试油作业

试油作业（通用9篇）

试油作业 篇1

在油气勘探中, 试油环节极为重要, 也是其重要组成。之前经常使用的钻井及测井、勘察等, 都是出于对油气层的测定。而试油则需要专门的工艺及设备, 对可能含有的气层进行直接的测定。以获得目标层的油气流情况, 从中获得目标层的各项数据。试油工作的主要特点:1.工作环境差;2.工作范围广;3.工作条件差;4.工作难度高;5.有很强的流动性;6.危险系数高;7.所需装备及设施繁杂。由于这些特点的存在, 使得试油作业具有着多变性及复杂性特点, 同时, 也具有着很高的危险性及事故突发性, 很容易在作业中因为突发事件, 比如:井喷、中毒火灾等, 进而导致各种伤害及伤亡事故。因而, 做好试油工作中的风险识别极为重要。

一、原因分析

1. 主要原因:防喷器失封

测射联作管柱中某个部件如果发生泄漏, 就标志着井下的第一道安全防线失去了控制。如果是天然气窜至环空, 井口的防喷器失去作用, 就会导致防喷器液压缸内的密封圈被气体刺坏, 井内的压力会将环空井液、天然气等推入液压管线及邮箱后, 造成第二道防线失控。

2. 试油项目部的问题

(1) 过于急功近利。砂40#井于11月14日刚刚完井, 17日项目部便要求事业部钻井队准备准备腾出并场。试油对于四天后迁到现场, 开始了试油工作。钻井队在11月21日腾出场地后, 试油对便进行了搬迁, 并与搬迁额当日便开始了试油工作。由于在作业前没有能够进行开工验收, 严重范围了规章制度及相关作业细则, 直接反应出项目部的个管理松懈及不到位现象。体现出项目部人员不够严谨, 急于求成, 为以后作业埋下了后患。

(2) 管理流于形式

第一, 严重的违章现象。没有执行开工验收, 便直接开始工作;

第二, 违章指挥:没有事先安排好工作流程, 就直接进行了射孔作业;

第三, 未落实指令:在进行搬迁之前, 试油项目部已经下达通知试油对需要对防喷器进行更换, 但是, 试油对没有按照指令进行防喷器的更换。在这样的情况下进行施工工作, 体现了项目部的不够负责, 严重缺乏安全意识。

第四, 没有处理好安全与生产的关系:试油项目部在作业中, 极为注重生产, 而对于安全却视若罔闻, 不管不顾, 完全没有认识到安全对于生产的重要性, 从思想上背离了安全这个硬道理。

(3) 思想认识的缺失

试油项目部的管理者及作业员工, 没有牢固树立安全第一的理念, 防喷器已经使用了很长时间, 已经超过了运行周期, 本来应该拆检, 但由于油气显示正常, 便忽视了这个细节, 没能及时对防喷器进行更换, 存在很大的侥幸心理。

3. 试油队存在的问题

(1) 管理不严, 章法不明

在实际操作中, 没能按照工艺要求进行管理及操作, 存在大量的随意现象, 现场管理的要求及水平很低。

(2) 缺乏执行力

第一, 对于试油气流程在安装及连接过程中, 完全忽略了设计要求, 没能按照原先的设计进行。

第二, 压井管线没能实现按要求连接。

第三, 压井液没有按照计划进行储备。

第四, 对于试油气流程的安装, 没能按照设计要求, 且只安装了部分管线, 即使在试压过程中, 也没能彻底整改。

第五, 分离器管线及产罐没能实现连接, 只是进行了射孔作业, 留下了极大的隐患。

(3) 未进行风险识别

砂40#井由于节流管线在连接上存在失误, 、压井管线没有连接、流程管线存在刺漏现象、生产关线及生产罐没有连接、所有管线没有安装保温、压井液没有按照需求储备等, 由于存在大量的隐患, 作业队在进入现场后, 没有对存在的隐患进行风险识别, 就直接进行作业。

4. 施工工艺的问题

(1) 在工程及地质设计中, 在试油井段测井的过程中, 其解释为油层, 因此, 在进行施工作业中, 安全是按照试油的要求进行。

(2) 施工工艺存在缺陷

这个井段为预探井, 其主要的操作是依靠向上或者向下放管柱来实现的。由于无法实现采油树的安装, 因而, 很容易使封隔器松动, 降低其密封性能。因而使得第一道控制失控。同时, RD阀的安全等级设计过高, 压力在42兆帕的情况下, 才能自行放压, 因此, 封井器存在严重的问题, 这个情况就无法实现。

5. 未能对冷90#井做好封堵工作;在现场出现险情后, 并没能引起管理者的重视;试油队发现井口溢流后, 由于对井下缺乏认识, 在实施关井中, 发现压力很大, 使得在井喷时, 压力过高。

从第一次关井到最后组织压井, 也没能减弱险情。

二、风险管理措施

(1) 对所有实用工具必须要按照要求进行定期定时的年检或者月检, 定期进行高压试验。特别是一些设备在使用过程中或者检修后, 要坚持定期试压。必须做到试压合格后才可以继续使用。

(2) 对于如开工验收等这样的工作程序或者环节, 必须严格按照规章进行。

(3) 在进行射孔时, 先要对安装情况进行检查。

(4) 对于上级的指令要认真执行, 并及时进行信息的反馈。

(5) 想要稳产, 必须要安全第一。

(6) 安全工作要落实到底, 不能光讲口号。

(7) 要严格按照施工设计及要求进行, 不能单纯追求速度而忘记了安全的重要。

(8) 对于非常规井, 其防喷器在使用前必须要进行试压, 在检修后, 也要严格按照规章进行查漏工作, 以满足工作要求。

(9) 对于裸眼段, 要坚持做好探塞的工作, 并予以试压合格后, 才可以进行替浆, 在这个过程中, 要尽量选择使用采油树。

(10) 对于大尺寸的试油井, 必须要进行双闸板封井器的安装, 对使用的各种法兰要予以配套。

(11) 试油对在进行冷90#井的安装中, 对于注塞不利的情况缺乏了解, 在进行抢险时, 忽略了对管线的固定, 没能按照工艺压力的需要进行, 因而, 提升了抢险的难度。

(12) 防喷器在实施关井后, 要进行闭锁。

(13) 试油对在发现溢流后, 进行了关井处理。同时, 应该向上一级汇报, 以寻求支援。

(14) 对于泥浆罐的问题, 也要予以考虑。由于实际容积与使用量的差异, 会导致泥浆的浪费。

结语

任何一起安全事故的发生, 都不是无缘无故的, 其中都牵扯着各种各样的诱因就因素。有的是技术风险, 有的是预防不够的突发事件, 都是可以实现预控的。现在的风险理论, 已经发展到风险识别、科学评估以及有效预控的层面, 给将来的油田生产必然带来新的生机。

摘要：对试油作业中可能遇到或者突发的风险问题进行了探讨, 并且以现实中发生的事故为研究的重点, 用风险管理论对其进行了研究, 并就事故的发生提出了相关建议。通过对风险管理论及事故致因论进行对比, 对风险管理的方法进行分析及探讨。

关键词：试油作业,风险分析,管理

参考文献

[1]章启成, 张跃林.辽河油田试油修井作业三系统危险程度浅析[J].工业安全与环保, 1992, 07:18—19.

[2]郭书昌等.试油试采安全手册[M].出版社:石油工业出版社, 2010-01-01.

[3]崔朋辉.MFE测试器在大庆深层气井中的应用[J].内蒙古石油化工, 2010, 12:14—17.

试油作业 篇2

一、2006年主要业绩指标完成情况和取得的成绩

全年完成试油地质层349层(探井155层，开发井194层)，压裂191层(探井71层，开发井120层)；试油资料合格率100，优质率95.9(探井93.55，开发井97.94)；回收原油5244立方米；实现总产值11298.2万元，盈余295万元。取得了一项新发现，两项管理创新，三项技术新突破，四项配套完善，五项新水平的好成绩。

一项新发现：

1、深层试气又有新发现。继徐深1井之后，徐深6井、徐深1-1井先后喜获工业气流，无阻流量分别达到92万立方米和130万立方米。

两项管理创新：

1、队伍管理方式有所创新。建立海拉尔作业区基地，创新了外围试油管理模式；成立井控技术队、检查站，新建专用物资周转库，创新专业化管理模式。

2、用人机制创新。基层干部选拔由行政任命向竞聘上岗转变。有12名员工通过竞聘走上基层领导岗位；增加了采集员hse监督职能，20名工程技术人员资料采集、技术监督、hse监督三重职能并重，工作责任、管理权利和应尽义务明确，取得了明显效果。

三项新突破：

1、实现试油信息技术新突破。应用无线传输设备，实现了前线、基地、后勤随时通讯，自2006年6月1日起取消手写日报，实现试油日报电子化。

2、气井试采新突破。徐深1-1井试采，使大队试气工艺向采气工艺拓展，首次实现了气井冬季试采。

3、排液技术新突破。试用水力喷射泵，固体防蜡剂配合新型抽汲工具2项排液工艺新技术，基本解决了中深井、高粘油井抽汲效率低的问题。

四项配套完善：

1、配套完善了深层试气、压裂、压井、井控等设备，规范了试油测试地面流程，提高了工装水平，增强了安全生产能力。

2、配套完善了对外技术服务装备、设施和人力资源，组建国外服务队伍，技术服务走出了国门。

3、配套完善了放喷计量缓冲罐装置，解决了co2压裂后放喷压力高、冻堵严重，油嘴无法控制放喷和压裂返排液体计量不准的技术难题。

4、配套完善部分前线新型野营房，超声波清洗测试工具，改善了基层工作生活环境。

五项新水平：

1、深井试气层位最多新水平。年试气23层，居历年之首。

2、开发井优质率最高新水平。开发井试油优质率97.94，创历史最高点。

3、海拉尔试油层位最多新水平。年试油125层，该区试油首次突破百层。

4、精神文明建设新水平。3个基层队分别荣获集团公司工程技术服务银奖队、油田公司功勋集体和先进党组织，3名同志分别获集团公司工程技术服务先进个人银奖、油田公司模范党务工作者和优秀共产党员。

5、hse管理工作上水平。交通、工程无重大恶性事故，环保工作水平再上新台阶。

二、2007年主要工作

2007年，针对试油工作量不均衡，外部环境恶劣，一线员工缺员，投入产出矛盾突出等诸多矛盾和不利因素。用持续有效发展统揽试油全局工作，以创“四个一流”铁人基层队活动为载体，全体试油员工克服各种困难，真抓实干，实现了全年各项指标。

（一）科学组织生产，增强协调能力，确保完成全年任务。

站稳内部市场，服务百年油田，是试油工作的首要任务。大队统筹安排、科学组织，针对生产难点，解决制约要素，增强协调力度，戮力同心，完成生产建设任务。

一是建立内部竞争机制，提高生产主动性。井位分配是前线员工关注的热点和焦点。大队将待施工井的相关资料公示，井位分配公开、公正、透明，各试油小队按优劣排序选择井位，提高了小队生产积极性和工作主动性，从而提高了大队的生产效率。

二是规范深井生产组织措施，力保生产安全。根据深井施工的特点，制定一个验收，两个确保，三个杜绝，四个规范的深井生产组织措施，即开工验收；确保合理利用施工用地，确保井控设备齐全；杜绝无设计施工；杜绝不合格产品的使用；杜绝无控带压起下作业；规范压裂、试气、压井管线流程和设备定置摆放。今年完成深井9口井23层，大型压裂14次14层，不仅保证了安全、优质、高效，而且为重点工程项目，产能建设赢得了主动权。

三是畅通信息渠道，提高工作效率。今年大队应用互联网信息技术，数据自动采集、无线传输，实行现了信息井井通，网络队队连，实现了试油信息现代化。原来每7天上交一次日报，现在随

时获取现场资料，保证了资料全面、准确、快捷，大大加快了试油施工进度。

四是统筹生产运行，突出重点项目生产组织。今年大队共组织了敖南区块、海拉尔春秋压裂三次会战。首先领导重视，成立会战指挥部。十几名领导和相关人员亲临现场指挥协调，提供组织保障。其次是抽调精兵强将，有序出击，集中优势力量打好三项重点工作攻坚战。全体参战员工连

续奋战，加班加点，放弃节假日休息，最长驻井72天，较好地完成了三项重点工作任务，而且探索了现代生产管理方法。

五是加大协调力度，解决制约生产因素。施工占地、道路、环保纠纷，农民哄抢落地原油,严重影响施工进度。今年充实现场调度、土地员、安全环保员，加大协调力度，井位勘查、地方联系协调工作，密切配合，超前解决纠纷，全年处理纠纷223件，保证生产各环节衔接紧密。

(二)强化成本意识，保证效益指标实现

强化经营管理措施，坚持成本刚性管理。将预算、核算、决算三个重要环节，贯穿于经营管理全过程，做到时时讲效益，处处算成本，努力创建“节约型”服务队伍。

年初细化成本指标分解。将材料费、修理费、油料费、运输费等变动成本作为控制重点，进行全面分解。在纵向上，实行逐级领导专项费用承包制，大队和小队领导是项目费用责任人。在横向上，基层队、班组相互之间都下达成本控制指标，层层分解成本压力，做到横向到边，纵向到底，落实到岗，责任到人。

全年强化成本过程控制。物资管理上，严审购料单、发料单、验收单，严把计划关、领料关、发料关、使用关。修理费管理上，坚持“先内后外”的原则，加强设备修保合同的审批与费用结算管理，严格控制外修车辆。油料管理上，实行车辆工作量定额。健全班组经济核算制度，完善大队、小队核算网络。定期对成本消耗考核，成本效益月月分析，定期调整变动成本内部此文来源于文秘资源网消耗指标。做到了细化管理挖一块，革新挖潜省一块，精打细算抠一块，有偿服务挣一块。全年试油成本11003万元，内部劳务创收644万元，保证了成本指标不超过分公司计划。

年底严格成本考核兑现。坚持每月对小队消耗指标进行考核，大队内部将消耗指标和小队利益、选树典型、评选先进挂钩，将生产效益指标作为经营考核重要依据之一。

（三）严格技术质量管理，打造“精品工程”

完善技术质量管理体系，推进技术创新步伐，提高技术质量管理水平，圆满完成了生产、科研、培训、新技术推广等各项任务。

一是强化技术质量管理，确保施工技术质量达标。首先完善技术质量文本化管理体系，理顺技术质量管理流程，完善岗位规范和考核体系。其次明确内部资料采集、技术监督、安全监督三个管理职能，实施程序化管理，实现了四级管理网络。三是实行内部动态管理。实现了定岗不定人、人随岗位转、奖惩易兑现的管理模式，有效调动了技术人员的积极性。确保大队技术质量工作稳步发展。

二是发挥整体优势，保证试油施工进度。在技术人员管理上，采取统一管理，合理调配，综合使用。针对疑难井、事故井指派技术水平高的采集员，以保证施工质量。在采集员紧张的情况下，取消了采集员包队的模式，集中管理。海拉尔两次会战，7名采集员克服各种困难，同时完成了16口井的资料采集工作。

三是开展技术创新，发展核心技术。大队通过选树技术质量典型并给予一定奖励，为技术人员营造一种依靠知识、依靠技术、依靠人才的自我加压氛围，从而激发广大技术人员技术创新积极性。全年获奖油田公司科研项目2项；新技术推广1项；技术革新29项；发表论文36篇。

（四）夯实基础工作，hse管理水平稳步提升

hse管理是试油大队工作的重中之重。把hse从指挥层的心中，传递到执行层的脑中，落实到岗位操作员工的行动中，在工作中坚持做到“四个到位”：

一是教育培训到位。今年共举办了三期安全环保知识培训班；利用每周碰头会、每月一次安全活动日、每季一次安全教育大会、“12.23”警世大会等会议，以会代训，讲案例，宣传法规；领导深入到生产一线进行宣贯安全环保标准及各项操作规程。通过教育培训，使员工的安全意识真正由“要我安全”向“我要安全”转变，员工识别风险、规避风险的能力得到进一步提高。

二是措施落实到位。修订了《hse管理实施细则》及《环境管理考核办法》，完善了hse检查表，检查项点分别落实到队长、班长和岗位操作员工，标准统一，客观、明了，可操作性强；先后制定了井喷、防火等5个应急预案，建立安全环保预防机制，提高应急处理能力；重新修订规范了试油流程；在安全环保人力资源方面配齐配强，20名采集员担任小队的hse监督员，对安全环保进行有效监督。通过采取有效措施，实现全年无上报等级事故，无污染作业率达标，相关方无抱怨。

三是硬件投入到位。今年分公司投资近千万元，改建井控维修工房，配备检测设备，共购进117套井口控制器，使大队井控装备配套和井控检测技术达到国内同行业领先水平。年初为每个队配备了电缆支架，配发了防爆照明灯，消除了井场照明线路起火的隐患。在环保方面为小队配备了计量池、柴油罐、污水泵、发电房底部加工小块防油垫布，为深井队配备了防毒面具和急救器材，满足小队hse工作需求。

四是检查督导到位。调整了领导安全联系点，定期和不定期深入施工现场检查指导工作，还组织了两次由各队干部参加的大型互检。全年领导检查540次，职能部门检查720次。检查中发现问题215项，都做到及时处理，没有造成重大安全隐患。同时加大奖励考核力度，安全环保考核143次35550元。

（五）作业区管理见成效，海拉尔试油结硕果。

海拉尔探区是油田公司勘探开发重点，为我们技术服务提供了极好的机遇，也展现了分公司整体形象和队伍作风。作业区管理主要抓了三项重点工作，取得优异成绩。

一是完善了作业区前后线两个基地建设。为了从根本上解决施工区与驻地距离远，生活不便，管理困难的矛盾，今年创新管理模式，在贝16井建立了前线基地，解决了施工期间后勤配合单位人员的住宿问题及设备周转，减少了车辆行驶时间，提高了安全系数，方便生产节约成本。由于基地前移，靠前指挥，大大提高了劳动生产效率和经济效益。

二是协助组建了油水样品化验室。海拉尔作业区以往的油气水样转运，是困扰大队及分公司久而未决的难题。今年在分公司的指导下，我们协助地质大队很快建立化验室，并且在两次压裂会战中发挥了重要作用，化验油水样品近4000个，缩短了样品化验周期，为现场分析决策人员提供了准确、快捷的资料。

三是发挥基地的中心辐射作用。由于今年压裂施工规模大，任务重，涉及单位多，协调难度增大，劳动强度加大，我们统一组织协调，同心协作，积极工作。施工中我们注重发挥基地的中心辐射作用，做到车辆集中调配，资料样品集中处理，工具仪器集中修保，技术人员集中管理“四个集中”。生产要素合理配置，充分调动员工各方面的积极性，从而使该区生产得到了有力保障。

（六）推进企业文化建设，培育一流的员工队伍

大队党委认真贯彻分公司党委的工作思路，继续走“效益型”政工之路，把基层党建与生产经营紧密结合，把队伍建设与人才培养紧密结合，将企业文化建设融入到生产经营和企业管理全过程，为大队双文明建设提供了根本保障。

一是在转变员工思想观念上下功夫，深入开展主题活动。大队党委以开展党员先进性教育和创“四个一流”铁人基层队活动为契机，积极做好宣传引导工作，注意把领导的思想观念与员工的思想意识进行有效整合，先后两次对员工思想状况进行调查，有针对性地做好思想教育工作，渗透到各个层面和群体，各基层党支部把提高党员干部觉悟作为工作落脚点，不断发挥党员的先锋模范带头作用。三月末，大队在试油16队茂73—52—32井召开了建设铁人基层队暨“三标”工作现场推进会，推进小队施工现场的标准化和规格化。拍摄了“三标”示范片，组织部分员工到中十六联、1202钻井队等兄弟单位参观学习，内部对照试油5队、11队和16队等先进单位找差距，使干部员工学习到优秀的管理方法，在各基层队中掀起了比、学的热潮，提升了基层整体的管理水平。

二是在加强班子建设上下功夫，提高队伍整体素质。在日常工作中，大队党委认真抓好两级班子的学习教育，主要采取集中学习和以会代训的方式，全面加强组织建设和制度建设，先后抽调了20名小队干部外出参加各类学习班，充实调整了17个队的队干部，其中有5名副队长提拔到队长岗位，又有5名35岁以下的优秀员工通过竞聘提拔到副队长岗位，为基层干部队伍注入了新鲜血液，提高了干部队伍的整体素质。

三是在加强员工思想政治工作上下功夫，维护稳定大局。今年，大队党委继续按照“三个贴近，三个延伸”的方法，做好员工的思想工作，通过各种形式选出正反典型，大队院内重新设立了光荣榜和曝光板，宣传先进，鞭策后进。在日常工作中干部到员工家走访慰问62次，为困难员工出车16次。在稳定工作中，我们动员前后线党员干部共同参与，采取疏导为主，防治结合的办法，使大队77名有偿解除劳动合同员工和遗属没有发生异常情况。试油16队书记谭立志被评为油田公司帮扶工作先进个人，有偿解除劳动合同员工孙德海被评为创业明星。

四是在人才培养上下功夫，为企业长远发展提供人才储备。在人才培养上，大队按照油田公司人才观，采取“近中远、深中浅”的开发战略，建立激励约束机制。针对不同层次的人员，举办各类内部培训班10期，参加人数321人，高等院校进修8人，对新分配毕业生采取小队分散实习、现场集中培训、阶段评比考核等方式，提高了全员技术素质。涌现出分公司学科带头人1名，技术骨干5名。1名采集员创下了连续试油19口井40层，试油资料合格率、优质率达双百的纪录。

五是在增强队伍凝聚力上下功夫，全面做好工会工作。大队重新规范了厂务公开专栏，为基层小队制作了统一的公开栏，使基层“四公开”内容更加具体、明晰。大队重新规范了8个方面的厂务公开内容。针对前线炊事员在孕期、哺乳期存在的突出矛盾，大队党委积极与分公司女工委员会及人事部反映协商，使问题得到了有效解决。大队在文体活动方面，除了参加油田公司、分公司组织的各类活动，还利用生产淡季，组织了保龄球、乒乓球和象棋比赛等文体活动，增强了队伍的凝聚力和员工的集体荣誉感。

试油大队取得的所有成绩，离不开分公司领导的正确领导、各科室的大力支持]、各兄弟单位的密切配合，在此，我代表试油大队全体员工表示衷心的感谢！

三、存在的问题与矛盾

回顾一年来的工作，虽然取得了较好的成绩，但还存在矛盾和问题：

——三个问题：

1、安全应急演练还存在薄弱环节。决策层、执行层、操作层之间断档，不能实现上下互动、配合协调，处理突发事件和重大工程事故的应急能力有待提高。

2、无设计施工现象没有完全杜绝，安全和质量隐患没有完全消除，没有做到标本兼治。

3、队伍管理和文本化管理还存在薄弱环节。个别工作人员工作程序不清，井架加工没按程序进行；个别员工违章违纪，特别是海拉尔发生的涉油案件，给大队和分公司造成不良影响。

——三个矛盾：

1、外部环境与试油生产之间的矛盾。土地道路纠纷协调难度大，农民围堵、哄抢原油，偷盗物资等事件时有发生，严重影响试油施工进度。有两名员工被无理殴打，员工的人身受到侵害，安全得不到有效保障。

2、技术人员流动与培养之间的矛盾。培养一名合格的采集员需要2-3年的时间，而技术人员流动速度较快，造成大队技术人员短缺，大队全年输出技术人员25人，新分大学生13人，而且经验不足，给技术质量工作管理带来很大的难度。

3、一线老职工的身体素质与劳动强度之间的矛盾。大队一线员工缺员，在一线连续工作三十年以上的员工共有40人，二十年以上的共有108人，长时间的野外施工，部分员工患有各种职业病，特别是部分50岁以上的干部员工将会陆续从前线撤下来，这些人员的安置很困难。

四、2007大队工作设想

2007，我们要认真贯彻十六届六中全会精神，用科学发展观统揽全年工作大局，树立机遇意识、风险意识和创新意识，坚持的工作方针，以提高生产效率和经济效益为重点，加快技术创新和管理创新步伐，以安全环保和稳定工作为重点，改进领导班子和基层建设，实现一超、二创、三保、四高工作目标，为百年油田服务，为企业发展创效。

2007工作目标：

一超：完成大队业绩指标，实现内部利润超目标10。

二创：加强落地原油管理，回收原油创收500万元。

加强成本核算，内部创收800万元。

三保：突出安全环保重点，确保安全生产，无污染作业率95以上。

突出质量重点，确保试油资料优质率达92以上。

突出以人为本，确保队伍稳定，构建和谐团队。

四高：管理水平有提高，试油服务质量有提高，全体员工素质有提高，企业文化建设水平有提高。

重点抓好以下几项工作：

（一）创新生产机制，整合人力资源，提升服务能力，确保完成全年生产任务。

1、改进运行机制，整合人力资源，协同作战，提高生产时效。针对任务不均衡，队伍时忙时闲的矛盾，我们要充分挖掘内在潜能，重新整合人力资源，优化配置生产要素。探索大集中、小分散的生产组织模式，生产任务紧张时，把两到三支队伍进行整合形成联队，志愿组合与统一调配相结合，缓解人员紧张，提高生产时效，生产任务不紧张时，化整为零继续单独成队。在人员矛盾比较突出、员工素质比较好的深井试油队进行试点运行，探索积累经验，持续改进，逐步推广。

2、理顺生产程序，明确生产职责，细化过程控制。主要解决部分后勤辅助生产小队存在的权限不清、职能交叉、流程不顺等问题。重点要对井控队、测试队、采集队、服务队的生产职责重新界定，理顺事故处理工具、压裂管汇管线、试气管线、测试工具、两项分离器、保温管线、油管、采气树的周转、保养、报废程序以及工程事故鉴定的程序，明确职能，细化控制，提高效能。

3、抓好深井试气，海拉尔试油重点工程项目生产组织。优化方案，优质施工，优质服务，提高工序成功率，缩短试油周期，确保油田产能建设大局，完成生产任务。

（二）培育核心技术，打造技术优势。

技术是带动生产力发展的决定性因素，质量是企业赖以生存和发展的关键。只有在技术上不断创新，在质量上不断提高，才能使我们生存和发展的根基更加牢固。

1、采集员相对固定到基层小队，采取奖惩考核排队，实行上岗、试岗、待岗动态管理，形成用人竞争机制。加快十余名大学生的培养步伐，尽快成长，能够独立顶岗。建立采集员测评机制，将采集员工作能力和服务质量进行排序，择优上岗，末位淘汰，培训再上岗。实行双向选择，相对固定队。制定激励约束措施，拉开奖励系数，对排在前位的采集员加大奖励力度，对由于采集员自身原因造成的质量事故进行严格考核，形成竞争机制，能上能下，激发技术人员责任意识和危机感，在确保试油施工质量同时，不断提高采集员自身素质。

2、结合实际，积极开展技术攻关，不断完善试油工艺技术，增强核心技术实力。一是要加大自动化采集和无线传输技术的推广应用，加快资料采集和信息传递的速度，提高资料录取的精度。二是要从生产实际需要出发，从发展的要求出发，把试油施工中遇到的难点作为我们攻关的重点。开展环空加压型大通径测试工具的现场试验，拓宽现有测试服务能力；探索其它类型的排液方式，解决海拉尔地区大于2006m井深条件下的排液求产难题。三是以大规模深井试气施工为契机，加大深井作业、地面计量以及其它相关设备的引进和配套，通过配套完善，实现大队主体技术持续发展。

3、创新技术管理，完成现有试油工艺技术的整理、整合和配套工作。改造维修压力计检定工房，改善检定环境；组织完成引进后的新工艺、新技术和井控技术的操作规范制定；探索三项分离器、压裂地面管汇的安全检测技术方法。

（三）加强安全环保管理，争创“绿色”作业品牌

hse管理工作是大队工作永恒的主题。要在广大员工中树立“安全是最大的节约，事故是最大的浪费，环境污染是最大的损失”的安全环保理念，形成以人为本的文化氛围，要扎实做好四项工作：

1、修订完善安全管理制度，理顺安全工作职责。修订完善《hse管理暂行规定》，对事故处理、动火报告、监护工作、压力容器等安全要害工序，重点防范部位，生产关键环节，界定清楚，责权对等，分清职责，理顺工作。杜绝无设计施工，员工疲劳作业。

2、着力抓好深井、气井现场应急演练工作，形成上下互动，前后密切配合，提高安全环保重大事故和自然灾害的应急处理能力。

2006年拍摄一部应急演练示范片，并深入基层小队指导应急演练工作，大队统一组织井喷重大事故应急演练活动，使前线与后勤，决策层、管理层和操作层衔接紧密，使每名员工在紧急状态下应付自如，处理得当，将损失和危害降到最低限度，提高安全环保重大事故和自然灾害的应急处理能力。

3、简化理顺hse和iso14001两个管理体系文本，消除重复项目，使体系标准便于管理，可操作性强。做好换证复评工作，有效运行两个体系，为安全环保工作提供保证。

4、环保工作精益求精，现场管理精耕细作。以往防油垫布和含油棉织物都在现场进行掩埋，没有及时回收。2006年加大海拉尔作业区的原油回收工作力度，对于产量低的井，做到“零存整取”；逐井落实回收，解决防油垫布、含有棉织物施工现场掩埋问题，做到工完、料净、场地清，进一步提高环保工作水平。

（四）加快内控体系建设，构筑细化管理平台

1、加强专用物资工具管理，进一步明确部门工作职责。本着专用物资工具周转使用全过程受控的原则，在全大队内部进行重新划分物资、工具周转使用管理职责与权限，完善大宗物资、工具使用档案，跟踪使用动态，反馈使用信息，便于职能部门及时做出评价。同时，制定工具单次使用成本消耗费用，记入使用单位成本费用，解决工具一次性出库一次性摊销问题，成本核算科学合理。

2、强化文本化管理，进一步规范内部工作流程。进一步完善内部管理流程，扩大文本化管理覆盖面，健全内控体系。各项工作规范化、程序化，加强各职能部门的监督管理职能，杜绝管理过程失控，管理出现“盲区”、“空白缺位”现象。

3、开源节流并重，建立“节约型”服务队伍。针对试油劳务费用结算方式由原来单层结算变为按工序结算，我们要尽快转变原有思维观念，加强经营意识，加强相关人员工序结算知识的培训；设立专职岗位人员，专门从事试油工序费用结算，完善内部核算体系，创新经营管理；加强定额外工作量的管理和认定工作，定期进行认定核算，确保成本费用处于受控状态；加快井控队内部服务价格测算、制订，以及内部服务结算的管理工作，优质服务扩大收入，注重经济效益。

（五）加强党建工作，培育试油精神，提高企业文化建设水平

2006年大队党委要继续学习贯彻党的十六届四中全会精神，按照分公司党委工作思路，坚持以小队为根，以员工为本，兴油强企，培育和谐团队的指导思想，扎实做好基层工作。

一是深入开展好党员先进性教育活动，全面提高党员素质。开展好党员先进性教育活动是今年工作的重点。在目标上，主要解决队伍中党员意识、纪律意识淡化，党性观念、组织观念不强等问题。使党员的理想信念更加坚定，先锋模范作用更加突出。在内容上，要继续深入贯彻“三个代表”重要思想，加强基层组织建设和制度建设，重点是贯彻执行分公司下发的《党支部工作细则》和《基层行政工作条例》。学习党员的模范事迹，树立试油党员队伍中的旗帜、标杆。在方法上，开展好三个教育，搞好三项活动。三个教育即：开展正面教育，增强党员队伍的组织力；开展自我教育，增强党员队伍的内动力；开展总结教育，增强党员队伍的约束力。三项活动即：开好会议，开好党员干部的民主生活会、党支部的经验交流会及工作会等；听好报告，要通过专题报告会、网络、视频等形式，收听、收看党员先进性教育的有关内容；搞好分析，对党员思想状况进行摸底调查，找准切入点，对症下药。通过以上形式，真正见到实效，使全体党员都能体会到身份上的荣誉感、事业上的成就感和组织上的归宿感。

二是要继续深入开展创“四个一流”铁人基层队活动，要在加强建设一流班子及加快后备干部培养上下功夫，深入挖掘现有的人才潜力。特别是近两三年分配的大学生要及早发现人才，按照技术、管理两条线进行重点培养，为分公司可持续发展做好人才储备。

三是要加强民主管理和厂务公开，坚持依法办事，带头学法用法，拓宽群众监督渠道，善于用法律手段管理基层事务。针对2006年队伍出现的问题，加强要害岗位及落地原油、成品油等重要物资的管理，继续把厂务公开和廉洁勤政等具体要求落到实处。要进一步理顺海拉尔地区落地原油及有关物资的管理程序，前后线“涉油”管理人员要全部签订责任状，增强员工的法律意识。

试油作业中的污染控制 篇3

试油作业造成环境污染的主要因素有四个:一是井下原油落地造成地面环境的污染;二是作业过程中的污水落地造成对地面环境的污染;三是试油作业动力设备 (通井机、发电机) 等在维修、运转时滴漏的燃油、润滑油等造成地面污染以及这些设备的运转排放的废气造成大气污染;四是试油作业过程中工业废物和生活产生的固体废弃物及污水处理不当造成的污染。为了解决和控制好这些污染因素, 同时不影响井下作业施工, 不增加施工成本, 对症下药, 采用新的管理理念, 应用新的工艺、新的技术来解决污染问题是势在必行。

1 试油作业中的污染源

1.1 抽汲:

抽汲作业很容易造成对地面环境的污染, 在抽汲作业时井口钢丝绳在快速的上下运动过程中很容易将井口防喷盒胶皮磨损, 造成间隙过大, 原油或地层水立即从防喷盒中快速喷出, 迅速污染地面、井架、通井机等设备。

1.2 洗井、冲砂:

试油作业经常需要洗井、冲砂, 为了防止井喷和达到更好的冲洗效果, 往往在冲洗液中加入大量化学添加剂, 这些冲洗液返出地面, 携带原油、泥浆、砂粒等形成污染物污染地面。

1.3 压裂:

压裂施工后留下的多余压裂液、井内排出的压裂液及各种残留的化学剂形成了压裂施工中的污染物。

1.4 酸化:

酸化作业是油、水井增产增注的重要措施手段。酸化后排出的大量残酸液及留在罐底不能打入井内的少量酸液及各种残留的化学添加剂共同形成了酸化作业中的污染物。

1.5 起下管柱:

试油中工序比较多时, 提下管柱次数多, 管柱从井下带出的原油落地, 造成对环境的污染。

1.6 其他:

施工过程中动力设备非正常运转、维修时跑冒滴漏造成地面污染、产生的废气造成大气污染;生活垃圾、污水的排放造成的污染。

2 防污染工艺、管理控制措施

2.1 抽汲井口防喷盒的改进

防止抽汲作业时环境污染的关键是能否解决井口防喷装置防止原油泄漏。现在抽汲作业时普遍使用普通的盘根防喷盒, 由人工加胶皮, 抽汲几次后, 胶皮就被钢丝绳磨损, 间隙增大, 原油在抽汲快速上行的过程中从井口喷出。而作业后大多采取人工清污, 费工费时, 投入成本高。后来经过改进使用了液压防喷盒, 但是仍然不能完全防止原油和污水从防喷盒泄漏。据了解江苏油田设计了抽汲防污染井口装置和气动抽汲防喷盒, 能有效的防止抽汲过程中的原油泄漏问题。

2.2 起下油管过程中的污染控制

为了防止提油管过程中造成原油落地, 应该研制或国内外现有的先进设备来控制污染。例如江苏油田研制了微型高压自封封井器安装在井口进行刮油。此封井器结构简单、体积小、重量轻, 不增加井口高度, 使用方便, 可以和其它任何井口工具配套使用, 很好密封油套环空, 还可以防止作业时小件物落井。其结构见图1。使用时将微型高压自封封井器座于井口大四通内, 用顶丝顶紧, 外部由“O”形圈密封, 内部由胶筒密封管柱, 密封件磨损后可拆卸更换。该封井器可用于冲砂、洗井、起下油管等工艺中。

2.3 冲洗压裂酸化过程中的污染控制

冲砂、洗井、压裂、酸化作业中产生的各种废液量比较大, 成份复杂, COD很高, 处理难度大, 很难实现生物降解处理。这些废液如果不进行处理, 直接外排会严重污染环境。所以应该相应措施控制污染。

2.3.1 油水井冲砂安装单流阀, 使用冲砂循环罐。单流阀可控制冲砂时污水上返, 循环罐可保证冲砂液的循环使用, 减少外排。

2.3.2 油井压裂、酸化“一条龙”作业。采用密闭作业方式, 防止压裂液、酸液对周围环境和操作人员的危害。

对于冲砂、压裂、洗井等污水外排量大的施工应该加大资源回收利用力度。如引进油田井场污水处理装置, 现场处理后可达到注水回注要求或达标排放。或将现场施工中无法进入回收流程的废液经回收车收集后, 拉到集中处理点进行深化处理, 经初步沉降处理后的废液进入采油厂污水处理系统处理后, 污油、污水实现资源化利用, 污油变成商品油污水达到回注地层要求后, 作为油层的驱油介质进行资源化利用。

2.4 生活废弃物污染控制

井下作业生活废物的处理应该现场深埋或回收集中, 进入城市生活废弃物处理系统进行无害化处理, 施工现场做到工完、料尽、场地清, 达到生活废物处理的清洁生产要求。

3 结论及建议

3.1 转变污染控制模式, 从末端污染控制转向源头削减及全过程控制, 是实现油田井下作业清洁生产的关键, 是油田实现生产与环境协调发展的必由之路, 也是油田实现经济和环境效益双赢的最佳途径。

3.2 加大科研攻关力度, 推广更加实用的清洁生产配套技术。 (1) 广泛使用MFE不抽汲、不放喷的地层测试技术, 减轻或消除抽汲作业污染物; (2) 应用捞砂技术, 解决目前冲砂作业污染问题。

3.3 加强HSE管理力度, 加大对一线员工的环保技能的提高, 环保意识的增强。

摘要：试油作业是取得油气水层产能、压力、温度和油气水物理性质的重要方法, 然而在试油施工中会产生原油落地, 各种工业废液排放等污染。解决这些污染的主要途径和方法应是不断采取改进设计、采用先进的工艺技术与设备、改善管理、综合利用等措施, 从源头削减污染, 提高资源利用效率, 减少或者避免生产过程中污染物的产生和排放, 以减轻或者消除对人类健康和环境的危害。

关键词：试油,污染控制,污染源,环境保护

参考文献

[1]叶红, 刘海明等.防止井下作业污染环境的工艺技术应用[J].石油化工化工环境保护.2006, 9 (1) :59～61.

[2]苏德胜, 孙玉平等.油田井下作业清洁生产配套工艺[J].油气田环境保护.2006, 16 (2) :6～8.

[3]李建清, 李新亮.井下作业施工中的环境保护措施[J].安全、健康和环境.2003, 3 (12) :17, 36.

试油3月份安全HSE总结 篇4

3月份我队认真贯彻执行“安全第一，预防为主”的方针，积极开展安全隐患排查及各类安全诊断活动，认真传达落实上级的文件指示精神，及时发现和纠正生产经营过程中的不安全因素，组织开展“我为安全做诊断”活动，加大现场检查及自查自改力度，做好安全生产工作，全面防控风险和消除隐患，夯实安全生产基础。3月份HSE工作开展情况如下：

一、施工情况

2017年3月我队完成了焦页190#平台工作情况： jy190-2HF井：设备搬上，连接管线

二、HSE工作开展情况

我队3月份认真落实HSE管理工作要求，全面梳理总结HSE工作。现将具体情况汇报如下：

1.深化“我为安全作诊断”活动，落实隐患排查工作

本月开展了“我为安全作诊断”活动、环境因素及危险源隐患排查工作、未遂事件、HSE观察记录卡等活动，全员参与，全面覆盖，做到所有隐患有登记，所有隐患有措施，所有措施有落实。同时严厉整改低老坏问题，针对气温低，用电设备多，对生活区、作业区范围内的用电情况开展自查自改工作，保证安全用电。现场进行HSE观察，发现不安全状态3次，不安全行为2次，在交接班时间进行通报批评，进一步提高职工的安全防控意识。

2.强化管理体系运行，夯实HSE基础工作

加强交接班及岗位巡回检查管理，切实将HSE责任落实到每个班组、每名职工；各施工现场严格落实班前、班中、班后会制度，认真开展风险评估，严格运行班组HSE交接班记录、干部带班值班记录、HSE活动记录、全员持证上岗，要求每个岗位巡检到位，汇报详细。

3.落实雨雾天气安全检查，强化行车安全管理

结合工区地理环境及雨雾天气多的季节性特点，责任明确到人保持通讯，关注天气，定时巡检，熟悉预案，现场重点巡查山体滑坡、放喷池、污水池的防渗、防塌、防溢工作，清污分流；干部带车，加强值班车安全管理，尤其人员往来接送人员过程，做好车况检查，司机签字出车，做好司机安全教育。

4.强化要害部位和直接作业环节的安全监控，严把许可票证管理关口 建立并落实直接作业环节管理，对吊装作业、高空作业等实行作业票制度和审批制度，并进行JSA分析。对于高压管汇、降压管汇台、分离器施工区域实行隔离网隔离，防止人员随意进入，加强对紧急关闭阀、消防器材、应急物资、气防设备等安全巡检。

5.加强现场承包商、协作方监管，签订交叉作业协议

“井工厂”模式施工过程，车辆服务单位，同平台施工，风险分布集中，在项目统筹协调下，对准入的现场承包商、协作方实施全面监管，入场签订交叉作业协议，对其施工过程进行监督管理，杜绝各类违章现象的发生，出现不合格项通知整改。所有设备、材料均采用铺设防渗布，分类回收处理，防止污染环境。尤其，近期放喷求产过程，污水处理较多，加强对方圆化工管理，一方面建立资料管理运行，指导书、危险因素、环境因素、重大风险进行建档交底，另一方面进行现场安全监督，安全协议签订到位、施工人员救生衣、安全带等配备到位，罐车司机教育执行到位。

6.严格落实演练制度，规范记录格式

按照演练计划每周开展一次演练，针对工区高压施工，管线使用频次多，风险高，加强了高压管线刺漏应急演练，使每名职工熟练掌握各演练的应急程序，全面提高应急处置能力，同时开展由压裂、连油参加的联合演练。记录格式：时间上明确到点、执行上明确到谁，更加规范细化。

8.落实重大检查的准备工作

本月主要组织开展了中石化勘探开发资质审核、工区范围内开展隐患排查等重大检查工作，认真落实项目部工作安排，做好现场检查准备，确保各项检查工作圆满进行。

三、下步工作重点

1、继续深入开展井控、安全环保教育培训工作；强化岗位知识的学习，确保所有人员按标准持证上岗。

2、落实设备管理制度，把特种设备管理保养落实到岗位，并进行严格的交接班制度，做到发现问题，及时整改，定期保养，确保设备使用灵活，性能可靠。

3、做好防洪讯自查自改工作，尤其随着雨水的增加，加强安全用电、行车安全教育和管理。

4、继续开展我为安全做诊断活动，全员进行隐患排查和治理工作，及时发现可能出现的井控、安全、环保问题，对查出的问题及时整改，杜绝各类安全事故的发生。

5、做好焦页190-2HF井施工准备工作，为下一步工作打好坚定的基础。

胜利井下试油**队

试油作业封层工艺技术及应用 篇5

1 封层工艺技术概况

1.1 丢手封隔器封堵

丢手封隔器封层操作简单、封堵深度准确、并可重复使用。如2251丢手封隔器, 它由下接头、皮碗、卡瓦体、胶筒、卡瓦座、轨道中心管等组成。由油管正打压使其封隔器丢开。丢开后, 卡瓦卡在套管同时自锁。胶筒处于压缩状态保持密封。但随着井下工具的不断更新改进这种丢手封隔器仅在个别井中应用。

1.2 注水泥塞封堵

注水泥塞封层技术俗称打水泥塞, 这项工艺虽说很传统, 但在试油封层中却广泛应用。他的施工工艺比较简单经济适用, 这项工艺技术在吉林油田的试油井中普遍采用。为使注水泥塞获得一次成功应考虑以下因素:

1.2.1 井筒液柱压力与底层压力保持平衡。

1.2.2 井筒液体保持中性, 若有不同液体或气体应适用清水替出或加隔离液垫。

1.2.3 井筒管柱要清洁, 管柱及井口要密封。顶替量及深度计算准确。

1.2.4 水泥级别满足井下要求, 水泥浆量准确, 搅拌均匀。

1.2.5 清水顶替完后, 要先观察油套压力是否平衡, 在确保套管压力平衡后, 再起管柱进行反洗井。

1.2.6 注水泥塞后进行反洗井, 反洗要循

环1.5周以上, 排量不易过大防止水泥塞下移, 动力设备处于完好状态。

1.2.7 从配置水泥浆—替入水泥浆—替顶替

液—上提管柱—反洗—再上提管柱—关井侯凝。全过程要紧张有序, 不能超过水泥浆在井温条件下的初凝时间。

1.2.8 探灰面要缓慢下放, 试探三次, 每次

加压5—10KN, 试压15Mpa-30min-不降为合格。

现场应用情况:新342井, 待封堵层井段:1691.1-1686.5m, 注水泥塞油管下入深度:1778.89m, 应用A级油井水泥搅拌成水泥浆0.26m3, 水泥浆密度1.86g/cm3, 顶替液5.3m3, 后经48小时关井候凝, 实探灰面位置1742.85m, 试压15Mpa—30min—不降—试压合格。

2 可捞式 (可钻式) 桥塞封堵

桥塞在封层工艺技术中它相当于注水泥塞和丢手封隔器比较而言具有施工工序少、周期短、劳动强度减小、封层位置准确、误差小的优点。特别适合于探井、夹层小的井段。可捞式 (可钻式) 桥塞按其坐封方式可分为电缆输送和油管输送两种方式。由于电缆输送桥塞在现场应用不多, 这里主要研究油管输送的工艺技术及其应用。桥塞的结构特点:由双卡瓦、胶筒、滑套、球座等组成。齿向相反, 实现了桥塞的双向锁定。

2.1 工艺技术及施工步骤

对所要封层井的射孔井段用对应型号套管刮削器下至桥塞座封位置进行往复刮削三次, 反洗井1.5周, 洗出井内残余物。其目的是防止桥塞球座部位有杂物影响球座密封。将桥塞连接至油管底部, 平稳匀速下至桥塞坐封位置。将钢球从油管投入, 油管上部依次连接旋塞阀、油壬、高压水龙带, 连接至水泥车。油管加压5Mpa停顿5分钟, 10MPa-停顿5分钟, 依次加压直至桥塞座封从而实现封层的目的。

现场应用情况:城深5井, 层位:JHS, 井段:2416-2422m, 桥塞下入深度:2370m, 按施工方案作业, 加压至24Mpa, 桥塞座封, 封层一次成功。经探桥塞, 试压20Mpa-30min-不降, 满足下步施工要求。

2.2 下双封封隔器封层

由于此主要研究常规试油的封层技术, 这里简单介绍下地层测试采用的双封隔器。对于地层测试, 可采用P-T封隔器和跨隔封隔器进行封隔, 使其达到封层的目的。现场应用情况:伊24井, 井段:2480m-2474m, 进行跨层测试, 管柱结构自上而下为:油管—反循环阀—油管—测试阀—锁紧接头—托筒—跨隔封隔器—筛管—盲接头—51/2P-T封隔器—压力计。从测试压力曲线看出封隔器效果非常好, 一次成功。

此外双封隔器在分层压裂过程中也有广泛的应用, 对于分层压裂可下入带滑套的双封隔器, 当压完一层后, 投球打下滑套进行封层, 进入另外一层压裂施工。

封层工艺技术的研究及应用建议:

2.2.1 对于夹层薄、高压井、气井、深井、适合于桥塞封层。

2.2.2 对于夹层大、出水多的底层建议采用注水泥塞封层。

2.2.3 对于测试层, 采用跨隔测试更为经济, 成功率很高, 同时也获得了试油资料。

3 结束语

由于时代的发展石油企业对试油工艺技术的要求将会更高。在试油技术的逐步完善的同时封堵的成功率和位置精度要求也越来越高。以上的常规的封堵方式是试油井中封层的主要方式。为了满足试油生产的要求, 了解并熟练掌握封堵方式, 就应该对的封层方式进行研究, 以便更好的满足施工的要求。

参考文献

[1]李权, 张文甫, 盖连民, 王玉连.吉林油田浅井及压力异常井测试方法[J].油气井测试.2009.18. (02) [1]李权, 张文甫, 盖连民, 王玉连.吉林油田浅井及压力异常井测试方法[J].油气井测试.2009.18. (02)

[2]努尔买买提.司地克;阿布都艾尼油水同层井试油工艺优化技术[J].内蒙古石油化工.2008. (15) [2]努尔买买提.司地克;阿布都艾尼油水同层井试油工艺优化技术[J].内蒙古石油化工.2008. (15)

试油作业 篇6

1 封层技术

对于多层段的试油井, 转层封隔是必要的工作。大多数油井层数都在两层以上, 试油时多是自下而上进行分层试油, 每试完一层后要进行封堵上试, 这就提出了适用封堵技术的问题。

1.1 注水泥塞封堵

注水泥塞封层技术又称为打水泥塞, 此技术较为传统, 应用范围却很广泛。促使注水泥塞一次性成功需要把握几个要点:水泥级别满足井下要求, 水泥浆搅拌均匀, 用量准确;井筒管柱保持清洁, 井口和管柱均要密封;井筒液柱压力与底层压力相平衡;注水泥塞后进行反洗井, 反洗时遵循1.5周以上, 避免排量过大而出现水泥塞下移;从配置水泥浆、替入水泥浆、替顶替液、上提管柱、反洗、再上提管柱、关井候凝, 各个步骤都要紧张有序, 不可超过水泥浆在井温条件下的初凝时间。

1.2 丢手封隔器封堵

丢手封隔器封层技术具有操作简单、封堵深度准确、可重复操作等特点, 但随着井下工具的不断更新改进, 这项技术现在仅在个别井中使用。该技术的操作原理是:由油管正打压使其封隔器丢开, 之后卡瓦卡在套管里并自锁, 胶筒则处于压缩状态保持密封。

1.3 可捞式桥塞封堵

相对而言, 可捞式桥塞封堵技术具有周期短、施工工序少、封层位置准确、劳动强度小、误差小等优势, 特别适合于夹层小的井段及探井。该技术按照坐封方式可以分为油管输送和电缆输送两种。桥塞由双卡瓦、滑套、胶筒、球座等组成, 齿向相反而实现了桥塞的双向锁定。

2 排液技术

排液在试油过程中施工时间最长、工作量最大, 它是影响资料上交的一道重要工序, 排液质量的好坏直接影响着试油结果及对储层的分析结论。

2.1 抽汲排液技术

抽汲排液技术是较为常用的一种传统排液工艺, 它是以通井机为动力, 以钢丝绳连接抽子和加重杆, 利用油管间隙与抽子上的胶皮密封, 将井内液体排出至地面。这项技术的适用范围是:油井产出液性为水、稀油, 原油粘度小于150m Pa·s;抽汲深度小于1800m。但它虽然具有设备及工具简单、操作方便、解堵能力强、对地层无伤害等优点, 却同时具有工作效率低、抽汲排液深度较浅、套管提捞受产出液性限制、欠缺监测手段、易污染地面环境等缺点。

2.2 提捞排液技术

提捞排液技术是最原始的排液工艺, 主要适用于管套直接排液。它是以通井机为动力, 以钢丝绳连接打捞筒, 利用打捞筒的内容积将井内液体排出至地面。该技术除了操作便捷、简单的优点外, 却同时具有周期排液量小、排液工作时间长、使用范围小等缺点, 所以它现在只在一些压后排液地层产量很低、出砂很严重的油井中使用。

2.3 水力泵排液技术

目前外围油田的多井次已经使用水力泵排液技术, 效果也较为理想, 但也不能忽视该技术自身的局限性。水力泵排液技术只需一台高压动力泵及一些系统流程, 其以高压液体为动力驱动井下泵组工作, 从而实现水利泵举升, 举升的液体与动力液混合后一同排出至地面。基于水利泵举升的特性, 这项技术用于试油排液具有诸多特色, 如动力液可加温与产出液混合, 适用于稠油井;可与很多工艺技术联合使用, 缩短施工周期、降低作业费用;不动管柱可改变工作制度, 录取油层不同流压下的产能;排液连续性好, 且强度大, 适用于酸化、压裂排液。

2.4 连续油管加之氮气排液

这是由连续油管和制氮车配套组成的一种试油排液技术, 可用于井下有封隔器的井况, 可以单点气举或者多点气举、逐段掏空。它适用于各种尺寸套管要求掏空深度大的井况;水层、稀油、含气;以及产量较低的油井。连续油管加之氮气排液技术效率高、速度快、排液方便、掏空深度大 (一般可达3000m以上) 、且对地层的伤害小;但它同时也具有一些缺点, 如设备吨位重、施工成本高、越野性差、不适应稠油井及边远探井。

3 油气层的保护

进行试油作业时, 使用不合理的技术可损害油气层, 甚至破坏油气层的结构, 造成油气层垮塌, 降低油气层产能。而且这些损害是不可逆的, 必然会影响油气层的正常开采。所以, 试油井下作业中保护油气层非常重要。在应用试油技术时, 应当避免外来固液侵入以及压力、温度的扰动;避免质量差的洗井液或者不适宜的洗井参数。同时, 对于埋藏较浅、胶结疏松的砂岩储层, 试油作业时应先给予小强度的排液, 再根据砂岩情况逐渐增加排液强度。

结语

在全球经济一体化以及油气资源勘探开发环境日趋复杂的大背景下, 传统单一的试油技术已经不能适应现代石油勘探开发的进展了, 想要在激烈的石油市场竞争中占有优势地位, 应当尽快改变单一、落后的试油技术, 将适宜的新技术应用于更复杂、更深层的油井勘探工作之中, 以促进我国在试油技术方面向大跃进发展。

摘要：随着经济社会的快速发展, 石油资源开发及利用的程度也在逐渐加深, 试油技术作为石油资源勘探开发的重要技术支持, 也得到了进一步的开发与更新, 这些技术对于认识和评价油田具有重要意义。作为油气勘探的基本手段, 试油技术的成功应用有利于勘探新的具备油气产出能力的油气田。本文针对目前试油井下作业的特点, 探讨了封层和排液方面的典型试油技术, 以期能对我国的石油勘探试油作业提供理论指导。

关键词：试油,井下作业,封层技术,排液技术

参考文献

[1]陈立人, 马广蛇.国内外石油钻井装备技术发展的现状与思考[A].200年石油装备技术发展学术交流年会论文集[C].2005.

[2]李继, 卫然, 蒋炎.勘探试油测试新技术在胜利油田的应用[J].石油天然气学报.2008 (02) .

[3]林雄, 田景春.非构造油气藏国内外研究现状及发展方向[J].岩相古地理.1998 (04) .

试油作业 篇7

MFE多流测试器测试管柱方余的确定, 就要考虑公式 (8) 中的X因素。管柱下方时, MFE本身自由行程为0.254m, 在二开的时候封隔器可能会下窜一定距离, 我们近似取为0.15m, 那么X=0.254m+0.15m≈0.41m。进而确定方余:

4.4实例分析:

金X井, 准139.7mm油层套管完井, 壁厚7.72mm。

层位:G, 层号:63, 井段:1623.2~1621.4m, 清水压井。第C1-1层, 用准73.02mm外加厚油管进行了MFE (Ⅱ) 跨隔测试, P-T封隔器的卡点:1627.42m, 坐封吨位:10.8t, 计算坐封方余为:

a.管柱坐封后的总压缩量为:

b.P-T封隔器S封=0.20m;剪销封隔器S胶≈0.07m;MFE本身自由行程为0.254m;二开封隔器下窜0.15m;则此时与MFE常规测试相比, X=0.254m+0.15m+0.07m=0.474m。

则坐封方余为:

在现场操作时, 方余实际预留为1.38m, 从效果上看, 方余留的正好, 正好有10cm的观察距离。同时也证明了上述公式计算的可行性。

5结论

我们应用材料力学和工程力学的基本理论推导出了一般支撑式封隔器坐封方余的计算公式, 进而对我们在试油作业中不同管柱方余进行了近似的计算。

5.1井下管柱总压缩量?LÁ只与管长L、坐封载荷P、管截面积F和管材弹性模量有关, 与管材密度和井下流体密度无关。

5.2方余包括两个部分, 一是管柱总压缩量, 二是井下工具本身长度变化量。

我们在推导的过程中也忽略了很多因素, 如温度、井斜, 同时也没有考虑管柱的弯曲变形所引起的管柱缩短。但本文的计算方法也会对现场作业具有很大的指导意义。

1 基本概念

支撑式封隔器:是以井底 (尾管支撑式) 或卡瓦 (卡瓦式) 为支点, 加压一定管柱重量来坐封的封隔器。所用的胶筒是压缩式的, 一般是靠下放一定管柱重量来压缩胶筒, 使其直径变大, 封隔油套环空。

坐封方余:现场操作时管柱的上提值, 即在管柱上的任一点做记号, 这个点向上的位移。

坐封载荷:正常坐封后封隔器所受的重量。下表所列为几种支撑式封隔器的坐封载荷。

2 井下管柱变形分析和计算

2.1 坐封前井下管柱的实际状态

油管及各种工具下到井筒, 用油管挂或吊卡坐于井口的管柱状态。井筒中充满了流体, 除了管柱自重G外, 还受到流体对它的浮力F浮, 流体对管壁的内压F内和外压F外。同时井筒条件也会影响管柱的受力效果, 如井内温度T、井斜A等。这些作用势必会造成一个结果———管柱变形。我们用函数形式表示:DL=f (G、F浮、A、F外、F内) , 为管柱变形量。

综合考虑, 内压F内和外压F外对的影响甚小, 温度T、井斜A暂不作研究, 我们简化为DL=f (G、F浮) 。根据材料力学和工程力学的相关理论, 应用广义胡克定律得出管柱在流体中的伸长量:

其中:

△L :管柱在流体中的自重伸长量, m;F:管柱的横截面积, m2;q钢:管柱在空气中每米比重, :井筒中流体每米比重, ;L:管柱长度, m;E:管柱材料的弹性模量, ;

2.2 坐封后井下管柱的实际状态

井下管柱所用钢材的密度往往很大, 一千米的管柱就能达到十多吨, 几千米的井所需的管柱的重量会有二十、三十吨, 超过了封隔器所能承受的坐封吨位, 一般封隔器的坐封吨位为10吨左右最合适。也就是说, 管柱重量不可能全部坐于封隔器上面, 剩余的重量就通过油管挂或者吊卡坐于井口, 使得井下管柱以中性点为界, 受力分为两个部分, 如图1所示。

中性点是管柱上既不受拉又不受压的一点, 以上的管柱L1受拉, 以下的管柱L2受压。

根据公式 (1) , 我们得出:

L1受拉的伸长量为:

L2受压的压缩量为:

L2在流体中的管柱重量即为封隔器的坐封吨位可以有,

则管柱坐封后的总压缩量为:

将 (1) 、 (2) 、 (3) 、 (4) 式代入 (5) , 得:

3 支撑式封隔器方余的确定

上面我们推导出了井下管柱坐封后的压缩量的计算公式, 其只考虑了封隔器以上油管的长度变化量, 封隔器本身的长度变化没有计算在内。支撑式封隔器, 最主要的组成部分——胶筒, 坐封后会被压缩, 有胶筒压缩量S胶;卡瓦支撑式封隔器有换位机构——“J”型槽, 坐封后还有“J”型槽下滑距S换。这里我们用S封来表示封隔器本身的长度变化量, 即

由于在不同的井下作业过程中, 封隔器和其余工具的配合状况不一样, 包括封隔器数量、其余工具类型、大小等等不同, 我们所要预留的方余H也有所变化。但我们可以大概的认为井下其余工具所引起的长度变化量是不随其上方油管的类型和长度而变化的一个恒定值, 就像S胶和S换一样, 基本是常量。我们用X来表示。H的计算公式就为:

4 试油作业过程中方余的确定

试油作业中常用的是φ73.02mm (两寸七) 和φ88.9mm (三寸半) EUE油管, 根据API SPEC 5CT/ISO 11960标准我们可以可以查得相关数据 (见表1) 。

从而可以得出两种油管的总压缩量△L缩的计算公式:

L:千米 (km) , P:吨 (t) 。

4.1 压后常规排液 (以φ73.02mm外加厚油管为例)

采用P-T (Y221型) 封隔器单封排液, P-T封隔器的S换≈0.13m, S胶≈0.07m, 则封隔器本身的长度变化量为S封=0.20m, 得出压后常规排液管柱的方余:

4.2 JS-2封隔器压裂

JS-2封隔器本身的长度变化量为S封=0.30m, 则有方余:

摘要：在试油现场操作支撑式封隔器时, 坐封方余的确定始终困扰着我们。方余太小, 封隔器加压不够, 不能正常坐封, 影响密封胶筒密封效果;方余太大, 一则加压过大, 封隔器卡瓦损坏, 造成工具报废, 二则井口油管挂难以坐于油管头密封槽内, 井口操作不能实现, 尤其影响试油抽汲作业。为了避免多次重复坐封操作, 甚至整趟作业失败, 必须精确计算坐封方余。阐明了什么是方余, 应用工程力学和材料力学的理论得出井下管柱的受压变形弯曲的规律, 从而推出了理论数学公式, 对试油作业中不同管柱的方余进行了近似的计算, 对现场具有一定的指导意义。

关键词：支撑式封隔器,坐封,方余,计算

参考文献

[1]王守芳, 刘猛等.上提加压式封隔器坐封坐封高度的确定[J].油气井测试, 2002, 11: (4) .

[2]刘国志等.大庆油田射孔、试油技术发展与实践[M].北京:石油工业出版社, 2006, 2:201~206.

试油作业 篇8

油气层的损害机理特别复杂, 包含损害原因及这些因素导致油气层受损的程度、方式、途径和过程。

1.1 试油修井作业中油气层损害类型及解决措施

结合油气层受损的物理特征, 一般把损害分成以下几类:

粘土和粉砂的损害及其解决措施。此类损害包含细粒在油气层中的运移和膨胀以及油气层中泥浆的侵入。通常使用盐酸来消除细粒对碳酸盐油气层的损害, 用氢氟酸来处理细粒对砂岩油气层的损害;混合沉淀物及其解决措施。无机物与有机物进行混合进而生成混合沉淀物, 通常使用如烃和酸的乳状液等双溶剂系统进行处理;有机物沉淀及其解决措施。形成的机理非常复杂, 有机沉淀物主要是指重烃沉淀物, 效果比较好的是把芳香族溶剂加入到乙醇中, 将冷处理液注入的效果也较为显著。

另外还有, 各类垢质的损害及其解决措施。 (1) 可以使用盐酸并且不让钙镁盐沉淀的酸溶解处理氢氧化物垢。 (2) 可以使用氢氟酸的溶解处理硅质垢。 (3) 使用盐酸加多价蟹和剂和多种还原剂可以溶解铁垢。 (4) 使用已二胺四已酸能够特别容易的溶解硫酸盐垢。 (5) 使用盐酸可以非常容易的溶解碳酸盐垢;润湿性的改变及其解决措施。滤液侵入到油气层后, 使得油气层的润湿性被改变, 变成了亲油, 通过将互溶剂注入, 把亲油烃相消除掉, 其次注入强性亲水表面活性剂, 使其吸附于岩石矿物的表面上, 从而使新的烃沉淀物再次附着于矿物表面被减弱, 以此处理此类损害;乳状液的损害及其解决措施。油气层中的油和侵入到油气层中的水基滤液经常会混合形成乳状液, 形成的乳状液有高粘度性。通常采用破乳剂和互溶剂对乳状液进行处理, 破乳剂可以让单位体积内的大量液滴彼此接触, 然后聚集后再分离。

1.2 试油修井作业中油气层损害的原因

油气层受二氧化碳驱油的损害。 (1) 可以把碳酸盐矿物溶解掉从而使孔隙产生蚀变。 (2) 酸性的条件下可以生成碳酸铁沉淀与硫酸钡。 (3) 地下的原油与二氧化碳发生接触产生有机沉淀。

油气层受压裂的损害。 (1) 压裂过程进行中出现的压裂残渣, 通过滤饼使较小的颗粒流入到了油气层的深部中, 把裂隙和孔喉堵塞。随着压裂液的注入, 缝壁上的残渣沿着支撑缝进行移动, 这些残渣等压裂结束后会发生返流, 把填砂裂缝堵塞, 导致裂缝的导流能力降低, 严重的情况下会完全堵塞填砂裂缝, 造成压裂失败。 (2) 当对水敏性的油气层采用水基压裂液时, 通常产生的损害方式就是速敏和水敏反应。

油气层受酸处理的损害。 (1) 注入大量的酸, 可以把胶质物质溶解掉, 导致油气层的岩石胶结被破坏。还可以形成石蜡沉淀和沥青烯, 将油气层堵塞。 (2) 造成水堵。 (3) 特别是缓蚀剂等表面活性剂可以把油气层变为亲油, 造成乳状液堵塞。 (4) 损害物质通过油管进到油气层中。油气层受洗井的损害。洗井的目的是把生产管柱中的腐蚀产物和沉淀物清除掉, 此类腐蚀产物和沉淀物也可能跟随洗井液侵入到油气层中, 导致油气层被严重的损害。

油气层受砾石充填的损害。 (1) 大小不适当的砾石, 造成在生产期间砾石层被储层砂填充。 (2) 聚合物残渣、铁锈和丝扣涂料在填充过程中的损害。 (3) 充填砾石的过程中, 储层中的细砂侵入了砾石层。 (4) 充填砾石的部位不恰当, 充填的砾石流失, 储层砂充满了孔眼, 储层砂和砾石混合在了一起。没有清洁下井的管柱工具而使油气层受损害。没有事先清洁下井的管柱工具, 使压井液的性能被破坏, 杂质被人为的带进井里, 导致油气层的堵塞。

油气层受施工工序的环节配合不当的损害。频繁的起下管柱或因各工序的配合不紧凑而使油气层受压井液的浸泡时间延长了, 增多了压井机会同样也是对油气层的损害。

油气层受修井液的损害。如果不能恰当的选择修并液, 液体中的聚合物残渣和悬浮的固相物质进入油气层后就会导致油气层的渗透率下降。

在进行射孔的过程时对地层造成的损害。 (1) 当进行正压差射孔时, 射孔液中的水泥环碎片、套管、破碎岩屑和固相沉淀以及子弹的残渣共同把已射开的孔道堵塞了。 (2) 地层受射孔液的损害。地层流体和射孔液的配伍性越差, 地层所受的损害就越大。 (3) 地层受打开油气层不完善或射孔参数不合理的损害。 (4) 正压射孔会把油气层的弹屑与碎屑挤进射孔的孔眼中, 从而产生不渗透的、致密的泥饼。 (5) 射孔过程进行中对地层的损害。

油气层受裸眼完井的损害。 (1) 完井液的抑制情况; (2) 越长时间浸泡就会对地层造成越大的损害; (3) 油气层也在不同程度上受各种泥浆添加剂的损害; (4) 地层流体的浓度与类型。地层流体与设计的完井液不配伍而产生化学反应, 出现沉淀, 将油气层堵塞; (5) 压差也是导致地层受损的最主要因素之一, 泥浆中的固相与滤液在一定的压差下就会渗入到地层中, 导致粘土水化和固相堵塞等问题的出现。

2 试油修井作业中油气层保护措施

采用多功能的管柱;采用屏蔽式的暂堵技术;使孔眼的附加压降降低, 优化射孔参数;优选压力, 且尽、最好采用负压射孔。一者使压井液对油气层的污染减少, 二者清洗孔眼;对射孔液进行优选, 对油气层流体和岩石的配伍进行保证。它是由缓浊剂和稀盐酸 (或醋酸) 等配制而成的。能对水敏损害进行防止以及对炮眼中的堵塞物进行溶解;缩短等停时间, 保证工序衔接的紧密性。压井液在井下停留的时间越长, 损害油气层的程度就越大;对压井液进行优选。当油气层的孔隙压力小于压井液的液柱压力时, 就会使不良压井液在更大程度上对油气层造成损害。

此外, 在进行压井和测试的过程时要注意如下几点: (1) 充分的洗井; (2) 防止压井液和射孔液在运输或配制等过程中被污染; (3) 对所有处理剂的杂质含量在配制压井液和射孔液时严格进行控制; (4) 为了防止储层被损害, 要使用适当的测试工艺方法。

3 结束语

保护油气层的技术是一项系统工程, 需要对多学科进行组织协作攻关。不但要对试油、修井的工艺攻关进行加强, 而且要对油气层的伤害机理进行研究。不仅要对所有资料准确、齐全的录取进行保证, 而且要做到安全、快速的施工, 还要使油气层受到保护。这样才可以在提高开发和勘探经济效益的同时, 把油气层保护好。

摘要：试油和修井过程中研究地层损害机理的主要内容包括:油层受压井液、射孔液、射孔、压井及测试等工艺的原因和伤害程度。本文针对试油修井作业中油气层的损害原因、解决办法以及油气层的保护措施进行了分析。

关键词：试油,修井,测试,保护

参考文献

[1]李小勇.试油过程中保护油层技术研究[J].内蒙古石油化工, 2010, (03) .[1]李小勇.试油过程中保护油层技术研究[J].内蒙古石油化工, 2010, (03) .

[2]杨秀莉.油气层损害原因浅析[J].油气井测试, 2008, (01) .[2]杨秀莉.油气层损害原因浅析[J].油气井测试, 2008, (01) .

[3]刘维钦, 陈平, 杨芮珍, 邓元洲.浅谈欠平衡钻井过程中的油气层损害与保护[J].西部探矿工程, 2006, (07) .[3]刘维钦, 陈平, 杨芮珍, 邓元洲.浅谈欠平衡钻井过程中的油气层损害与保护[J].西部探矿工程, 2006, (07) .

[4]温庆华.浅谈油气层保护技术[J].中国石油大学胜利学院学报, 2007, (03) .[4]温庆华.浅谈油气层保护技术[J].中国石油大学胜利学院学报, 2007, (03) .

浅谈浅井试油工艺 篇9

关键词：试油工艺,浅井,测射联作,新技术

一、前言

在花土沟油田的试油施工实践中,根据该地区井浅,试油层位在井深300-1600m之间,地层压力系数较小,地层温度较低,井斜<30°,井况单一,普遍采用了常规试油与射孔-测试联作的试油工艺,在录取资料过程中采用了测试回收及抽汲或提捞求产方式。通过实践达到了试油目的,总结出浅井段试油的一套完整的工艺过程及应注意的问题。

二、射孔液的选择

根据浅井段地层压力系数较小,地层温度较低的地层共性,在实践中选用的射孔液主要是淡水及加表面活性剂的活性水,实践证明这类压井液经过适当的处理能满足储层的要求,且所需费用低,经济上允许。

三、试油工艺在花土沟油田的应用

在花土沟油田的试油实践中,除替浆、洗井、封堵等工艺外,其余试油工艺(射孔、测试、求产)在该油田的实践中可采用的工艺方式有以下几种:

1. 采用非测试-射孔联作工艺有以下六种形式:

①油管传输射孔(TCP)—MFE测试(测试过程中抽汲求产),根据测试资料确定是否有措施改造的必要;

②油管传输射孔—APR测试(测试过程中抽汲求产),根据测试资料确定是否有措施改造的必要;

③电缆传输射孔—MFE测试(测试过程中抽汲求产),根据测试资料确定是否有措施改造的必要;

④电缆传输射孔—APR测试(测试过程中抽汲求产),根据测试资料确定是否有措施改造的必要:

⑤电缆传输射孔—抽汲求产,根据抽汲资料确定是否有措施改造的必要;

⑥油管传输射孔—抽汲求产,根据抽汲资料确定是否有措施改造的必要;

统计表明:以上方案中采用较多的是常规试油工艺,即电缆传输射孔后,再进行测试、求产等工艺,该方案较之TCP后,直接排液求产的工艺方案增加了施工资料录取的全准率及措施改造依据;其次是油管传输射孔(TCP)后,直接排液求产的工艺,这种方式只能获得地层的产能数据,不能全面定量地反映地层的性质,一般是不可取的;采用最少的方案是TCP后,再进行测试、求产等工艺,这与该方案不利于油层保护,劳动强度较高,单层试油周期较长,经济效益差等特点有关。

2. 射孔-测试联作方案因测试工具不同有三种形式:

①油管传输射孔(TCP)—MFE测试(测试过程中抽汲求产),根据测试资料确定是否有措施改造的必要;

②油管传输射孔(TCP)—APR测试(测试过程中抽汲求产),根据测试资料确定是否有措施改造的必要;

③油管传输射孔(TCP)—APR (测试测试过程中抽汲求产),根据测试过程中的抽汲资料确定是否有措施改造的必要,若必要则进行措施改造,然后抽汲求取产能,结束该层组试油。

结合实践,射孔-测试联作方案总的优势是:

①减少起下管柱的次数,降低了劳动强度,有效地缩短了试油周期,有利于油井成本的控制;

②能实现射孔测试一次性完成,减少射孔液对储层的回压及浸泡时间,有利于储集层的保护;

③能充分发挥负压射孔的优势,增加负压产生的回流对射孔孔眼的冲洗作用,提高储层的生产能力;

④能进行长井段的射孔。

可见,射孔-测试联作是一种较先进的试油工艺之一。但因测试工具的不同有不同应用效果。如环空压力反应(APR)全通径测试工具及MFE多流测试工具;前者的优点有:在不动管柱的基础上用环空加预定压力(如10Mpa)来实现开关,泄去环空压力实现关井,操作简便;能适用于大流量井的测试;能进行地层增产的处理,如酸化等;能将钢丝绳操作的油管枪下入,进行负压射孔;若其达不到足够的深度(在浅井不会存在这类问题),亦可用油管传输将射孔枪下到足够深度达到负压射孔。后者则不会有这些优势,因此在实践中应广泛推广使用APR全通径测试工艺。可想而知,APR全通径测试工艺可进一步拓展测试井的范围,缩短试油周期,提高市场竞争能力,为服务公司的发展提供有利的硬件支持。

四、求产方式存在的几个问题

纵观求产方式主要有:气举、抽汲或提捞和测试回收折算、流压折算等。前者能最大限度的降低井筒液柱压力,能较快速的排液,适于高产低压井的排液求产;后者的排液速度与抽汲次数、抽子与油管内壁间的间隙、防喷装置的密封效果以及所使用的抽汲工具有关。

在实践中,抽汲产量的可信度受到考验,主要有;

①抽子与油管内壁间的间隙造成抽汲效率的下降;

②由于防喷装置的密封效果好坏,影响抽汲产量计量的准确程度;

③抽汲作业中因设备及人为因素影响抽汲效率,进而影响产量;

④不能有效地对地层产出液计量及分离。

因此,要提高抽汲产量的可靠性,必须解决上述问题,即

①因浅井试油在地层供液一定的情况下,抽汲次数能最大限度地满足地层的供液能力;有时抽汲次数很高,如井深400m左右的层位,抽汲次数可达到15-20次/h;这对目前常用的抽汲工具,尤其对抽子所使用胶皮的耐磨性是个严峻的考验。而目前所使用的抽子主要为水力式、两瓣式、千次抽;实践证明,使用最广泛的是水力式抽子,这种抽子所使用的胶皮在浅井段每使用3-6次就需更换,其稳定性很差,需多个抽子备用,以提高抽汲效率。两瓣式抽子的使用较少,千次抽更少;前者与水力式抽子一样用胶皮来密封与管壁的间隙,达到排液的目的,在冷四-1井中深井段的实践效果较好。同样,千次抽在该井的实践效果不容质疑的。因此,在浅井试油应大力推荐使用两瓣式抽子及千次抽,以达到良好的抽汲效果,获得可靠的地层产能。

②采用具有良好密封效果的防喷装置,如液压控制的防喷装置,减少漏失,增加抽汲产量计量的准确性。在实践中在现有防喷装置的基础上,采用了大直径加长的防喷管,其应用效果比较理想。

③加强对抽汲作业过程的监督,制定科学的工作制度,保证抽汲质量,减少人为因素的影响;

④采用先进的油气计量装置,提高油气水产量计量的准确性和可靠性。

上述求产方式为进一步提高其可信度,应与带有压力计的监测管串相结合。提捞只适用于低产层的求产,在合理的工作制度下,能求得较可靠的产能。测试回收折算不能准确反映地层产能,只可作为参考依据。

五、封墙工艺的应用

封堵方式有:水泥塞及桥塞封堵工艺。后者主要有两种方式:电缆桥塞和可捞式桥塞封堵工艺。

1. 水泥塞封堵工艺

该工艺有以下特点:

①施工组织要严谨,分工明确;

②施工周期长,劳动强度高;

③影响投产效率;投产时必须钻掉水泥塞,投产费用高;

④对小间距(10m左右)的试油层位进行封堵,施工难度高,甚至无能为力。

在花土沟油田的试油施工实践中,根据该地区井浅,试油层位在井深300-1600m之间,地层压力系数较小,一般不用水泥塞封堵工艺。

2. 电缆桥塞封堵工艺

该工艺与可捞式桥塞封堵工艺相比较具有施工周期长,回收较难,增加投产难度等特点,在浅井段基本不采用该封堵工艺。

3. 可捞式桥塞封堵工艺

统计浅井段试油层的封堵,普遍采用了较成熟的可捞式压裂桥塞封堵工艺,其施工成功率达到100%。用这类桥塞封堵有以下优点:

①油管加压座封,所需压力较低,一般12～20MPa;

②座封及丢手一次性完成,施工简便;

③能用原管柱进行洗井,降低了劳动强度,缩短了施工周期;

④桥塞有专门的打捞工具,操作简便,成功率极高,缩短了投产周期。

六、浅井试油新技术的应用前景

结合实践,大力推广应用试油联作工艺,如射孔-测试联作、射孔-投产联作、射孔-测试-压裂或酸化、射孔-高能气体压裂等联作工艺,可有效地保护或改造储集层,缩短试油周期,降低油井成本。

七、总结及建议

1.根据浅井试油层位具有地层压力系数较小、地层温度较低、井斜<30°、井况单一等特点,故在实践中普遍采用了常规试油与射孔-测试联作的试油工艺,取全取准了各项资料,达到了试油目的,为油田的评价提供了可靠的参数依据。

2.根据浅井试油的特点,建议优先采用射孔-测试联作的试油工艺,以提高施工效率,获得最大的经济效益。

3.通过几种求产方式的对比分析,建议使用带有压力计的监测管串相结合的抽汲求产方式,并指出这种方式目前亟需解决的几个问题。

4.文章指出,可捞式桥塞封堵工艺具有劳动强度低,操作简便,回收容易,成功率高,施工周期短,能有效的降低油井成本等优点,特别适用于浅井段试油层位的封堵,应大力推广使用。

5.试油联作工艺的推广应用,将进一步缩短试油周期,有利于地层产能的提高,有效地降低油井成本。

参考文献

[1]《保护油气层技术》,赵敏徐同台等编著,石油工业出版社,1995年4月;