试油工艺技术

试油工艺技术（共11篇）

试油工艺技术 篇1

井下试油技术包括了通洗井、压井和射孔液、射孔、等等一系列的单项勘探技术内容。在20世纪70年代的时候, 我国的井下试油技术模仿前苏联的试油工艺, 没有适合我国地情的技术内容。他的缺点是试油的周期比较长, 获得的底层参数少, 很少能获得可靠的资料, 资料质量认为影响因素比较大。目前, 习惯的把这种试油技术成为常规试油技术, 这种试油技术在勘测低渗油层仍然有一定的优势。但是在70年代以后我国引进了美国的更高级的试油技术, 包括油管传输负压射孔、地面油气水分离计量、电缆桥塞等技术。

1 油井的分类

钻井的发展史史包括了早期接管、顿钻阶段以及目前阶段。目前钻井发展表现为设备的高性能型;新材料的使用、工艺技术的不断更新等等。这是有的开发基本工程包括:地质勘探、三位地震、部署勘探井、编制油气的开发方案等等等。其中编制油气田的开发办法包括了油藏地质的开发方案、钻井工程等等。其中钻井的施工还包括:钻井前的准备、用木板规定方井、修建钻井平带等等。还有就是钻井的特点:第一钻井技术的分类:过平衡、平衡以及欠平衡。井的结构:有效保护油气层、能有效的避免漏、塌、卡等井下的安全事故, 保证安全快速钻井, 在井涌时, 有压井处理溢流的能力等。还有钻井液的循环流程等。在油气水井的分类以及用途:勘探井、开发井、特殊用途径等。

2 重视研发投入

新技术的研发及工程和商业化都需要资金的不断投入, 同时还存在很大的开发风险, 所以, 只有那些规模较大的油田技术公司才具备强大的技术更新一集研发能力。油气侦测公司的研发投入情况包括了专利数量、研发投入、研发的强度一集研发人员的数量。

平成情况下每家油田技术服务公司每年都会有一大批的科研成果去申请专利。某人在04年的公司报告中提到:04年全年公司总共收到了3000多份新的点子, 并对其中700个进行了考察, 300个在那一年进行了深入的研究。大部分的油田公司任何时间都有大部分的处于概念研究、可行性研究、研发试验或者商业化的应用等不同阶段, 所以获取专利是这些公司技术商业化的最好途径。

20世纪90年代以后, 西方世界的大石油公司在科技方面的投入不断下降, 但是各大石油服务公司的服务却在不断加大投入。大部分油田技术公司都大大提高了本公司的研发的绝对支出, 但是强度都有下降;但是处在行业最低谷的公司强度在提高, 这正是由于油田公司低成本高效率所造成的。

其中值得一提的就是斯伦贝谢公司, 这个公司为了保证公司技术在本行业的领先地位, 一直把提高技术水平作为公司的重要战略问题, 并且投入了大量的资金。这个公司在测井技术方面给之所以能在几十年中始终占据行业的领先地位, 是与公司一直高度重视技术的开发时分不开的。在1948这个公司就建立了世界科研力量最强的科研基地, 坚持开展基础的研究技术, 十分注重知识的创新。所以, 多年来他的技术投入强度一直保持在百分之五的水平。油田技术服务公司积极了大量的试油工业中绝大部分技术人员。各大油田技术服务公司从业人员基本都在万人之上, 其中至少一半为技术人员, 所以这些油田技术服务公司的不断壮大的背后, 都有一只庞大的科研队伍为后盾。为了不断的鼓励科技人员的不断创新, 没加公司设立丰厚的经历奖励机制, 比如:年金、退休金和股票的期权计划等等。于此同时各个公司的长期培训为公司的技术更新打下了良好的基础。制定灵活多变的技术引进方法就是首先是对本公司所拥有的知识产权的保护。随着公司没研究一项新的技术, 新技术的专利申请也就被提上了日程, 所以, 各个大的油田技术服务公司都在海外设立科研机构的时候首先需要考虑的一个重要的因素就是对本国的知识产权的保护状况。其次还有就是制定一个完整的技术锁定的策略。随着世界经济的全球化经营步伐的不断加大, 公司为了在核心技术的垄断地位, 公司总是从最初的技术封锁、技术垄断, 逐渐发展到制定一套完整的技术锁定策略, 也就是在基础理论、研究开发、产品构思、工艺设计、管理技术、物流配送等等全过程设置了多项难以解开的障碍, 市公司获得最低的成本的同时来获得最大的收益。技术锁定时油田技术服务公司使用的一种高级的防止本公司技术产品效益降低的方式, 最终的目的是为了加强客户对本公司的技术依赖性。跨国的公司通常是将自己新研发的技术转移给自己的子公司, 而把自己公司比较陈旧的技术卖给本地的公司或者合资公司。设立独立的研发机构也是公司防止自己技术外泄的战略之一, 这样能在最大程度上减少本公司的技术泄露。其实在我国石油技术服务公司应该解决的问题有很多。比如说是我国现在还不存在一个完整、符合我国市场经济规律的油田技术行业。而且在我国的公司具有行业的局限性, 使得我国的油田技术发展不均衡。这样就会使我国的大部分的公司的技术都是引进的国外的技术, 缺少自主的创新。高压油井的测试, 不仅要做好防喷、防火等工作外, 还要搞好井控工作, 让高压油气有控制的流动, 从而使测试人员能够按照正常的测试测试程序测试。所以必须要对井下测试管住、井口压力控制装置、地面流程进行严格的把关。

3 结语

石油技术服务公司在我国还算是一个比较新生的产业, 各个公司为了未来的发展必须加大对科技的研发, 要投入更多的资金以及有石油方面的专业的技术人员, 以保证不会在竞争中被淘汰。

摘要：随着长时间的技术研发和积累, 有天技术服务公司越来越成为石油勘探行业的技术研发的主题。他们不仅要以应用为主线, 分层组织不同的科学研发, 而且又要注重塘栖的投资于研发项目, 占据技术的顶端。所以, 在制定技术发展战略的同时还要不断的完善研发管理, 加强科技的投入, 成为技术服务公司巅峰的不败之地的重要策略。油田技术服务公司不断的进步, 先后在50-60年代和90年代, 为石油勘探行业带来了两次质的飞跃。当中, 90年代的勘探技术的应用, 使得勘探技术在数据采集、处理、解释上有了非常大的进展。勘探的成功率大大提高, 使钻井以及相关的产业有了巨大的进步, 大大减低了成本, 勘探矿井的技术的更新, 大大提高了油田的价值。

关键词：油井,试油技术,安全措施

参考文献

[1]张英芝, 等.特低渗透油藏开发技术研究[M].石油工业出版社, 2004

[2]阿卜杜勒·萨塔尔.油田注水开发综合管理[M].石油工业出版社, 1990

[3]吴奇.注水技术研讨会论文集[M].中国石化出版社, 2005

试油工艺技术 篇2

上报时间：2006年 1月 24 日

一、本月开井：口，（其中：试油井 口、层，井号：

作业井口，井号：

二、本月完井：口，（其中：试油井 口、层，井号：作业井口，井号

三、本月设备综合完好率%，工序一次成功率%，资料录取率 %，油层保护措施达总施工井%，服务满意率%，甲方无投诉。

四、现正施工井：口，（井号：；目前正进行的主要工序：）。

五、本月拖航 次。井组—井组；井组— 井组—井组；井组—

本月主要做法及好人好事

（要求：

1、主要做法：要提炼主题，一目了然；

2、好人好事：时间、地点、人物、事件、起因、过程、结果，要尽可能提供详细。字数在600字左右。）

“师爱徒、传技术、帮思想、带作风；徒爱师、学技术、练本领、比才干，海洋试油11队通过积极开展“导师带徒”活动，掀起了一个学技术、钻业务的高潮。

试油工艺技术 篇3

关键词：低渗透储层；试油工艺；应用现状；发展

1 概述

近年来，随着我国对于油气资源需求量的进一步加大，我国在油气勘探方面也具有了较大的发展。在我国现有已探明的储层资源中，低渗透储层具有着较大的构成比例，部分油田构成比甚至已经达到了60%以上。在这种情况下，就需要我们能够以良好技术方式的应用做好该类储层的开发。在对现有数据、研究资料进行结合的情况下，我们可以认识到低渗透储层储层具有着地层致密性较强、渗透率低以及岩性构成复杂等特点，正是这部分特点的存在，就使该类油层在试油方式、技术上同常规储层试油方式存在着较大的的差异。同时，由于在地层勘探过程中，试油是非常重要的一项工作，就需要我们能够通过先进工艺的研究与应用获得更好的勘探效果。

2 低渗透储层试油工艺应用现状

随着人们对低渗透储层认识程度的增加，在对该类油层进行不断开发的过程中其相关技术也在不断成熟。并从射孔、测试、排液到后期的封堵形成了一系列的配套性技术方案，对低渗透储层石油开发的规范化发展具有着十分积极的意义。目前，有以下工艺在现今低渗透储层试油工作中获得了较为广泛的应用：

2.1 射孔及多联作工艺

在我们实际开展低渗透储层试油工作中，可以根据低渗透储层实际所处地区的情况在对其地质、成分等特征进行全面分析的基础上制定更具针对性的射孔技术方案，通过该技术方式的应用，则能够在低渗透储层内形成适合的渗流通道。在低渗透储层中，往往具有着较低的地层压力，而这也正是该类储层所具有的一个重要特点，为了能够对试油环节中射孔液对储层所具有的回压影响进行最大程度的降低，在实际开展射孔工作之前则可以首先对储层进行掏空，并对其进行测-射的联作处理。通过该种方式的应用，则能够在对储层产生一定生产压差的基础上使低渗透储层可能受到的影响得到降低。同时，在实际射孔工作开展时，也可以通过深穿透射孔弹的应用对井眼周围的渗流阻力能够得到更为合理的控制。而如果在实际操作中发现井眼附近油水系统较为复杂，或者因为具有水层分布而难以对其进行改造，则可以通过复合射孔弹或者深穿透射孔弹的应用对其进行处理，以此更好地解决操作过程中可能出现的压裂问题。

2.2 措施改造技术

在对低渗透储层进行开发时，在对以往实践经验进行结合的基础上则能够将试油作用与措施改造技术进行良好的结合，以此起到提升油气层开发率的作用。在实际工作开展过程中，可以根据低渗透储层在物理性质、地质特性等方面表现情况对合理、科学的优化改造工艺进行确定，以此在使具有不同地质特性、物性特性低渗透储层在同针对性改造工艺相结合的基础上获得企业油气资源开发水平的提升。如在对低渗透储层情况勘测时，发现储层存在着排液通道不畅、渗透性较差以及能量不足等问题，则可以在射孔后通过压裂、酸化以及排液求产等方式的应用对储层开发质量较低的问题进行解决。而这同联系实际具有着十分重要的关系。

2.3 排液技术

在现有技术条件支持下，在实际试油工作开展中，可以根据实际地层产能情况对不同的求产方式进行选择，目前，应用较为广泛的求产方式有抽汲求产方式、提涝求产方式、自喷求产方式以及气举求产方式这几种。而对于低渗透储层来说，由于其地层具有着较高的致密性，且地层能量相对偏低，则需要通过抽汲求产以及气举求产等方式的应用以获得更好的效果。而在实际操作时，也需要我们能够根据不同储层在勘探环境、地质特征等方面差异性的表现通过抽汲提捞、氮气气举、连续油管氮气气举等多种排液方式的共同应用起到更好的效果，此外，也需要在充分联系低渗透储层压力低特点的基础上通过在压裂操作前注入氮气的方式对地层能量进行增加，以此使措施液能夠得到更为顺畅的反排。

3 低渗透储层试油工艺发展

在现今我国油气企业所开展的低渗透储层勘探施工中，也会面临到一定的问题：第一，通过多工序联作方式的应用，虽然能够对整个低渗透储层所具有的试油效率会起到较好的提升作用，但该种方式在现今油田中所具有的使用比例还相对较低，没有得到广泛的应用，需要进行进一步的推广；第二，虽然目前对于低渗透储层所研究、应用的试油技术都具有着较强的针对性，但是这部分方式往往开展周期较长，且在具体应用前缺少全面的测试，不仅对地层来说是一种认识方面的缺乏，也很可能因此使我们在实际操作中具有着较强的局限性。

针对上述我们在实际低渗透储层工艺研究中所存在的问题，为了能够在对上述问题进行积极解决的基础上使我国低渗透储层石油工艺能够获得更好的发展，就需要在未来工作中从以下几个方面入手；首先，根据低渗透储层特点，可以在实际开展低渗透储层试油工作时对低渗透储层的物性特征、储存地质特征等进行积极的结合，在此基础上通过科学措施改造技术的应用使低渗透储层能够得到更好的改造，进而使油气层开发效率得到有效的提升；其次，需要对同低渗透储层相配套的试油技术、工艺等进行积极的优化，使相关技术的现代化水平以及智能特征能够得到更好的提升；最后，需要加快低渗透储层措施改造后拮施液的返排，需要高效的排液技术支撑，而优化排液方式将更经济合理。

4 结束语

可以说，在我国现今油气勘探工作中，低渗透储层是非常重要的一个储层类型。在上文中，我们对低渗透储层试油工艺的应用现状与发展进行了一定的研究，需要在今后工作开展中能够继续加强该类技术的开发，以此使低渗透储层能够得到更好的开发与利用。

参考文献：

[1]王敬武.试油工艺技术的应用发展研究[J].现代商贸工业，2009（11）：55-56.

[2]刘建强，王瑞丽.试油工艺技术在浅井中的应用[J].现代商贸工业，2011（02）：105-106.

浅谈浅井试油工艺 篇4

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;

试油作业现场岗位职责 篇5

1.队长岗位HSE 职责

1.1 队长是本队健康、安全与环境(HSE)第一责任人，全面负责本队HSE 管理工作。

1.2 遵守国家及施工所在地地方政府有关法律法规、规定及相关标准，执行上级和甲方的

HSE 管理规定及其他要求。

1.3 组织有关人员，对施工项目(活动)在健康、安全与环境方面存在的危害因素进行辨识、评估，制定风险削减控制措施及应急处置预案，并组织实施。

1.4 组织开展HSE 检查，查处“三违"行为；及时发现和消除隐患，对不能立即整改的隐

患，在向上级主管部门或主管领导汇报的同时，组织制定监控措施，必要时制定应急

处置程序，并落实实施。

1.5 负责与员工、相关方的HSE 信息交流工作。

1.6 组织制定HSE 培训计划、演练计划、管理制度，并按计划进行培训学习及演练。

1.7 主持召开HSE 会议，解决本单位HSE 管理中存在的问题。

1.8 遵守HSE 管理规定，拒绝违章指挥，要求按章指挥，对他人违章作业进行劝阻和制

止。1.9 按规定跟班上井。

1.10 组织编制施工项目HSE 作业计划书，在施工作业前，对本队员工进行交底，对相关

方进行告知。如有授权时，在授权范围内审核(审批)施工项目HSE 作业计划书。

1.11 对上级HSE 管理工作提出合理化建议或意见。

1.12 接受上级及有关部门的考核，对员工HSE 业绩进行考核。

1.13 党支部书记不在时，代理其职责。

2.副队长岗位HSE 职责

2.1 副队长对本队健康、安全与环境(HSE)工作负领导责任，协助队长开展并落实HSE 管

理工作。

2.2 遵守国家及施工所在地地方政府的有关法律法规、规定及相关标准，执行上级和甲方

的HSE 管理规定及其他要求。

’

2.3 参与施工项目（活动）在健康、安全与环境方面危害因素的辨识、评估，参与制定风

险消减控制措施及应急处置预案。

2.4 参加HSE 检查，查处“三违”行为；及时发现和消除隐患，对不能立即整改的隐患，协助队长制定监控措施，必要时制定应急处置程序，并落实实施。

2.5 参与同员工、相关方的HSE 信息交流工作。

2.6 参与制定HSE 培训计划、演练计划、管理制度，协助队长按计划进行培训学习及演

练。

2.7 按规定跟班上井。

2.8 参加HSE 会议，协助队长解决本单位HSE 管理中存在的问题。

2.9 遵守HSE 管理规定，拒绝违章指挥，要求按章指挥，对他人违章作业进行劝阻和制

止。

2.10 参与编制施工项目HSE 作业计划书。

2.11 对本队及上级HSE 管理工作提出合理化建议或意见。

2.12 接受上级及有关部门的考核。3.13 队长、党支部书记不在时，代理队长职责。

3.队HSE 监督员岗位职责

3.1 遵守国家及施工所在地地方政府有关法律法规、规定及相关标准，执行上级和甲方的

HSE 管理规定及其他要求。

3.2 对本单位健康、安全与环境(HSE)工作负监督责任。

3.3 参与施工项目（活动）在健康、安全与环境方面危害因素的辨识、评估；参与制定风

险消减和控制措施及应急处置预案，并监督实施。

3.4 参与HSE 检查，监督检查：上岗人员劳保穿戴及持证情况；操作规程和两书一表执

行情况；应急演练及应急处置预案适宜性情况；本队新上岗人员及转岗人员安全培训

情况；查处“三违”行为；及时发现和消除隐患．对不能立即整改的隐患，参与制定

监控措施，并监督实施。

3.5 参与同员工、相关方的HSE 信息交流工作。

3.6 参与制定HSE培训、演练计划，协助队长按计划进行培训学习和演练。参与 HSE 管

理工作。

3.7 参加本单位HSE 会议，协助队长解决本单位HSE 管理中存在的问题。

3.8 遵守HSE 管理规定，拒绝违章指挥，对他人违章作业进行劝阻和制止，必要时向上

级反缺。

3.9 参与编制施工项目HSE 作业计划书。

3.10 检查生活区和施工区的安全环保设施与警示标识齐全、醒目、完好；配备的急救药齐

全、在有效期内。3.11 对本队及上级HSE．管理工作提出合理化建议或意见。

3.12 接受上级及有关部门的考核，参与考核员工的HSE业绩。

4.技术员岗位HSE 职责

4.1 遵守国家及施工所在地地方政府有关法律法规、规定及相关标准，执行上级和甲方的

HSE 管理规定及其他要求。

4.2 负责本队井控技术管理及技术培训、考核工作；负责施工作业前的技术交底、施工过

程中的技术安全工作；严格按施工设计、操作规程及相关标准指导施工。

4.3 编写的施工设计中要有相应的 HSE 内容，对风险要有相应提示，并制定出相应的技

术控制措施。

4.4 参与制定HSE 培训、演练计划，协助队长按计划进行培训学习和演练，参与 HSE 管

理工作。

4.5 参与施工项目（活动）在健康、安全与环境方面危害因素的辨识、评估；参与制定风

险消减和控制措施及应急处置预案，并落实实施。

4.6 参与HSE 检查，及时发现和消除隐患，对不能立即整改的隐患，协助队长制定技术

监督措施，必要时制定应急处置程序，并落实实施。

4.7 参与同员工、相关方的HSE 信息交流工作。

4.8 参加本单位HSE 会议，协助队长解决本单位HSE 管理中存在的问题。

4.9 遵守HSE 管理规定，拒绝违章指挥，要求按章指挥，对他人违章作业进行劝阻和制

止。

4.10 按规定跟班上井。

4.11 参与编制施工项目HSE 作业计划书。

4.12 对本队HSE 管理工作提出合理化建议或意见。

4.13 接受上级及有关部门的考核。

5.大班司机岗位HSE 职责

5.1 遵守国家及施工所在地地方政府有关法律法规、规定及相关标准，执行上级和甲方的

HSE 管理规定及其他要求。

5.2 负责本队设备（设施）的日常管理、修理维护；负责油品使用的跟踪检测；负责对作

业机司机技术指导及相关技术培训工作；严格执行设备操作规程，保证设备（设施）

运转正常、安全防护设施齐全可靠。5.3 参与制定HSE 培训、演练计划，协助队长按计划进行培训学习和演练，参与 HSE 管

理工作。

5.4 参与施工项目（活动）在健康、安全与环境方面危害因素的辨识、评估；参与制定风

险消减和控制措施及应急处置预案，并落实实施。

5.5 参与HSE检查，按现场检查表要求及设备（设施）管理规定，随时和定期对设备（设

施）进行检查，及时发现和消除隐患，对不能立即整改的隐患，协助队长制定技术监

督措施，必要时制定应急处置程序，并落实实施。

5.6 参与同员工、相关方的HSE 信息交流工作。

5.7 参加本单位HSE 会议。协助队长解决本单位HSE 管理中存在的问题。

5.8 遵守HSE 管理规定，拒绝违章指挥，要求按章操作，对他人违章作业进行劝阻和制

止。

5.9 按规定跟斑上井。

5.10 参与编制施工项目HSE 作业计划书。

5.11 对本队HSE 管理工作提出合理化建议或意见。

5.12 接受上级及有关部门的考核。

6.大班司机岗位HSE 职责

6.1 班长是本班健康、安全与环境(HsE)第一责任人，全面负责本班HSE 管理工作。

6.2 遵守国家及施工所在地地方政府有关法律法规、规定及相关标准，执行上级和甲方的

HSE 管理规定及其他要求。

6.3 参与施工项目(活动)在健康、安全与环境方面危害因素的辨识、评估；参与制定风险

削减控制措施及应急处置预案，并落实实施。

6.4 参与编制施工项目HSE 作业计划书。

6.5 遵守HSE 管理规定，严格执行岗位操作规程，拒绝违章指挥和强令冒险作业，应按

章操作，对他人违章行为进行劝阻和制止，做到“三不伤害”。

6.6 根据施工设计及本班任务要求，负责召开班前会，布置生产任务，就本班工作内容、存在的风险及其防范措施进行安全讲话；落实备岗位交接班情况；落实各岗位是否按

规定进行巡回检查并填写现场HSE 检查表。

6.7 对本班各岗位在巡回检查中发现的问题和隐患及时组织整改，对不能立即整改的应及

时向上级汇报，必要时制定防范措施并实施监控。管理、指导和监督本班员工的行为、操作及施工过程。

6.9 负责或协助值班干部与外来人员及相关方进行沟通和监护。

6.10 负责召开班后会，就本班生产过程中健康、安全与环保存在的问题及好的做法进行总

结。

6.11 参加HSE 学习和活动，对本趴HSE 管理工作提出合理化建议或意见。

9.作业机司机岗位HSE 职责

9.1 遵守国家及施工所在地地方政府有关法律法规、规定及相关标准，执行上级和甲方的

HSE 管理规定及其他要求。

9.2 负责本班设备(设施)的使用与维护保养；严格执行设备操作规程，保证设备（设施）

运转正常、安全防护设施齐全可靠，并负责岗位操作规程中规定的本岗位其他操作。

9.3 遵守HSE 管理规定，严格执行岗位操作规程，拒绝违章指挥和强令冒险作业，要求

按章操作，对他人违章行为进行劝阻和制止，做到“三不伤害”。

9.4 参加班前会，对危害因素进行辨识，明确本班工作内容及存在的危害因素和风险。9.5 根据岗位巡回检查路线及主要检查内容，按现场检查表要求及设备（设施）管理规定，对设备（设施）进行巡回检查，及时发现和消除隐患，对不能立即整改的隐患及时上

报。

9.6 参加班后会。

9.7 参加HSE 学习和活动，对本队HSE 管理工作提出合理化建议或意见。

10.一岗岗位HSE 职责

10.1 遵守国家及施工所在地地方政府有关法律法规、规定及相关标准，执行上级和甲方的

HSE 管理规定及其他要求。

10.2 负责二层台的操作及其他高空作业；当井架无二层台或不需二层台作业时，配合四岗

人员完成场地操作。并负责岗位操作规程中规定的本岗位其他操作。

10.3 遵守HSE 管理规定，严格执行岗位操作规程，拒绝违章指挥和强令冒险作业，要求

按章操作，对他人违章行为进行劝阻和制止，做到“三不伤害”。

10.4 参加班前会，对危害因素进行辨识．明确本班工作内容及存在的危害因素和风险。10.5 根据岗位巡回检查路线及主要检查内容，按现场检查表要求进行巡回检查，及时发

10.6 现和消除隐患，对不能立即整改的隐患，及时向班长汇报。

10.7 参加班后会。

10.8 参加HSE 学习和活动，对本队HSE 管理工作提出合理化建议或意见。

11.二岗岗位HSE 职责

11.1 遵守国家及施工所在地地方政府有关法律法规、规定及相关标准，执行上级和甲方的

HSE 管理规定及其他要求。

11.2 负责主井口操作，并负责岗位操作规程中规定的本岗位其他操作。

11.3 遵守HSE 管理规定，严格执行岗位操作规程，拒绝违章指挥和强令冒险作业，要求

按章操作，对他人违章行为进行劝阻和制止．做到“三不伤害”。

11.4 参加班前会，对危害因素进行辨识，明确本班工作内容及存在的危害因素和风险。

11.5 根据岗位巡回检查路线及主要检查内容，按现场检查表要求进行巡回检查，及时发现

和消除隐患，对不能立即整改的隐患及时向班长虹报。

11.6 参加班后会。11.7 参加HSE 学习和活动，对本队HSE 管理工作提出合理化建议或意见。

11.8 接受上级的考核。

12.三岗岗位HSE 职责

12.1 遵守国家及施工所在地地方政府有关法律法规、规定及相关标准，执行上级和甲方的

HSE 管理规定及其他要求。

12.2 负责场地操作，并负责岗位操作规程中规定的本岗位其他操作。

12.3 遵守HSE 管理规定，严格执行岗位操作规程，拒绝违章指挥和强令冒险作业，要按

章操作，对他人违章行为进行劝阻和制止，做到“三不伤害”。

12.4 参加班前会，对危害因素进行辨识，明确本班工作内容及存在的危害因素和风险。

12.5 根据岗位巡回检查路线及主要检查内容，按现场检查表要求进行巡回检查．及时发现

和消除隐患。对不能立即整改的隐患及时向班长汇报。

12.6 参加班后会。

12.7 参加HSE 学习和活动，对本队HSE 管理工作提出合理化建议或意见。

14.资料员岗位HSE 职责

14.1 遵守国家及施工所在地地方政府有关法律法规、规定及相关标准，执行上级和甲方的

HSE 管理规定及其他要求。

14.2 负责资料录取及现场图表、仪器、仪表的管理，并负责岗位操作规程中规定的本岗位

其他操作。

14.3 遵守HSE 管理规定，严格执行岗位操作规程，拒绝违章指挥和强令冒险作业，要求

按章操作，对他人违章行为进行劝阻和制止，做到“三不伤害”。

14.4 参加班前会，对危害因素进行辨识，明确本班工作内容及存在的危害因素和风险。

14.5 根据岗位巡回检查路线及主要检查内容，按现场检查表要求进行巡回检查，及时发现

和消除隐患，对不能立即整改的隐患及时向班长汇报。

14.6 参加班后会。

14.7 参加HSE 学习和活动，对本队HSE 管理工作提出合理化建议或意见。

14.8 接受上级的考核。

15.发电工岗位HSE 职责

15.发电工岗位HSE 职责 1155..发发电电工工岗岗位位HHSSEE职职责责

15.1 遵守国家及施工所在地地方政府有关法律法规、规定及相关标准，执行上级和甲方的

HSE 管理规定及其他要求。

15.2 负责本班发电设备(设施)的使用、维护保养；严格执行设备操作规程，保证设备（设

施）运转正常、安全防护设施齐全可靠，并负责岗位操作规程中规定的本岗位其他操

作。

15.3 遵守HSE 管理规定，严格执行岗位操作规程，拒绝违章指挥和强令冒险作业，要求

按章操作，对他人违章行为进行劝阻和制止，做到“三不伤害”。

15.4 参加班前会，对危害因素进行辨识，明确本班工作内容及存在的危害因素和风险。

15.5 根据岗位巡回检查路线及主要检查内容，按现场检查表要求及设备（设施）管理期定．

对设备（设施）进行巡回检查，及时发现和消除隐患，对不能立即整改的隐患及时上

报。

15.6 参加班后会。

15.7 参加HSE 学习和活动，对本队HSE 管理工作提出合理化建议或意见。

15.8 接受上级的考核。

16.炊事员岗岗位HSE 职责

16.炊事员岗岗位HSE 职责

1166..炊炊事事员员岗岗岗岗位位HHSSEE职职责责

16.1 遵守国家及施工所在地地方政府有关法律法规、规定及相关标准，执行上级和甲方的

HSE 管理规定及其他要求。

16.2 负责本班员工餐饮服务，保证人员就餐，搞好食品卫生，防止中毒。

16.3 遵守HSE 管理规定，严格执行岗位操作规程，拒绝违章指挥，要求按章操作，对他

人违章行为进行劝阻和制止，做到“三不伤害”。

16.4 对危害因素进行辨识．明确本岗位存在的危害因素和风险。

16.5 根据岗位巡回检查路线及主要检查内容，按现场检查表要求，及时发现和消除隐患，对不能立即整改的隐患及时上报。

试油工艺技术 篇6

摘 要：随着高含硫、高压力、高产能的气田的开发规模逐渐加大，井筒安全风险识别和控制逐渐受到人们的高度关注。高温高压含硫气井在试油过程中工况变化频繁，作业期间由于井筒温度、压力剧烈变化导致的生产套管损坏、油管弯曲变形，封隔器窜漏等井下复杂情况时有发生，存在极大的安全风险，必须针对其中存在的风险进行识别并采取针对性的措施进行风险控制，保障油气田的高效、安全开采。

关键词：高温高压；含硫气井；试油井筒；风险识别；控制

1 井筒安全风险识别

高温高压含硫气井试油井筒的结构稳定性以及完整性，是井下作业顺利开展的基础和保障。井筒是油气田地层下井内的流体通道，井筒的控制与油气井的深度和所在区域地质的复杂程度密切相关，油气井越深以及地质越复杂，井筒的控制难度越高。通常高温高压含硫气井试油存在先源性风险和后源性风险两类安全风险风险。先源性风险指的是油气井钻井及固井作业结束后，试油作业前的安全风险；后源性风险指的是试油过程中出现的安全风险。

1.1 井筒先源性风险 井筒先源性风险包括因生产套管固井质量差导致的井筒起压、作业前套管变形等安全风险。这类井筒安全风险在试油作业前即暴露出来，通过调整试油工艺可以消除或者削弱此类风险，当然也可能因为风险难以消除而弃井。

1.2 井筒后源性风险 后源性风险一般是在作业期间显露出来的，是井筒安全风险的主要风险。主要包括：第一，生产套管损坏。生产套管损坏对井筒安全的威胁最为严重，一旦损坏即意味着天然气在地下失控，处理难度和风险极大。造成生产套管损坏的原因主要有：生产套管磨损后强度下降；改造时封隔器窜漏施工高压作用在低强度套管上或井底压力超过套管强度导致套管压坏；排液测试期间井内压力过低导致套管挤坏；膏盐层蠕变导致套管挤坏；套管回接筒损坏加剧井筒窜漏等。第二，油管损坏。油管安全风险集中在油管柱上提吨位过高致使油管断裂；储层改造、测试期间压力控制不当造成的油管挤坏、压坏和弯曲变形；产出流体含酸性腐蚀气体，非抗硫油管被腐蚀后易发生氢脆断裂。第三，封隔器窜漏。封隔器窜漏导致其坐封位置以上生产套管承受高压或是接触酸性腐蚀气体，严重威胁井筒安全，也增大了井控风险。导致封隔器窜漏的原因较多：下封隔器时胶筒损伤，封隔器选型不当导致作业时损坏，作业中控制不当致封隔器解封，井下高温高压环境停留时间过长导致封隔器失效等等。第四，井下工具损坏。除封隔器以外，试油管柱上还带有循环阀、安全阀、安全短节、伸缩短节等井下工具。这些井下工具作为作业管柱的一部分，一旦损坏将破坏整个管柱的完整性，严重威胁并筒安全。因此其强度、工作压力（差）、工作温度、抗腐蚀性能等指标尤其值得注意。第五，管柱匹配性差。匹配性是指油管柱与生产套管的匹配性以及油管与井下工具的匹配性：油管外径过大，不仅下人尾管困难，而且容易出现阻卡，造成井下复杂；油管与井下工具内径差异过大，变径处受节流冲蚀作用影响容易出现损坏；在增产改造、测试等工况条件下，复合油管变径处的受力情况也较为恶劣。

2 井筒安全评价与风险控制

由于井筒条件和作业条件的差异，在试油作业前还需要综合分析单井实际情况，尽可能全面地识别和梳理存在的井筒安全风险并进行安全风险综合评价，以便制订有效的控制措施来削减或是消除井筒安全风险，确保作业期间井筒安全。

2.1 生产套管 试油前应对生产套管现状进行综合评价，同时也应立足于危险工况条件，例如储层改造、排液测试、压井等作业，通过校核确定一定作业条件下的套管强度是否满足作业安全要求。对于斜井以及经过长时间起下作业的井，应根据其磨损程度计算套管剩余强度，再评价其剩余强度能否满足试油作业需要。削减或消除生产套管安全风险，需结合其现状和工况条件下计算结果，制订合理措施。例如，在储层改造期间，应根据生产套管抗内压能力合理控制井口施工泵压；排液测试期间，根据生产套管强度校核结果控制井筒掏空深度和井口回压；压井期间根据压井液密度调整安全控制压力范围。

2.2 油管 需要结合储层改造、排液测试等危险工况期间，对压力、温度的变化致使油管受到的作用力及变形情况是否安全、合理进行分析评价。据评价结果，优化试油管柱结构、明确储层改造施工压力控制范围以及封隔器坐封需要施加的初始压重，并且通过井口压力的合理控制以削减油管安全风险。

2.3 井下工具 第一，封隔器。需要结合储层改造、排液测试等工序对封隔器密封性能进行计算校核，并根据校核结果调整施工泵压、平衡套压、坐封机械封隔器时的管柱压重。同时对封隔器外径与生产套管的匹配性、封隔器内径与油管柱的匹配性进行检查校验，确保封隔器人井、坐封安全可靠，不成为整个管柱的“瓶颈”；对于异常高温井，需要优选封隔器胶筒材质和根据温度沿井筒分布情况优选坐封位置，防止因封隔器胶筒碳化导致密封失效。第二，循环阀、安全阀等阀组。根据储层改造、测试等作业条件优选循环阀、安全阀等阀组的压力等级和材质，同时应考虑不同功能阀组的工作压力阶梯，避免不同功能阀组同时启动；另外应考虑阀组内径对于整个管柱通径的影响，尽可能减小功能阀组对管柱通径的制约；鉴于在高密度压井液中功能阀组存在失效可能，故在管柱结构和安全预案中应考虑阀组失效后的应急预案和处理措施。第三，伸缩短节。对于伸缩短节的应用要根据管柱安全控制需要确定，伸缩短节材质、长度和压力等级应满足井况和施工条件，并且在地面上设置好伸缩短节初始状态以有效补偿试油管柱的变形，安放位置应满足的基本原则是“管柱伸长或缩短时伸缩短节能缩短或伸长”。第四，射孔器材。超深高温高压气井要求射孔器材耐高温、耐高压，具体而言射孔枪在井下高压条件下不变形，射孔弹在井下高温环境中能够在作业周期内正常起爆，不会提前引爆和失效。要实现该目标，一是需要优化选择射孔弹的药型和弹型，二是提高射孔枪强度。

除几种主要井下工具以外，试油管柱上还带有安全接头、变扣短节、滑套等多种井下工具。这些井下工具需要考虑其强度能否满足不同工况的要求，其材质是否具有抗酸性腐蚀气体的能力，在作业时能否实现其功能。

3 结束语

总之，为了保障高温高压含硫气井试油井筒的安全，必须进行井筒各类风险的识别和评价、控制工作，确保井筒的完整性，促进油气田开采的顺利进行，从而为我国社会经济的发展夯实能源基础，提高我国的综合国力和竞争力。

参考文献：

[1]郭建华.高温高压高含硫气井井筒完整性评价技术研究与应用[D].西南石油大学，2013.

[2]熊昕东，龙刚，熊晓东，青炳，薛丽娜.高温高压含硫气井完井技术现状及发展趋势[J].天然气技术与经济，2011，02：57-61+80.

深层气井试油压裂技术的研究 篇7

1. 射孔技术

深层气井中应用的射孔方式是电缆射孔及油管传输负压射孔, 本射孔方式安全可靠, 施工成功率高。油管传输时, 井筒套管的抗外挤能力和地层本身因素的影响, 如负压射孔负压值过大, 引起地层出砂, 堵塞井下工具;负压差值过低, 孔眼太脏, 影响油气的流动效率。确定合理的负压值, 对深层气井试油具有重要作用。为了防止采油出砂, 负压值要确定在15MPa左右。深层气井在射孔时, 为了能够穿透钻井污染带, 减少压裂在孔眼附近的摩租, 降低破裂压力;在布孔时, 储层相变快, 非均质强, 采用90度相位螺旋布孔。

深层气井试油时, 为了获得较高的产能, 根据井的构造位置, 井的断层、边界、含水情况、厚度等因素的影响, 应选择规模大的压裂施工作业, 才能压出高导流长缝。只有在储层内压出深穿透、高导流的长缝才能够彻底改造储气层。但是压出高导流的长缝受诸多地质条件的制约, 下面具体说明。 (1) 地层高压导致了施工的高泵压, 需配置更高的压裂设备、井口装置, 还要提高井下管柱的承受能力。 (2) 地层具有高温, 泵注时间长, 储层低渗, 要求压裂液具有耐高温、耐剪切性、粘稳、粘时性等强的特点。 (3) 储层的闭合压力, 需要承压能力强的支撑剂。 (4) 残液返排难度大, 根据储层情况优化设计压裂技术。

(1) 选择合适的压裂方式

深气层压裂方式有四种, 分别为油套合压、卡封压裂、投球压裂和限流压裂。根据气藏的特征选择不同的压裂方式, 油套合压用于施工压力较高、井筒状况好的井。套管压裂用于施工压力非常高, 井筒状况好的井, 但该压裂方式液体返排困难。卡封压裂用于井筒状况不好的井。

(2) 管串设计

根据井的深度选择合适的油套合压井, 以深度4000米的井作为界限, 大于或小于此界限时, 选择不同的油管组合管柱。

(3) 压裂液的选择

选择压裂液的基本原则:要与油气藏相适应, 减少对储层的损害;同时要具备较高的支撑裂缝导流能力, 耐高温、低摩阻、低伤害、好的流动性、粘温粘时性。结合实践, 一般选用东营油田化学联营公司生产的压裂液稠化剂, 它含残渣低、增稠能力强、粘度高等特点。结合深井的地层条件, 在压裂液中加入有机硼胶联剂, 粘土稳定剂。为了防止破胶后排液, 在压裂液中加入添加剂, 如破乳剂、助排剂、杀菌剂、高温稳定剂等。从而研制出耐高温、延迟胶联的深层气井压裂液。从而满足储层高温、压裂施工液体携砂高比的要求。

(4) 支撑剂的选择

深层气井所需支撑剂应具备的条件:选择具有足够强度的支撑剂, 防止在高闭合压力下保证裂缝的导流能力。保证低的破碎率, 不能影响裂缝的渗流能力, 保证压裂后维持时间长。由于是深井作业, 施工时泵压高, 为了方便液体携砂, 满足高砂比的施工要求, 选用低密度、高强度的支撑剂。

(5) 优化设计技术

根据深层井油气藏地质的特点, 分析研究水力压裂的基础参数, 优化设计方案, 研制出三维压裂模拟技术, 施工效果可佳。

(6) 小型测试压裂技术

小型测试压裂技术在压裂前能够搞清楚地层岩石的破裂性质, 压裂液的性质, 适用于高泵压以及长时间的压裂施工, 保证加砂压裂的施工。

(7) 压裂监测技术

根据压裂后井的温度, 裂缝的方位, 施工的动态, 以及施工结束后压力变化曲线, 进行压裂监测, 对压裂情况作出正确的评价。

2. 排液求产技术

适用于深层井的排液技术有很多种, 但目前最好的排液方式是液氮气举排液, 本排液方式效率最高, 安全性能最好, 速度快, 对地层的回压低, 污染小。

3. 储层保护技术

深层气井采用负压射孔技术, 压井液选用压裂预前置液, 这种压裂液能够减少对储层的污染。本压裂液由表面活性剂、助排剂、复合粘土稳定剂组成, 它能够疏通地层孔隙吼道的作用, 不损坏地层流体。压裂作业时, 在压裂液中加入破乳剂、助排剂, 在压裂过程中使用微胶囊破胶剂技术, 将压入地层中的压裂液快速的返排出来。减少压裂液在地层中的停留时间, 防止对地层造成伤害。

对压裂液进行过滤, 将粒径过大的杂质滤去, 防止对孔喉造成堵塞。压裂结束后要采用强制闭合技术, 减少压裂液对地层的作用时间, 采用液氮排液, 防止压裂液对地层过大的污染。

二、现场施工情况分析

1. 射孔情况

东濮深15号井, 该井有两层试油层, 采用102枪和102弹油管进行传输射孔, 负压差值为1648m和1600m的水柱, 井的射孔相位角为90度, 经过反复射孔后, 相位角小于90度, 减小了压裂时在近井筒处的摩阻, 利于压裂液向最大主应力方向的延伸, 降低破裂压力。

2. 储层改造施工效果评价

(1) 小型测试井压裂应用效果分析

对15号井进行小型测试压裂后, 将压裂方式改为空井筒套管注入方式, 对压裂液进行调整, 降低了压裂液的稠化剂浓度和交联比, 提高了PH值, 延长了交联的时间。调整后的基液粘度明显下降, 进而降低了施工的泵压, 提高了加砂压裂时的排量, 保证了施工。

(2) 压裂施工效果评价

对15号井进行压裂过程中, 采用的技术有直接放喷排液、连续油管液氮排液和液氮泵车气举排液。两层试油层均采用连续油管车、液氮泵车排出液体, 效果较好。有效的减小了施工泵压, 压裂后使液体快速排出。压裂前后效果明显, 压裂工艺成功。

三、结束语

油田试油流程及其技术要点探讨 篇8

试油作业是油、气层勘探的基本手段, 关系到能否取得评价油、气层的良好成果, 关系到寻找新的工业性的油、气田以及该油气藏的油气产出能力, 是初步验证某些地下油、气层情况的直接手段, 是为开发研究油、气层提供可靠资料依据的关键环节, 从而对油、气、水层的性质做出正确合理的评价。试油作业基本上是由钻井开始到油田生产不可或缺的中间环节以及承上启下的操作工艺过程, 该工艺的成败, 直接关系到勘探者对油田地质条件的认识和深化, 关系到油田前期成本的投入和后期产出效益的获得, 试油作业技术的不断发展对提高油田的认识和评价有着非常重要的意义。

2 试油作业程序以及要点分析

由于现在自喷井的数量不多, 因此我们主要研究非自喷试油的过程。通常的测试手段主要通过三种途径来完成, 即通过密封设备埋地在井下自流获取、通过输油管获取以及利用套管组合获取。三种方式的区别主要体现在对原油的采集量不同, 本质上没有太大的区别, 因此在选择的时候可以根据本油田对采集量的要求来进行选择。它们基本的试油流程都主要包括以下几个步骤:清洗、钻孔、下入试油器具、测压测温等等。

2.1 井筒操作技术要点

(1) 通常对于高程低的油田, 打孔的深度要保证在界面50m以下, 对于新投产的井可以适当的缩短深度, 总之, 要具体问题具体对待, 做到因地制宜。 (2) 外径要比套管的内径小6-8mm为宜。 (3) 针对压井作业时的情况, 对密封层做好密封工作, 要做好对压力的控制, 随时关注压井设备的压力值, 避免过高的压力造成油层的渗透。 (4) 洗井时, 可以选用泵入清洗液的方式来保证压力值, 正憋开滑套, 循环洗井, 从地面井口取样来确定洗井液的性质, 利用井筒间的反复循环, 清洗井底的杂质, 最后关井测压。洗井时也要做好密封工作, 防止对地层造成污染。

2.2 射孔操作

为了联通地层与井口, 须进行打孔的操作, 在进行打孔作业时, 目标深度应先下入抽油管和套管, 套管内用于放置打孔器的电缆线, 这样, 才能够使打孔射穿油管内部的套管和混凝土环时, 达到符合要求的深度。通常的射孔方式包括: 弹孔式深入、普通打孔掘进和液压动力射孔。使用传统的方式进行压井, 要先下入抽油管, 到达一定的深度, 拔出抽油管之后将打孔器放入管内, 打孔器就在套管内开始工作, 与此同时, 必须泵入大密度的液体用来平衡外部的高压, 使打孔器能够在合适的空间环境下工作。在弹孔掘进时, 由于抽油管不需要承担压井的工作, 因此可以利用油管直接深入到需要打孔的部位, 在管壁直径扩大的油管末端, 可以使弹孔装置直接深入到油管外部, 到达目标位置, 在进行正常的操作时, 应随时留意油管末端的扩大部位, 必须保证其尺寸能够让弹孔装置完全通过, 在转弯部位还要利用圆角过渡, 深入部分的长度应低于油管长度。另一种情况是使用液压式无电缆设备进行作业, 这时仍然使用输油管运输, 在深入过程中, 将设备固定在输油管的末端, 深入井下, 通过在下降过程中设备自动发射的射线来确定掘进的位移, 到达目标地点, 直接自动引爆装置, 利用爆炸产生的冲击力, 实现射孔作业, 这种方法的突出特点是方便、迅速、灵活。

3 试油测试技术水平现状

在测试工具的研发方面, 国外的一些技术公司争相研究开发出了多种测试工具, 都有很好的使用效果。国内个别技术公司也研究开发了一系列的测试工具, 但多数是借鉴国外技术公司的经验, 或者是对现有的测试工具进行技术上的改造, 很少能够独立研究开发出有着国际先进水平的测试工具。

当今是计算机应用飞速发展的时代, 在开发应用软件协助试油作业方面, 目前国内尚没有大型的综合性的能够包含完整现场施工内容的应用软件, 国内在相关基础理论的研究方面较国外落后, 能够用于计算的模型很少。

在测试的最佳时机方面, 国外的公司对于地层的测试设计, 在探井开钻前就已经作为一项不可或缺的工作提前完成, 能够及时的获得相关的必备资料, 从而节约了试油作业的相关成本。国内在这方面未能把握良好的测试时间, 尚有不足之处。

在处理复杂井的地层情况方面, 如高温高压井、低渗储层、含酸性的气体井、综合测试技术等方面, 国内的测试工艺技术水平与国外相比, 尚存在一定的差距。

4 结语

通过文中叙述可知, 为了保证油田的开采质量, 必须要选用合适的测试方式和试油过程, 按照试油操作的技术要点和步骤进行, 还要对试油过程的影响因素充分的认识。选择合理有效的检测方法, 不仅可以满足生产的技术要求, 而且可以大大降低施工成本。此外, 还要积极开拓创新, 不断提高试油测试的技术水平, 制定完善的测试质量管理机制, 保证测试工作的高效、有序进行。

参考文献

[1]李建发, 孙琦.浅析试油方法对产量的影响[J].油气井测试.2007, (01) .

[2]徐立民, 崔洪波, 刘明辉, 宋晓强, 郑国洪.试油新工艺技术浅析及其对产量影响[D].渤海油气勘探开发工程技术论文集, 2008, (08) .

试油测试新技术及其应用研究 篇9

试油测试[1], 作为石油勘测的一项核心性和基础性工作, 在石油勘测技术中发挥着原来越重要的作用。随着市场竞争的不断增强, 为了切实提高石油勘测的工作效率, 必须加大科技和技术投入, 大力引进石油测试新技术。本文通过介绍试油概念和作用、试油技术和设备工艺的发展现状、试油技术和设备工艺的发展趋势等几个方面分析我国今后一段时间试油业的发展方向, 以指导我国石油测试业的较好发展。

2 试油

试油作为一种认识油气层的基本手段, 具有评价油气层的关键作用, 因此成为油气田开发一项重要的科学依据。试油以取得地层产量、压力、温度、流体样品与油层性质、物理参数等资料为目的。以探明新区、新构造是否有工业性油气流;查明油、气田含油气面积及油水或气水边界、油气藏的产油气能力、驱动类型;验证储层的含油、气情况和测井解释的可靠程度;通过分层试油、试气取的各分层的测试资料及流体的性质, 确定单井 (层) 的合理工作制度, 为计算油、气储量和编制开发方案提供依据;评价油气藏, 对油、气、水层作出正确结论为主要任务, 对确定可能的油、气层, 利用一套专用的设备和方法, 降低井内液柱压力, 诱导地层中的流体流入井内并取得流体产量、压力、温度、流体性质、地层参数等资料的工艺过程。

3 试油发展现状

我国的试油技术起步较晚, 与国外存在着一定的差距, 集体表现在制造业相对落后、测试理念相对滞后、设备投入严重不足和复杂井测试工艺技术的差距较大[2]。

3.1 制造业相对落后

我国制造业的相对落后也严重制约了测试工艺水平的发展。大型地面测试设备由于制造业的落后而不得不完全依赖进口;国产的105Mpa的井口设备虽通过了国际认证, 但由于各方面的原因通常要降级使用;井下测试工具由于材质、表面处理、加工精度等方面的原因, 影响了其可靠性及使用寿命。目前, 国内使用的地层测试工具主要为宝石、大华生产的MFE系列工具及进口的APR压控测试工具, 其中MFE在国外已经淘汰。

3.2 测试理念相对滞后

国外的大公司, 在探井开钻之前, 地层测试设计作为一项必不可少的工作就已经完成, 以便及时获得有关资料节约成本。我国仅在个别井中作过一些工作, 并未普及。国外大的技术服务公司各自独立的研制了多种系列的测试工具, 采用的原理不尽相同, 但使用效果却很好。我国个别技术服务公司虽然研制了一些型号的工具, 但大多是借鉴别人的成功经验或进行技术改造而获得的, 独立研制的具有国际先进水平的新工具很少。受传统观念及知识结构的影响, 我国有关基础理论研究方面相对滞后。如在射孔方面, 从负压射孔到超正压射孔理念, 是由外国研究人员提出并赋诸实施的, 而我国则刚刚进行这一方面的研究工作。

3.3 设备投入严重不足

虽然国内近几年设备投入有所增加, 但与测试技术的发展速度比较相对较慢, 配套资金严重不足, 有些技术达不到取全取准地层资料的目的和要求, 这就使得试油方案不能日益更新。另外测试价格与设备、工具的投入不相符, 也是导致测试设备及工具更新缓慢的又一重要原因。

3.4 复杂井测试工艺技术的差距较大

国内、外测试工艺水平的差距主要体现在对复杂井地层情况的处理上。目前主要体现在高温、高压井测试工艺技术、含酸性气体井测试技术、低渗储层测试工艺技术、综合测试工艺技术等四个方面。

4 石油测试新技术

随着油气井勘探开发向深层、复杂地层的发展, 在我国的东、西部油田分别钻探一些高温高压井、低压低渗、高压低渗井、含H2S、C O2等酸性气体的井, 稠油、特稠油井及特殊工艺井, 运用目前的设备、工艺水平、解释软件很难满足对这些复杂井的试油、评价, 需对目前现有的测试新技术、评价解释软件进一步加以完善提高, 形成规模生产能力, 选取有重要价值项目, 进行重点科技攻关, 以点带面, 同时积极开展测试工艺基础性、超前性项目技术研究, 提高我国测试工艺水平势在必行。[3]

4.1 推广新技术、引进新项目

要不断推广可加收式封隔器测试-射孔联作及永久式封隔器负压射孔完井测试工艺, 完善超正压射孔、复合射孔工艺技术, 引进高温、高压、高含H2S、CO2井油基泥浆的配制使用技术, 引进140MPa防硫采气井口、地面计量设备, 引进防硫试井工具, 包括电缆、防喷器、防喷管、压力计、流量计等, 引进选择性测试阀等新型测试工具。

4.2 科技攻关项目

加强科技攻关项目的研究是石油测试新技术创新的重要条件, 主要包括:高密度、在高温状态下性能稳定、与储层配伍性好的无固相压液研究;高密度、抗高温的防腐无固相压井液研究;耐下测试工具专用密封材料;超长段射孔工艺技术研究;内涂层、玻璃钢防腐油管的研制;高温度压井、酸压井、含酸性气体井测试管柱研究以及测试工具优化配置;新型井下安全阀、油管试压阀的研制;井下管柱在不同工作状况下的受力分析、数学模型的研制;适于长井段不规则井径 (扩径) 裸眼封隔器的研制;低渗储层理研究及保护技术研究;低渗储层测试资料分析解释技术研究;低渗储层增产改造技术研究;研制超大功能、用于各种油气藏的现代试井解释软件等技术研究。

4.3 加强基础性、超前性项目研究

要制定高温高压井、含酸性气体井的优化设计、资料录取、施工措施、安全要求等各类标准、规范, 加强异常高温、高压、高含H2S、防腐技术研究, CO2防腐技术研究, H2S+CO2+地层水+酸综合腐蚀机理研究和新型防腐缓蚀剂研究。增强异常高压大产量气井测试资料解释技术研究和水平井、智能结构井的测试工艺技术研究。加强深井井下压力、温度数据无线传输可行性论证和深井无枪身、油管传输射孔技术可行性论证。

5 总结

经济社会的迅猛发展对试油测试技术提出了新的要求, 要想在激烈的市场竞争红立于不败之地就必须顺应经济社会的发展要求, 不断增强石油测试技术和设备工艺的研发, 并且不断增强石油测试技术和设备工艺的应用。只有这样, 才能不断推动试油和石油勘测的发展, 为我国经济社会发展提供持久动力。

参考文献

[1]赵煊, 卫然, 王志梅.试油测试新技术在胜利油田的应用[J].胜利油田职工大学学报, 200 (7S1) [1]赵煊, 卫然, 王志梅.试油测试新技术在胜利油田的应用[J].胜利油田职工大学学报, 200 (7S1)

[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) [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)

试油测试新技术及其应用研究 篇10

1 试油测试技术的应用

试油测试是石油勘探开发中的一个重要的技术环节, 先进的试油测试技术在油田的勘探开发中不仅能提高试油的检测效率及准确性, 尤为重要的是在先进技术的支持下能够提高石油企业油田的产能和存贮量, 对推动石油企业经济的发展、提高市场竞争力有着十分重要的现实意义。现将目前在我国石油勘探开发领域应用比较成功的几种试油测试技术进行分析与介绍。主要包括以下几种:

1.1 地层测试技术

目前, 地层测试技术是试油测试中作为常用的测试技术, 其应用范围比较宽泛, 能够满足不同地质环境条件下的油井的试油测试, 如海洋、陆地、沙漠等。在应用实践中能够有准确有效地将试油测试结果及时地反馈给有关石油勘探开发技术人员, 进而对油藏的储存量及地下结构情况有比较透彻的掌握。一般情况下, 地层测试技术分为两种测试方法, 即中途测试和完井测试。在试油测试技术中地层测试能够在动态的环境下对地质资料及地层参数进行测试, 根据测试结果, 有关技术人员对其分析、评估, 进而制定系列科学合理的石油开采方案, 有效地提升了石油企业的经济效益。地层测试技术的优势在应用主要体现在以下几个方面;第一, 测试方法简单有效, 提高了测试效率, 减少排液所用的时长, 缩短了施工周期;第二, 地层测试所用的测试方法是跨隔测试, 同传统的测试方法相比更为简便, 有效地减少了测试过程中所需注入灰和沙的使用量, 在一定程度上降低了测试的投入资金。

1.2 电子压力计试井技术

在石油勘探开发试油测试中最为常用的电子压力计主要有两种, 即GRC和PANEX。从石油勘探开发试油测试中表明, 电子压力计试井技术能够以高精度、高分辨率、高稳定性地完成测试任务, 将最为精准、清晰的数据及图像显现给石油勘探开发工作人员, 有效地解决了传统压力计测试过程中出现的测试结果精度低、分辨率低及后期对数据图像分析整理难度大的问题。有效地提高了石油企业的生产效率。该项技术和传统的压力计试井技术相比主要具有以下优势:第一, 该技术能够在油藏的勘探过程中对其储存量、流动系数和渗透率给以确定和计算;第二, 能够根据数据分析出油井周边的一些影响石油开采的因素, 如地层污染的程度;第三, 能够根据测试结果确定泄油区的形状、大小及孔隙连通体积;第四, 对油藏的外边界的一些地质情况能够有效地掌握, 如地质特征等。

1.3 液氮和泵类组合排液技术

液氮和泵类组合排液技术最为显著的优点是强度大、速度快、效率高。根据油藏所处的地质条件不同其所用的排液技术也不同, 在应用中可划分为以下几种:第一, 液氮。通常用于深井、气井的低产油层酸化和压裂助排, 提高酸液、压裂液和地面水的返排率;第二, 长筒泵。长筒泵在其结构上存在泵筒长的特点, 相应地其冲程较大, 能够对距离油井开采平台较远的具有较高的粘度和凝固点的普通油层进行排液;第三, 螺旋泵。螺旋泵一般排液能力较差, 通常用于稠油和稠油出砂井;第四, 纳维泵。主要用于低压高产层, 将油井的石油、水、泥沙及其他粘度较高的液体泵送到井外。此项技术一般和地层测试工具结合在一起用于中途测试。

1.4 电缆桥塞封闭技术

电缆桥塞封闭技术是20世纪我国从美国引入的一项试油测试技术, 经我近年来我国石油勘探技术人员的进一步研究, 目前此项技术已普遍地应用到陆地、海洋等领域的石油试油测试中。此项技术的技术原理是将桥塞下入油井中, 并于电缆相连, 经过电打火、爆炸、坐封等技术环节实施对油井下部层位的封堵。此测试技术在应用中操作简单, 投资成本较低, 成功率高, 有效地解决了油井下复杂地层测试难的问题。

2 试油测试技术的发展趋势

2.1 低渗透油层试油测试技术

随着人类环保意识的不断提高, 石油企业如何在获得良好经济效益的同时又能有效地保护好石油开采的周边环境将是未来试油检测技术发展的主导方向。低渗透油层试油测试技术主要研究的方向如何防止完井液和压井液油层中黏土的膨胀坍塌, 以保护油层破坏后进行改善措施后对周边环境造成的破坏。目前我国低渗透油田所用的试油测试技术是水力压裂技术, 此项技术还需进一步的改造完善, 以便通过在此技术指导下所获得的精准测试数据对石油开采施工工艺进行改良, 进而提高油田的产能。

2.2 稠油地层的试油测试技术

对于稠油、高凝油及稠油出砂地层, 加大油层保护措施力度, 采用深穿透、大孔径、高孔密射孔工艺, 利用地层测试技术, 可认识地层, 井下取样器取稠油样取得油性资料, 实测地层温度和地层压力, 解决常规抽汲、气举热洗不能定量评价油层的难题, 又可评价防砂等各种措施效果, 获得措施后储层各种动态参数, 还配套发展了治砂、降粘新技术。

3 结语

伴随着石油资源勘探开发程度的不断加深及石油资源日益减少, 面对极具复杂的石油勘探开发地质环境, 石油企业若想在激烈的石油开采之战中赢得胜利, 必须要加快试油检测技术的研发, 优化改进现有的试油检测技术手段, 同时还要向新技术领域迈进, 只有这样才能促使石油企业提高产能, 创收更好的经济效益。

摘要：随着经济时代的快速发展, 油气资源开发和利用的程度也在不断加深。试油测试技术作为石油资源勘探开发的重要技术支持, 在新时期, 油气资源作为非可再生资源, 随着开发速度的不断加快, 现有的油气资源所处环境变得日益复杂, 这给石油资源开发带来了新的挑战, 深入地对油气资源的类型和所处的地质条件进行深入和分析与研究, 进而结合油气资源类型和所处地质条件探索出试油测试的新技术, 新方案是目前我们首要关注与研究的新课题。本文就目前石油开发企业所采用的试油测试新技术及其新技术在石油勘探开发中的应用进行了叙述, 并对试油测试技术未来的发展趋势进行了展望, 以期能对我国的石油勘探开发企业在试油测试工程中能够有一定的理论参考。

关键词：试油,测试新技术,应用,发展趋势

参考文献

[1]赵煊, 卫然, 王志梅.试油测试新技术在胜利油田的应用[J].胜利油田职工大学学报, 2007 (S1) .

试油工艺技术 篇11

1 试油施工中存在油层保护问题

1.1 压井液等流体与岩石不配伍问题

在施工中使用完全配伍的压井液等流体是非常困难的, 这些施工中使用的流体和岩石的敏感性矿物发生反应, 对油层造成了损害, 损害类型主要包括:酸敏性、碱敏性和水敏性伤害, 以及当岩石的润湿性从亲水性转变为亲油性时所引起的损伤。其中, 酸敏性、碱敏性和水敏性伤害是由施工外来流体造成岩石敏感性矿物发生膨胀、脱落和运移等现象, 引起油层渗流孔道发生堵塞;岩石润湿性变化带来的损害主要是由于岩石表面的性质发生变化, 引起表面张力作用, 导致渗透率下降, 一般渗透率会下降40%以上。

1.2 压井液等流体与地层流体不配伍问题

在施工中, 当射孔液、作业入井液等流体与地层流体在化学组分上发生不配伍现象时, 会导致地层流体发生变化, 使储层的渗透率发生降低。在油田的斟探开发中, 在对油层注入射孔液等流体时, 油层的状态必然会发生变化, 引起液相伤害。这种伤害常常表现为以下两种情况, 一种是在稠油油藏的开发中, 当流体侵入油层后, 地层原油与流体发生作用, 形成乳状液体系, 导致地层流体的粘度增大, 进而增加了原油在孔隙介质中的流动阻力。在试油施工中, 如果出现这种情况, 通常会导致试油的测试结果无法反映真实的油藏状况;另一种表现是, 在低渗透油田的施工中, 当流体进入油层后, 近井地带的含水量会大大增加, 导致在孔道中形成了毛细管阻力, 同时, 在近井地带的岩石孔隙中, 呈液滴状流动的原油在经过孔喉处时, 由于发生了液滴形变, 引起阻力增加, 导致水锁发生, 严重降低了油层的渗透率。

1.3 固相颗粒堵塞问题

从油层的储渗空间上看, 对于渗透性好的油层, 孔喉越大, 连通性就越好, 固相颗粒就会侵入得越深, 储层受到的损害就越大;通过大量研究发现, 在进入油层的固相颗粒中, 当其粒径的直径为孔喉尺寸的1/2到1/3时, 固相颗粒会造成孔喉发生桥堵, 使流体渗流的孔道半径得到减小, 渗透率发生降低, 给油层造成损害。

2 油层保护措施

2.1 完善射孔工艺

首先要选择优质的射孔压井液, 优质的射孔压井液应当与油层岩石、流体具有良好的配伍性和密度调节性, 保证压井液在井下具有可靠的稳定性, 虑失量小, 并具有携带固相颗粒的作用。在选择压井液时, 要根据油层的矿物成分、敏感性和岩性来进行选择。其次, 在射孔技术上, 可以采用负压射孔技术。通过采用负压射孔技术, 不仅能够防止压井液进入地层, 还可以实现射孔压实带的瞬间冲洗, 对射孔孔道的导流能力进行改善。此外, 还要根据实际作业, 选择合适的射孔枪型和弹型。

2.2 加强酸化解堵技术的研究

为了解决油层堵塞等问题, 通常会对油层实行酸化技术, 该技术可以有效提高岩石的渗透力, 但是, 实践研究发现, 在酸化的过程中, 酸液往往达不到地层深度, 而是对近井地带岩石进行了过分溶蚀, 导致岩石骨架受到伤害, 减小了渗流通道, 影响了酸化解堵作用的发挥。因此, 需要进一步对地层深度酸化解堵技术进行研究。目前, 已有施工单位采用了地层酸液逐步生成技术, 使酸液达到地层深处, 而且对地层骨架不产生破坏, 可以有效清除地层中的钙质、铁质堵塞以及较深地层中的硅质矿物质的堵塞。

2.3 施工工序要紧密配合, 压缩施工作业时间

在施工作业中, 作业时间越长, 对油层造成的损害就可能越大, 比如, 当压井液和油层不配伍时, 其造成的损害会随着施工时间的延长而增大。

2.4 在进行抽汲排液时, 要对排液强度进行

合理选择

对于疏松的地层, 如果采用的排液强度过大, 很容易造成地层的坍塌或出砂, 从而导致地层发生堵塞, 降低渗透率, 因此, 在对疏松的地层进行排液时, 要先采用比较小的排液强度, 然后根据实际的出砂量, 再对排液强度进行调整。

2.5 研制和采用多功能管柱

在试油过程中, 频繁的起下管柱, 会导致压井次数增多, 对油层产生损害, 因此, 为了有效减少施工中由于更换工序而出现的多次起下管柱和压井损害, 应当研制和采用多功能管柱, 只用下一次管柱就可以完成多道工序。

2.6 在施工中, 要做好井控工作, 防止出现井喷现象

在试油的过程中, 如果发生井喷现象, 就可能会诱发各种因素, 导致油层发生损害, 比如, 可能诱发微粒运移导致速敏损害的发生。因此在试油过程中, 要严格执行井控技术规定, 在进行地质设计方案的设计时, 要提供准确的地层压力资料, 而且在强调保护油层的同时, 还要保证压井液的密度不能太低, 同时在施工前要对作业井周围注水井的施工情况进行了解, 在工作中不断加强人员的井控意识。

3 结束语

在油田的斟探开发中, 要避免油层受到损害是非常困难的, 通过研究造成油层损害的原因和解决方法, 对企业的高效开采具有重要意义。根据地质特征, 选用优质的压井液, 加强解堵技术的研究, 以及选择合适的排液强度、合理安排施工工序和时间、防止井喷、使用多功能管柱等, 可以对试油施工中的油层起到不错的保护作用。

参考文献

[1]魏建飞.试油过程中保护油层技术研究[J].中国科技财富, 2012 (2) :35-36[1]魏建飞.试油过程中保护油层技术研究[J].中国科技财富, 2012 (2) :35-36

[2]张玉立.井下作业过程中油层保护技术研究和认识[J].科协论坛, 2008 (7) :23-24[2]张玉立.井下作业过程中油层保护技术研究和认识[J].科协论坛, 2008 (7) :23-24