采油工艺技术发展方向

采油工艺技术及发展方向孤东采油厂工艺所2007.6目录★堵水调剖工艺★机械采油工艺★防砂工艺★稠油开采工艺堵水主要指油井堵水，从油井上控制水的产出。通常采用向高含水层注入化学药剂，药剂在地层孔隙中凝固或膨胀后降低渗透率，使高含水层少产液或不产液，达到堵水的目的。油井堵水剂是指从油井注入地层，能减少油井产水的物质调剖（profilecontrnol），即注水井的吸水剖面控制。★★★一、堵水调剖工艺一、堵水调剖的概念堵剂分类分类标准类型封堵物质的性质冻胶型堵水剂凝胶型堵水剂沉淀型堵水剂胶体分散体型堵水剂地层的温度高温（超过90℃）堵水剂低温(低于90℃)堵水剂施工工艺的特点单液法堵水剂双液法堵水剂溶剂或分散介质的性质水基堵水剂油基堵水剂醇基堵水剂所含元素的特点有机堵水剂无机堵水剂堵水剂进入地层的远近近井地带堵水剂远井地带堵水剂一、堵水调剖工艺一、堵水调剖的概念

二、决策技术

PI（PressureIndex）决策技术是以注水井的PI值为主要依据的调剖堵水决策技术。该技术主要使用由注水井井口压降曲线计算所得的压力指数（PressureIndex，PI），并结合其它测试数据进行决策。

RE（ReservoirEngineering）决策技术是指利用油藏参数和数值计算方法，对调剖井进行选井、选堵剂等几方面的优化决策并对调剖效果进行评价。决策技术

一、堵水调剖工艺三、堵水调剖发展史第一阶段从1986年-1990年，该阶段主要采用干水泥砂和稠油固体粉末，探索油井堵水方法，在绕丝防砂井上开展甲基氯硅烷改性残液的堵水试验，这一时间主要以油井堵水为主。

第二阶段从1991年-1995年,该阶段为扩大试验和推广应用阶段，同时开展了区块整体堵水调剖试验，堵水调剖工作从油井逐步转向水井，从单井转向以单元或井组为主的整体调剖.

第三阶段是从1996年至今，该阶段在技术上继续推广应用PI决策技术和RE决策技术，加强了对油藏的先期研究，应用剩余油分布研究和数值模拟研究成果指导堵水调剖方案制定。

孤东油田堵水调剖开始于1986年，至今堵水调剖工作大致经历了三个阶段：一、堵水调剖工艺四、主要技术1、油井堵水技术孤东油田是河流相沉积的疏松砂岩油层，出砂严重，特高含水期油井堵水主要以干水泥砂堵水为主，化学堵水为辅。先后试验推广了干水泥砂、水泥封堵炮眼、稠油固体粉末、甲基氯硅烷、TDG-1R堵水和聚合物冻胶类堵剂等多种堵水方法。一、堵水调剖工艺四、主要技术干水泥砂堵水是采用油井水泥和石英砂按一定比例混合，加入适当的添加剂，灰砂比1:1.5-2.0，抗折强度>1.2MPa，用水泥车挤入油层，形成具有一定强度和渗透性的人工井壁，防止地层出砂，同时部分水泥浆进入油层出水孔道封堵出水层，在防砂的同时，具有较好的堵水效果，适用于油层非均质严重，具有一定供液能力的出砂高含水油井堵水。目前已形成了堵剂配制，到现场施工的配套工艺技术，并成为孤东油田特高含水期油井堵水的主要方法。1990年以来共实施干水泥砂堵水680井次，可对比640井次，有效462井次，堵水有效率达72.2%，累计增油14.8万吨。

①干水泥砂堵水技术一、堵水调剖工艺1、油井堵水技术四、主要技术1、油井堵水技术水泥封堵炮眼技术是在加强剩余油分布研究和精细油藏描述的基础上，针对部分井因层内、层间干扰严重，而影响正常生产和正常施工的问题，应用水泥封堵工艺，将油层高含水层或干扰层进行封堵，然后射开目的层。通过封堵干扰层，启动潜力层，使一部分井恢复正常生产，提高施工成功率。该工艺技术适用于油田开发后期，处理层内层间矛盾，挖掘剩余油潜力。1998年以来共实施了267井次，有效率87.9%,增油11.9万吨。②水泥封堵炮眼技术一、堵水调剖工艺四、主要技术2、水井调剖技术

随着油田进入高含水、特高含水期开发，大孔道和窜槽井越来越多，剩余油减少且分布零散，水井调剖的工作量也越来越大，难度进一步加大。1990年以来，水井调剖共实施957井次，对比934井次，有效887井次，有效率94.9％，对应油井2406口，对比2284口，有效1650口，有效率72.2％，累计增油34.8万吨，平均单井组增油372.6t，效果呈下降趋势。同时进行了多项技术研究与试验

。一、堵水调剖工艺四、主要技术2、水井调剖技术随着油田多年的高整体开发，油层也随之大面积水淹，层内、层间、平面矛盾突出，堵水调剖也从由单一井组向大面积区块综合治理转变，早期采用PI单一因素决策，1997年以来采用RE决策技术进行堵调工作，1997年以来共调剖523井次，对应油井1630口，对比油井1586口，见效油井1159口，见效率73.1％，累计增油21.17×104t，平均单井组增油404.1t，平均单井有效期129d；堵水348口，对比313口，见效217口，见效率69.3％，累计增油6.9×104t，平均单井增油220.4t，平均单井有效期96d。①区块整体堵水调剖技术一、堵水调剖工艺四、主要技术2、水井调剖技术

由于目前的封堵剂主要是水泥类，其流变性差、强度低、凝固时间短且收缩，因而封堵效果差。为此我们与中国建材院协作开发研制了一种新型封堵封窜剂，主要由特种水泥、膨胀剂、增强剂、降失水剂、调凝剂和悬浮剂等组成，具有流变性好、强度高、凝结时间可调且凝固时不收缩等特点。初凝时间大于10h，抗折强度大于5.0MPa。主要用于孤东油田平面大孔道、层间窜槽及管外窜的封堵。1998年以来现场共试验55井次，对应油井165口，对比160口，见效125口，对应油井见效率78.1％，累计增油21285.0t，平均单井组增油387.0t见到了明显的效果。②封堵封窜技术一、堵水调剖工艺四、主要技术2、水井调剖技术主要性能指标：悬浮性好，30min析水<5%，抗压强度>3MPa，粒径250-300目。超细水泥有微小粒径，比表面积大，水化速度快，通过窄缝能力强，抗压性能好，这些特点适合于封堵大孔道及管外窜。1999年以来实施272井次，对应油井675口，对应油井有效率72.8%，累计增油99446吨，平均单井增油365.5吨，平均单井有效期125d。③粉煤灰、超细水泥

一、堵水调剖工艺四、主要技术2、水井调剖技术

体膨型堵剂主体是交联型高分子聚合物颗粒，该颗粒具有遇水膨胀，初膨倍数低，终膨胀倍数高，可达50倍以上，并且具有良好的稳定性和保水性，容易被水携带进入地层，注入地层后通过体积膨胀，达到封堵高渗透及大孔道的目的，扩大水波及体积。主要性能指标：粒径50-80目，膨胀倍数(蒸馏水)>50倍，膨胀后颗粒分明且具有一定强度。适用于水井调剖及封堵大孔道。1997年以来实施58井次，对应油井142口，对应油井有效率71.0%，累计增油34236吨，平均单井增油342吨，平均单井有效期112d。④体膨型堵剂

一、堵水调剖工艺四、主要技术3、分层注聚技术目前，随着油田开发的进行，三次采油技术成为一项重要的技术，但是油藏各层系之间存在层间差异，而且层间矛盾差异一直是影响注聚开发效果的主要原因之一，为此各油田都开展了分层注聚的现场试验，并在现场取得了一定的效果和经验。下面主要介绍同心双管分层注聚工艺：

一、堵水调剖工艺同心双管分层注聚管柱双管构成及特点：管柱构成：同心双层油管，母液流量计、低剪切控制阀。主要特点：1、分层流量自由调节，2、分层流量地面计量，3、粘度可分层化验，4、管柱粘度损失小，不易堵塞。单管存在的问题：1、配注器很容易堵塞，2、分层测试没有解决，3、粘度没法现场检验。一、堵水调剖工艺母液流量计低剪切控制阀2007年4月30日在GO6-32-2532井上进行了现场试验。目前注聚层段合格率达100%，分层流量的误差控制在10％以内，控制层的粘度保留率在80%以上，非控制层的粘度保留率在95%以上，取得了较好的效果。同心双管分层注聚管柱一、堵水调剖工艺五、主要存在的问题

1、大孔道、窜层井异常突出，定量监测及描述手段缺乏，调剖治理难度大。2、堵剂的段塞设计还存在一定的不足，今后要进一步加强研究改进，为深部调剖及封堵大孔道提供技术保证。3、对于分层调剖试验工艺还需继续完善其施工工艺。4、东营组、沙河街等低渗透油藏边底水活跃，油藏复杂，来水方向不明，在这方面的工作欠缺，今后要加强这方面的工作。5、注聚区及多轮次调剖缺乏相应的决策技术。6、边、底水治理技术缺乏。一、堵水调剖工艺

六、下步主攻方向及对技术发展的展望

1、加强油藏先期研究工作，应用PI、RE决策技术，提高措施有效率。2、开展堵调适应性技术分析研究。3、引进“2+3”驱油技术，力争多轮次调剖试验取得突破。4、积极开展分层调剖试验。5、继续推广应用封堵封窜技术。6、结合封堵炮眼工艺，挖掘层内潜力。7、加强堵调工艺和注采调配相结合的力度。8、积极开展注聚区及多轮次调剖研究。9、完善防砂堵水一体化工艺；开展边底水治理技术及稠油注汽调剖技术研究。一、堵水调剖工艺目录★堵水调剖工艺★机械采油工艺★防砂工艺★稠油开采工艺孤东油田自投入开发以来，机械采油工艺以常规有杆泵抽油系统为主，辅以地面驱动螺杆泵、电潜泵。近几年来，随着计算机技术的迅速发展，机采工艺设计管理水平逐步走上了科学化的轨道；针对孤东油田出砂、油稠的矛盾，特种机采工艺也得到了全面的发展，防砂卡泵、耐磨泵、电加热采油工艺及各类井下工具的配套应用，使得孤东油田的机采工艺水平有了较大幅度的提高。截止到2007年4月份，全油田共开井1803口，其中有杆泵井1668口，螺杆泵井54口，电泵井30口，水力喷射泵11口，自喷井40口。二、机械采油工艺一、主要工艺技术（一）常规开采技术水力喷射泵管柱示意图水力喷射泵水力喷射泵由泵座总成及泵芯两部分组成。利用注水管网中的高压水做动力液的采油系统。水力喷射泵主要是针对东营组、沙河街组杆管偏磨严重的井而引进试验的。二、机械采油工艺一、主要工艺技术（一）常规开采技术螺杆泵螺杆泵由井下螺杆泵和地面驱动装置两部分组成。井下螺杆泵由转子、定子组成，在两者间形成一个个密闭的空腔，当转子在定子内转动时，空腔就会从一端向另一端移动，从而起到泵送提液的作用。一、主要工艺技术（一）常规开采技术螺杆泵示意图二、机械采油工艺一、主要工艺技术（一）常规开采技术电潜泵

电潜泵系统包括一台井下泵、动力电缆和地面控制设备，该工艺成熟度较高，配套工具、设备性能稳定，应用范围较广，各项主要技术指标已基本满足油井生产的需要。由于该种采油方式不需要使用抽油杆，从根本上避免了管、杆的偏磨，有效的防止了偏磨。一、主要工艺技术（一）常规开采技术电潜泵施工示意图二、机械采油工艺一、主要工艺技术（一）常规开采技术CFCYB型长柱塞式防砂抽油泵长柱塞式防砂抽油泵采用环空沉砂及长柱塞、短泵筒结构，泵的抽汲原理与常规泵相同：柱塞处在何位置，下沉的砂粒均会通过环空进入泵下尾管，而不会象常规泵那样造成砂埋抽油杆。由于大的砂粒无法进入泵的密封间隙之中，一方面防止了砂卡柱塞，同时也大大减轻了泵的磨损，延长了泵的使用寿命。CYB44/63型防砂式稠油泵CYB44/63型防砂式稠油泵主要由泵筒、抽稠结构、环空沉砂结构组成。泵在抽汲中或停抽时，如果砂子下沉，由于泵上柱塞挡在泵筒上部，使砂子不能再落入泵筒内，而是通过泵筒与外管之间的沉砂通道沉到泵下沉砂管内，从而可防止泵在抽汲中或停抽时砂卡。作业时，起出泵下尾管清除沉砂管内砂子。二、机械采油工艺一、主要工艺技术（一）常规开采技术FN-01新型管式耐磨深井泵

FN-01新型管式耐磨深井泵主要由泵筒、柱塞、进出油凡尔组件、上下刮砂环杯、功能接头、沉砂尾管组成。除砂功能接头：井液进入功能接头并产生高速旋流，在离心力作用下，完成砂与进液的分离过程。刮砂环：工作时紧贴缸套内表面，并能起到补偿作用，斜槽的作用是把刮下的砂粒排入泵内，随井液流出。

开式管柱示意图闭式管柱示意图二、机械采油工艺一、主要工艺技术（一）常规开采技术HY型液压启动抽稠油泵

HY型液压启动抽稠油泵主要由本体上设有进油排气孔的短泵筒、长柱塞、加长管和减压固定凡尔组成。HY型液压启动稠油泵是有杆采油法的一种专用设备，它适用于中低粘度的稠油井和高油气比的油井中。一、主要工艺技术（一）常规开采技术HY型液压启动抽稠油泵结构示意图二、机械采油工艺一、主要工艺技术（二）防腐防偏磨配套工艺防偏磨扶正器该技术的重要设计概念是扶正位置或扶正点不固定，当抽油杆在上下运行时，遇到偏磨点时，尼龙套会停止在偏磨点处，而抽油杆靠尼龙扶正套的内孔扶正位置，滑动阻力大大降低，起到防偏磨的作用。防偏磨扶正器结构示意图二、机械采油工艺一、主要工艺技术（二）防腐防偏磨配套工艺双向保护接箍在普通抽油杆接箍表面喷焊一层高强度合金的保护层，该保护层具有：硬度大、对油管抗磨性能强、耐腐蚀的特点。双向保护接箍固体长效缓蚀剂固体长效缓蚀剂是将母体缓蚀剂、缓蚀增效剂、填充剂和粘合剂胶结粘合制成的。主要是通过成膜而起到减缓腐蚀的作用。固体长效缓蚀剂二、机械采油工艺一、主要工艺技术（二）防腐防偏磨配套工艺防偏磨副防偏磨副的扶正块具有弹性，且尺寸略大于油管内径，能够起到良好的支撑作用，有效的避免管、杆的偏磨。防偏磨副示意图二、机械采油工艺一、主要工艺技术（二）防腐防偏磨配套工艺镀渗钨抽油杆该抽油杆是在普通抽油杆上通过镀渗钨工艺加工而成，与普通抽油杆相比，该抽油杆具有耐腐蚀能力强、耐磨性高等特点。镀渗钨抽油杆内衬油管内衬ＨＤＰＥ油管是将ＨＤＰＥ管材通过特殊工艺衬在油管内。与普通油管相比，具有摩擦系数低、耐腐蚀能力强、耐磨性高等特点。内衬油管二、机械采油工艺一、主要工艺技术（二）防腐防偏磨配套工艺尼龙扶正器扶正器可以在抽油杆和油管之间形成隔离，一般来说，扶正器的制作材料为尼龙材料和纳米陶瓷材料，可以有效的减少摩擦。偏磨管柱和改进型防偏磨管柱防偏磨管柱主要由液力反馈泵、低磨阻接箍、油管拉伸器、油管加重、油管锚定器组成。主要通过改善油管与抽油杆之间的摩擦，抽油杆加重拉伸，油管锚定减少管柱蠕动等方面，来减少油管与抽油杆偏磨。二、机械采油工艺一、主要工艺技术（三）优化技术使用江苏瑞达公司的优化软件,对水驱油井的生产参数进行优化。使用长江大学的软件对注聚驱油井进行优化。采油技术管理软件二、机械采油工艺一、主要工艺技术（三）优化技术有杆抽油系统防偏磨软件

如何准确地模拟井筒偏磨状况，使得防偏磨措施的制定更加有的放矢，99年以来，开发了有杆抽油系统防偏磨预测软件，到目前为止已在全厂推广应用，对抽油井的管柱进行优化设计，确定最佳的防偏磨措施。抽油机井携砂生产举升能力软件针对抽油井因砂卡和砂埋油层而造成停井的问题，开发了抽油机井携砂生产举升能力软件，以油井产量为优化目标，对抽油机井生产参数进行设计，确定在一定携砂界限的情况下的最低采液量，提高携砂生产井的生产能力二、机械采油工艺二、存在问题2006年共发生躺井935井次，其中因为管杆问题躺井561井次，因为管、杆偏磨腐蚀躺井327井次。与2005年相比，因管、杆问题和管、杆偏磨腐蚀发生躺井的数量分别增加了50井次和30井次。可见孤东采油厂防腐防偏磨形势不容乐观。2005年与2006年躺井数据对比表防腐防偏磨形势不容乐观二、机械采油工艺二、存在问题目前全厂机采井的平均系统效率为30％。其中系统效率小于10％的油井共有482口，占到了全部机采井总量的26.1％。可见，我厂机采井系统效率普遍偏低。另外，螺杆泵井、电泵井缺乏必要的优化设计手段。系统效率整体偏低

机械采油方式过于单一

目前，孤东采油厂机械采油方式以有杆泵为主，占到了总量的96.9％，而螺杆泵、电潜泵使用数量仅占3.1％。有杆泵作为一种最成熟的举升工艺，有许多优点，但是它不能够完全满足现场的需要。因此，有必要引进推广其它机械采油方式。二、机械采油工艺三、下步主攻方向及对技术发展的展望强化油井生产参数优化工作

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强化各类油藏机采参数优化的覆盖面，提高节能降耗的贡献率；●

强化能数优化结果的执行检查的力度，将执行结果及时反馈到有关部门；

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与采油矿、采油队结合，建立全员参与的机采参数优化体系，提高各个层次对此项工作的重视程度。二、机械采油工艺三、下步主攻方向及对技术发展的展望做好偏磨腐蚀井治理工作

●随着生产条件的恶化，预计2007年偏磨腐蚀油井的治理数量将达到100口。上半年已经实施防腐防偏磨措施55井次，下半年要继续推进偏磨腐蚀油井的治理工作，确保全年工作量的顺利完成。

●加强现场监督，完善偏磨腐蚀油井的数据采集。要有效的延长措施井的检泵周期，就需要根据该井的特性配套合适的工艺，这就要完善偏磨腐蚀油井的数据采集工作。●进一步完善防腐防偏磨集成工艺。需要我们进一步明确工艺的适应性，以及工艺的优化配套方式，提高防腐防偏磨工艺的针对性。二、机械采油工艺三、下步主攻方向及对技术发展的展望做好螺杆泵的引进推广工作

孤东采油厂目前使用的螺杆泵排量较低，主要是解决边部稠油和高见聚油井的举升问题，而大排量螺杆泵的使用才刚刚开始。在下步工作中，要继续贯彻年初确定三个重点：●使用小排量螺杆泵治理边部稠油和注聚区油井；●使用大排量螺杆泵有效提液增油；●在XTKD192新区投产井上使用螺杆泵。二、机械采油工艺三、下步主攻方向及对技术发展的展望强化节能配套工艺研究

●针对低液量油井，开展有杆泵节能配套技术研究，对有杆泵举升系统进行改造，充分发挥和协调油层的供液潜力及抽油设备的排液能力，扩大有杆泵的排量与深度范围；●针对电潜泵和螺杆泵油井，编制相应的优化设计软件，改变依靠主观判断对相应生产参数进行调整的现状。二、机械采油工艺目录★堵水调剖工艺★机械采油工艺★防砂工艺★稠油开采工艺1、油层出砂的原因出砂的内在地质因素出砂的外在开发性因素三、防砂工艺技术(1)、油层出砂的内在地质因素

易出砂的油层岩石主要以接触胶结方式为主，其胶结物数量少，而且其中含有粘土胶结物。但这种储油层的孔隙度大、渗透率高。

(2)、油层出砂的外在开发原因

出砂的外在因素主要指人为的开发因素。不恰当的开采速度以及采油速度的突然变化，落后的开发技术，低质量和频繁的修井作业，设计不良的酸化作业和不科学的生产管理等造成油气井出砂，这些都应当尽可能避免。随着油、气田开发期延续，致使砂粒间的应力平衡破坏，胶结破坏，造成地层出砂。另外地层注水可能使储层中的粘土膨胀分散，有的还会随地层液体迁移使地层胶结力下降。钻井过程中有水进入油层，也会降低了胶结物的强度，而可能引起出砂。

在油层出砂是砂岩油层开采过程中常见的问题之一。对于疏松油层，出砂将是提高采油速度的主要障碍。油层出砂后，砂子在井内沉积形成砂堵，从而降低油井产量，甚至使油井停产，同时也增加了清砂的井下作业工作量。另外，还会磨损设备及砂卡井下工具，如抽油泵的进、出口凡尔和洗塞、衬套等。出砂严重的井将引起井底坍塌而损坏套管。(3)、出砂的危害

孤东油田是一个被断层复杂化了的常规稠油疏松砂岩油藏，非均质严重，分选差，成熟度低。岩石矿物颗粒分选系数1.57-1.67,粒度中值0.13-0.17,平均空气渗透率1.5um2,孔隙度33.3%,渗透率变异系数0.74,泥质含量8.66%,胶结物中粘土矿物含量高,其中易膨胀的蒙脱石占49.3-65.2%,这些地质特点决定了孤东油田出砂严重,多年强采强注的开发要求是造成孤东油田油水井出砂的主要外在因素，平均油井采液强度7～17m3/m.d。(4)、孤东油田有利于地层出砂因素

2、孤东油田防砂工艺发展

针对孤东油田地质特征和不同开发时期对防砂工艺的需要,经过20年的探索研究、试验和推广，不断发展、配套和完善，形成了以机械防砂为主，化学防砂为辅，适应于不同要求的防砂工艺技术系列。

1986年孤东油田投入开发初期，油田处于低含水期开发阶段。这个时期试验并应用了三种防砂方法。其中以地下合成和滤砂管两种防砂工艺为主。绕丝筛管砾石充填防砂工艺处于试验阶段。

1987年孤东油田进入了注水开发阶段。展开了“121”防砂转注的二期工程建设会战。这一时期应用了四种防砂方法。其中以绕丝筛管砾石充填和地下合成防砂方法为主，约占这一时期防砂井数的80％。通过大面积的防砂转注会战，巩固了油田稳产的基础。

1988-1989年期间，油田注水见效，地层能量得到补充的同时，含水上升速度较快，油层出砂进一步加剧，停产井增加。与此同时部分较早防砂井开始失效。在这一时期干水泥砂防砂和滤砂管防砂已逐步跃居主导地位。

1990-1992年为油田开发井网整体调整时期。由于提高采液强度，油井出砂更为严重。防砂特点：对于调整单元确定以绕丝筛管砾石充填和涂敷砂防砂为主；非调整单元主要以滤砂管和干水泥砂防砂为主；对于高含水油层以干水泥砂防砂堵水为主。

1993年以后，油田进入了特高含水期阶段，泥质成份遇水膨胀、剥离和运移,大量地层砂产出,针对现场先后开发试验了干水泥砂、酚醛树脂涂敷砂、脲醛树脂溶液、低温涂敷砂、轻质涂敷砂、金属棉、金属滤等防砂工艺技术。

三、防砂工艺技术3、孤东油田防砂工艺简介

（1）地下合成防砂工艺

技术原理及特点：以苯酚甲醛及催化剂混合物为胶结剂，以柴油为增孔剂，挤入出砂层位，合成并凝固，将井壁附近的疏松砂砾胶结牢固，形成具有一定强度和渗透性的人工井壁。可分层防砂，但有刺激性和一定的毒害性，对施工人员和环境不利。另外，需要的环境较单一，目前已很少应用。适用条件：①适用于先期出砂井中防砂。②适用于油层温度>55℃,含水<20%的油井。③可全井和分层防砂,每次防砂井段<20m。④适用于油层吸收能力>100l/min(泵压小于2MPa)。应用情况：累计防砂1000多井次，防砂成功率80%以上，自1990年就很少应用。

三、防砂工艺技术3、孤东油田防砂工艺简介

（2）环氧树脂砂粒滤砂管防砂工艺

技术原理及特点：用环氧树脂作为胶粘剂，与经筛选的石英砂，在一定的条件下预制成具有较高强度和渗透性能的滤砂管，地层砂被阻挡在滤砂管外，并逐渐堆积于滤砂管与套管之间的环空内，形成砂桥，达到防砂的目的。该方法具有成本低，施工简单，后期易处理的特点。适用条件：①适用于井斜<3°，套管无变形，无破损的油井。②适用于油层砂粒度中值大于0.1mm,泥质含量<15%。③原油粘度小于1000mpa.s,选用B级滤砂管,在1000-3000mpa.s，选用D级滤砂管。

应用情况：累计防砂达7000多井次，成功率在75%左右，1998年以后由于环保问题该工艺停止使用。3、孤东油田防砂工艺简介

（3）绕丝筛管砾石充填防砂工艺

技术原理及特点：

利用选定缝隙尺寸的绕丝筛管下入油井，然后在筛管周围填充入一定粒度的砾石，形成一个二级拦截过滤体系，防砂效果的好坏决定于充填层形成的质量。根据油层砂粒度中值大小，选用缝隙为0.３ｍｍ（或0.2ｍｍ）绕丝筛管和粒度为0.4－0.８ｍｍ（或0.3－0.6ｍｍ）的充填石英砂．该方法具有防砂成功率高，有效期长，适应性强的特点，但由于它不能分层施工，动态监测困难，油井进入高含水后不利于采取堵水或其它措施，而且后期处理较困难等问题，使该方法油田高含水开发期的使用受到一定的限制。适用条件：

①适用于井斜＜45°，套管无变形破损，油井射孔井段一般小于30ｍ．②原油粘度＜3000mpa.s(热采井除外)。③日产液量>15m3,含水<80%的油井。

④注蒸汽井一般要求先注汽后再进行绕丝筛管砾石充填防砂。应用情况：

该工艺是国内外应用最广泛的一种机械防砂工艺技术,经过十几年的不断改进和完善,已形成了一个综合配套工艺技术。累计防砂6000多井次，成功率在90%以上。该技术具有防砂成功率高有效期长，适用范围广的特点，是目前一种最为有效的防砂方法。

3、孤东油田防砂工艺简介

（4）干水泥砂防砂工艺

技术原理及特点：以水泥为胶结剂，以石英砂为支撑剂，按一定的比例混合搅拌均匀后，用水携带挤入油层，堆积于出砂层位，凝固后形成具有一定强度和渗透性的人工井壁，防止油层的出砂。主要应用于高含水油井和水井后期防砂。该方法原料来源广，成本低，同时对高含水井具有非选择性堵水作用，但堵塞较严重。适用条件：①套管基本完好，∮139.7mm套管通径应大于∮116mm,∮177.8mm套管通径应大于∮140mm。②适用于后期出砂油水井防砂。③适用于油层含水>85%,单井日产液量>70m3的油井。④适用于日注水量>100m3,注入压力<7MPa的注水井。⑤适用于光油管全井防砂,每次防砂层段<20m。

应用情况：截止于2006年底累应用2500多井次，成功率在80%。虽有明显的堵塞现象，但由于该方法成本低，同时表现有一定的堵水效果，使其在孤东油田中仍得到应用，但规模逐渐下降。3、孤东油田防砂工艺简介

（5）脲醛树脂溶液防砂工艺技术原理及其特点：以脲醛树脂，偶联剂和固化剂混合物作为胶结剂，以水为增孔剂，挤入出砂层位，在油层条件下凝固，将井壁附近的疏松砂岩胶结牢固，形成具有一定强度和渗透性的人工井壁。该方法防砂成本低，适用温度和含水范围广，固结强度高，渗透性良好，溶液粘度较低，易于挤入油层，可分层防砂，是高含水油层的一种有效的防砂方法。

适用条件：①适用于油层温度≥30℃；②适用于油层吸收能力>100l/min(泵压小于12MPa)；③适用于油井或水井中防砂,在油井中含水<50%时,要求采用清洗剂或柴油预清洗油层；应用情况：累计防砂达200多井次，成功率在80%以上，同时表现出一定的堵水效果。现场应用取得良好的防砂效果和明显的经济效益。

3、孤东油田防砂工艺简介

（6）树脂涂敷砂防砂工艺

技术原理及其特点：基于在石英砂表面涂敷一层可以在油层条件下固结的酚醛树脂胶粘剂。以涂敷砂作为胶结剂，又是支撑剂，在井壁附近形成具有一定强度和渗透性的人工井壁。该方法具有固结强度高，渗透性能好，不堵塞油层，填充亏空油层的特点，施工用料单一，施工程序简单，是后期出砂井一种常用的防砂方法。

适用条件：①套管基本完好，∮139.7mm套管通径应大于∮116mm,∮177.8mm,套管通径应大于∮140mm.。②适用于油层温度>55℃的常规开采井防砂。③适用于油层吸收能力大于500l/min(泵压小于200MPa)。④适用于光油管全井防砂,每次防砂井段<20m。

应用情况：到2002年底在胜利油田出砂井防砂超过5000井次，成功率在85%左右。是后期出砂井应用最广泛的一种化学防砂方法。3、孤东油田防砂工艺简介

（7）低温涂敷砂防砂工艺

技术原理及其特点：基于在石英砂表面涂敷一层改性酚醛树脂，在醛和酸的作用下能在较低的温度下发生固化。以低温涂敷砂作为胶结剂，又是支撑剂，在井壁附近形成具有一定强度和渗透性的人工井壁，防止油层出砂。该方法具有适用温度范围广，固结强度高，渗透率好；不堵塞油层，填充亏空油层的特点，是适用于后期出砂井的低温油层的一种固体颗粒化学防砂方法。

适用条件：①套管基本完好，∮139.7mm套管通径应大于∮116mm,∮177.8mm,套管通径应大于∮140mm.。②适用油层温度>45℃的常规开采井防砂。③适用油层吸收能力大于500l/min(泵压小于200MPa)。④适用于光油管全井防砂,每次防砂井段<20m。应用情况：在孤东、河口等油田防砂100多井，防砂成功率在80%左右。是低温油层一种有效的防砂方法，由于防砂有效期较短，在进入现场较短时间后就不再应用。3、孤东油田防砂工艺简介

（8）轻质涂敷砂防砂工艺

技术原理及其特点：在一种轻质材料上涂敷上一层可以在油层条件下固结的胶结剂，达到涂敷砂质量轻的特性。以较高的携带比将其充填于地层，在井壁附近形成具有一定强度和渗透性的人工井壁。该涂敷砂质量轻很易被携带，能保证在较低的排量下以较高的携带比充填于地层，更易在井壁附近堆积，更好确保其充填质量，携砂液用携砂液用量少，施工简单。

适用条件：①套管基本完好，∮139.7mm套管通径应大于∮116mm,∮177.8mm,套管通径应大于∮140mm.。②油层温度>45℃的常规开采井防砂。③油层吸收能力大于400l/min(泵压小于15MPa)。④适用于光油管全井防砂,每次防砂井段<20m。应用情况：在孤东油田累计防砂22井次，成功率82.4％，应用结果表明轻质涂敷砂在水等溶液中较易分散，能满足低排量高携砂比的充填施工要求，简化了施工设备。单由于防砂有效期较短，目前也不再应用。

3、孤东油田防砂工艺简介

（9）固结砂防砂工艺技术原理及其特点：由无机颗粒涂敷一层高分子聚合物材料，在颗粒表面形成潜伏性的胶结剂的固体颗粒。在常温下呈松散状态，颗粒相互不粘连。防砂材料在地层条件下无机颗粒中的化学成份与高分子聚合物相互作用而固结，形成具有一定强度和渗透性能的人工井壁。应用情况：固结砂于1999年6月份在孤东油中应用，截止于2002年12月在水井、油井中防砂130井次，成功率达到84%。3、孤东油田防砂工艺简介

（10）预充填双层绕丝筛管防砂工艺技术原理及其特点：利用选定筛缝的内外绕丝筛管，在内外绕丝筛管之间填充入涂敷砂并固结，形成预充填双层绕丝筛管，地层砂被预充填在双层绕丝筛管内的涂敷砂层阻挡，逐渐堆积于外绕丝筛管与套管环空内，形成砂桥，达到防砂的目的。该项工艺技术具有施工简单适用范围广的特点，但该工艺技术比环氧树脂砂粒滤砂管防砂工艺后期处理难度大，成本较高。适用条件：①井斜<45°,套管无变形,无破损的油井；②油层砂粒粒度中值>0.1mm,泥质含量<15%；③原油粘度小于3000mpa.s的常规开采井；④可适用于注蒸汽热采井。应用情况：该技术是80年代末研究成功的一种机械防砂工艺技术，自1989年投入现场应用，累计在孤东油田防砂30多井次，成功率78%，该技术与环氧树脂滤砂管的滤砂性能相似，但后期处理困难，成本较高，限制了其广泛应用。3、孤东油田防砂工艺简介

（11）粉末冶金滤砂管防砂工艺技术原理及其特点：是以选定颗粒粒径的铜合金粉末（小球粒）为原料，在特定的模具中经一定的温度烧结预制成具有一定强度和渗透性的滤砂管，地层砂被阻挡在滤砂管外，并逐渐堆积于滤砂管与套管之间的环空内，形成砂桥，阻挡油层砂运移，达到防砂的目的。该方法具有耐高温，耐腐蚀，强度较大，渗秀性好，施工简单，成本适中等特点。适用条件：①适用于井斜<30°,套管无变形,无破损的油井。②适用于油层砂粒度中值>0.07mm的油井。③适用于泥质含量<10%的油井。④可适用于常规开采和注蒸汽吞吐热采井中防砂。

应用情况：该工艺是90年代研究成功和应用的一种防砂方法，推广应用300多井次，成功率75%左右，不仅适用于常规井、热采井，而且可以适应于斜井和水平井。3、孤东油田防砂工艺简介

（12）金属棉滤砂管防砂工艺技术原理及其特点：将纤维状的不锈钢丝按一定的要求，在模具中压制成具有一定“密度”（一般要求成型压力20-30吨）的滤砂体，装入预制好的带孔中心管（φ62mm油管加工而成）,外加带孔的固定保护层,形成的金属棉滤砂管。该方法具有耐冲刷强度高,渗透性能好,流体通过时阻力小,能耐高温等特点。注入蒸汽对管体无损害,所以稠油井可先下适用条件：①套管无变形，无破损。②适用于原油粘度<5000mpa.s的常规开采防砂。③适用于常规开采和注蒸汽吞吐井防砂。④适用于斜井和水平井中防砂。⑤适用于砂粒粒度中值>0.05mm油井防砂。⑥适用于粘土含量<20%的油层。

应用情况：

累计防砂达2600多井次,成功率在85%，尤其在垦东53块产能建设中应用，防砂成功率几乎达到了100%。取得了明显的防砂效果，见到了良好的应用前景。在注蒸汽热采井中应用更具有优越性。3、孤东油田防砂工艺简介

（13）低密度低温固化固液两项化学防砂液技术原理及其特点：是一种能适应于后期防砂要求和克服油层不均质性能对化学防砂影响的一种复合纤维快速防砂材料。该技术具有以下几方面特点：①避免了以前大量外来流体对地层的冲刷和伤害；②提高了充填的质量；③现场施工比较简单，节约了施工成本；④防砂占井时间短；⑤具备一定的防砂堵水功能；⑥适应了套变井防砂需要。适用条件：①常规开采的油水井防砂；②油层温度：30～150℃；③油层渗透率在0.1～10μm2；④油层射孔厚度：＜30m；

应用情况：

到2006年末，累计在孤东油田应用200井次，成功率达到91％。由于材料具有较强的孔隙自我生成能力，因此能够将处理地层的渗透性改造成同一水平，改善了产液剖面，具有一定的防砂堵水功能。

（1）稠油热采注汽井一次防砂多次注汽工艺技术有待完善，施工工艺有待简化。（2）水平井防砂工艺单一，需要探索适应水平井防砂要求的不同防砂工艺。（3）针对一井一策的防砂工艺参数优化工作及现场施工防砂作业质量的进一步加强仍然有潜力可挖。4、存在问题三、防砂工艺技术（1）开展以化学防砂工艺为主的水平井防砂工艺技术攻关。（2）开展以清罐砂为主要填充材料的油水井防砂技术的研究与推广应用。（3）开展注聚驱及后续水驱油井防砂工艺适应性研究与分析，调整老工艺或研究新工艺以适应油井开发需要。5、防砂工艺下步攻关方向

三、防砂工艺技术目录★堵水调剖工艺★机械采油工艺★防砂工艺★稠油开采工艺电热管工艺第四部分稠油开采工艺一、井筒举升工艺

电能由配电变压器输出，经电缆输入到油管变频电加热控制柜，经控制柜隔离调整后将电能传送到油管，经油管下部的油套管接触器连接到套管，形成一个完整回路。根据焦耳-楞次定律，当电流通过油管和井壁套管时，因具有一定的电阻而发热，产生的热量与电流的平方成正比。电能直接转化成热能，加热管内液体。绝缘隔离管连接上下油管，保证了井口设备安全。油套管扶正器安装在油管上，保证油管与套管隔离。光杆下面连接绝缘抽油杆，以避免电能传送给地面设备。油管电加热工艺优点：采用变频控制变压器，三相平衡；液面以上加热；

管理要求较高。用电量可调，维护相对简单，反复利用率高。

缺点：电热杆工艺第四部分稠油开采工艺一、井筒举升工艺

油管空心抽油杆加热电缆集肤效应

该装置是将空心抽油杆内穿过电缆并与抽油杆杆体形成回路，通以工频交流电，利用内集肤效应原理在空心抽油杆壁上产生热能，对油管内原油进行全程加热，提高油管内原油温度，降低原油粘度，改善其流动性，防止油管内原油结蜡，从而有效地开采高凝、高粘、高含蜡原油。

电热杆工艺优点：1、全井加热，加热速度快；

2、加热1-2小时，可以开井；

3、一般故障排除快，便于管理。

1、采用普通变压器，直输送电，三相不平衡；2、大规模应用对电网有损害；缺点：3、单井用电量较大。泵上掺水工艺第四部分稠油开采工艺一、井筒举升工艺

工艺原理：油井采用封隔器封隔形成两条通路，污水从油井井口由油套环形空间注入，经泵上的筛管进入泵上，稀释降粘后的流体(包括油层采出流体和掺入污水)被举升到地面，用来解决稠油井井筒举升的问题。掺水参数的优化：通过对掺水降粘规律研究，建立稠油掺水降粘的实验方法和不同含水条件下的油水混合物粘温关系相关式模式，确定掺水温度应控制在50℃以上，掺入水量以保证井筒内油水混合液的含水率大于90%为宜。

油层上界∮57mm长泵筛管Y211封

层系油层下界筛管尾深人工井底泵上掺水降粘举升工艺管柱结构示意图第四部分稠油开采工艺一、井筒举升工艺

空心杆掺水工艺工作原理：空心杆泵上掺水原理是将污水（或降粘剂溶液）通过掺水管线输送到各计量站，经计量阀组计量后通过加热炉加热到70℃左右分配到每口单井，加热后的水（或降粘剂溶液）经过井口高压软管、三通进入空心杆后经单流阀、筛管进入油管，与泵入原油混合后形成水包油乳状液，同时，加热后的井口产出液温度可达50℃左右，从而达到降粘抽稠目的，同时由于掺入液量较大、温度高，可以解决稠油井干线回压高的难题，而不再需要掺污水伴输。射流采油生产管柱图

组成与工作原理◆1、地面部分：高压动力液供给系统，主要由地面注水泵、变频控制系统、分配计量间和储液罐等组成。◆2、井下部分：主要由特制井口装置、井筒双管管柱、井下水泵组、尾管和油管锚等几部分组成。◆3、工作原理：动力液在喷嘴处由高压头转变为高速头，喷射液流将地层流体携地层砂从汇集室吸入喉管，在喉管内形成混合液，地层流体由动力液获得充分的能量，由此混合液由速度头转变为压力头，将地层流体（包括地层油、水、砂及其它）排至地面。第四部分稠油开采工艺射流采油工艺◆优点和缺点分析优点：不存在偏磨现象，动力液温度高（70℃以上），处理方便，处理后的动力液不会对管柱产生腐蚀结垢现象，该工艺有部分携砂采油的功能，管理方便，检泵时活塞可以由动力液冲出，节约作业费用。缺点：地面配套需要上2台动力液泵，50方储油罐两座，地面工程较大。第四部分稠油开采工艺射流采油工艺第四部分稠油开采工艺混水节能抽稠泵（双泵采油）双泵管柱示意图油层混水节能抽稠泵：套叠式串联泵，该泵能同时抽吸地层的稠油和掺入的水流体，并在泵内高压混合乳化，将油包水流体改变成水包油流体，将连续稠油W/O分散成O/W乳化原油，从而使流体转相，以降低粘度，经该泵抽吸一同举升到地面，从而达到开采和举升稠油的目的。功能特点：（1）混水抽稠油，能解决10000mPa.s以内稠油的提升问题。（2）对地面掺水系统压力要求小，靠泵本身工作解决井筒掺水问题。（3）隔离掺水与地面输差的联系，减少地面回压到对掺水量的影响。

双流道泵采油管柱流程是由双流道采油泵、主油管、付油管和双流道井口构成。双流道采油泵由下抽油泵、混合器、上密封泵和连接杆构成。抽油机通过光杆与抽油杆拉动由连接杆串连的上下柱塞运动，将井筒内的原油抽排到混合器部位，同时主油管的循环的水与下泵采出的稠油在混合器中混合形成低粘度的油水混合液，经密封插管、付油管举升到地面，从而达到开采稠油的目的。双管采油技术由孤东工艺所自主研究的一项专利技术，该技术结合了射流采油技术和泵上掺水技术的优点，使抽油杆不再和原油接触，防止了抽油杆缓下。

优点：原理上有大的突破；缺点：工艺复杂，成本较高。第四部分稠油开采工艺双管采油工艺第四部分稠油开采工艺二、注汽降压工艺

震荡解堵注汽降压工艺

工作原理：

振动解堵注汽降压技术是针对稠油井注汽压力高、注汽效果差等问题提出的，该工艺以井下大功率振源为手段，在井下产生大功率液流冲击波，对油层堵塞物进行松动，同时配合相应的振动液对堵塞物进行溶蚀，及后期反排措施，综合作用提高解堵效果，从而有效地降低高压井注汽时的启动压力。井下双重振源主要由主轴、滑动块、套筒及弹簧四部分组成。

出水孔地面泵入装置泵入高压液体弹簧压缩振动器活塞弹簧振源复位活塞下行出水孔打开压力释放第四部分稠油开采工艺二、注汽降压工艺

拌蒸汽注入化学药剂降压工艺工作原理：

伴蒸汽注化学药剂技术是通过研制一种可以伴蒸汽一同注入化学药剂的设备，针对因油稠堵塞造成的高压井，通过伴蒸汽注入降粘剂、石油磺酸盐降低原油粘度及油水界面张力，提高蒸汽的驱替效率，降低注汽压力；针对因粘土矿物堵塞的高压井，通过伴蒸汽注入高温粘土防膨剂可以抑制粘土膨胀，降低注汽压力。放空阀安全阀截止阀压力缓冲器滤网单流阀放空阀泵高压软管第四部分稠油开采工艺三、低压井调剖工艺

氮气泡沫调剖工艺

工作原理：

该工艺是在注入的蒸汽中加入氮气及泡沫剂。注入的氮气首先进入水锥，使水锥消失降低了油水界面。泡沫剂是一种活性很强的磺酸盐类阴离子表面活性剂，能降低油水界面张力，改善岩石表面的润湿性，使原来呈束缚状态的原油通过油水乳化成为可流动的油。起泡后的蒸汽和非凝结气体为非连续相，蒸汽流度降低。微观上泡沫液膜堵塞了大量的高渗透通道，迫使蒸汽转向含油饱和度高的部位驱替原油从而提高了蒸汽波及系数。空气空气压缩机空气缓冲罐过滤器43℃加热器N2发生器（薄膜系统）氮气缓冲罐氮气增压机10m3/min泡沫剂储罐标定罐双柱塞计量泵单流阀泡沫发生器压力表放空管线蒸汽第四部分稠油开采工艺复合泡沫体系调剖工艺

复合泡沫调剖调剖技术高含油饱和度高渗带蒸汽高含油饱和度高渗带蒸汽泡沫多轮次吞吐后蒸汽超覆氮气+泡沫调整油层吸汽剖面工作原理：

该工艺利用氮碳引发剂在高温下能迅速气化生成NH3与CO2的特点，在注入蒸汽前或注汽过程中将氮碳引发剂和泡沫调剖剂混合注入，注蒸汽后氮碳引发剂气化产生的NH3、CO2与泡沫调剖剂生成的大量泡沫，起到调剖封堵的作用，同时在油层中兼具气驱、活性液驱与泡沫驱功效，大大降低原油粘度，抑制边底水的影响、降低单井含水、提高单井产量、改善蒸汽吞吐效果。

1、低压调剖井效果变差第四部分稠油开采工艺四、存在问题

6口井平均含水有所上升，从注汽生产情况来，由于注汽绝对压力较低，效果不理想。说明随着多轮次井调剖的轮次增加，要求调剖压力逐渐升高，今后固体颗粒和液体结合的调剖方式成为趋势。

（二）注汽高压井现象依然存在第四部分稠油开采工艺通过对高压井的注汽情况以及涂防施工情况的分析，具体措施如下：1、对于新井，由于地层动用差，可以在注汽前酸化地层，混排后再注汽，2006年在KD641X10、KD641X15、KD641X11应用后注汽效果良好。2、对于多轮次注汽井如：GD827-11、GD810由于地层已经遭到污染，破坏了地层的渗透率，因此需要对地层进行酸化+振荡解堵的深部解堵措施，在作业过程进行多次混排（或气举），作业时入井液考虑添加防膨剂。

KD521KD52-11KD52-111KD52-112KD52-121KD52-122KD52-123KD52-124KD52-125KD52-132KD52-134KD52-142KD52-2KD52-21KD52-22KD52-222KD52-223KD52-225KD52-226KD52-23KD52-231KD52-237KD52-25KD52-26KD52-3KD52-31KD52-32KD52-33KD52-34KD52-35KD52-36KD52-37KD52-4KD52-41KD52-42KD52-43KD52-44KD52-5KD52-52KD52-53KD52-55KD52-7KD52-8KD52-9KD52C3KD52N36KD52N5KD521KD52-11KD52-111KD52-112KD52-121KD52-122KD52-123KD52-124KD52-125KD52-132KD52-134KD52-142KD52-2KD52-21KD52-22KD52-222KD52-223KD52-225KD52-226KD52-23KD52-231KD52-237KD52-25KD52-26KD52-3KD52-31KD52-32KD52-33KD52-34KD52-35KD52-36KD52-37KD52-4KD52-41KD52-42KD52-43KD52-44KD52-5KD52-52KD52-53KD52-55KD52-7KD52-8KD52-9KD52C3KD52N36KD52N5KD521KD52-11KD52-111KD52-112KD5