油田抽油机范文

导语：如何才能写好一篇油田抽油机，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。

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目前，在我国各油田的抽油机总数已超过10万台，是各油田的主要耗能设备。按每台电机容量30KW（实际上不止于此，在油田使用最多的是37KW和45KW电机，部分使用55KW和75KW电机）计算，装机总容量在三百万千瓦以上。作为油田生产中使用最多的耗能设备，抽油机拖动电机的负载率普遍较低，造成能源浪费。

在实际开采作业过程中，抽油机受油井的井深、油质、杂质、含沙量、含水量等诸多客观因素的影响，须调整作业冲次、冲程，甚至更换电机、改变电机的功率；同时，由于油田所处地理位置、纬度的不同，以及所处地区的气候等自然因素，也会对开采作业产生影响，要求抽油机根据实际工况进行相应的速度调整。

鉴于以上所述油田抽油机的技术要求以及使用的社会效益，抽油机对电机控制系统的基本要求是：

大范围的、稳定可靠的无级调速；

具有比较显著的节电效果。

一、IMS系列油田抽油机伺服调速节能控制柜

IMS系列伺服控制器是时光科技有限公司研制、开发的拥有自主知识产权的交流异步电机伺服控制器。其控制对象是普通的三相交流异步电机，控制精度达到同步伺服电机的控制水平。IMS系列伺服控制器调速范围广，定位精度高，低速转矩大，软件功能完善。

针对油田工作的实际需求，时光公司研制了IMS系列油田抽油机伺服调速节能控制柜。此伺服控制柜结合抽油机的运行工况和油井的实际情况，及时地、自动地调整电机的运行速度、加速度、扭矩等参数，使原有拖动电机在高效、节能状态进行工作。

通过在中原、胜利、辽河油田的实际应用，证明了IMS系列油田抽油机伺服调速节能控制柜可以简便而安全的进行调速操作，大大降低了现场操作人员的工作强度，提高了生产效率，并取得了明显的节能效果。

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【关键词】抽油机 故障 油田

随着社会的高速发展，人们的生活质量也不断的得到提高，出行工具早已代替了传统的自行车等交通工具，取而代之的是各种各样的汽车，而这些都需要消耗大量的油资源。社会的不断发展，对油的使用量也不断的攀升。因此，对油田进行开发利用在现代社会中有着非常重要的作用。抽油机作为其工作的常用工具，有着很大的构造优势，相对于其他工具来说它的构造非常的简单，使工作人员使用起来非常的便捷。然而，采油工程的工作特性使得工作地点往往都是荒无人烟的地方，而且每次工作时间都非常的长，这就使得抽油机要长时间的处于工作状态，这就要求其自身必须非常的经久耐用。但是，现阶段我们使用的抽油机总是在工作的过程中出现这样或者那样的问题，因此，我们必须有效的将其经常出现的问题得到有效的解决，只有这样才能更好的满足采油工程对其的要求。

1 抽油机中常见的故障问题

1.1 曲柄销故障

在抽油机的所有故障中，曲柄销出现问题的次数最多。它充当的是抽油机的连接纽带，有效地将连杆以及曲柄进行串联，并利用这个过程来将动力传输给其他设备，同时带动自身进行运动，除此之外，它还承受着曲柄锥以及连杆的双重张力。通过对曲柄销多次产生的故障的分析和研究，我们发现造成其出现问题的因素有很多，主要的有以下几种：一是地基的原因，由于采油工程的工作地点常常是荒郊野外，因此，抽油机经常处于不同的地理环境中，也承受着不同的压力。二是在设置抽油机时我们必须保证其曲柄键处于一个水平线上，但是实际操作中往往会出现倾斜、扭曲的现象，这种现象会使减速箱承受着比较大的剪应力，然后会致使曲柄销承受的力分布不平衡，最终导致曲柄销出现断裂；三是使用的是劣质的曲柄销，劣质产品的使用会大大降低其工作质量，甚至会造成故障问题出现；四是没有对其进行良好的维护，只有对其进行良好的维护工作才能保证其正常运行，否则会造成抽油机运动失衡现象，从而导致断裂现象出现；五是抽油机的设置出现偏差，没有很好的将抽油机进行设置也会在一定程度上加快曲柄销的磨损程度，从而造成问题的出现。

1.2 减速箱渗漏故障

减速箱在抽油机中也有着非常重要的作用，致使其出现渗漏问题的因素也非常的多，常见的有这几种：一是减速箱在工作时需要进行高速的运转，在这个时候就会是减速箱的内部和外部的压力变的不同，而他们之间的差异就会导致很多热量生成，这就使得其内部的温度逐步的增加，导致其承受的压力也逐渐的增加，从而导致渗漏问题产生；二是不合理的轴头密封构造以及大量的使用油等等都会造成渗漏问题的发生。

1.3 抽油机偏磨的问题

抽油机的偏磨问题常见的有两种，一是单面偏磨；二是双面偏磨。他们之间的不同之处在于双面偏磨中油管受到磨损的面积比单面的小些，但是它的受损程度则较为严重。

2 抽油机常见故障的处理对策

2.1 如何解决曲柄销出现的问题

想要解决问题先要做的是发现问题并弄清楚为什么出现这种状况的，然后再对症下药进行解决。在查找曲柄销出现问题的原因是要注意一些细小的内容，比如，各个方向是不是保持着水平状态，连杆是否达到了要求的长度等等。

2.2 如何解决减速箱渗漏的问题

解决问题时最重要的就是要对症下药，根据具体的问题采取相应的办法进行解决。因此，在解决渗漏问题的时候也要根据产生这种现象的具体原因进行。对于由于减速箱和轴承端盖两者的贴合太紧的原因而出现的渗漏问题，我们看可以在他们之间加垫一个石棉垫，但是要保证垫子的周边没有细碎的毛边；对于由于回油孔不顺畅的原因产生的渗漏现象，我们首先要将对回油孔进行有效的疏导工作，如果出现的堵塞现象特别厉害的化就要考虑换个新的设备。对于没有控制好合适的密封力度的原因产生的渗漏问题，我们要调试出合适的力度，同时要经常的对设备进行很好的维护。

2.3 如何解决抽油机偏磨的问题

面对采油工程中严重的抽油机发生偏磨的现象，我们采取了许多的方式方法，常用的有：一是加大抽油杆的旋转力度，这样就可以大大的减少因为长时间的重复同样的动作而产生的磨损现象，二是巧妙的利用拥有滚轮设备的防偏磨器，这样就能在很大程度上降低油管在工作过程中受到磨损的可能性，这种含有滚轮的装备因其自身的优势，在抽油机中得到了广泛的使用；三是在设备中加入抗弯防磨副装置，它能有效的将摩擦得到转化，将由原有的处于油管和抽油杆两者之间的相互磨损转变成摩擦杆和滑套两者之间的，由于滑套自身的特性，使得它可以自行使自己处于最为合理的地方，这就在一定程度上有效的减少油管和抽油杆两者的相互磨损，有效的解决抽油机偏磨的问题。

3 总结

抽油机对于采油工程有着非常重要的作用，为了保证采油工作的顺利进行，就必须要使用高质量的抽油机。但是，现阶段的抽油机经常出现问题，这在很大程度上影响了我国采油工程的发展。本文对其常见的问题进行了深入的分析，并且提出了一些解决方案。明确了抽油机出现问题的原因，并对这些因素进行对症下药，使其得到有效的解决，确保抽油机能够在任何环境下都能进行高效的工作。除此之外，我们还要加强对施工人员的培训，增强其专业能力，确保抽油机能够得到最有效的使用，从而促进我国采油工程更好的发展。

参考文献

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【关键词】抽油机；自动控制；节能

长庆油田地处鄂尔多斯盆地，横跨陕、甘、宁、蒙、晋五省（ 自治区），是典型的“三低”油田。依据“十二五”规划，到2015年，长庆油田油气当量将达到5000万吨，油井总数也将达到5万口。年耗电量接近10亿千瓦时，占油田生产总用电量的60%，是主要的耗能大户。抽油机采油系统平均效率约20%，低于全国平均水平，为进一步提高抽油机采油系统效率，节约能源，降低开采成本，对建立低碳节约型企业、实现油田经济有效开发，研制开发数字化抽油机就显得尤为重要。

1、数字化抽油机发展历程

长庆油田自推广数字化油田以来，抽油机作为油田开发的主要设备及耗能大户，受到了极大的关注。游梁式抽油机作为油田生产中的主要设备，近几年国内外针对游梁式抽油机研制开发做了大量工作，但都没有很好的与抽油机运行参数进行有效结合，致使抽油机不能工作在最佳状态，系统效率低下。针对此问题，长庆油田相继研制开发了第一代数字化抽油机、第二代数字化抽油机和第三代数字化抽油机。

第一代数字化抽油机将井口采集器部分与抽油机控制单元有效的集成在抽油机控制柜中，实现对抽油机运行参数的实时采集及远程启停控制；第二代数字化抽油机在具备第一代所有功能的基础上实现了抽油机的自动调参目的。第三代数字化抽油机在第二代的基础上，简化冲次自动判定的程序和方法，利用地面示功图判定油井产液量，从而实现冲次的自动判定和调整。

2、数字化抽油机介绍

2.1数字化抽油机定义

数字化抽油机是具备数据采集、传输和远程及本地控制功能的抽油机。主要由抽油机、智能控制柜、一体化载荷悬绳器、传感器、平衡调节装置和标准化布线系统六部分组成。

2.2数字化抽油机的主要功能

数字化抽油机与传统抽油机最大的区别在于数字化抽油机可以实现生产数据的实时采集和远程控制。其主要功能包括：

（1）油井运行参数的实时采集传输。

（2）实现抽油机的远程控制（主要对抽油机实现远程启停、平衡度及最佳工作冲次的判断及调整）及语音提示/报警。

（3）实现软启动和过载保护。

数字化抽油机可以根据油井负荷大小使抽油机工作在最佳平衡状态，根据产液量情况使抽油机达到最佳冲次，根据油井工况最大限度的使抽油机的运行参数与油井参数相匹配，发挥抽油机的最大工作能力，达到低碳开发、节能开采的目的。

3、数字化抽油机在合水油田应用效果分析

合水油田地处甘肃省合水县境内，是典型的超低渗透油藏，经过多年反复勘探，2008年才大规模滚动式的开采。目前，合水油田共有油井1674口，其中使用数字化抽油机452套，占抽油机总数的27%，虽然现在数字化抽油机的比重小，但数字化抽油机较老式抽油机节能、高机采效率的特点，使得数字化抽油机在合水油田后期投产的油井中被广泛使用。

3.1总体介绍

数字化控制系统由远端控制系统及站控系统远程控制两部分组成，总体结构如图1.

3.2应用情况分析

3.2.1提高效率，降低成本

数字化抽油机在合水油区后期建设井组被广泛使用，其所具有的远程控制功能，操作员工只需轻点鼠标，即可完成调冲次、调平衡、启停井。节约了成本，效率也得到提高。

3.2.2安全系数高

控制系统具备防雷、电源防闪断功能。变频器具备：电机过载保护、电流限幅、输入缺相检测、输出缺相检测、加速过流、减速过流、恒速过流、接地故障检测、散热器过载、变频器过载、负载短路等等保护功能；电机过载能力强，最大过载电流为1.5倍额定电流。由于电压不稳、雷电等原因造成的设备损坏事件明显减少。由于日常操作均采用远程控制，人与抽油机直接接触几率大大减少，避免了老式抽油机现场操作时人身伤害事故的发生。

3.2.3工作环境得到改变

未安装数字化抽油机的井组，只能实现对抽油机的远程启停控制，调节冲次、平衡，仍然需要员工到现场操作。而油井基本分布在人烟稀少、交通不便的山上，员工现场操作工作环境恶劣，数字化抽油机的使用，改变了操作员工的工作环境。

4、结论

数字化抽油机目前已在合水油田广泛使用，与传统抽油机相比，数字化抽油机具有自动计算平衡度，自动调节平衡，根据功图充满程度智能分析，计算出合理冲次，利用变频器自动调节电机转速，达到智能调节冲次等功能。数字化抽油机在合水油田的使用，员工的工作环境得到改善，提高了工作效率，降低了生产成本。

参考文献

[1]冉新权，朱天寿.《油气田数字化管理》.石油工业出版社，2011.10

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【关键词】抽油机 运行效率 技术

我国的石油开采基本使用抽油机向外抽油的方式采油，但是目前抽油机的工作效率在一般地区远远低于国外水平。因此，提高抽油机的效率成为抽油系统亟需解决的一个问题。所以我们有必要对这些问题进行分析与研究，为开发新型节能设备、提高油田经济开发效益以及可持续战略的发展做出努力。

1 影响抽油机运行效率的因素

1.1 地面及地下的磨损

在地面上，油区中大多数抽油机会时常出现对不上中井的状况，这是由于抽油机太过陈旧，从而导致基础下沉、井口部位歪斜。这不仅增加了盘根的摩擦阻力，致使抽油杆摩阻增大，而且造成油井盘根时常漏油，甚至出现盘根跑油现象，加大了管理难度，因此地面的效率严重下降。

在地下部分，随着时间的增长，泵中的机械杂质会随着液体的运动而磨损泵体；同时，不同地区岩石、地层埋深、流体物性、地层压力以及温度的差别会导致偏磨老化、腐蚀、结蜡、出砂和高气油比等现象越来越多的出现；加之油管丝扣本体断脱加剧，更使得抽油机能耗增加、系统效率降低。

1.2 电动机的原因

目前，在一些地区，烧毁电动机和变压器的事故时常发生，这是因为大部分油田配置的机型与产能不相符，一些低产井仍然在高参数下生产，致使电机处于“低电压、高损耗、大电流、低效率”的运行状态；同时，抽油机还存在一些问题如电流上下冲程峰值差异大、载荷变化大及平衡度较低等等，这是造成电动机设备老化、功率损耗大、运行效率下降的重要原因。

1.3 抽油机自身的原因

目前，我国油田主要使用的是油田的耗电大户――游梁式抽油机，它的用电量约占油田总用电量的40%。这种抽油机是周期性变载荷，扭矩曲线与曲柄平衡的正弦曲线差别很大，导致净扭矩曲线在曲柄轴上波动较大，甚至出现负值；而曲柄的角度在运行过程中是不断变化的，角度不同平衡效果就不同。尽管平衡效果越差，发电就越多，但是电动机效率最低的阶段恰恰是在电动和发电的转换过程之时，因此整体的效率就降低了；此外，在换向过程中，游梁式抽油机的悬点加速度比较大，此时抽油杆变形就会更大，而这种变形导致泵中活塞与光杆的运动规律产生明显差异，直接造成运行效率降低。

据调查研究，由于油区半数以上油井的最大载荷都超过了允许范围，所以抽油机的电机和减速箱会运行不平稳、平衡效果差，这是导致抽油机传动效率降低、能耗增高的又一重要原因。

1.4 人为管理的原因

（1）油管严重漏失、断脱等使得抽油机空抽，而管理人员未能及时发现问题，直接导致管柱损失功率。

（2）由于管理不当，油井降回压力度不够，增加了井口、油管、泵的漏失量，从而使效率降低。

（3）大多数工作人员对节能产品和节能技术的认知不足，致使使用的节能产品实际上并不节能，甚至有可能会增加能耗。

2 如何提高抽油机的运行效率

2.1 如何提高地面及井下的系统效率

首先，在地面上要从三方面来提高效率：匹配合理的电机功率、提高抽油机平衡度以及使用高效电机。

参数优化、杆管优化是提高井下系统效率的有效途径，此外，盘根摩阻和原油的物性对系统效率也会有一定影响。一般来说，选用抽油机井系统效率优化软件是较快捷的方法，这样，针对一口具体的抽油机井，就能很方便的得到最优化的参数组合方式，当然前提是满足提液的需要。还有，调节好盘根的松紧度以及对中调整光杆也是提高系统效率的重要方法。

2.2 节能装置的改造与更换

（1）低转速电机：可有效降低管杆的运行速度，使抽油机冲次降至3 r/min以下，还能降低装机功率和运行能耗。

（2）高转差率节能电机：它的功能是增加抽油机在轻负载期间的运行速度、降低重负载期间的运行速度。这种电机每个冲次可达到25-50%的速度变化，优点是启动力矩大、电流小、高功率运行，线路损耗低等等，具有十分明显的节能效果。

（3）CHU智能节电控制柜：此设备提高抽油机系统效率的原理是调节电机励磁电流以及抽油机在一个冲程中实际消耗的功率，它的应用很好的降低了电机烧毁的风险和员工调参的频次，大大提高了工作效率。

2.3 技术及其应用

首先，在抽油机拖动装置节能技术方面，有许多新技术：如利用宽带式长冲程抽油机可使冲程在不停机状态下无级调节，减轻了工人的劳动强度，同时，也提高了节电量和系统效率；还有抽油机专用永磁同步电动机、实施窄V型联组带、改制盘根盒、玻璃钢抽油杆等技术都可以从不同方面来提高抽油机的运行效率。

此外，我们也要积极推广应用节能新技术：如应用减载泵、深抽油井配套油管、碳纤维杆等新技术可减少悬点载荷、降低能耗；利用地面节能设备、在气油比较高的井上应用二级采油工艺也是节能的新方法。

在提高抽油泵技术方面，为了克服砂卡、气体、摩擦等影响，提高排量系数，使油井参数与供液能力相匹配，提高系统效率，引进了防砂泵、防气泵、新型固定阀罩等新技术，取得了明显效果。

在地面节能管理技术方面，定期保养、减少地面磨损、搞好抽油机的平衡、对低效电动机强制检修以及加强机采提液管理技术都是非常重要的措施。

3 几点认识和思考

通过以上分析和研究，我们可以看到，综合考虑、全面兼顾影响抽油机效率的各个因素是提高其效率的必要条件。

（1）匹配合理的电机功率，降低功率损耗，避免大马拉小车的现象，对不能进行电机调整的井，应用三相异步复式双速电动机；同时，将电机电力电容器并联后可以减少不必要的损耗；另外，平衡抽油机来降低电机轴功率的波动也是有效的方法之一。

（2）利用高效抽油设备维护和保养地面：如双驴头抽油机和皮带抽油机等。

（3）泵效是影响机械采油系统效率的一个主要因素。冲次减小、泵径增大有利于提高系统效率，能有效减少杆管磨损，延长检泵周期；同时，提高泵的抗磨蚀性能、定期检泵等措施来维护泵的正常工作，也可以减少能耗、提高效率。

4 结语

由于影响抽油机系统效率的环节及因素较多、涉及面宽泛，因此我们应系统考虑其影响因素并实施综合性的节能措施，从提高设备性能、加强日常管理等多方面综合治理，这样才能较完善的提高油田抽油机效率，从而实现降本增效、提升经济效益的目的。

参考文献

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关键词：抽油机井; 漏油; 故障; 分析

1 抽油机井漏油原因分析

油层中的流体在地层压力的作用下，通过与套管连通的射开部位进入到油套环行空间；然后在抽油泵抽吸作用下，通过筛管、泵固定凡尔、泵游动凡尔、油管，由井下举升到地面（普通抽油机井井下管柱）；然后通过油管挂、总阀门、生产阀门和回油阀门进入到回油管线。通过对流体在井下管柱和井口流动过程分析，抽油机井产生漏失部位主要包括井口、油管和抽油泵。

1.1 井口漏油。

一是阀门不严造成漏失。在开关阀门过程中，不严格按照相关操作规程平稳操作，造成阀门不严。二是油管挂座封不严造成漏失。在作业或其它施工过程中座入油管挂时，由于操作等原因造成盘根坏或者有杂物垫住油管挂，使之座封不严。

1.2 油管漏油。

一是油管上扣时丝扣上偏。二是使用液压钳上扣过紧致使油管丝扣损坏。三是对下井油管检查不细，将已腐蚀或破损的油管下入井内。 四是丝扣未刺干净，造成油管上扣不紧或检查不细。五是大排量热洗过程中，由于液柱对管柱冲击，造成油管松动。六是由于偏磨影响，抽油杆偏磨油管。

1.3 泵漏油。

一是热洗周期制定不合理。二是热洗过程中，不严格按照操作规程，质量差。三是作业冲砂过程执行不好。四是作业施工时，不刺杆管或不彻底。五是工具车间检查不细。六是含油物性差。七是其它原因。漏失产生原因还包括设备和工具质量问题，抽油机参数不合理等。

2 诊断方法

2.1 示功图法。

常用的示功图法对受单因素影响的纯抽井，一般可得出较准确的判断结论。但对受自喷因素影响或中上部油管漏失井，诊断准确性会大大降低。有的抽油井因含有自喷因素而导致示功图形状呈扁平状，用示功图法分析将会与漏失原因混同；有的抽油井上部油管漏失，但测得的功图为正常图。可见，示功图法很难正确诊断抽油机井井下的实际情况。

2.2 憋压诊断法。

对于在用地面示功图法解释之后的抽油机井，为进一步核实是否漏失，对该井进行憋压诊断。憋压诊断法是通过在开关井的条件下通过记录、观察井口压力变化来诊断泵况的方法。憋压诊断方法应同时测得憋压曲线，憋压曲线就是起机关井和停机关井的不同条件下，各测一条油压与时间变化的关系曲线。

2.3 综合判断法。

综合判断法，即根据每天录取抽油机井工作的有关生产数据，对数据中变化较大的井，综合分析，查找原因，进行泵况诊断。生产数据主要包括产液量、含水、沉没度。对有的井的产液量未降，含水突然上升，沉没度上升等，通过核实量油和含水，测功图及对同井组油水井资料看。当有的抽油机井液面高于漏失部位，由于套管压力大于油管压力，油井产液量恢复到原来正常时产液量，但含水上升，产油下降，从功图和产液量无法诊断该井漏失，必须通过含水资料和憋压曲线才能准确判断。

3 漏油部位确认

示功图可以解释泵漏失和下部油管漏失。通过憋压过程和憋压曲线可以判断漏失部位。

3.1 游动凡尔漏油。当游动凡尔因机械性损坏或因结蜡等原因而关闭不严时，便有漏失孔道产生。在憋泵过程中，表现为在起机关井时，油压表指针摆动幅度较大，摆幅值随漏失程度的增大而增大。在停机关井时压力不下降。

3.2 油管漏油和井口漏油。在憋泵过程中，表现为在起机关井时，油压表指针摆动幅度相对较小，摆幅值随漏失程度的增大而增大，如果漏失发生在油管上部或井口且动液面在井口，则从套压表还可以看到指针随光杆的上下行程而摆动；在停机关井时油压下降，套压上升。

3.3 固定凡尔漏失。固定凡尔漏失与游动凡尔漏失的机理相同，只是由于进排液顺序相反，一个发生在上冲程，一个发生在下冲程。在停机关井时压力不下降。

4 漏油问题处理和漏油预防措施

一是井口漏失的检查和处理。在憋泵过程中，如果检查出是由于生产阀门、回油阀门不严造成泄压，或套管阀门不严造成油套连通，则需要重新关紧或更换阀门；检查油管挂是否座封，如不座封需重新调整；检查油管挂盘根是否坏造成串通，如果坏，需重新更换。

二是油管漏失的检查和处理。如果油管漏失，只能依靠作业施工处理，在作业施工过程中，作业质量跟踪人员要严格把关，要求作业队按操作规程完井。

三是泵漏油的检查和处理。泵漏失有三种情况：首先是球座是否刺损或球磨损。其次是凡尔球有杂物或其它硬物垫住，使球与球座密封不严。再次是活塞衬套磨损造成漏失。如果由于结蜡影响，可以通过热洗处理。否则只能作业处理。

漏油预防措施。一是强化作业质量是预防漏失的前提条件。油管漏失产生的主要原因在于作业施工质量，作业时应加强责任意识，严格执行作业操作规程，特别是杆管清蜡和油管整体打压工序。

二是加强作业质量跟踪是预防漏失的重要手段。同时，单位每个采油单位设立了专职作业质量跟踪员进行培训、上岗，并实施作业质量全工程监督。

三是合理制定热洗周期，严格执行热洗操作规程是预防漏失的根本途径。所以，应该根据单井的实际情况，结合相关数据，进行合理制定。

四是合理优化参数是预防漏失的重要保证。合理优化参数，使抽油机井在合理工作制度下生产，使惯性载荷对管、泵影响小，它是预防漏失的重要保证。

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关键词：油管 抽油杆 磨损 腐蚀 治理

中图分类号：TE34 文献标识码：A 文章编号：

0引言

胜利油田油井的约80%使用抽油机采油技术。偏磨腐蚀而造成油井检泵作业的工作量约占全年抽油机井检泵作业工作量总和的50%，管、杆的使用寿命也因偏磨腐蚀而缩短了40%～60%。因此探索应用新技术、新工艺减少偏磨腐蚀,是降低采油成本的有效措施之一。1 抽油机井管杆偏磨原因分析1.1 井斜的影响

自然井斜，从垂直来看，井筒是一条弯曲旋扭的线条，油井井深超过600m～800m一般会出现扭曲现象。随着钻井技术的发展和油田开发需要，定向斜井不断增多。地层蠕变造成套管变形，使井段出现弯曲变形，地层蠕变严重时会导致油井报废。由于套管变形和井斜使油管产生弯曲。在抽油机井生产时，抽油杆的综合拉力F或综合重力(抽油杆的重力和各种阻力的合力)产生了一个水平分力，在水平分力(抽油杆对油管内壁的正压力)的作用下，油管和抽油杆接触产生摩擦。在弯曲度较小的地方，油管内壁和抽油杆接箍产生摩擦，油管偏磨面积较大，磨损较轻。而弯曲度越大的地方，不仅油管内壁与抽油杆接箍产生摩擦，油管内壁与抽油杆杆体也产生摩擦，油管偏磨面积较小，磨损较严重。1.2 油井生产参数的影响

在偏磨腐蚀的油井中，冲程短、冲次高时，偏磨的部位相对较小，偏磨次数频繁，磨损较严重，破坏力大。许多抽油机井的冲程为≤3m，冲数为6次/min，磨损较严重。1.3 产出液介质的影响

当油井产出液含水大于74.02%时产出液换相，由油包水型转换为水包油型。也就是说，管、杆表面失去了原油的保护作用，产出水直接接触金属，腐蚀速度增加。摩擦的剂由原油变为产出水，由于失去原油的作用，油管内壁和抽油杆磨损速度加快，磨损严重。产出液中CO2含量越高，产生的H+越多，pH值越低，产出液酸性越明显，腐蚀性越强。产出液中H2S与Fe反应生成FeS，而H+对油管和抽油杆产生氢脆腐蚀。由于PH值低，H+多，而产出液含CI-高，化学平衡为H+ClHCI，从而形成了具有盐酸强腐蚀性的体系。1.4 偏磨和腐蚀相互作用相互促进

管、杆偏磨使管、杆偏磨表面产生热能，从而使管、杆表面铁分子活化，而产出液具有强腐蚀性，使偏磨处优先被腐蚀。由于腐蚀，使管、杆偏磨表面更粗糙，从而磨损更严重。偏磨和腐蚀并非简单的叠加，而是相互作用，相互促进，二者结合具有更大的破坏性。1.5 缝隙和冲蚀

产出液含水较高及产出液的强腐蚀性，使油管、抽油杆螺纹联接处产生缝隙腐蚀；另外，产出液对油管公螺纹外缘的冲刷作用，再加上产出液的强腐蚀性，发生冲蚀，易使油管公螺纹老化。油管螺纹联接处在偏磨腐蚀、缝隙腐蚀和冲蚀的综合作用下，易使该处产生油管断脱、刺漏。1.6 管杆的材质

管杆材质及表层涂料的强度和耐蚀性不同,管杆耐腐蚀性和寿命不一样。1.7 抽油机井抽油循环过程中油管弹性收缩弯曲，底部抽油杆受压失稳

下冲程时,液柱载荷由抽油杆转移到油管上，抽油杆卸载发生弹性收缩产生螺旋弯曲。继续下行时将受到柱塞与泵筒间半干磨擦阻力及液流通过柱塞产生的阻力和井液产生的对抽油杆的浮力。这些阻力均比杆柱底部第一根抽油杆的临界载荷值大得多，因此抽油杆柱下部很容易发生失稳弯曲,而此时油管承载拉伸基本为直线，所以下冲程时管杆相互偏磨损伤。上冲程时，液柱载荷由油管转移到抽油杆上，中和点以下油管因卸载而发生弹性收缩产生螺旋弯曲，抽油杆承载拉伸为直线，油管、抽油杆相互偏磨成为必然。2 偏磨腐蚀防治对策针对孤东采油二矿油井偏磨腐蚀的特点，根据“防、治相结合”的原则，对偏磨腐蚀的油井应采取一系列的新工艺、新技术。2.1 加缓蚀剂

加缓蚀剂是解决油井井筒和地面集输系统腐蚀的一种常用、有效方法。其原理是通过缓蚀剂加入到产出介质中，在金属表面形成一种致密薄膜，使金属本体与腐蚀介质隔离开来，以达到保护金属、防止腐蚀的目的。另外，通过油井缓蚀剂在油管内壁形成的保护油膜，起到作用，达到减少磨损的目的。如: k622-8,K622x9。2.2 加长尾管和管柱锚定

加长尾管仅能减轻管柱弹性弯曲。管柱锚定又有机械预张力锚定，液压张力锚定，支撑式锚定三种工艺。机械预张力锚定虽是预防油管弯曲的最有效措施，但施工操作复杂，且起出管柱时安全性差，有可能卡钻，因此该项工艺至今未得到很好的推广使用；液压张力锚定虽能利用油套压差将管柱锚定在管柱伸长最大的部位，操作简单，但在整个锚定伸缩过程中，锚牙始终磨损套管，对套管有一定的损伤；支撑式锚定仅能防止管柱底部运动而有助于提高泵效，但是，由于泵上油管受压产生螺旋弯曲严重，将加重油管抽油杆偏磨，是最不应该采用的锚定方式。如：K622-8,K71-27。2.3 抽油杆扶正器

在治理油井偏磨方面，滚轮式和滚珠式扶正器由于易卡轮和不耐腐蚀的原因，目前已很少使用，两瓣对卡式KBV3OH型尼龙扶正器在抽油杆上滑动，扶正效果差，脱落的碎片易卡泵，使用受到限制。KZX型防偏磨扶正器、KBV型固定式扶正器、扶正接箍、KZX型防偏磨扶正器等，它们各具特点。在淘汰金属类抽油杆扶正器后，抽油杆扶正目前较为普遍采用的是安装在抽油杆接箍端的五棱螺旋双接头活动式非金属尼龙扶正器和碳纤维扶正器。在控制抽油机井油管本体与抽油杆接箍的偏磨方面起到了较好预防作用。如：K71-123。

2.4 加重杆

加重杆是防止杆柱底部抽油杆弯曲的有效方法。它能使杆柱中和点下移，且可以降低杆柱的交变应力幅度，延长抽油杆疲劳断裂周期。加重杆在清洗修复时发现加重杆也同样存在偏磨和弯曲问题，现场测量φ42mm加重杆直径最小仅为φ35mm，且部分加重杆有弯曲现象，这说明了加重杆也同样需要扶正防偏磨。2.5 抽油杆分选、增强修复

抽油杆采取分选修复和增强修复，从管理和修复工艺上来提高和保证抽油杆机械性能。2.6 油管旋转器

油管旋转器，通过自动旋转油管改变油管与抽油杆的偏磨面，使磨损面均匀分布，从而达到延长油管使用寿命的目的；另外，已安装偏心井口的油井，转动井口也可达到以上目的。2.7合理调整生产参数

在保持产液量不变的情况下，由短冲程、高冲次，改成长冲程、低冲次，增加偏磨面积，减少偏磨次数，以达到延长油管和抽油杆使用寿命的目的。2.8 应用新技术、新工艺

运用无管采油等技术，无管采油装置最大的优点是：空心抽油杆不易弯曲，而且与国套管间的环形空间远大于普通抽油杆与油管间的环形空间，因此该装置能有效的避免管杆间的偏磨，在油管与抽油杆间偏磨较严重的井上使用更能显示其优越性。“偏磨副”抽油杆扶正器，安装在抽油杆上，当抽油杆上下运动时，“偏磨副”静止不动，既起到扶正作用，又避免了抽油杆与油管间的磨损。3 结论和建议抽油杆与油管偏磨腐蚀的主要原因是井斜、抽油杆柱弯曲、高含水和产出液的强腐蚀性。综合含水上升使偏磨腐蚀更加明显，而介质的强腐蚀性加速了偏磨腐蚀。加药防腐、抽油杆扶正、管杆旋转、调整生产参数、应用无管采油等新技术(新工艺)是防治偏磨腐蚀的有效措施。针对油井的不同情况，制定综合的防治措施才能达到防治偏磨腐蚀的良好效果，以便取得最佳的经济效益。

【参考文献】

[1]俞绍诚.采油技术手册.北京石油工业出版社，1998

[2]万仁傅.采油技术手册.北京石油工业出版社，1994

[3]周全兴.钻采工具手册.北京科学出版社，2000

[4]刘志明.井下作业工具.北京石油工业出版社，1998

篇7

关键词：稠油原油 原油降粘 化学技术

近年来，我国的常规石油开发技术的已经日渐成熟，加上石油管道集输技术，极大的促进我国的是石油行业的发展，但是油田若是想要加大生产量，就必须采取非常规的原油开采，尤其是对油田稠油的开采，由于稠油中含有大量的沥青质以及胶质物质，使得稠油原油的粘度非常，不适合常规的石油开采，进而加大了稠油油田的开采难度，为了能降低稠油开采的难度以及节约石油开发成本，通过化学试剂实现有效降低稠油原油的粘度，进而实现稠油原油的常规方式开采，实现稠油油田原油大量开采。

一、稠油原油化学降粘技术开发的理论基础

1.稠油原油降粘原理

稠油原油中的胶质以及沥青质分子物质中具有羟基、羧基、氨基以及羰基等有机化合物，导致胶质分子与沥青质分子间发生剧烈的氢键作用，沥青质分子中的芳杂稠环平面互相堆积使得极性基团间的氢键产生的沥青质粒子，而胶质分子则是相反是通过及受到氢键的固定产生沥青质粒子的包覆层，这两中粒子的氢键可以相互连接，进而导致原油的高粘度增高。可将稠油的高粘度主要与胶质粒子和沥青质粒子的相互作用有关，或者是与稠油原油中胶质粒子和沥青质粒所形成的高聚化合物有关的，除此之外在稠油中的胶质粒子、沥青质粒子和杂原子、有机金属原子结合形成化合物，导致稠油粘度过高、流动性差，这些高聚化合物或者是混合物的分子量较大、密度高，虽然含量很低但是严重影响了稠油原油的粘度，导致稠油原油开采困难。

2.稠油原油的化学降粘技术的开发

稠油原油的化学降粘技术是我国目前稠油油田原油开发中运用广泛的开采技术，除此之外还有稠油油藏进行水热催化降粘技术，但是因为化学降粘技术在我国的发展成熟，开发成本低以及符合我国的稠油油田原油开发环境，为此我们对稠油原油的化学降粘技术的开发进入深入研究，经过多年的努力，我国的稠油油田原油化学降粘技术的代表有水溶性的乳化降粘技术和油溶性稠油化学降粘剂的降粘技术。

水溶性的乳化降粘技术在我国的稠油油田原油开发中一种常用的化学降粘技术，其降粘效果显著，乳化降粘技术除了单独使用降粘之外，还可作为辅助降粘剂促使其他原油降粘方式降粘，例如使用蒸汽以及蒸汽吞吐降粘技术降粘的方式基础上使用乳化降粘技术，两中降粘方式的结合使得降粘效果更为显著。水溶性的乳化降粘技术主要是将稠油乳化后形成的乳状液进行降粘，进而实现有效的降低稠油的粘度，目前我国的石油矿产中，稠油储量是轻油储量的几倍，所以为加大石油的开采量，必须加大对稠油原油的开发力度，但是稠油藏油区块分散、油层薄以及含油面积小等，导致稠油油田无法使用常规的石油方法开采，加上化学降粘剂能够降低稠油原油粘度，但并且完全效果，对此使用水溶的乳化降粘技术进行降粘，不仅有效的降低稠油原油粘度，而且还有效提高稠油开采的经济效益，应用前景广阔。

油溶性稠油化学降粘剂的降粘技术是通过原油降凝剂降低稠油原油粘度的开采技术，根据胶质和沥青质的性质，在高温或者溶剂的作用下极易出现层隙疏松性质，使得降粘剂的分子渗入，增大降粘剂的降粘效果，但是根据不同种类的稠油的不同的胶质与沥青质分子结构，需要选择不同的化学降粘剂，通常而言，化学降粘剂只是在一定程度上起到降低了稠油的凝固点的效果，石油中还有的蜡，基于其网状结构会导致稠油结构的粘度局部消失，整体粘度下降，当前对稠油化学降粘剂研究目的主要是为了研制价格更为低廉、效果更为明显的化学降粘剂，以增强稠油低温的流动性，使得其能够采取稠油开采及管输的技术需求。但是目前根据化学降价剂的使用情况来分析，多数人使用者只是重视的化学降粘剂的降粘效果，缺乏对降粘剂与和原油之间的相互作用分析，反而在一定程度上限制了化学降粘剂的化学效果的，为此加强改进稠油降粘剂的降粘技术对稠油原油开发至关重要。

二、稠油原油的化学降粘技术的应用

1.稠油原油开发的应用

虽然我国稠油的储量丰富，但是由于大多数的油藏区块分散，含油面积不大，导致造成了我国的稠油开采困难，或者通过电热或蒸汽吞吐等经济方法进行开采所得到的效果低下，为了在稠油原油开发的过程中获取更多的经济效益，通常采用化学降粘方式开采或者辅助开采，我国的稠油化学降粘技术主要应用在油层解堵、井筒降粘、蒸汽吞吐以及输油管的降粘等几个方面中，在稠油的开采中应用最多，通过化学降粘技术降低稠油粘度，不仅促进稠油的开发，更是提高了原油的产量以及降低原油的运输成本，还减少稠油中氮、硫等物质产生，大大降低了稠油开采成本。

2.在管道集输中的应用

我国开采出来的稠油原油含蜡量的较高，，这种原油在低温中流动性差，不适合管道集输，所以在管道集输之前需要通过加热原油的方式，以促进稠油的管道集输，但是我国东部油田的产量逐年下降，我国的稠油原油开发不得不转向西部，但是这导致稠油原油管道集输相当困难，加热原油促进管道集输的方式不适和长距离的原油管道集输，而采用降凝降粘剂使输油管长期处于常温状态，能够有效地解决这一困难，不仅提高稠油的长距离的输送技术，还促进石油行业的快速发展。

三、结束语

稠油油田原油化学降粘技术是我国稠油原油开发的重要技术，其发展状况直接影响到我国石油行业的发展，为此对其技术创新需要重视。

参考文献：

[1]赵炜，张志远.重油-21世纪的重要能源[J].世界石油工业，2009，6（3）：46―49.

[2]李炯.流动改进剂在原油长输管道的应用研究[J].油田化学，2011，4（2）：146―155.

篇8

关键词： 敏感性； 稠油油藏； 开发； 王庄油田

中图分类号： TE345 文献标识码： A 文章编号：1009-8631（2010）06-0055-02

引言

王庄油田属典型的粉细砂岩敏感性稠油油藏，地质条件复杂，原油物性差，国内外无成功开采的先例。针对这种现状，深化对敏感性稠油油藏敏感性机理研究，搞清王庄油田沙一段储层平面、垂向敏感性变化规律，对常用粘土防膨剂进行筛选，防止粘土矿物的膨胀，开展注汽过程中的油层保护技术研究，对注入工艺进行优化，努力提高注汽质量，突破制约强水敏稠油油藏开发的技术瓶颈，是实现王庄强水敏稠油油藏有效动用的关键。

一、概况

王庄油田位于山东省利津县王庄乡，构造上处于东营凹陷北部陡坡带西段，北靠陈家庄凸起，西为郑家潜山，南邻利津油田。沙一段为主力油层，探明含油面积23.8Km2，石油地质储量3084×104t。油藏埋深1150m-1250m，有效厚度5m-20m，孔隙度25-40%，渗透率在20-3000×10-3μm2之间，原油密度在0.953-0.989g/cm3之间,原油粘度在2000-30000mPa.s之间，油藏类型为受构造、岩性控制的层状强水敏稠油油藏。

二、储层敏感性实验

（一）水敏实验

为了准确描述王庄油田储层强水敏的主要原因并提出相应的防膨措施，利用沙一段实际岩心，开展粘土矿物常温、高温下水化膨胀机理、热采过程中矿物的溶解和转化、水岩反应等室内试验。试验表明蒸馏水测渗透率保留率平均只有气测渗透率12.1%，远低于强水敏的界限30％，储层评价为强-极强水敏。

沙一段储层粘土矿物含量在8-30%之间，平均13.8%，伊蒙混层含量60-80%，根据10口井213块样品扫描电镜分析和激光拉曼鉴定技术分析，镜下伊蒙混层处于低转化程度的蒙脱石带，蒙脱石主要为薄膜鳞片状，以钠基型为主，钙基型相对少，钠基型膨胀率是钙基型的20倍以上，直接造成强亲水粘土膨胀。

（二）储层平面、垂向敏感性变化规律试验

为了搞清王庄油田沙一段储层平面、垂向敏感性变化规律，室内进行了敏性性评价试验。储层敏感性评价的实验方法和敏感程度的评价标准按照原中国石油天然气总公司行业标准SY/T5358－94《砂岩储层敏感性评价实验方法》执行。

从完成的10口井敏感性实验结果分析，储层存在强-极强水敏、中等碱敏、弱酸敏、速敏、盐敏。

（三）高温高压下水敏性变化的动态物模实验研究

在蒸汽注入过程中，地层温度逐渐升高，在井筒附近区域形成一段高温区。但随着时间的推移，热量逐渐波及到地层深部。由于注蒸汽的温度比较高，一般超过300℃，地层中的粘土矿物会发生或多或少的变化，水敏感性也因此发生了变化，常规的敏感性实验已不能真实反映出地层实际的敏感性程度。为此，通过室内动态物模实验，研究水敏性在各温度阶段的作用大小。实验表明，初期随温度的提高，渗透率逐渐下降；近200℃时渗透率开始了恢复过程，但更明显的变化是在200℃这个点的前后。温度大于250℃后，渗透率均超过了用30%氯化钾溶液测定的初始渗透率值。这说明温度的增加对于改善该油田储层的渗透率有利。

三、油层保护技术研究

针对王庄油田存在强水敏和中等碱敏的特点，在储层敏感性评价试验的基础上，研制和筛选了BPS强抑制性防膨泥浆体系、高效CFP-1和GFP-2常温高温防膨剂及JJ-8降PH值剂，配套了适合王庄敏感性稠油油藏作业及注汽全过程的油层保护技术。

（一）作业过程中的油层保护技术

对几种常用粘土防膨剂进行筛选，从常温粘土防膨剂筛选可看出CFP-1高效粘土防膨剂可以很好的防止粘土矿物的膨胀。

试验表明，当防膨剂使用浓度为4-6%时，在注入大量水后岩心渗透率依然保持较高水平。因此综合评价在地层高饱和预充填施工过程中防膨剂使用浓度选择4%，而在射孔液、作业洗井液中则使用浓度选择2%。

（二）注汽过程中的油层保护技术

1. 高温防膨保护技术

对几种常用高温粘土防膨剂进行筛选，把各种防膨剂稀释成10%的溶液，量取40ml，称取6.0g钠土，一起放入高温高压容器中，摇匀后放在恒温箱中，分别在60℃，200℃，300℃的条件下静置12h，取出后计算并评价其防膨效果。

从高温粘土防膨剂筛选表可看出GFP-2高温粘土防膨剂在高温条件下具有良好的防膨效果，因此注汽前作为前置液注入，进行油层预处理，防止油层伤害。

郑王储层具有强-极强水敏，注汽过程中易发生粘土膨胀，采用GFP-2进行高温防膨处理。注汽2d~3d天后近井地带温度升到200℃以上时，用GFP-2处理可使蒙脱土变为不膨胀的矿物，最大限度地保持原有的渗透率，降低注汽压力，提高注汽质量。

实验结果表明，GFP-2处理后的岩心渗透率为水敏后的2～5倍，保持了初始渗透率的66%左右，效果比较理想。因此采用高温粘土防膨剂可以起到抑制粘土膨胀的作用。

沙一段储层高温水敏评价为高温强水敏性,虽然注汽前挤注高温防膨剂,但随着蒸汽波及范围的不断扩大,作为前置液挤入的高温防膨剂不断被稀释,有效浓度降低,影响防膨效果.为了充分发挥高温防膨剂,特别是保持蒸汽波及前沿的有效浓度,采取拌蒸汽挤注高温防膨剂工艺技术,降低注汽压力,提高注汽效果。

2. 防止注汽过程中碱敏伤害技术研究

王庄油田储层具有中等碱敏性，当进入地层中的液体PH值≥10时，地层渗透率下降加剧。而蒸汽锅炉蒸汽液相中OH-加大，结果形成一种强碱性的溶液。干度不同，pH值有所变化。根据测得的结果，蒸汽液相pH值一般大于10。因此，研制出降湿蒸汽PH值效果好的JJ-8化学助剂：与其它常用的降PH值化学剂相比，JJ-8具有耐高温、低腐蚀、降PH值显著的特性。JJ-8作为前置液对油层进行预处理，降低蒸汽液相的pH值，从而降低高碱蒸汽对油层的伤害。

四、防砂工艺技术

针对王庄储层胶结疏松、易出砂的特点，配套应用成熟的具有改造油层特点的挤压砾石充填复合防砂和压裂防砂工艺。针对钻井过程中由于泥浆漏失造成油层污染的情况，防砂前进行地层预处理，实施防膨酸化和负压返排工艺技术，来解除泥浆堵塞，提高近井地带的表皮系数。

五、效果评价

王庄油田沙一段稠油油藏投入开发以来，油井作业过程中采取高效粘土防膨剂油层保护技术，注蒸汽前挤注高温防膨剂以及JJ-8作为前置液对油层进行预处理，注蒸汽过程中采取拌蒸汽挤注高温防膨剂油层保护技术，同时采用负压返排、砾石充填复合防砂和压裂防砂工艺，取得了比较好的效果：截至2010年6月热采井143口，日产液能力1725t/d，日液水平1463t/d，日油能力797t/d，累积产油145×104t，采油速度1.1％，采出程度达到10.4％。

通过前期研究，应用创新配套技术，突破了制约强水敏稠油油藏开发的瓶颈，实现了王庄强水敏稠油油藏的有效动用，超过了方案设计指标，实现了王庄稠油油藏的高效开发。

六、结论与认识

对敏感性稠油油藏敏感性机理研究，搞清影响储层敏感性的主要因素，通过实验研究和实践探索,在开发过程中采取高效粘土防膨剂对油层进行预处理油层保护技术，配套负压返排、砾石充填复合防砂和压裂防砂工艺，是保护油气层，实现敏感性油藏高效开发的关键。王庄油田敏感性稠油油藏的成功开发，是国内敏感性稠油油藏开发史上的一大创举，为类似的低品位油藏的开发提供了宝贵的经验。

参考文献：

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关键词：稠油开发；工艺技术配套；推广应用

中图分类号：TE3 文献标志码：A 文章编号：1673-291X（2014）07-0206-02

一、概况

文南油田沙一段大都为稠油层，由于文南油田稠油层与其他油田相比油层埋藏深、开采工艺难度大、高投入、低产出等原因，稠油层基本未进行开发，即使射开油层也往往进行关井处理。调查显示目前文南油田有45口井的稠油层具有开发价值，稠油储量约40万吨。若投入开发20口井，则产能有望达到60t/d，对文南油田的的上产稳产具有重要意义。

二、技术措施

1.化学降粘

主要对50℃时粘度小于500mpa.s、流动温度低于50℃的稠油井，采取加入一种降粘剂的方法降低稠油粘度，使其在常温下只配套合适的抽油泵、采用常规的抽油方法就能正常生产。

2.抽稠泵工艺技术

抽稠泵为液压反馈式抽油泵，它主要由两台不同泵径的泵串联而成，中心管将上下柱塞连为一体，没有固定阀门，下冲程时产生较大的反馈力，大大减少了杆柱下行阻力，改善了抽油杆的受力状况；由于没有固定阀，可不动管柱进行注气热采及正反向洗井、冲砂，作业方便，适用于常规稠油井及注汽热采稠油井生产。但抽稠泵工艺技术只是稠油开采的辅助手段，一般情况下，开采稠油粘度在4000mPa.s以内。如果开采粘度过高，必须采取加热或降粘等其他工艺措施。

3.电加热抽油杆技术

电热抽油杆技术采用35CrMo合金空心杆，规格分为36mm*5.5mm，34mm*5.5mm，34mm*5.0mm，以单根抽油杆形式存在，两头密闭，内部设有PTC半导体加热材料和导电母线，半导体一端与空心杆外壁连通，另一端经保险装置接入导电母线，半导体加热材料并联运行，某一加热单元损坏后，不影响系统的正常工作。

4.双空心杆稠油开采工艺技术

双空心杆及配套装置由双空心杆、燃气加热器、循环泵、储水罐、泄压阀、光杆四通、软管等组成。该装置采用同轴式双空心抽油杆内循环热传导加热方式，有一个内外相互密封的独立通道，利用地面燃气加热器把热载体（水）加热，再经循环泵加压后（2MPa左右），以过缓冲和分离气体后，通过特制四通接头，注入双空心抽油杆的内空心通道，热载体在循环泵的高压驱动下，克服管壁磨擦，高速（约1.5m/s）流至双空心杆的加热尾端，然后通过环空返至地面热交换器内再次加热。

三、现场应用效果

（一）应用电热杆与双空心杆开采稠油效益对比

1.一次性投入

双空心杆：一次性投入38.5万元；电热杆：一次性投入25万元。

对比：一次性投入电热杆比双空心杆少13.5万元。

2.耗能

每方气按1.0元计算。

双空心杆：每小时消耗天然气3.75m3，日耗气费：1.0×3.75×24=90元；地面循环泵额定功率3Kw，日耗电费：3×24×0.672=

48.384元；合计日耗电（气）费：90+48.348=138.384元。

双空心杆年耗电（气）费：138.384×365=5.05万元。

电热杆：以W184-60为例，实测每小时耗电83.5度，日耗电2004度。电热杆日耗电费：0.672×2 004=1 346.88元；电热杆年耗电费：0.134688×365=49.15万元。

对比：电热杆与双空心杆耗能对比：年增加费用49.15-5.05=44.1万元。

3.维护费用

电热杆使用周期为105天左右，而双空心杆井检查周期可达三年以上。所以双空心杆一年至少比电热杆减少作业三次，节约作业劳务费就达20万元以上。

4.结论

双空心杆与电热杆相比每年净节约费用65万元左右，其中电费44.1万元，作业费21万元。

（二）2013年应用情况及效果

截至目前，文南油田应用双空心抽油杆热循环技术开采稠油5口井，工艺有效率100%，累计增油2 287.2t。

1.投入费用：

双空心抽油杆循环加热装置每套38.5万元，5口井合计投入费用192.5万元。

每小时消耗天然气3.75m3，日耗气费：1.0×3.75×24=90元

地面循环泵额定功率3Kw，日耗电费：3×24×0.672=

48.384元

合计日耗电（气）费：90+48.348=138.384元

一套双空心杆年耗电（气）费：138.384×365=5.05万元

5口井合计年耗电（气）费：5.05×5=25.25万元

5口稠油井年合计投入费用：192.5+25.25=217.75万元

2.经济效益

5口井年累计增油2 287.2t，每吨油按5 000元计算，年累计创收：2 287.2×0.5=1 143.6万元。

篇10

【关键词】塔河油田;奥陶系;稠油油藏;地质特征;开发技术

包含塔河油田在内，奥陶系盐酸盐岩稠油油藏大多分布于含有油气的盆地中，是一种非常特殊的油气藏资源，也是我国埋藏深最大的稠油油藏，约为5000-5700米，储集体基本可分为溶洞型、裂缝型、缝洞型三类，非均质性特点是其最主要的特点。该油藏在开发的过程中，会表现出油井的建产率低，缺乏对单井储量的有效控制，出水后油井的产量会迅速降低等问题。为了能够有效解决这些问题，实现对稠油油藏的有效开采，我们需要加深对该油藏地质特性的认识，并加强对开发技术的研究，这也是今后塔河油田奥陶系稠油油藏开采的重点。

一、塔河油藏的地质特征分析

塔河油田地区奥陶系稠油油藏的地质特点和其他稠油油田相比，在共性特点之外，还具有其特殊的特点，具体可以从以下3个方面进行概括：第一，稠油油藏的储集空间比较复杂，储集的类型和有效储集体的形态以及具体的分布范围很难确定。这是因为，塔河油田处于长期发育古隆起的侧部，其油藏是在长期的构造运动和岩溶作用的共同影响下在缝洞型碳酸盐岩中形成的。这种储层空间主要包括溶蚀孔、溶蚀洞、微裂缝等，具有双重或多重孔隙介质的储集类型。第二，油藏的埋藏较深，无法有效确定油层厚度。其埋深约为5000-5700米，再加上油田中的原油以含硫量和粘度很高的重质流体为主，油藏类型属具底水、低饱和的岩溶缝洞型油气藏，所以难以判断其油层厚度。第三，流体的性质复杂，边界不清，且其密度和粘度高。由奥陶系稠油的地面密度及动力粘度平面分布来看，稠油性质差异较大，存在着普通稠油、特稠油甚至超稠油。

二、塔河稠油油藏的开发技术分析

塔河油田奥陶系稠油油藏的开发正处于起步阶段，由于其储层位于岩溶缝洞，再加上稠油本身就属于重质流体，所以大大增加了开发的难度。从上文的分析可知，本地的稠油油藏的原油密度较大，而且黏度和凝固点都较高，所以导致其流动性较差，很难完成井筒的升举操作，影响了施工和生产活动的正常进行。在这种背景下，如何采用科学合理的开发技术，提高本地区的稠油油藏开发效果已经成为当前生产工作的重点。笔者结合稠油油藏的地质特点，从如下三个方面进行了具体分析。

（一）加强对稠油油藏储层非均质性的研究

要想对本地区的稠油油藏资源进行有效开发，对其储层空间的地质特点进行深入研究是非常有必要，尤其是对岩溶缝洞的分布规律要有全面的认知。在此基础上，通过原油本身的特点及其流体性质和渗流特点，就可以对开发的方式进行评价，有选择性地选择开发的方式。

（二）加大对稠油油藏开发方式和开发技术研究的力度

该油藏属于缝洞型碳酸盐岩的底水油藏，其高角度裂缝的发育比较广泛，所以为水体的推进提供了有利条件。与此同时，原油的黏度要远远高于水体，而且两者的流度比值较大，所以油井一旦见水，其含水量就会迅速上升，很容易暴性水淹的发生。另外，在长时间的水洗作用之下，下部分原油的粘度会进一步加大，所以需要加大对油层条件下原油黏度和温度的关系，并加强对稠油和超稠油的驱油效率的研究，除此之外，原油的流变特点和高温相渗试验也是研究的重要内容之一。通过这些开发理论的研究来实现开发方式和技术的优化。比如说，有研究发现原油黏度的临界值对于开发方式的选择具有重要影响，大量的实践也证明，通水驱与热采的地下原油粘度的界限值在100-200mPa・s之间。

（三）稠油油藏的开采技术亟待突破和创新

从塔河油田已经查明的稠油和超稠油的储量来看，约占60%。它们的储层非均质的程度比较严重，同时受到稠油本身特点的影响，所以单个油井无法实现对储量的有效控制。从目前本油田采取的相关措施来看，提高产油量的最佳途径就是参稀采油。因为酸化技术的使用对提高稠油油井的生产能力具有非常重要的作用。但是以目前油田稠油开采的实际情况来看，这一技术的开发还需要进一步加强。同时，稠油油藏本身性质的复杂性极大地限制了传统开采技术的应用，所以进行开采技术的创新和突破是目前研究的重点。

结束语

综上所述，塔河油田奥陶系稠油油藏具有巨大的开采价值，但是在实际的开采过程中却面临着一些问题。为了有效解决这些问题，本地稠油油藏的开采率，笔者首先从3个方面对塔河油田奥陶系稠油油藏的地质特点进行了总结和概括，然后从实际出发，对开采技术未来的研究方向和亟待解决的问题进行了比较全面的分析。但是本文并未对稠油油藏的自身特点和具体的开采技术进行深入分析，这是本文研究的不足之处，也是今后笔者研究的重要方向。

参考文献

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