，平均單井增油量從2006年的849t降到目前的572t。

技術潛力：一是化學調驅技術具備前期研究試驗基礎。二是新型深部調剖技術取得研究成果。技術優勢是：化學調驅技術增加了注水粘度，增大了水驅壓力梯度，可有效改善流度比、調整剖面、提高原油采收率，工業化試驗預測可提高海一塊采收率3.6%。新型調剖劑和深部定位投放工藝，具有二次交聯、穩定性好、處理半徑大、封堵率高的特點。是一項集經濟性、適用性兼備的新型調剖技術，具有較好的應用前景。技術缺點：調驅和調剖技術投入費用較高。

2、注水井分注級別低，多級分注技術和薄互層分注技術攻關急待試驗 海外河油田由于注水井井段長、單層薄、層間矛盾突出、油稠、出砂及測試手段等因素影響，制約了多級別分注技術的有效開展，油田注水分注級別低，最高分注級只達到3級4層。有2口井需開展4級以上的級別注水。例如：H23井計劃分注4級5段、H6-14和H11-18計劃分注5級6段。此外，薄互層發育的注水井細分注水難大。海1塊邊部有8口注水井薄互層發育，夾層厚平均在2m左右，目前為籠統注水，細分注水難大。目前海1塊分注率為各區塊最低為88.2%，全油田目前有注水井146口，分注井有108口，其中一級兩層32口中，兩級3層58口，三級四層18口。細分注水工作仍任重道遠。

技術潛力：一是開展高級別分注試驗，滿足油田細分注水的需要。目前，新型多級分注技術已具備進一步增大分注級別的技術基礎，理論上可以實現高級別分層注水。其技術優勢是：多級分注技術可提高分注級別，采用恒流配水器對各層進行定量注水，減少測試投撈所造成的作業及周期長問題。其技術缺點是注水雜質、井筒內死油、砂等易堵塞水嘴，造成注入量達不到配注要求。二是開展薄互層分層注水技術攻關。對于薄互層發育細分注水難度大注水井，計劃研制長膠筒封隔器，改變目前薄互層注水井籠統注水的現狀。

3、海26塊水驅效率差，多元配套開采技術急需研究與試驗

海26塊水驅地質儲量占海外河油田水驅儲量的40.6%，居各注水區塊之首。區塊年產量8.53×104t，占油田水驅年產量的44.5%，采出程度19.38%，標定采收率22.2%，綜合含水91.7%。目前有油井240口，171口，開井率71.3%，平均單井日產液18.4m3，單井日產油僅有1.5t。由于構造復雜、儲層連通性差（連通系數63%），油稠、出砂嚴重，導致水驅調堵技術難以規模實施。2000年以來累計實施化學堵水和調剖9井次，累計增油僅有992t。

技術潛力：一是注氣采油技術具備前期研究基礎。“二氧化碳和氮氣+泡沫驅”采油技術在海1塊和海26塊試驗成功。在海一塊H11221井和H1122井二氧化碳驅試驗累積增油476t。在海26塊H18129和H22233井氮氣+泡沫驅試驗對應井增油1336t。注氣采油技術優勢是：具有降粘、驅油、補充地層能量、壓水錐的作用，適于提高低滲層原油采收率，技術缺點：投入費用較高。二是微生物采油適于復雜斷塊的開發。微生物采油技術技術優勢：具有原油降粘、改善流度比、解堵作用，適用于低滲層開采，且安全環保無毒害。技術缺點：投入費用較高。

4、部分注水層段次注，多氫酸解堵技術和聚合物解堵技術急需研究。海外河油田2010年注水量完成152×104m3。目前有注水井147口，開井109口，日注水量4021m3，因注不進關井26口。統計欠注井有19口27層段，日配注量810m3，實際日注入量261m3，日欠注549 m3。其中有11個層段低滲注不進水，平均滲透率在50×10-3μm2。海1塊欠注井7口，海31塊欠注井7口，海26塊欠注井5口。水井欠注的主要原因有四個方面：一是東三層系儲層物性差，分層注水后對應層位造成注水壓力上升；二是受長期注水影響，注水井近井地帶存在機雜堵塞問題。三是調剖、調驅等措施封堵了高滲透層，液流改向提高了注水壓力；四是干線壓力低（11.5～12.5MPa），不能滿足注水工作需要。

技術潛力：一是擴大多氫酸解堵技術試驗，恢復低滲透層注水。2010年，多氫酸解堵技術在H8-24井試驗成功，試驗1口，注水壓力降低2MPa以上。其技術優勢是：采用壓裂車組施工，壓力高、排量大、處理半徑大，具有酸壓效果，可有效解決儲層連通性差、水質污染形成的堵塞和注入壓力高的問題。技術缺點是：投入大，不能解決聚合物污染堵塞。二是開展聚合物解堵技術攻關。隨著調剖調驅注聚規模的擴大，聚合物近井堵塞現象日趨嚴重，計劃開展配套技術研究，以降低注水壓力。

5、新海27塊水平井高含水，堵水技術急需突破

目前新海27塊有水平井39口，開井37口，日產液3413m3，日產油225.6t，綜合含水93.4%。含水60～70%的油井5口，含水80～90%的油井1口，含水90～95%的油井19口，含水95～98%的油井11口，高含水關井3口。高含水問題成為水平井高效開發的一只“攔路虎”。

技術潛力：一是水平井堵水技術研究啟動較早，具備前期試驗基礎。試驗3 14 口井見到明顯的降水效果。二是明確了存在的問題和技術突破方向。計劃配套開展二氧化碳采油技術，降低油水流度比。技術優勢：找水、堵水、采油一體化實施，技術針對性強，節省措施投入。技術缺點：水平井堵水投入費用較高，工期較長、工序復雜。堵水方案上缺少配套的采油技術。

6、水平井出砂，防砂技術急需完善

油藏壓實作用差，膠結疏松，在開采過程中地層應力結構受到破壞，油稠拖拽力強，油層出砂嚴重。金馬公司現有83口水平井，目前發現出砂井10口，其中小洼油田出砂發現出砂水平井8口，占水平井數30.8%。海外河油田發現2口井。出砂10口井，油井正常生產能力日產油70.4t/d，日產液357m/d。通過檢泵維持正常生產有8口井（日產油40.5t/d，日產液360.8m3/d），出砂嚴重關井2口（洼38-東H1、洼38-東H306）。水平井出砂問題日趨嚴重。

技術潛力：水平井防砂技術已開展了前期基礎研究，待條件成熟投入現場試驗，重點解決小洼油田水平井出砂問題。

7、蒸汽驅井縱向動用不均勻，高溫調剖技術急需試驗

小洼油田汽驅試驗區年產量約占小洼油田年產量的28.6%。目前有蒸汽驅井12口，開井9口。對應生產井55口，開井48口，日產油145t，日產液1333m3，小洼油田蒸汽驅采用籠統注汽方式，生產過程中，中心注汽隨注汽時間延長，主力層采出程提高，儲層縱向上吸汽剖面不均勻，致使對應井汽竄、含水上升、產量遞減，油汽比、采注比降低。隨著小洼油田汽驅規模的擴大，急需配套開展高溫調剖技術研究。

技術潛力：鉆采院已完成了新型調剖技術的前期研究工作，待條件成熟將進入現場試驗。其技術優勢是研制的蒸汽驅調剖技術高溫穩定性好。技術缺點是單井投入較高。

8、洼38塊低效吞吐井增多，稠油深部熱采技術急需儲備

目前洼38塊有油井421口，開井191口，日產油485t。已采出可采儲量的87.6%，平均注汽周期11.3次，平均單井產液量29.8m3，平均單井產油量2.5t。產量呈逐年下降趨勢，累計油汽比由2009年0.54下降到2010年0.53；年產油量由18.3×104t下降到目前的17.51×104t；油汽比低于0.2的采油井有72口。油汽比在0.2～0.3的采油井有21口，占開井數的48.7%，老井穩產難度加大。15 技術潛力：與中國石油大學（華東）合作開展了洼38塊稠油凝膠泡沫調堵與催化降粘技術研究，試驗2口井，增油370t。為稠油深部熱采技術的研究提供了技術基礎。技術優勢：稠油深部熱技術具有處理半徑大、選擇性好、驅油效率高的特點，還可以提高蒸汽的利用率。

二、采油管理

1、天然氣組分發生變化，二氧碳濃度逐年增加

2010年以來，小洼油田采油站頻繁出現加熱爐熄火事件，在冬季尤為突出。給安全生產帶來了極大的隱患，在熄火的同時取樣化驗，二氧化碳濃度高達62.92%。

2、設備和管線腐蝕嚴重，腐蝕穿孔事故頻發

小洼油田的設備和流程使用年限都超過了16年，近年硫化氫的出現更加劇了材料腐蝕狀況，目前單井和站間輸油、輸氣管線腐蝕泄漏的事故時有發生，僅僅2010年10月份就發生5起進站管線腐蝕穿孔事故，由于發現處理的比較及時沒有發生危險。但是作為高含硫化氫段的泄露，其危險性不容忽視。

3、含聚污水處理難度大，水質達標不能保障

隨著海一塊調驅和海31塊“2+3”采油試驗的深入，在提高原油產量的同時也增加了含聚合物污水的處理難度。海一聯污水中因含有聚合物，水中油滴及固體懸浮物的乳化穩定性增強，進而導致油、水分離難度加大。存在的主要問題是機雜超標（最高為69mg/L, 最低為27mg/L均高于油田公司考核指標10mg/L）。為解決海外河油田含聚合物污水處理難題，公司組織大慶油田采油一廠聚南1-1污水處理站進行含聚合物污水處理工藝與技術調研，并制定了相關的整改措施，保證了污水處理效果。但隨著海一塊深度調驅工作的進一步開展，聯合站污水處理將會迎來新的難題。

三、作業管理

小洼油田目前有10個汽驅井組，其中沙三油層5個，東三油層5個，需要定期對中心注汽井進行更換注汽管柱、調整注汽方式等作業。存在著地層溫度高（200℃左右），地層壓力低（2MPa左右），硫化氫含量高，作業時間長的問題，目前在作業前采用高溫暫堵劑、水泥壓井的方法來安裝防噴器，并在作業過程中一直往套管內灌水降低井筒溫度的做法，風險大、成本高、對地層傷害大。第三部分: 2011年工作部署

一、工作思路

2011年，認真落實油田公司專業工作部署，繼續圍繞公司“兩保一降一提”和“工作對標準、管理講效率、經營要效益”的工作要求，以實現油田有效注水、注汽和保證油水井正常生產為工作重點，深入開展采油工程精細化管理活動，依托油田公司重大科研項目，進一步提升科研管理水平。加快科研成果轉化，推進化學調驅試驗；加強難點技術攻關，開展 “十項研究”；做好 “四篇文章”，夯實發展基礎，為油田質量效益發展提供技術支撐。

二、工作目標

全面完成各項科研、生產任務。2011年計劃開展工藝措施23項，205井次，措施有效率80%以上，增油2.1×104t，投入產出比達到1：1.5以上。預期取得油田公司科技成果1項，申報專利2項；形成稠油注水核心技術2項，力爭在化學調驅、水平井防砂、水平井堵水研究方面取得進展。采油系統實現生產管理指標全面達標。作業系統計劃完成作業工作量1217井次，作業一次成功率大于98%；作業有效率大于95%；杜絕作業過程中井噴失控、硫化氫中毒、作業污染等事故的發生。

三、重點工作

（一）采油工藝

一是以油田效益發展為目標，規模應用“四個體系”，進一步提高油藏采收率。

——注水配套工藝技術。依托油田公司重大科研項目《海外河油田普通稠油注水油藏提高采收率配套技術研究與應用》，按照“注、堵、調、驅”的技術思路，配套應用多元注水技術，提高油藏采收率。形成3項關鍵技術：多級分層注水、精細調堵、化學調驅；開展2項技術試驗：新型深部調剖、薄互層分層注水。

——注汽配套工藝技術。針對小洼油田吞吐輪次高、采出程度高和有效吞吐井減少的問題，按照”注、調、排”的技術思路，綜合應用注汽配套技術，改善 蒸汽吞吐、汽驅開發效果。應用3項配套技術：分注選注、化學輔助吞吐、高溫泵采油技術；開展1項試驗：解除小洼油田蒸汽驅高溫堵塞。

——油井防排砂技術。根據油井出砂狀況，按照“固、擋、排”的技術思路，保證油井正常生產。應用2項主導技術：地層深部防砂、高溫人工井壁防砂；實施2項配套技術：篩管防砂、螺桿泵；開展1項試驗：溫固型樹脂水平井防砂。

——水平井配套工藝技術。以提高水平井動用程度為目標，應用水平井配套技術，改善水平井開發效果。應用2項注汽技術：多點注汽、雙管注汽；實施2項舉升技術：大斜度水平井抽油泵、大排量螺桿泵；開展3項技術試驗：水平井堵水、水平井防砂、水平調剖驅油。

二是以難點技術攻關為目標，重點開展“十項研究”，實現科研新進展。

圍繞油田開發的難點問題，重點開展“十項新技術研究”，為油田穩定發展提供新的技術支持。

——水平井配套技術。開展水平井防砂技術、水平井堵水技術、水平井調剖助排技術研究，解決水平井出砂、高含水、水平段動用不均的問題，保證水平井高效生產。

——海26塊提高水驅效果技術。開展氮氣驅油技術、二氧化碳采油技術、化學調剖技術、微生物采油技術研究與試驗，探索改善海26塊復雜斷塊多元開發的技術方法。

——薄互層油藏分層注水技術。海1塊邊部油藏平均單層厚度2.84m，單井注水層數平均7.7層，最多注水層數27層，薄互層發育，細分注水難度大。研制適宜的長膠筒封隔器，提高分注級別。

——有效注汽技術。一是開展小洼油田蒸汽驅中心井改善注汽剖面技術研究，提高蒸汽縱向波及體積；二是開展蒸汽通道控制深部熱采技術研究，改善小洼油田高輪次吞吐井開發效果。

三是以爭創一流團隊為目標，認真做好“四篇文章”，營造發展大環境

——加強項目對標管理，提升工作水平。嚴格執行《金馬公司科技項目管理 辦法》等四項規定，加強項目立項和成本管理，優化措施結構，加快技術成果應用與轉化，提高技術創新水平和經濟效益。

——嚴細工程設計審核，確保井控安全。嚴格執行《遼河油田井下作業井控實施細則》要求，加強小洼油田含硫化氫有毒氣體工程設計及審核，設計符合率達到100%，為公司實現安全環保提供有力的技術保障。

——加強人才隊伍建設，提升綜合素質。編制培訓計劃，建立內部交流平臺，加強技術調研，拓展工作思路，提升開拓創新、業務交流、論文寫作和總結提煉“四種能力”，為公司發展提供技術人才保障。

——強化HSE管理體系，實現安全環保。落實有感領導、直線責任，嚴格執行安全環保責任制，加強施工過程監督，確保HSE管理體系有效落實，實現安全環保零事故。

2、采油工程

——做好兩項推廣。一是資料錄入系統完善和推廣。在采油站系統實施完善網絡工程后，對所有50座采油站資料全部進行網上操作，實現采油站資料的計算機錄入。自動生成數據匯總表，實現數據自動采集確保了及時性、準確性。有效降低工人填寫各類報表的勞動強度。二是機采系統能耗對標管理方法推廣使用。將《能耗最低機采設計與評價軟件》配備到作業區和工藝研究所，實現對標管理軟件功能網絡化、油井數據庫網絡化，形成機采優化工作實現全方位、全過程的管理，全面提高系統效率和最佳系統效率實現率。

——夯實四項基礎工作。一是夯實油田技術指標管理，努力實現“三提兩降一延長”。針對躺井率指標重點研究油井出砂、泵漏、偏磨等成因、特點及規律，規范躺井分析制度，突出問題井、疑難井管理，力爭躺井率由目前的5%降低至4.5%，檢泵周期達到560天以上；通過優選泵型、應用特種泵等方法降低泵筒漏失，根據動液面變化動態調整油井參數，將油井泵效指標由59%提高至60%；引進系統效率預測與評價軟件，建立油井系統效率網絡檔案，優化管桿組合，嚴格執行優化設計方案，系統效率指標由25%提高至25.5%；精細油井清防蠟管理，強化熱洗過程監督和熱洗效果評估與預測工作，做好油井的控、憋、碰、調、洗等維護性挖潛措施，細化生產技術管理，從而實現提高機采效率、提高泵效、提高一泵到底率、降低躺井率、降低噸液耗電、延長檢泵周期。二是夯實油田生產 19 數據管理，不斷完善管理制度和操作規程。在加強采油系統資料錄入系統完善的基礎上，對集輸、注汽系統的資料錄入進行研究，以實現整個生產系統的數據實現網絡集成化管理。同時收集和整理與生產技術管理相關的理論資料、操作規程和技術介紹等專業資料，清理和完善公司操作規程，并將操作規程和管理制度上升為局級企業標準和廠級企業標準。三是夯實油田蒸汽驅生產管理，努力提高采注比。針對小洼油田汽驅井組的變化，及時協調汽驅項目組的有關人員對兩個汽驅井組進行分析和調整，有效提高采注比。同時通過調研，論證等方法，對今后兩個井組的方案進行研究，為汽驅井組的長期有效開展打下基礎。保證井組產量的穩定工作。四是夯實油田稀油管理，確保稀油合理使用。根據油田公司統一安排部署，興二聯供給小洼油田的稀油量將降低為450t/d，結合小洼油田的開發現狀和生產特點，生產技術科以保證采油二區摻稀油生產為核心編制了運行方案，按照季節特點，適量調整洼一聯摻油量和注汽燃油量，同時積極爭取注汽鍋爐的燃氣量，減少注汽燒油的缺口。在2011年的運行中要通過實際運行，摸索出更加合理的參數，以保證小洼油田各系統的平穩運行。

3、作業工程

——嚴格執行作業管理制度，提高作業管理水平。一是嚴格執行《金馬油田開發公司石油專用油管抽油桿管理辦法》、《金馬油田開發公司井下工具管理辦法》、《金馬油田開發公司水平井作業暫行管理辦法》三個試行文件，以指標考核、現場檢查為重點，提高井下工具標準化、規范化管理。二是嚴格執行《作業增加工序(設計)審批制度》，對作業過程出現的增加工序，要求采油區、作業科、施工單位三方審批簽字后才能執行，并以此為作業結算依據，從源頭上控制好作業成本。三是嚴格執行《含硫化氫井施工作業標準“八條”規定》、《遼河油田井下作業井控實施細則》、《作業開工許可和施工審批制度》等作業規定和制度，杜絕作業事故發生。

——多方位入手，齊抓共管，實現作業降本增效。一是從工程設計入手，科學優化作業施工工序，從源頭減少無效工序,提高作業一次成功率和措施有效；二是加強現場監督與檢查，做好重點井、重點施工工序的監督檢查，提高修井質，量保證作業質量，減少無效作業；三是針對疑難井，科學決策，準確判斷井下情況，減少作業施工程序；四是精細審核，提高結算質量；五是開展節能挖潛、修 20 舊利廢等降本創效活動，實現節約創效。

——強化“大井控”管理意識，聯防聯治，實現作業安全。一是做好作業井控培訓工作，提高現場操作人員、采油站、作業監督、設計人員和技術管理人員的綜合素質，計劃2011年井控培訓人員90人次，作業監督培訓20人次；二是通過現場井控監督檢查，加強一級、二級井控、工程設計檢查以及作業現場標準化管理，消除事故隱患，杜絕違章指揮、違章操作和井噴、火災和污染事故的發生。三是規范作業設計，推廣應用《QSY1142-2008 油氣水井井下作業設計規范》標準，杜絕設計中的井控缺項和漏洞。四是加大“大井控”理念的學習與推廣，對停產井、生產井的日常管理增加井控管理內容，重點對采油樹、套管、采油閥門進行監督和管理，并開展套管治理工作。五是針對小洼油田中心注汽井開展低密度壓井液壓井作業試驗，并與相關單位研究高溫帶壓作業，確保中心注汽井作業安全。六是與工程處聯會開展硫化氫井井控防噴演習，提高職工的井控風險意識。

——應用作業新技術，解決作業難題，降低作業成本。重點應用好水平井、特殊井連續沖砂技術、液壓解卡技術，不斷改進和完善水平井注汽封隔器的密封性能和中心注汽井注汽井封隔器的解封及密封能力，并與鉆采院開展無磁閥技術研究與試驗，提高抽油泵泵效，延長油井檢泵周期，降低公司躺井率。

——積極做好大修、安全隱患井、棄置井的封井工作。按照油田公司統一部署，主動向油田公司申請匯報，爭取更大支持，并做好作業預算，加大現場監督與技術指導，降低作業成本，為公司創更大效益。全年計劃實施大修井15口，計劃實施棄置井15口，計劃實施安全隱患井治理10口。

——加大作業費用審核與預算工作，有效控制作業費用。以“大預算”為統領，做好2011年作業成本費用預算標準，嚴格執行設計及增加工序審批制度，實行作業費用月度結算，有效?？刂谱鳂I費用證作業系統內控、審計無例外事項。第四部分：“十二五”工作規劃

一、工作思路

“十二五”期間，認真落實油田公司專項工作部署，堅持“提高油藏采收率和穩定并提高單井產量”的工作目標，堅持“基礎研究重創新，技術配套重實效，轉換方式重長遠，過程控制重標準，規模實施重效益”的工作思路，大力實施工程“144”科技工程，即：積極推進海外河油田“化學調驅”一項重點試驗；著力完善有效注水、有效注汽、水平井配套、油井防排砂“四個技術體系”；重點開展復雜斷塊多元開發、蒸汽驅調剖、水平井控水、水平井防砂、注水系統效率、含聚污水處理、硫化氫腐蝕防治、高含硅污水回用、油田數字化管理“九項關鍵技術”研究，為金馬公司長期穩定發展提供新的技術支持。

二、工作目標

圍繞油田勘探開發面臨的11項關鍵技術挑戰，組織實施11項重點技術攻關，集成應用成熟配套技術18項，形成具有自主特色的化學調驅、水平井堵水、水平井防砂、蒸汽驅調剖、復雜斷塊多元開發等5項關鍵開發技術，取得技術專利5項，7項油田公司級以上科技成果。確?！笆濉逼陂g年產量在45×104t以上，實現科技增油15.9×104t。確保海外河油田注水區塊綜合遞減率控制在8%,自然遞減控制在13%以內，綜合含水上升率控制在1.5%以內；到2015年,科技進步貢獻率達50%以上,核心技術自主創新比例達到30%以上,形成一整套適合金馬油田發展特色的開發配套技術。

三、重點工作

一是推進開發方式轉換，實現油田高效開發。通過化學調驅研究試驗，完善調驅工藝，為海一塊構造主體擴大調驅規模、落實25個井組調驅整體方案積累經驗，在海一塊逐步形成以化學調驅為主導的核心注水穩產技術。通過洼38塊東三段油藏蒸汽驅擴大部署研究，實現東三段油層吞吐末期產量的有效接替。在東三段逐步形成以蒸汽驅為主導的核心注汽開發技術。

二是加強難點技術攻關，形成自有特色技術。通過水平井堵水、防砂、調剖助排等3項水平井配套技術攻關，提高水平井開發效果。通過微生物采油、二氧 22 化碳驅油、氮氣泡沫驅油等3項技術研究，進一步提高海26塊復雜斷塊原油采收率。通過稠油吞吐井蒸汽通道控制深部熱采技術攻關，進一步提高小洼油田高輪次吞吐井油汽比。通過雙基團二次交聯調剖技術的試驗，進一步改善多輪次吞吐井注水開發效果。

三是集成應用成熟技術，支撐油田效益發展。依托油田公司重大科研項目的支持，在海外河油田配套開展了分層注水、深部調剖、化學堵水、注水井解堵、地層深部防砂、防砂泵等6項有效注水技術的規模應用，進一步提高了注水油藏采收率。通過分層注汽、化學輔助吞吐、高溫人工井壁防砂、篩管擋砂等4項有效注汽技術的規模實施，進一步提高小洼油田稠油熱采油藏采收率。通過地層深部防砂、防砂泵、高溫人工井壁防砂、篩管等4項油井防排砂技術的有效應用，保障兩個油田油井的正常。通過多點注汽、雙管注汽、舉升、電加熱等4項水平井配套技術的有效開展，保障兩個油田水平井的高效開發。通過有效注水、有效注汽、油井防排砂、水平井配套“四個技術體系”18項成熟技術的集成應用，從而保障公司“十二五”原油生產目標的實現。

四是加強采油系統技術攻關，提升管理水平。一是開展油田注水系統效率研究。針對海外河油田注水開發時間長，含水量平均已達85%以上，注水已成為油田最大的耗能點，通過系統效率測試形成模擬形態，實現注水系統低能耗運行。二是聯合站含聚污水處理研究。隨著化學調驅規模的擴大，污水中聚合物含量增加導致水質不達標。需要對含聚污水處理研究，保證系統平穩運行。三是小洼油田硫化氫腐蝕機理研究。確定小洼油田硫化氫腐蝕速率，確保小洼油田在用管線及壓力容器的安全平穩運行，杜絕管線及壓力容器泄露事故及硫化氫外泄事故的發生。四是開展高含硅污水回用注汽鍋爐研究。除硅劑不但運行成本較高，而且造成后段過濾及軟化系統結垢嚴重。計劃洼一聯實施高含硅污水進注汽鍋爐，海一聯將停運“南水北調”，剩余污水將進行污水回注。五是開展采油數字化管理的研究。建立統一的生產管理、生產運行、決策指揮的數字化管理系統，重點面向生產前端，以井、管線、站等組成的基本生產單元的過程管理為重心和基礎。

五是提高設計效率，加強新技術研究。針對當前作業設計與作業修井總結不在同一軟件下運行，并且工程設計與地質設計在同一平臺運行造成工作效率低的問題，把作業設計與修井總結重新開發整合成一套軟件，并可調用開發數據庫，23 以提高作業設計效率。針對小35平1井的多支水平井，在作業過程中，無法判定油管進入分支的問題，要開展多支井作業技術研究。