采油工艺知识培训课件

1、采油工艺知识培训中海油天津分公司培训主要内容采油工艺原理采气工艺原理稠油开采技术水平井采油技术井下作业工艺电潜泵井生产管理油层改造与评价调剖与堵水提高采收率工艺技术培训主要内容采油工艺原理海上采油工艺 油气开采方式自喷采油人工举升采油有杆抽油泵、螺杆泵、电潜泵、水力活塞泵、射流泵、气举、柱塞泵、腔式气举、电潜螺杆泵、海底增压泵海上采油工艺 自喷采油原理自喷采油是指利用油层本身的能量使油喷到地面。自喷井特点是设备简单、管理方便、经济实用，但其产量受到地层能量的限制。自喷井的生产可分为四个基本流动过程：油层中的渗流油层到井底的流动；井筒中的流动从井底到井口的流动；原油到井口后通过油嘴的流动；地面管

2、线流油嘴到分离器的流动。图18 自喷井的四种流动过程; 1地层渗流；2井筒多相管流；3嘴流；4地面管线流动海上采油工艺 自喷采油原理自喷井虽然四种流动过程各自遵循的规律不同，但他们同处于一个动力系统中从油层流到井底的剩余压力称为井底压力(或井底流动压力，简称流压)。对某一油层来说，在一定的开采阶段，油层压力相对稳定于某一数值，如改变井底压力就可改变产量的大小，井底压力变大，则产出量就要减少，可见油从油层流入井底的过程中井底压力是阻力。对油气在垂直管上升过程来说，井底压力则是把油气举出地面的动力。把油气推举到井口后剩余的压力称为井口油管压力（简称油压），井口油管压力对油气在井内垂直管流来说是一个

3、阻力，而对嘴流来说又是动力。可见以上流动过程是相互联系的同一个动力系统。海上采油工艺 自喷采油原理海上采油工艺 自喷采油原理海上采油工艺 自喷采油原理海上采油工艺 自喷采油原理气量继续增多时，气泡上下扩展，突破了气团间的液柱，液体被挤向管壁，沿管壁向上运动，油管中心是连续的气流而管壁为油环。此时气、液两相都是连续的，气体举油主要是靠摩擦携带。海上采油工艺 自喷采油原理影响油井自喷条件的几个因素井口压力的变化气液比的变化油管直径的变化井底流入动态地变化机采井的影响海上采油工艺电潜泵采油原理海上采油工艺 电潜泵采油原理电潜泵是由多级叶导轮串接起来的一种电动离心泵，除了其直径小长度长外，工作原理与普

4、通离心泵没有多大差别。其工作原理是：当潜油电机带动泵轴上的叶导轮高速旋转时，处于叶轮内的液体在离心力的作用下，从叶轮中心沿叶片间的流道甩向叶轮的四周，由于液体受到叶片的作用，其压力和速度同时增加，在导轮的进一步作用下速度能又转变成压能，同时流向下一级叶轮入口。如此逐次地通过多级叶导轮的作用，流体压能逐次增高而在获得足以克服泵出口以后管路阻力的能量时而流至地面，达到石油开采的目的。海上采油工艺 电潜泵采油原理电潜泵采油工况模拟海上采油工艺 电潜泵采油原理电潜泵系统组成井下部分：多级离心泵、保护器和潜油电机地面部分：采油树、接线盒、变压器和控制柜中间部分：潜油电缆和油管海上采油工艺 射流泵采油原理

5、射流泵采油是常用的机采方式之一。射流泵具有结构简单、无运动部件、紧凑可靠、使用寿命长和检泵维修方便等特点。射流泵不仅在油井采油应用广泛，而且还用于陆上及海上探井试油、油井排酸及气井排液等。海上采油工艺 射流泵采油原理射流泵的工作原理是基于能量守恒原理。高压动力液通过喷嘴将其势能（高压能）转换成高速动力液流的动能。此高速液流具有低的压力，允许井筒内地层流体进入喉管。在喉管内高速动力液与井筒地层液充分混合，并将其动力传递给地层液，使地层液流速增加。到扩散管后，随着流动面积的逐渐增大，混合液流速减小；混合液的动能转换成静压头，此时混合液中的压力足以将其举升到地面。海上采油工艺 射流泵采油原理射流泵的

6、优点：具有抽吸广泛流体的能力，适用于高气油比、高温、高含砂、高含水和腐蚀性流体；检泵方便，无需起油管，可通过液力投捞或钢丝起下；因其结构简单、尺寸小，性能可靠，运转周期长，适用于斜井及海上油田；易调参。射流泵的缺点：因射流泵工作时存在严重的喘流和摩擦，泵效低；一般需大的动力液量和高的压力，因而需大功率的地面动力液供给系统；为避免气蚀，射流泵需要有比其它举升方式高的吸入压力。海上采油工艺 射流泵采油原理射流泵故障诊断和排除喷嘴堵塞：故障现象：地面动力液压力升高，动力液量减少或泵不接受动力液量同时产液量下降或无产液量。排除措施：对反循环射流泵，正打动力液，加压后泄压，重复34次，若效果不好，起泵清

7、洗喷嘴或更换。喉管堵塞：故障现象：产液量下降或无产液量；出油管线压力下降；动力液压力升高，动力液量下降。排除措施：对反循环射流泵，正打动力液，加压后泄压，重复34次，若效果不好，起泵清洗喉管或更换。海上采油工艺 射流泵采油原理射流泵故障诊断和排除泵工作筒漏失：故障现象：地面动力液压力下降；动力液量突然增大；产液量下降或无产液量；出油管线压力下降。排除措施：起出射流泵，更换密封盘根。封隔器实效：故障现象：动力液压力急剧下降，动力液量突然增加；无产出液。排除措施：更换封隔器。海上采油工艺 螺杆泵采油原理螺杆泵于1930年发明后主要用于工业领域泵送粘稠液体，只是近20年内作为一种人工举升采油手段用于

8、开采稠油和含砂原油。螺杆泵是一种容积泵，特点是结构简单、尺寸小、重量轻，不会出现泵卡、气锁、被砂蜡垢等堵塞，不会形成乳化液。螺杆泵是开采稠油和含砂原油的一种很好手段，其容积效率随原油粘度升高而升高，不象离心泵那样随原油粘度升高泵效急剧下降。目前，法国MAPE公司生产的螺杆泵可以在含砂量高达60的井况下正常工作。海上采油工艺 螺杆泵采油原理螺杆泵组成示意图海上采油工艺 螺杆泵采油原理螺杆泵的分类：海上采油工艺 螺杆泵采油原理井下螺杆泵是一种容积泵，它由两个相互啮合的螺旋组成，即常说的转子和定子，或称螺杆和衬套组成。当螺杆泵在井下液体中工作时，井下流体在泵吸入口压力的作用下被压入螺杆泵敞开的腔室，

9、并随着腔室的轴向移动，不断地排至泵出口。由于腔室是不断移动的，因此，螺杆泵又被形象地称为腔室进动泵。海上采油工艺 螺杆泵采油原理优点：系统具有高泵效，适用于高粘度油井，并适用于低含砂流体及定向井，排量范围大。缺点：工作寿命相对较低（与电潜泵相比），一次性投资高。海上油气田开采受其环境条件的限制，一般要求平台上设备体积小、重量轻、免修期长、适用范围宽。体积小：主要是要求地面设施体积小，结构简单，为井口平台设计减少平台尺寸和面积，提供良好的基础；重量轻：减轻平台和导管架的负荷，简化井口平台结构；免修期长：可降低海上操作费，减少检修时间，充分发挥海上生产效率；适用范围宽：油气田开发期间，当油层压力和

10、流体及其它物性发生变化时，不需改变采油方式和地面设施。总的来讲是要提高油田开发的综合经济效益。海上采油工艺 海上油气开采特点满足油田开发方案的要求，在技术上可行，同时要从可靠性、使用寿命、投资大小、维护的难易程度及同类油田使用情况对比等多方面做综合评价。适应海上油田开采特点：要求上平台设备体积小、重量轻、免修期长、适用范围宽。综合经济效益好：要综合评价一种采油方式，即从初期投资、机械效率、维修周期、生产期操作费等多个方面进行评价和对比，最后选择一种，技术上适用、经济效益好的采油方式。海上采油工艺 采油方式选择原则海上采油工艺 采油方式选择海上采油工艺 人工举升采油方式选择实例绥中36-1油田油

11、藏类型为受岩性控制的构造层状油藏，储层为下第三系东营组疏松砂岩，油藏埋深一般1300-1600m，原始地层压力14MPa，油层温度65。绥中36-1油田的原油密度（ 20 ）为0.9456-0.9960g/cm3，原油粘度（ 50 ）113.2-4080mPa.s，地下原油粘度70.7-125Pa.s，溶解气油比16.2-34m3/m3，属中等粘度重油；凝固点为-20-10 ，含蜡量1.97%，胶质沥青42.65%，含硫量0.36%；天然气相对密度0.5694-0.5866；地层水为重碳酸钠型，总矿化度为6700-18600mg/l。海上采油气工艺人工举升采油方式选择实例海上采油工艺 人工举升

12、采油方式选择实例海上采油工艺 人工举升采油方式选择实例根据前面对几种人工举升方式优缺点及适用性的介绍可知，气举受气源条件的限制，绥中36-1地区气油比很小，且近处无适合的气源，因此气举方式不适用于本油田。喷射泵在中高含水期，会增加平台处理装置容量，导致平台面积增加、投资增大。水力活塞泵由于动力液要求高、在海上难于满足。通常电潜螺杆泵，虽然泵效高，由于其不易产生乳化，能耗较低，适合于抽稠油。由于电潜螺杆泵实践较少，工作寿命短，修井和维护工作量大，且初期投资较大，与电潜泵相比，在管理经验上也显不足。最后推荐全油田以电动潜油泵为主的人工举升方式。采用评价上面两个评价表可以看出，评价结果也是电潜泵最佳

13、。培训主要内容采气工艺原理采气工艺原理气藏的分类开采气井生产系统介绍气井开采工艺气井生产管柱气井的管理气井的挖潜增产采气工艺原理 气藏的分类开采无水气藏的开采措施：无边底水气藏的开采不用担心水淹、水窜等问题，所以可适当采用大压差生产，采用适当大压差采气的优点是：增加大缝洞与微小缝隙之间的压差，使微缝隙里气易排出；充分发挥低渗透区的补给作用；发挥低压层的作用；提高气藏采气速度，满足生产需要；净化井底，改善井底渗滤条件。无水气藏在开发后期会遇到举升能量不足、井底积液（凝析水）等问题，需要采取降低地面流程回压、定期放喷等措施以解决气井生产中存在的问题。采气工艺原理 气藏的分类开采有边、底水气藏开发：

14、要解决的一个重要问题是如何采取措施避免气井过早出水而影响气井的产量和气田的采收率。在生产过程中，气井出水影响气井的产能有一定的过程，多数气井存在三个明显的阶段：预兆阶段：气井水中氯根含量上升，由几十上升到几千、几万mg/L，压力、气产量、水产量无明显变化；显示阶段：水量开始上升，井口压力、气产量波动；出水阶段：气井出水增多，井口压力、产量大幅度下降。采气工艺原理 气藏的分类开采凝析气藏的开采：为了预防凝析气藏在开发过程中气体中有价值的重烃成分在地层中析出，提高可凝组分的采收率，应尽量将地层压力保持在临界压力以上开采，也可采用回注干气的方式将地层压力保持在凝析临界压力之上。凝析气藏的开采一般可分

15、为二个阶段：第一阶段应尽量将压力保持在临界压力以上开采，避免反凝析现象产生，多回收凝析液；第二阶段为纯气藏开采阶段。对于海上凝析气藏，受条件限制，回注干气的开采方式要进行经济评价，只有在有经济效益的情况下采用。采气工艺原理 气藏的分类开采含腐蚀流体气藏的开采不少气藏都含有腐蚀性流体，这些气藏的开采除了采用一般气藏的开采方式以外，还要针对气藏本身的腐蚀性流体情况，采取相应的防范措施，对海上气田尤其如此。气藏的腐蚀性流体主要有：高腐蚀性和剧毒的硫化氢；二氧化碳酸性气体等。硫化氢分压大于0.345kPa的气井称为含硫气井；硫化氢含量在5以上者为高含硫气藏；二氧化碳分压在0.021MPa以上就要产生腐

16、蚀，需要考虑防护措施。对含有硫化氢、硫醇、硫醚等有机硫化物的天然气，在地面处理过程中还要采用脱除工艺、才能使所采气体符合用户需要。采气工艺原理 气井生产系统分析气井生产系统 气井生产系统（生产模型）指采出流体从储层供给边界到计量分离器的整个流动过程，包括以下几个互相联系的组成部分： 1）气层多孔介质（含裂缝）； 2）完井段井眼结构发生改变的近井地带（由于钻井、固井、完井和增产措施作业所致）； 3）举升管柱垂直或倾斜油管、套管或油套环空（带井下油嘴和井下安全阀）； 4）人工举升装置用于排液的有杆泵、电潜泵或气举阀等 5）井口阻件地面油嘴或针型阀等节流装置； 6）地面集气管线水平、倾斜或起伏管线；

17、 7）分离器。 气井的流动过程 气体从气层流到地面包括：气体在气藏的渗流、气体沿油管垂直举升的流动、气体通过节流装置的流动及面水平管流。采气工艺原理 气井生产系统分析图2-1-1 气井生产系统采气工艺原理 气井开采工艺常规气井开采工艺无水气藏气井和边、底水不活跃气井的开采工艺有边、底水气藏气井的开采工艺低压气藏的采输气工艺特殊气井开采工艺凝析气藏气井开采工艺含硫气藏气井开采工艺含二氧化碳气藏气井开采工艺采气工艺原理 气井开采工艺无水气藏气井和边、底水不活跃气井的开采工艺开采特点气井的阶段开采明显：产量上升阶段、稳产阶段、递减阶段 气井有合理产量 ：气驱气藏是靠天然气的弹性能量进行开采，合理产量

18、=（1520）AOF 气井稳产期和递减期的产量、压力能够预测 采气速度只影响气藏稳产期的时间长短，而不影响最终采收率 ：影响气藏(气井)稳产期长短的主要因素是采气速度。采气速度高，稳产年限短，反之，则稳产年限长。采气工艺原理 气井开采工艺无水气藏气井和边、底水不活跃气井的开采工艺开采工艺措施可以适当采用大压差采气 。使微缝隙里气易排出；可充分发挥低渗透区的补给作用；可发挥低压层的作用； 应正确确定合理的采气速度，并在此基础上制定各井合理的工作制度，安全平稳采气；充分利用气藏能量。在晚期生产中，由于气藏的能量衰竭，气井容易减产或停产。为使晚期生产气井能延长相对稳定时间，提高气藏最终采收率，应根据

19、举升中的矛盾采取相应的措施，例如：调整地面设备 、周期性降压排除井底积液 等。采气工艺原理 气井开采工艺含硫气藏气井开采工艺硫化氢对金属材料的腐蚀类型：电化学失重腐蚀，这种腐蚀较缓慢，逐渐造成设备壁厚减薄；是氢脆，由电化学腐蚀产生的氢渗入钢材内部，使材料韧性变差，甚至引起微裂纹，使钢材变脆；硫化物应力腐蚀，它是在拉应力和残余张应力作用下，钢材氢脆微裂纹的发展直至材料的破裂过程。氢脆和硫化物应力腐蚀破坏可能在没有任何征兆的情况下在短时间内突然发生，因此，这类腐蚀破坏是人们预防的重点。采气工艺原理 气井开采工艺含硫气藏气井开采工艺含硫气藏开采关键工艺技术：选择好具有良好抗腐蚀性能的金属材料； 深度

20、分离净化天然气中的硫化物； 含硫的废油、废水、废气的综合治理； 脱硫净化及酸气回收；用缓蚀剂保护金属。由于使用抗腐蚀材料金属造价很高，因此现场含硫气井开采一般使用添加缓蚀剂的方案。 采气工艺原理 气井开采工艺含二氧化碳气藏开采工艺二氧化碳腐蚀原理：二氧化碳腐蚀必须有水存在； 二氧化碳溶于水后生成碳酸与铁反应生成氢而发生极化腐蚀；二氧化碳腐蚀类型：深坑型腐蚀轮藓状腐蚀冲蚀采气工艺原理 气井开采工艺凝析气藏开采工艺凝析气藏的开发方式可以有：衰竭式、回注干气式、部分回注干气和注N2、CO2等。凝析气井的合理开采，必须从整体效益出发，在开采技术上，尽可能有利于整个气藏能实现较高的采收率，尽可能优化地面

21、工程建设和设备生产工艺制度，尽可能回收凝析油和轻烃产品。 采气工艺原理 气井开采管柱海上气井生产管柱的基本要求满足开发方案的要求；井下必须安装安全控制装置（油管用安全阀、油套环空封隔器）；井下工具成熟可靠，结构简单安全；对含腐蚀流体的气井，井下工具及油管应选用抗腐蚀性能的材料；油管扣型应选用气密性良好的特殊螺纹；对高温、高压气井尽可能减少橡胶密封件；对含有二氧化碳、硫化氢等腐蚀气体的气井，封隔器尽量靠近气层以保护套管。采气工艺原理 气井开采管柱海上气井常用生产管柱介绍（以锦州202气田为例）JZ-202凝析气田生产管柱主要特点:油管规格：外径31/2”；材质：N80；扣型：NewWAM新型细扣

22、；安全阀采用油管回收地面控制井下安全阀；环空密封采用液压坐封永久封隔器与锚定插入密封配合；生产管柱上安装有密封套筒，防止因温度变化引起的油管伸缩而导致封隔器解封；管柱上安装偏心工作筒和注药单流阀，通过1/4”控制管线从地面向生产管柱内加注乙二醇，防止水化物的形成。采用完井管柱下带射孔枪TCP负压射孔，减少完井时对地层的污染；井口装置：中南平台为5000psi采油树，另两平台为10000psi采油树。采气工艺原理 气井开采管柱采气工艺原理 气井管理气井的生产从产层到井底再到井口、输气海管，甚至到下游气体处理厂，是一个系统协调过程。怎样保证气井能合理生产，又使各生产环节压力损失分配合理，是气井管理

23、的核心。下面从怎样确定气井的合理产量和气井的工作制度二个不同角度来叙述。采气工艺原理 气井管理气井合理产量的确定原则气藏保持合理的采气速度气井井身不受破坏气井出水期晚，不造成早期突发性水淹平稳供气、产能接替与市场需求协调采气工艺原理 气井管理气藏保持合理的采气速度的要求：气藏能保持较长时间稳产。稳产时间的长短不仅与气藏储量和产量的大小有关，还与气藏是否有边底水、边底水活跃与否等其他因素有关；气藏压力均衡下降。气藏压力均衡下降可以避免边底水舌进、锥进，这对有水气藏的开采十分重要；气井无水采气期长，此阶段采气量高。气井无水采气期长，资金投入相对少，管理方便，采气成本低；气藏开采时间相对较快，采收率

24、高；所需井数少，投资省，经济效益好。采气工艺原理 气井管理气井工作制度的确定 气井工作制度有定产量制度、定井底渗滤速度制度、定井壁压力梯度制度、定井口（井底）压力制度和定井底压差制度等5种工作制度，根据海上气田的生产特点，在此只介绍定产量制度、定井口（井底）压力制度。采气工艺原理 气井管理确定气井工作制度时应考虑的因素 地质因素 地层岩石胶结程度 地层水的活跃程度 影响气井工艺制度的采气工艺因素天然气在井筒中的流速（主要的目的是为了排液） 水化物的形成 （形成与温度和压力有关）凝析压力 （井底流压应高于凝析压力）影响气井工作制度的井身技术因素 套管内压力的控制 （保持一定套压防止套管挤毁）油管

25、直径对产量的限制 影响气井工作制度的其它因素 主要有用户用气负荷的变化，气藏采气速度的影响，输气管线压力的影响等因素都可能影响气井产量和工艺制度。 岩石胶结不紧，当气流速过高时砂粒将脱落，易堵塞气流通道，严重时可导致地层垮塌，堵塞井底，使产量降低，甚至堵死气层而停产。另外，高速流动的砂子易磨损油管、阀门和管线。采气工艺原理 气井管理定产量制度适用于产层岩石胶结紧密的无水气井早期生产，是气井稳产阶段最常用的制度。气井投产早期，地层压力高，井口压力高，采用气井允许的合理产量生产，具有产量高，采气成本低，易于管理的优点。地层压力下降后，可以采取降低井底压力的方法来保持产量一定。定井口（井底）压力制度

26、气井生产到一定时间，当井口压力降到接近输气压力时，应转入定井口压力制度生产。定井口压力制度一般应用在需要有一定外输压力的气井中，或者需要维持井底压力高于凝析压力的凝析气井中。采气工艺原理 常规气井现场管理气井生产管理的目的就是要保证在规定的工艺制度下稳定地进行正常生产。一般说来，对于未出水的气井，主要工作就是使其稳定生产，尽量延长无水采气期。对于已出水气井，主要方法是尽量排除或减少水对采气的影响，延长带水采气期。气井生产动态分析是气井生产管理的重要手段，它是利用气井的静、动态资料，结合井的生产史及目前生产状况，借助于数理统计法、图解法、对比法、物质平衡法和渗流力学等方法，分析气井生产参数及其变

27、化的原因，提出相应改进的措施，以便充分利用地层能量，使气井保持稳产、高产、提高气藏最终采收率。采气工艺原理 常规气井现场管理气井生产动态分析内容：分析气井配产方案和工作制度是否合理；分析气井生产有无变化及变化的原因；分析各类气井的生产特征和变化规律，进一步查清气井的生产能力， 预测气井未来产量和压力变化，气井见水和水淹时间等；分析气井增产措施及效果；分析井下和地面采输设备的工作状况。其方法和步骤是：从地面到井筒，再到地层；从单井到井组(处于同一裂缝系统)，再到全气藏；把产量和压力结合起来进行综合分析，排除干扰，抓住主要矛盾，提出解决方案和措施。采气工艺原理 常规气井现场管理用试井资料分析气井动

28、态 气井生产正常时的指示曲线 采气工艺原理 常规气井现场管理用试井资料分析气井动态 大产量测点时指示曲线向上翘适宜的产量应定在b 点以前直线部分。曲线上翘为弧线，反映了边底水较活动。随着pR2-pwf2的增大，产量增加的速度减慢，这可能由于边底水的锥起和推进，使井底附近气层的渗滤性变坏，在同样的压差下，气井的产量明显下降。因此，适宜的产量应定在b 点以前直线部分。采气工艺原理 常规气井现场管理用试井资料分析气井动态 小产量测点时指示曲线上翘曲线特征：小产量测点时曲线向上弯曲，大产量测点时为直线原因：1）小产量测点时井底有污物堵塞或积液，随着产量的增加井底污物被逐渐带出，C点以后污物喷净，井底渗

29、滤性能变好，生产稳定正常， 曲线为直线。2）在C点以前测算的井底流动压力pwf比实际的偏低也会使曲线向上弯曲。采气工艺原理 常规气井现场管理用试井资料分析气井动态 指示曲线向下弯曲曲线特征：曲线d点以后向下弯曲，显示井底附近渗滤性能变好。原因：高、低压两气层干扰。随井底压力降低，低压层气量增加，使指示曲线向下弯曲。采气工艺原理 常规气井现场管理用试井资料分析气井动态 指示曲线不规则这类井用稳定法试井无效采气工艺原理 常规气井现场管理用采气曲线分析气井动态：采气曲线是指气井生产数据与生产时间关系曲线。含：日产气量、产水量、产油量、油压、套压、出砂等与生产时间的关系曲线。用途：它可了解气井生产是否

30、递减、是否正常、工作制度是否合理、增产措施是否有效等，是气田开发和气井生产管理的主要基础资料之一。采气工艺原理 常规气井现场管理用采气曲线分析气井动态：从采气曲线划分气井类型和特点 ：通过采气曲线可划分：出水气井、纯气井、高产气井、中产气井、低产气井。 采气工艺原理 常规气井现场管理采气工艺原理 常规气井现场管理用采气曲线分析气井动态：用采气曲线判断井内情况 采气工艺原理 常规气井现场管理采气工艺原理 气井的挖潜增产气井出水原因，对生产的影响气井出水原因：气井生产工艺制度不合理。气井产量过大，使边、底水突进，形成 “水舌”或 “水锥”，特别是裂缝发育的高渗透区，底水沿裂缝上升更容易形成“水锥”

31、。气井钻在离边水很近的区域，或有底水的气藏气井开采层段打开过深，接近气水接触面；气水接触面已推近到气井井底，不可避免地要产地层水。 采气工艺原理 气井的挖潜增产气井出水原因，对生产的影响气井出水对生产的影响：气藏出水后，在气藏产生分割，形成死气区，加之部分气井过早水淹，使最终采收率降低；气井产水后，降低了气相渗透率，气层受到伤害，产气量迅速下降，递减期提前；气井产水后，由于在产层和自喷管柱内形成气水两相流动，压力损失增大，能量损失也增大，从而导致单井产量迅速递减，气井自喷能力减弱，逐渐变为间歇井，最终因井底严重积液而水淹停产； 气井产水将降低天然气质量，增加脱水设备和费用，增加了天然气的开采成

32、本； 采气工艺原理 气井的挖潜增产针对不同出水气井开采工艺：措施名称适用条件怎样实现优 点缺 点控水采气1未出水气井的控水采气水锥型(慢型)监视氯根，控制在临界压差(产量)下生产延长无水采气期提高采收率等气井能量低时受限2已出水气井的控水采气断裂型(快型)生产试验确定合理压差，在合理压差下生产可增加单位压降采气量，减少水对地面的污染采气速度低堵水3封堵水层水窜型出水、异层水把出水层段搞清堵死可减少水影响缺乏经验4封堵井底已出水段水锥出水封堵井底水侵染段，提高井底可减少水影响缺乏经验带水采气5以气带水水锥出水等控制在单井系统分析上拐点下生产靠气藏自身能量，能保持在自然递减下生产不能作拐点实验(因

33、水要加剧浸染气层)6放喷水锥型等在井口放空最大限度利用自身能量，净化井底浪费气采气工艺原理 气井的挖潜增产出水气井排液工艺：采气工艺原理 气井的挖潜增产出水气井排液工艺：泡沫排水采气工艺： 泡沫排液采气法是一种施工容易、收效快、成本低、不影响日常生产的工艺方法，是产水气田开发的有效增产措施，该技术在我国已发展成熟，并完善配套。泡沫排水采气工艺应用条件： 井深3500m；井底底温度120 ；空管气流速不小于0.1m/s；日产液量 100m3，且液态烃含量 30%；产层水总矿化度 10g/L；硫化氢含量 23g/m3；二氧化碳含量86g/m3。采气工艺原理 气井的挖潜增产泡沫排水采气工艺原理：泡沫

34、效应分散效应减阻效应洗涤效应采气工艺原理 气井的挖潜增产泡沫排水采气工艺原理：泡沫效应： 泡沫药剂首先是一种起泡剂，它只需要在气层水中添加100200mg/L，就能使油管中气水两相垂直流动状态发生显著变化，使气水两相介质在流动过程中高度泡沫化，其结果使密度几乎降低10倍。如果说以前气流举水至少需要3m/s的井底气流速度话，此时只需要0.1m/s的气流速度就可能将井底积液以泡沫的形式带出井口。采气工艺原理 气井的挖潜增产泡沫排水采气工艺原理：分散效应： 泡沫助采剂是一种表面活性剂，它只需在产层水中下入3050mg/L，就可将其表面张力从3060mN/m下降到1630mN/m。由于液相表面张力大幅

35、度下降，达到同一分散程度所做的功将大大减少。或者说，在同一气流冲击下，水相在气流中的分散大大提高。这就是助采药剂的分散效应。采气工艺原理 气井的挖潜增产泡沫排水采气工艺原理：减阻效应： 减阻剂主要是一些不溶的固体纤维、可溶的长链高分子聚合物及缔合胶体，而且主要应用于湍流领域里。然而，开采过程中，天然气流对井底及井筒里液相的剧烈冲击和搅动，所形成的正是一种湍流混合物，既有利于泡沫的生成，也符合减阻助剂的动力学条件。采气工艺原理 气井的挖潜增产泡沫排水采气工艺原理：洗涤效应： 泡排药剂通常也是一种洗涤剂，它对井底附近地层孔隙和井壁的清洗，包含着酸化、吸附、润湿、乳化、渗透等作用，特别是大量泡沫的生

36、成，有利于不溶性污垢包裹在泡沫中被带出井口，这将解除堵塞，疏通流道，改善气井的生产能力。采气工艺原理 气井的挖潜增产泡沫排水采气工艺原理：起泡剂的性能：起泡能力强即：只要在井底矿化水中加入少量起泡剂(100500mg/L)， 就能在天然气流的搅动下，形成大量含水泡沫，使气、液两相空间分布发生显著变化，水柱变成泡沫，密度下降几十倍 泡沫携液量大。当气泡周围吸附的起泡剂分子达到一定浓度时，气泡壁就形成一层牢固的膜。泡沫的水膜越厚，单位体积泡沫含水量越高，表示泡沫的携水能力越大。泡沫的稳定性适中：泡沫的稳定性差，有可能中途破裂而使水分落失，达不到将水携带到地面的目的；泡沫的稳定性过强，则泡沫进入分离

37、器后又会带来消泡及气水分离的困难。在含凝析油和高矿化水中有较强的起泡能力。采气工艺原理 气井的挖潜增产泡沫排水采气工艺原理：常用的几种起泡剂：8001起泡剂无患子(又名油换子）是非离子型表面活性剂 优点：在淡水或矿化水中均有良好的起泡性，且携水能力强。 缺点：不能与吡啶类缓蚀剂配伍、易受温度的影响(温度升高时起泡能力下降)。8002起泡剂两性表面活性剂 优点：形成的泡沫稳定性好，携水能力强 缺点：降低表面张力的能力有限，性能易受溶液PH值、温度的影响，并有老化现象。CT5-2起泡剂离子型和非离子型表面活性剂 优点：水溶性好、使用浓度低、起泡能力强、携液量大，能在90的井内使用。 适用范围：含矿

38、化水、硫化氢和凝析油的气井中。采气工艺原理 气井的挖潜增产电潜泵排水采气：特点：气液比高，要求分离器性能可靠，分离效果好。最好把电潜泵下在射孔段以下，这时需要使用导流罩，使进入电泵的液体先经过电机给电机冷却降温。电潜泵最好与变频器结合使用，使电潜泵的排量根据气井产液量的变化有较大的调整余地，保证电泵平稳运行。电潜泵排液采气技术：除了气井本身的特殊性能外，气井使用电潜泵排液技术与油井使用电潜泵机采完全相同，电潜泵排液采气的选泵设计及生产管理要求请参照电潜泵机采部分。培训主要内容稠油开采技术稠油开采技术稠油定义： 稠油是指粘度大的原油，重油是指密度大的原油，粘度越高的原油一般密度越大。稠油开采技术

39、稠油资源简介： 世界上稠油资源极为丰富，据统计，世界上证实的常规原油地质储量大约为4200108m3，而稠油（包括高凝油）油藏地质储量却高达15500108m3；在我国，目前已在松辽盆地、渤海湾盆地、准葛尔盆地、二连盆地等15个大中型含油盆地和地区发现了数量众多的稠油油藏，预测我国稠油（包括高凝油）油藏地质储量却高达80108m3以上。目前，渤海稠油油田有埕北、旅大、南堡等油田。 稠油开采技术重油定义的标准： 联合国训练署于1979年6月在加拿大召开了关于重油和沥青砂的标准：重油是指在油藏原始温度下，脱气原油粘度为10010000mPas或在15.6(60)及0.101MPa条件下密度为934

40、1000kg/m3。沥青砂是指在原始油藏温度下，脱气油粘度大于10000mPas或在15.6(60) 及0.101MPa条件下密度大于1000kg/m3。稠油开采技术稠油分类的标准：中国稠油分类标准：即将粘度为11021104mPas，且相对密度大于0.92的原油称为普通稠油；将粘度为11045104mPas ，且相对密度大于0.95的原油称为特稠油；将粘度大于5104 mPas，且相对密度大于0.98的原油称为超稠油（或天然沥青）。稠油开采技术 稠油与高凝油的区别 高凝油是指原油的凝固点比较高，在开发过程主要由于当原 油处于凝固点以下温度状态时，原油中的某些重质组分(如石蜡)凝固析出，并沉积

41、到油层岩石颗粒、抽油设备或管线上，造成油层渗流阻力过高，或抽油设备正常工作困难。到目前为止，高凝油尚无统一的划分标准，我国某些油田有自己的地区性划分方法，例如有的油田将凝固点大于40 ，含蜡量超过35%的原油定为高凝油。稠油开采技术稠油的一般性质：稠油中轻质馏分很少，而胶质沥青含量很多，而且随着胶质沥青含量增加，原油的相对密度及同温度下的粘度随之增高 稠油随着密度增加其粘度增高，但线性关系较差 （密度小粘度大）稠油中烃类组分低 （一般低于60，最低少于20）稠油中含硫量低 （在我国已发现的大量稠油油藏中，稠油中的含硫量都比较低，一般小于8）稠油中含蜡量低 （我国大部分稠油含蜡在4.5左右）稠油

42、中的金属含量较低 稠油凝固点较低 稠油开采技术稠油的热特性：粘度对温度的敏感性 热膨胀性 热裂解性 蒸馏性 燃烧热 稠油开采技术稠油的热特性：粘度对温度的敏感性 ：原油粘度随温度变化而变化的曲线，称为粘温曲线。对于常规原油而言，由于粘温曲线作用不大，往往被人忽视。但对于稠油来说，稠油的粘度随温度变化十分敏感，温度升高，粘度急剧下降。这是稠油热采的最主要的原理加热降粘机理，也是决定是否进行热力开采的基础。稠油开采技术稠油的热特性：一般温度升高10，粘度下降近60。稠油开采技术稠油的热膨胀性：在热力采油过程中，随着油层温度的升高，地下原油、水及岩石都将产生不同程度的膨胀，为驱动提供能量。上述三种物

43、质中，原油的热膨胀系数最大（10-3-1），其次是水（310-4-1）岩石最小（10-4-1）。当温度由常温升高到200时，原油体积将增加20%。由此可见稠油的热膨胀性在热采中的作用。 稠油开采技术稠油的热裂解性：当温度升高一定值时，稠油中的重质组分将会裂解成焦碳和轻质组分（轻质油和气体）、热裂解生成的轻质组分对改善地下稠油的驱油效果作用很大 稠油开采技术稠油蒸馏性：随着温度上升，原油中开始出现汽化时的温度叫做原油的初馏点（又称泡点）。当温度大于或等于初馏点时原油中的轻质组分逐渐增多。馏出量的多少除取决于蒸馏温度外，还与原油特性及总压力有关。值得一提的是，在蒸汽驱过程中，蒸汽对原油的蒸馏过程有

44、重要影响，即有蒸汽存在时，相同温度下的馏出量将大大增加，这是蒸汽驱提高稠油采收率的重要机理之一。稠油开采技术稠油燃烧热：在稠油和沥青的开采和精制中，燃烧热是其能量平衡计算的重要参数之一。 稠油开采技术稠油的开采技术：蒸汽吞吐 蒸汽驱 火烧油层 出砂冷采 螺杆泵开采稠油井筒加热开采稠油稠油开采技术蒸汽吞吐： 蒸汽吞吐采油方法又叫周期注气或循环蒸汽方法，即将一定数量的高温高压下的湿饱和蒸汽注入油层，焖井数天 ，加热油层中的原油，然后开井回采。 稠油开采技术蒸汽吞吐的增产机理：油层中原油加热后粘度大幅度降低，流动阻力大大减小，这是主要的增产机理 对于油层压力高的油层，油层的弹性能量在加热油层后也充分

45、释放出来，成为驱油能量 厚油层，热原油流向井底时，除油层压力驱动外，重力驱动也是一种增产机理；美国加州稠油油田重力驱动便是主要的增产机理 注汽后回采时，随着蒸汽加热的原油及蒸汽凝结水在较大的生产压差下采出过程中，带走了大量热能，但加热带附近的冷原油将以极低的流速流向近井地带，补充入降压地加热带 稠油开采技术蒸汽吞吐的增产机理：地层的压实作用是不可忽视的一种驱油机理蒸汽吞吐过程中的油层解堵作用 注入油层的蒸汽回采时具有一定的驱动作用 高温下原油裂解，粘度降低 油层加热后，油水相对渗透率变化，增加了流向井筒的可动油 某些有边水的稠油油藏，在蒸汽吞吐过程中，随着油层压力下降，边水向开发区推进 稠油开

46、采技术蒸汽吞吐效果技术评价指标：周期产油量及吞吐阶段累积采油量 周期原油蒸汽比及吞吐阶段累积油汽比 采油速度，年采油量占开发区动用地质储量百分数 原油生产成本 吞吐阶段原油采收率，即阶段累积产量占动用区块地质储量的百分数 油井生产时率及油井利用率，按开发区计算 阶段油层压力下降程度 稠油开采技术螺杆泵开采稠油：螺杆泵采油装置结构及其工作原理单螺杆泵是由一个单头转子和一个双头定子组成，在两件之间形成一个个密闭的空腔，当转子在定子内转动时，这些空腔沿轴向由吸入端向排出端方向运动，密封腔在排出端消失，同时在吸入端形成新的密封腔，其中被吸入的液体也随着运动由吸入端被推挤到排出端。螺杆泵结构图1、光杆；

47、2、螺杆泵转动装置；3、卡箍法兰；4、套管；5、油管；6、抽油杆；7、井下单螺杆泵；8、定子；9、转子稠油开采技术螺杆泵开采稠油：螺杆泵开采稠油的工艺条件：原油粘度(50) 15000mPas 工作环境温度90 不适用与高H2S产出的油井 井斜要求30 适用于高含砂、高油气比、高粘度的三高油井 泵挂深度不宜过深，一般不超过900m 产层必须有充足的供液能力，防止螺杆泵使用过程中出现空抽，间歇抽等情况 沉没度一般至少保持在200m以上 稠油开采技术螺杆泵开采稠油：海上螺杆泵采油装置结构图稠油开采技术海上螺杆泵开采稠油结构特点：潜油电机：潜油电机与电潜泵电机相似，都是三相异步电机。不同的是，由于潜

48、油螺杆泵要求的转速不高，一般在300-500r/min，而电潜泵电机转速为齿轮减速器：是潜油螺杆泵的一个重要组成部分，也是它与电潜泵的一个区别标志，它位于电机之上。减速器的作用是把电机输出的转速降低到螺杆泵需要的转速潜油螺杆泵保护器：其有两个作用，一个作用是保护电机以防止井液进入电机，一个作用是润滑保护减速器以带走减速器的摩擦热达到延长寿命的目的，保护器内都充填电机油。挠性轴：是潜油螺杆泵的一个关键部件，对延长机组寿命起着重要的作用，它处在螺杆泵和减速器之间，其作用是消除转子的偏心运动和减振，保证其下的保护器、减速器和电机处于良好的同心运动状态稠油开采技术螺杆泵开采稠油：常用的几种螺杆泵采油管

49、柱（前两种为陆地使用，后两种为海上使用）减速器保护器柔性轴螺杆泵潜油电机稠油开采技术 螺杆泵开采稠油管柱稠油开采技术 海上螺杆泵采稠油管柱稠油开采技术螺杆泵井常见故障及处理：管柱脱落杆柱脱落定子脱落定转子过早磨损油管与抽油杆柱磨损稠油开采技术螺杆泵井常见故障及处理一览表：培训主要内容水平井采油技术水平井采油技术水平井定义： 水平井是指井眼轨迹达到水平（90左右）以后，再继续延伸一定长度的井（延伸的长度一般大于油层厚度的六倍）。 水平井采油技术水平井的发展史： 水平井发展历程水平井1988（中海油打第一口水平井）水平分支井1998-1999多分支井2000年设计，2001-2004使用水平井采油

50、技术水平井特性：长处：水平井的特点不只是增加了泄油面积，提高了油井的生产能力，而且改变了产层内流体的流动条件，使流体由通常的径向流变成平面流。不足：水平井中常见的问题是出砂、出气、出水和产量的变化，裸眼或割缝筛管井筒容易出现这些问题，而且修井困难，尤其是在井筒横穿气顶油藏或者水层时，几百米的割缝筛管或裸眼的挤水泥作业是个很复杂的问题。 水平井采油技术几种水平井结构示意图（上下叠置水平井）：水平井采油技术几种水平井结构示意图（鸡爪井）：水平井采油技术几种水平井结构示意图（多分支井）：培训主要内容 水平井采油技术水平井的钻井过程：水平井采油技术 优选顺序 机械采油方式 系统总效率， 1 有杆泵 4

51、7 2 电潜泵 42 3 水力活塞泵 39 4 水力射流泵 27 5 气举 20水平井机采方法优选顺序：水平井采油技术水平井机采方法选择的基本原则：根据管理方便选择 根据系统总效率选择 根据井油距离大小选择 根据产液量大小选择 若水平井开采稠油，采用气举、水力射流泵和螺杆泵将是最佳的举升方式 水平井采油技术水平井机采方法的有效选择方案：条 件有杆泵螺杆泵气举柱塞泵电潜泵水力射流泵水力活塞泵地理位置海上差差好好奸奸好市区差好好奸妤好好井筒流体条件高油气比差好好好差适中适中出砂适中好好差差好适中高含蜡适中适中差好适中适中适中油井条件斜井差差好好适中好好结垢适中适中差好差适中适中腐蚀适中适中适中适中

52、适中适中适中深井适中差适中差好好好大排量井适中差好差好好奸灵活性变产量井适中好好好适中好好水平井采油技术水平井生产的管理：控制开采速度 水平井设计预产阶段培训主要内容井下作业工艺井下作业工艺定义：井下作业是指为恢复井的正常生产或提高井的生产能力，对它所进行解除故障作业和实施工艺措施，亦称为修井。其目的就是通过完成各种井下作业保证油水（气）井的正常工作，提高井的利用率和生产效率，以最大限度增加井的产量。除常规油水井作业外，海上油水井的电潜泵及螺杆泵井、水平井及其分支井的作业、修井及特殊工艺的应用等。 井下作业工艺井下作业的一般工作过程：准备接井井控动井口安装井口防喷器动管柱处理措施下完井管住替喷

53、试生产验收交井 井下作业工艺井下作业必须严格执行的操作规程：压井作业操作规程 起下油管操作规程 通井操作规程 压裂施工操作规程 酸化施工操作规程 射孔作业施工操作规程 封隔器找窜施工操作规程 封窜施工的操作规程 井下作业工艺压井作业操作规程 采油井压井之前要关井测压； 井场要备有比井筒容积大1.5倍的容器，要清洁不漏，摆放位置适当； 压井液柱压力要小于地层压力的1015，新井压井液密度应当与完钻时一致，老井射开新层时也如此； 泥浆性能必须在井场化验，符合设计要求方可使用； 施工井应在压井前将采油树螺丝全部上紧上齐； 压井液进口管线必须在超过最高工作压力1020的压力下试压合格，出口管线要接硬管

54、线，并且要固定牢实； 新井的套管、采油树、底法兰短节必须试压。套管试压20MPa，经30min压力下降不超过0.5MPa为合格；井下作业工艺压井作业操作规程 压井时可用油嘴（或另装闸门）适当控制出口，做到既不漏又不被油、气浸。 若停泵后有外溢或喷势，应当除气后循环或关井24h，使井内油气分离，然后开井放气；对于高压井或油气较大的井，应先用油嘴放套管气，再用清水循环洗井除气后再进行压井； 在挤注压井液前对泵注设备进行检查，确保压井施工过程中不停泵； 挤压井在挤压前必须关井8h以上，压井液注入到油层顶部以上50m、挤注完观察，已压住井后，方可进行下步施工作业； 压井施工过程中，应录取各项资料，作好

55、记录； 若重复压井，必须将前次所挤压的压井液喷净，方可进行再次压井。 井下作业工艺常规井下作业：油水井常规作业亦称油水井维修，主要包括压井、清蜡与检泵、清砂与防砂、更换井下管柱、小型打捞等。 井下作业工艺常规井下作业：油井检泵：关键的工作是：要准确计算下泵数据、合理组配油管和下人质量合格的油管和泵等 ，这是提高检泵成功率的关键。 几个关键性词语：泵挂深度 、泄油器深度 、滤砂器深度 。井下作业工艺侧钻技术：侧钻工艺技术是在选定的套损井（严重错断井）的套损点以上某一合适深度位置固定一专用斜向器，利用斜向器的导斜和造斜作用，使专用工具如铣锥等在套管侧面开窗，形成通向油层的必由通道，然后由侧钻钻具（

56、包括钻头）斜向钻开油层至设计深度，下人小套管固井射孔完成。 井下作业工艺侧钻技术关键：原井严重套损部位以下报废处理 套管开窗技术 裸眼钻进技术侧钻工作液下套管与固井技术 测井与射孔技术 井下作业工艺 侧钻技术关键原井严重套损部位以下报废处理 选定的侧钻井原井套损部位以下报废处理是很重要的，不能简单视为井眼报废即可。有三项重要内容：原井层系间不能窜通干扰影响侧钻完井的“新井”；原井套损部位以下落物需捞尽；原井套损部位以上3050m至人工井底的水泥封固报废应达到要求。井下作业工艺 侧钻技术关键套管开窗技术 斜向器的固定位置一般应选在套损部位以上2030m的完好套管部位，且在两个套管接箍之间。 套管

57、开窗的关键是开窗工具的选择使用和开窗时铣、磨、钻三参数（钻压、转数、排量）的合理配合。窗口长度、宽度的规则与否和光滑程度将对裸眼钻进、井斜、钻具起下、测井、下套管等有很大影响。 井下作业工艺 侧钻技术关键裸眼钻进技术裸眼钻进时窗口长度应有足够的尺寸才能满足钻具的扭转、跳动要求。 裸眼钻进时的裸眼轨迹如何将直接影响下部测井、完井套管的下入及固井质量的好坏。 裸眼钻进的技术关键包括：钻具组合，钻压确定，转数的确定，排量的选定。井下作业工艺 侧钻技术关键侧钻工作液 钻井液是钻井的血液，侧钻工作液（泥浆）自然也是侧钻工作的血液。工作液性能的优劣直接影响裸眼钻进速度和裸眼完井质量，因此必须保证侧钻工作的

58、性能符合指标要求。 井下作业工艺 侧钻技术关键下套管与固井技术 因窗口上部套管井眼所限，完井套管串的套管直径应相对小些，与原井套管有足够的间隙，保证顺利入井并能顺利通过窗口。而完井后的小套管与原套管间的悬挂密封，又是另一技术关键。完井套管串一般结构（自上而下）：油管柱、套管尾管悬挂器（也称丢手接头）、102mm套管、阻流环、套管鞋（或称导向头）。井下作业工艺 侧钻技术关键测井与射孔技术 裸眼钻进完成后，需测井，如井斜角、油层随井斜的深度位置等，因此，对射孔的要求较严格，既不能射孔破坏较薄的水泥环，又要深穿透，损害油层小。井下作业工艺侧钻施工技术 原井报废 固定斜向器 套管开窗裸眼钻进 裸眼钻进

59、示意图培训主要内容电潜泵井生产管理电潜泵井生产管理电潜泵采油是为适应经济有效地开采地下石油而逐渐发展起来日趋成熟的一种人工采油方式。它具有排量扬程范围大、功率大、生产压差大、适应性强、地面工艺流程简单、机组工作寿命长、管理方便、经济效益显著的特点。1928年第一台电潜泵投入使用，经过20世纪70年的发展，电潜泵采油在井下机组设计、制造及油井选择、机组选型成套、工况监测诊断及保护、分层开采和测试等配套工艺方面日臻完善，在制造适应高温、高粘度、高含砂、高含气、含H2S和CO2等恶劣环境的电潜泵机组方面也取得了很大进展。电潜泵不仅用于油井采油，还用于气井排液采气和水井采水注水。本章着重介绍电潜泵的工

60、作原理、系统组成、地面控制及管柱结构、油井选井、机组配套、工况监测、工况分析、故障诊断、油井分层开采和测试等配套工艺技术。电潜泵井生产管理电潜泵工作原理：电潜泵是由多级叶导轮串接起来的一种电动离心泵，其工作原理是：当潜油电机带动泵轴上的叶导轮高速旋转时，处于叶轮内的液体在离心力的作用下，从叶轮中心沿叶片间的流道甩向叶轮的四周，由于液体受到叶片的作用，其压力和速度同时增加，在导轮的进一步作用下速度能又转变成压能，同时流向下一级叶轮入口。如此逐次地通过多级叶导轮的作用，流体压能逐次增高而在获得足以克服泵出口以后管路阻力的能量时而流至地面，达到石油开采的目的。电潜泵井生产管理电潜泵井生产管理表述电潜