钻采工艺（共8篇）
钻采工艺 篇1
1 油藏基本概况
纯67-8块区域构造位置为济阳坳陷东营凹陷南斜坡纯化鼻状构造, 是纯75块往西滚动扩边的一个区块, 主要含油层系沙四上, 油藏埋深2420-2600米, 储层以低渗透薄互层砂岩为主。
1.1 储层物性
该块砂岩岩性主要为长石粗粉砂岩, 少量岩屑粉砂岩。矿物成分为石英、长石和岩屑, 含量分别为53.2%、30.8%和16%。石英与长石+岩屑含量的比值为1, 属低-中等成熟度砂岩。据取心资料分析沙四孔隙度18.9-22.0%, 平均21.15%;渗透率4.1-37.4×10-3μm2, 平均为32.2×10-3μm2。
1.2 方案部署
方案部署结果动用含油面积1.5Km2, 地质储量105×104t, 部署总井14口, 9口油井、5口水井。新钻井9口, 6口油井, 3口水井, 老井转注2口, 老井恢复利用3口, 注采井数比1:1.8, 油井单控7.5×104t, 新井单井配产7.0t, 老井恢复能力2.0t, 区块年建产能1.44×104t。油水井投产时, 择井进行酸化或压裂改造。
2 钻采工艺优化与设计
2.1 钻完井方案设计
针对纯67-8块的低品位特征, 在钻完井套管上考虑了节约投资费用, 采用了小套管完井技术。即:二开井眼采用215.9mm常规组合钻具, 油层套管采用Φ114.3mm小套管完井技术。该技术具有以下优点:
(1) 现有钻井设备、技术完全适应小套管钻井的技术工作;
(2) 现有常规测井仪器均能完成资料录取;
(3) 相同固井质量下, 与Φ139.7mm套管相比, 增厚了水泥环厚度, 提高了固井井身强度;
(4) 射孔采用多种系列枪型 (73、80) 都能满足射孔要求;
(5) 现有采油工艺可满足开采要求, 且容易配套。
2.2 油层改造方案设计
2.2.1 酸化工艺设计
根据邻块纯75块纯79井取芯资料分析, 本区岩石有两大特点:一是碳酸盐含量高、铁含量高, 平均含量在13-16%, 碳酸盐含量高达34.6%, 泥质含量7.7%。因此, 酸化工艺设计前置酸:15%HCl+2%缓蚀剂+0.5%铁离子稳定剂+2%粘土稳定剂+0.5%助排剂;主体酸:25%有机缓速酸或氟硼酸;顶替液:3%NH4Cl+0.3%助排剂;酸液用量:对邻块纯75块酸化施工井的用酸量进行了统计, 从统计结果看, 主体酸量大多在1-1.25m3/m, 前置酸量为0.54-1.19 m3/m, 日产油达8t以上, 因此最优的酸量为前置酸1.1-1.3 m3/m, 主体酸用量为1.0-1.3 m3/m。
单井方案设计时, 针对渗透率低的特点, 加大了酸化规模, 加酸强度调整为2m3m左右, 以尽可能沟通油层通道, 提高渗透率;针对泥质含量高的特点, 主体酸采用有机酸与有机土酸结合使用的酸液体系, 有机酸稳定和防止粘土膨胀, 后置有机土酸解除近井地带的钻井液污染和射孔伤害。
2.2.2 压裂工艺设计
结合邻块纯75块压裂井分析结果, 利用二维裂缝评价模型、两维单相油藏模型及经济评价模型, 计算了不同压裂裂缝参数对单井产量、累产量的影响, 确定了最佳的支撑缝长和导流能力。
随着压裂半缝长的增加, 油井的产量也有不同幅度的增加, 当缝长到90m后, 在增加缝长产量增加幅度变小。这说明进一步增加支撑缝长是没有必要的, 且该块大多数井都处于断层边缘, 距断层不到200m, 因此最优的压裂支撑半缝长的范围为Xf=70-90m。
随着导流能力的增大, 油井的日产量和累产都有不同程度的增加。从10d c.c m增加到40dc.cm时, 产量由7.3t/d增加到10t d, 增加了2.7t/d, 累产量由1400t增加到1700t, 增加了300t。而导流能力从0.4dc.cm增加到1dc.m时, 产量增加很少。这表明导流能力大于0.4dc.m后采出程度增加的幅度变小, 综合考虑各方面的影响, 该块进行改造时最优导流能力为0.3-0.4dc.m (可计算出最佳缝宽) 。
3 实施情况及效果
至11月底该块新井投产油井4口 (自喷1口) , 目前平均日油水平9.7吨/天说明油层改造技术和配套采油工艺取得了很好的效果。见下表1。
4 结论及认识
(1) 采用小套管完井可满足纯67-8块钻井、测井、射孔、油层改造、采油工艺配套等技术, 并取得很好的效果, 下步可在同类油藏中推广应用。
(2) 酸化改造是适合于该块油水井增产增注, 可成为下步该块油水井措施的主导工艺技术。
(3) 下步需要引进、研制完善小套管配套井下工具, 便于油藏精细开发。
摘要：对于低孔、低渗低品位油藏的高效开发, 是钻采工艺方案面临的主要难题。本文通过对纯67-8块完井套管规格、油层改造措施、机采技术配套等采油工艺技术的优化组合后, 在该块整体开发过程中取得了良好的效果。
关键词：低品位油藏高效开发采油工艺,优化组合
钻采工艺 篇2
2009-8-17 13:52:00来源： 中国传动网市场研究部整理
【报告名称】：中国石油钻采设备行业分析报告【关键 词】：石油钻采设备|行业分析报告【出版单位】：中国传动网市场研究部整理【发布日期】：2009年8月
【报告简介】
全球钻采设备的需求触底，金融危机的全面爆发后原油价格的暴跌，09 年6 月新开工钻机数量仅1987 个，开工钻机数量接近历史低点，世界经济已有转暖的迹象，油价启稳回升，因此我们认为全球钻采设备的需求将面临回升。中国石油钻采设备行业产品系列与技术相对落后。
【报告目录】
1、全球钻采设备的需求触底
国际开工井口数量、钻机数量与石油价格相关。2003 年至2008 年，国际油价经历了凌厉上涨态势，随着全球对原油需求以及油价的走高，石油公司的开发支出也随之提高。2003-2008 年，欧佩克一揽子原油价格五年复合上涨率达到27.5%；全球钻采行业收入复合增长率20%，2008 年达到637 亿美元；全球每年新增油气井口数目从2003年的7 万口上升至08 年的10.8 万口，年复合增长率9%左右；全球开工钻机数目由03年初的2066 个攀升至08 年9 月最高点3557 个。金融危机的全面爆发后原油价格的暴跌，09 年6 月新开工钻机数量仅1987 个，开工钻机数量接近历史低点，世界经济已有转暖的迹象，油价启稳回升，因此我们认为全球钻采设备的需求将面临回升。
图1：全球年新增油气井口数目与油价密切相关
资料来源：欧佩克，招商证券，传动市场研究整理
图2：全球钻机数量与油价走势图
资料来源：贝克休斯公司，彭博资讯，招商证券，传动市场研究整理
2、全球钻采设备制造欧美遥遥领先
全球具有大规模石油钻采设备制造能力的国家和地区主要有美国、中国和欧洲地区。这3 个国家和地区的钻采设备生产和销售各有侧重和不同。欧美是全球主要的石油钻采设备出口国，有多个超大型钻采设备制造公司，例如国民油井华高公司（National OilwellVarco）等，产品涵盖石油钻采的各个环节，主要侧重于高端钻采设备的生产和销售，2008 年National Oilwell Varco 收入达到134 亿美元，净利润19.5 亿美元。我们统计的六大石油钻采设备制造商的总收入达到360 亿元美元，净利润率为13%左右；三大钻井技术服务商收入573 亿美元，净利润16%。
表1：全球六大石油钻采设备制造商收入及净利润一览
＊注：Vallourec 单位为欧元
资料来源：公司财务报告，招商证券，传动市场研究整理
表2：全球钻井技术服务商收入及净利润一览
资料来源：公司财务报告，招商证券，传动市场研究整理
3、中国石油钻采设备行业产品系列与技术相对落后
中国的石油钻采设备制造业经过近10 年的发展，已经成为全球第二大钻采设备出口国。但技术水平仍处于中、低端阶段，产品涵盖勘探开发石油钻采设备、油田化学品、石油机械配件、炼化设备与仪表四大类180 多个品种，已形成比较完善的生产制造体系。形成宝鸡的石油钻采设备和钢管、兰州的炼化设备和仪表、西安的物探测井仪器、济南的动力设备、环渤海湾地区的配套设备等数个产业集群。根据中国石油和石油化工设备工业协会的统计，2008 年石油钻采设备的工业销售产值为340 亿元，同比增长36.7%；出口交货值为156 亿元，同比增长53%，占比为16.8%左右。与欧美相比，差距甚远。
中国采钻设备出口空间巨大。中国石油钻采设备出口量中大部分是通过中国各石油公司的采购商和服务队出口，美国、前独联体国家、拉美和非洲的订单占据了全部出口额的90%以上。中国的石油公司已经确定前独联体国家、北非、南美和南亚为主要战略发展区，将对中国石油钻采设备的出口起到明显的推动作用。这四个地区的产油量相对较高，但制造钻采设备的能力较弱，且设备陈旧，需要更新换代，设备进口需求量大。短期金融危机对行业需求增速有影响。2009 年受国际油价和短期油气需求量影响，中国和境外的石油公司可能会在不同程度上调整钻采设备的短期采购量，这一情况将对中国石油钻采设备企业的销售构成一定风险，2009 年行业增速将会明显放缓。2009 年上半年中石油减少资本支出100 亿元，中海油同比减少15%。
金融危机后，中国的价格优势将得到体现。由于国际油价低位运行，石油公司的利润空间也受到压缩，成本控制将受到重视。中国出口的石油钻采设备，同样性能的产品售价仅为欧美同类产品的1/3 或1/2，性价比优势明显。中国的陆地钻采设备，尤其是常规设备，技术较为成熟，质量已接近国际水平，性价比较高。中国石油钻采设备行业将满足提高钻采效率、油田数字化建设、保障石油安全的发展趋势。出于提高钻采效率、降低开采成本的考虑，需求集中在采购技术含量高、能提高勘探开发生产效率、满足复杂地质环境的中高端设备。为保障油气的稳定供应，石油公司将投入更多资本用于油气资源的勘探、开发及生产，对石油钻采设备的需求量也日益旺盛。
自21 世纪初开始，国内各大油田纷纷开展建设数字化、网络化建设，推动油田信息采集和传输技术的普及和发展。在油田数字化建设的趋势下，高技术含量的电子类监测设备的市场将逐步放大，并进而引发国内石油钻采设备市场的结构性变革，由原来机械产品为主导变为机电产品为主导。
钻采工艺 篇3
1 中深层特稠油薄层油藏难于开发
进行开发的过程中, 无法有效扩散注入井筒的蒸汽, 这是由于薄油层吸气能力弱导致的, 而蒸汽憋压于井底附近, 导致长时间焖井且油层中无法注入蒸汽。发生焖井后, 井筒内进入高粘度的原油, 这就给下泵带来难度, 而分段洗井办法的采取从某种程度上而言, 冷伤害了地层。最终无法采出原油, 粘度大幅上升的原油位于井筒附近地层中, 集中于环井筒区域且不产生流动, 油井就会因出砂卡井。
1.1 油层深埋藏
在吞吐蒸汽时, 不断增加的油层深度同时降低了井底蒸汽干度, 也增大了井筒热损失, 不断增加的油井深度增加了井筒中产出液的流动阻力, 于是产生举升困难的现象。
1.2 原油高粘度
相对于油藏主体部位, 该类储层中原油有着更高的粘度、长时间的运移同时, 进一步加大了次生破坏的严重性。干度低、压力高是注入蒸汽过程中的典型表现, 而进行生产的过程中, 井筒、地层中的原油流动困难, 增强了携砂能力, 最终出现油井砂卡状况。
1.3 含泥量高、渗透率差
在主体沉积相带的前缘或边部往往是薄层稠油储层位置, 当降低了水动力条件, 于是沉积了细组份, 这些细组份是长期悬浮在水中的, 细组份的沉积具有泥质含量高、渗透率低、层薄等特点。蒸汽在吞吐时, 油层泥质含量高, 当地层中进入蒸汽时, 与原油和岩石产生热交换, 蒸汽变化为冷凝水, 在该作用下, 粘土矿物发生运移、脱离、膨胀等, 将油层的空隙进一步堵塞, 此时, 升高注气压力, 并大幅降低了渗透率, 使得蒸汽吞吐难度增加。较低的渗透率、层薄等增大了蒸汽进入地层的启动压差, 油井在进行生产时, 也就容易产生出砂现象。
2 水平井钻采工艺
钻采工艺以洼38块为例进行探讨, 扇三角洲沉积体系为其主力含油层位置, 前缘薄层砂沉积微相及河口砂坝沉积微相为主要沉积微相。前缘薄层砂微相泥质含量高、物性差、层薄, 因此未动用;河口砂坝微相泥质含量低、物性好、沉积厚度大, 直井生产具较高采出程度, 效果较好。为将油藏动用程度进一步提升, 并对油层与水平井接触面积大的优势加以利用, 将8口水平井部署于洼38块薄油层区域。
2.1 井筒加热技术
为了减少井筒中原油的运动摩擦阻力, 使原油粘度降低, 可采用油套环形空间掺热稀油、井筒电加热等工艺技术, 有效利用蒸汽能量, 从而促使油井产量提高。在应用配套才有技术后, 东H3井井口温度达到80摄氏度。
2.2 注采一次管柱注汽
与普通真空隔热管的内径相比, 注采一体保温管柱大11毫米, 这样可降低管柱内蒸汽注入摩阻。在井口压力相同的条件下, 与普通真空隔热管相比, 保温管注汽井底压力较高, 可有效解决油井注汽困难、注汽压力大等难题。与此同时, 发生焖井后转注、转抽时, 对下管柱作业实现了不动井、不洗井, 既预防发生地层冷伤害, 又缩短了作业占井时间。
2.3 油层防膨
由于水平井目的层含泥质量高, 位于前缘薄层砂微相, 因此, 采用聚季铵-氯化铵复合粘土稳定剂处理地层之后才进行水平井注汽, 就是为了能够有效预防粘土膨胀。粘土晶层间空隙内进入稳定剂NH4+离子后, 交换能力强、高正电价的阳离子被离解出来, 并将结合力弱的、附于粘土表面的阳离子取代, 对粘土自身水化作用形成抑制。与此同时, 阳离子与粘土表面的负电性很好地中和, 改善水敏性地层渗透性, 缩小距离、抵消分子斥力。除此之外, 粘土表面吸附了聚季铵分子N个正电荷, 从而形成牢固膜, 将地层中已经膨胀的粘土颗粒或粘土分子体系稳定, 最终达到抑制颗粒运移、稳定粘土的目的。
2.4 割缝筛管完井
当钻头突破目的层后, 进行注水泥固井, 并以设计井深为基准钻穿水平段, 按照砂岩粒度中值, 将适当缝距、缝宽的激光割缝筛管完井悬挂于技术套管尾部。该技术的特点在于一是能够最大限度将油井生产能力充分发挥出来, 降低对油层的污染;二是能够起到防砂的作用, 筛管外部利用大砂砾形成砂桥, 防砂作用良好发挥。
2.5 地质导向技术
钻井过程中诸多钻井工程因素都影响着水平井的油层钻遇率, 例如:储集层非均质性、构造不确定性等等。所以, 在进行钻井的过程中, 为对钻井进度及时跟踪, 以更进一步掌握岩性变化、目的层构造, 通过钻井现场的岩屑录井、随钻测井等对水平井地质设计进行及时调整, 从而对成功薄油层水平井钻井提供了保障。与此同时, 钻进水平段过程中, 须严禁起下钻作业, 此时由于疏松砂岩中的钻具为水平状态放置, 而起下钻具会垂深下降油中。
2.6 钻井设计的修正
因油层较薄, 先钻导眼的方法应用与水平段钻进之前, 并比较、分析原始地址资料与导眼获取的地质资料, 对油层产状进一步确定, 对水平段轨迹的调整进行指导, 并及时更新地质模型, 以确保油层钻遇率。
3 结束语
为提高稠油油藏采收率、利用配套钻采工艺技术辅助开发水平井, 文章探讨难以开采中深层特稠油藏水平井的原因。钻井是否能成功的关键在于井身轨迹的及时调整、随钻地质跟踪的加强等。在中深层特稠油薄层油藏, 开发时应采用水平井结合配套钻采工艺, 可确保开发效果。要确保该类油藏水平井正常生产, 须降低井筒原油粘度、提升注汽效果, 对技术进行改造, 采取酸化、防膨等油层保护技术, 才能在稠油区块薄油层中得到广泛应用。
参考文献
[1]王庆, 刘慧卿, 张红玲, 郑家朋.油藏耦合水平井调流控水筛管优选模型[J].石油学报, 2011 (2)
[2]赵清民, 岳湘安, 孙玉龙, 李宏鑫, 冀月英.水平井二元复合驱三维油藏物理模拟研究[J].石油钻采工艺, 2010 (5)
石油钻采机械产品铸件的质量控制 篇4
1 铸件毛坯的分类
石油钻采机械产品中铸件,根据所用金属材料的不同,分为铸钢件、铸铁件(灰铁、球铁)、有色铸件。
铸钢件:普通碳素钢铸件,如结构零部件;合金钢铸件,如受力零部件。
铸铁件:灰铸铁件,如耐磨、减震零部件;球墨铸铁,如受力、强度、韧性、耐磨性要求较高的零部件。
有色铸件:铸铝件,如各种轴承盖等;铸铜件,如各种轴承套等。
根据铸件对最终产品特性的影响程度,将其分为关键铸件和非关键铸件两类:
关键零部件铸件:承受重载荷或中等载荷,工作条件复杂,用于构成钻采产品部机关键部位或者重要部位的铸件,铸件损坏将直接影响产品的使用及整机安全,可能导致顾客严重或较重投诉。
非关键零部件铸件:承受轻载荷或者不承受载荷,工作条件简单,用于构成成钻采产品部机一般部位的铸件,铸件损坏对产品质量影响较小,并且在出现问题后容易采取纠正措施。
2 供应商管理控制
铸件的供应商应在公司最新版本“合格供方名单”中,供应商应对所有质量控制工作制定指导性文件来规范操作行为,对参与质量控制人员应进行培训和评定,确保铸件生产的全过程能得到有效的质量控制。对于关键铸件的供应商需到现场进行考察,制定关键工序的检验停留点,应重点关注以下关键工序:
2.1 造型工序
控制模型、扣箱尺寸,重要尺寸用样板检测并保持型腔清洁度;制作的砂型、砂芯涂料遍数是否符合图纸及工艺要求。
2.2 冶炼工序
控制炉前化份,P、S、H、O、N含量及夹杂物;控制出炉温度、浇注温度、浇注速度,必要时点浇冒口。
2.3 清整工序
控制打箱时间,带温切割冒口温度、修毛边、刺粘砂。
2.4 热处理工序
控制摆放位置及方式不易使铸件变形,铸件要放在垫铁上并留出热循环空间;控制升温速度和保温时间;试棒随铸件同炉进行热处理。
2.5 补焊工序
控制清除缺陷形成焊补坡口,是否按焊补工艺规程要求施焊及焊后热处理,重大焊补须提供相应探伤报告与记录图;焊补须在最终热处理前进行。
2.6 无损检测工序
探伤报告(记录)应附带区域图、缺陷位置及范围,并在实物上作出标注或提示;应在最终热处理后的24 h进行。
3 进厂检验控制
对铸件毛坯进厂检验的加强,一方面可以杜绝不合格的铸件毛坯进入生产环节,给生产造成不必要的加工损失,进而影响后续生产进度;另一方面可以收集不合格缺陷特征,有针对性地为供应商在后续铸件毛坯生产中提供借鉴,提高产品质量。进厂检验主要控制铸件质量文件资料、外观质量、几何尺寸与形状、铸件试块、铸件内在质量。
3.1 铸件质量文件资料审核
进厂检验人员在铸件毛坯入库的同时,核查采购部门、供货厂家所提交的采购合同及其技术协议、质量证明书等文件是否齐全、有效;核查铸件毛坯质量证明书中所列项目及质量指标的符合性;核查铸件毛坯的追溯号标识、数量、材料牌号、炉批号、理化检测报告、热处理报告、无损检测报告等与质量证明书、采购合同、采购规范、技术文件要求的一致性。
3.2 铸件的外观质量检验、几何尺寸与形状的检验
铸件的外观质量可用目视或放大镜检验,必要时可采用着色探伤、磁粉探伤、煤油浸润等方法,主要检验铸件表面的裂纹、缩孔、气孔、粘砂、砂眼、冷隔、结疤、起皮、渣眼、铁豆、浇不足等缺陷,氧化皮的清理和铸件表面粗糙度。
铸件的几何尺寸与形状的检验采取随机抽样方法检验,必要时可在平台上划线,主要检验铸件毛坯尺寸、浇冒口剩余量、错箱、偏芯、毛边、多肉、抬箱、变形、损伤等,对于图样、规范有特殊要求的尺寸,用专用检测样板逐件检验。进厂检验人员可根据供应商产品质量波动的状况,增加(或减少)抽检比例和检验项目,首批次供货的毛坯生产厂家的铸件,或长期供货的毛坯生产厂家的模型大修或修改后,须提供铸件全尺寸划线检验单。
3.3 铸件的试块检验
铸件的试块应有追溯标识,可单独浇铸,也可本体附铸,也允许在铸件本身上切取,但必须与产品同炉浇铸同炉热处理。单铸试块的形状尺寸应符合相关的标准、规范。对关键铸件产品应提供复验或后序热处理用试块,试块数量应满足三次理化检验使用。
3.4 铸件的内在质量检验
铸件毛坯的内在质量检验,主要以验证铸件毛坯生产厂家提供的化学成分、力学性能及无损探伤报告为主。首次供货的毛坯生产厂家的铸件,应按同冶炼同热处理批次进行化学成分和力学性能的复验,复验应委托具有国家实验室资质的第三方检验检测机构进行,复验结果应符合相应的标准或技术规范的要求,对有无损探伤要求的铸件,应委托具有无损检测资质的第三方人员进行。
为了控制供应商铸件的质量波动情况,应不定期对供方提供的铸件进行化学成分或力学性能的复验;供应商所供铸件在公司以往使用中发生过质量问题或上批次复验有不合格情况发生时,以同质量等级、同规格、同炉批号加大复验力度。
4 返修控制
石油钻采机械产品铸件的生产性质决定了铸件的质量不可避免受到生产设备设施、工艺工装、人员素质、原材料、管理方式等影响,后续加工过程中可能出现质量缺陷,需要进行返修,铸件产品的缺陷应根据产品的特性制定具体的返修方案。
铸件在加工过程中出现的铸造质量缺陷,根据缺陷出现在产品的部位不同,可分为主要部位缺陷与非主要部位缺陷;根据缺陷的性质不同,可分为孔状夹渣与裂纹;根据缺陷的大小及分布,可分为不需要补焊缺陷、允许补焊缺陷与不允许补焊缺陷。加工后经补焊会引起变形不能保证尺寸要求,或影响使用性能,或钢水脱氧不良造成铸件的针孔状缺陷是不允许补焊返修的。在实际生产过程中,根据缺陷的部位、性质、大小及分布,具体产品需制定具体的返修控制措施。一般铸件补焊返修原则:最终热处理与精加工前进行,以便补焊后应力的完全释放,保证加工精度;能加工后消除或者减小的缺陷,需加工后进行补焊返修,减小返修面积,保证返修质量。
铸件的返修过程控制是保证返修质量的关键。铸件补焊前需将缺陷清理干净,开出圆滑坡口,打磨出金属光泽,表面无损检测合格后方可施焊。补焊应按适宜的《补焊操作工艺规程》来进行,严格控制施焊电流、施焊速度。施焊时,采用多层多道焊,边焊边锤击焊道表面,以释放应力,焊后应进行保温或者热处理,进一步释放焊接应力。焊工应具有国家技能鉴定机构认可的资质和等级证书/证明文件。返修过程中缺陷的大小、补焊的位置、焊条牌号、施工人员、检验人员要有书面的记录。
5 不合格品管理控制
加强对铸件生产到产品加工过程的不合格品控制,一方面不仅能保证铸件产品质量,降低生产成本,杜绝劣质铸件产品用在石油钻采机械产品上;另一方面可以收集不合格产品缺陷特征,有针对性地在后续产品铸造生产中提供借鉴,提高产品的优良率。具体的控制措施如下:
(1)供应商、进场检验、加工车间应建立不合格品台账,记录不合格品的特征;
(2)不合格品通知/处理单中相关设计、工艺、质量人员签字要齐全且相关资料要保存;
(3)不合格产品必须在实物上做出不合格标识并将其放入不合格品隔离区,及时通知相关单位处理;
(4)收集不合格品缺陷特征,对不合格产品产生的原因进行分析,及时改善和纠正生产过程中的不足。
6 结束语
全面的质量控制是保证产品质量的重要条件和手段。在对石油钻采机械产品铸件生产到产品加工的过程质量控制中,需综合考虑各质量控制要素对最终产品质量的影响,确保每个要素在生产过程中得到有效的控制,避免不合格产品入库、流转进入下一道工序。同时,还需对特殊的产品制定详细的质量控制流程,与企业已建立的质量管理模式相结合,从而满足客户需求。
参考文献
[1]API Spec Q1-2013.石油天然气行业制造企业质量管理体系规范(中文版)[S].北京:石油工业标准化研究所,2013.
[2]中国机械工程学会铸造分会.铸造手册[M].北京:机械工业出版社,2003.
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[4]中国机械工程学会铸造分会.铸造缺陷及其对策[M].北京:机械工业出版社,2008.
[5]张纯义.谈生产企业不合格品的管理[J].机械工业标准化与质量,2000(10).
钻采工艺 篇5
镐型截齿是螺旋钻采煤机、滚筒采煤机、掘进机等采掘机械上常用的煤岩截割刀具,其载荷特性的好坏直接影响截割机构的截割效率、比能耗、可靠性等性能指标,为此,国内外学者对镐型截齿开展了大量研究。在国内,文献[1,2,3]利用非线性动力学仿真软件研究了滚筒采煤机和掘进机上镐型截齿的安装参数和切屑参数对截齿载荷特性的影响规律;文献[4,5,6]采用实验方法研究了直线截割状态下截齿的载荷变化特性,指出了截齿截割力的影响因素。在国外,对镐型截齿的研究主要集中于截齿截线间距、几何参数、切削参数、煤岩特性等参数与截齿载荷特性方面。从上述研究可以看出,国内外学者的研究多侧重于滚筒采煤机、连续采煤机和掘进机上镐型截齿的载荷特性方面,而对螺旋钻采煤机钻头上截齿载荷特性的研究却很少。螺旋钻采煤机钻头的主要工况也是唯一工况为纵向钻进,这与滚筒采煤机、掘进机的主要工况有着较大差异,故已有的研究成果不能较好地指导螺旋采煤机钻头的设计。鉴于此,本文利用非线性动力学仿真软件LS-DYNA对螺旋钻采煤机钻头筋板上的镐型截齿的载荷特性开展研究,研究截齿的受力特点及截齿截割角和倾斜角两个安装参数对截齿载荷特性的影响规律,为截齿安装参数的正确选取和钻头的设计提供指导。
1 螺旋钻采煤机钻头截齿的工况分析
不同采掘机械上镐型截齿截割性能的差异主要由截齿的截割工况差异所引起,截齿的工况直接影响其煤岩截割时的截割性能,因此,有必要对钻头上镐型截齿的工况进行分析。图1为螺旋钻采煤机钻头钻进截割示意图,钻头以角速度ω做匀速度转动,同时以进给速度v向前推进截割煤岩。
由钻头运动形式可知,钻头上的镐型截齿做空间螺旋线运动,其运动轨迹如图2所示(图中z向为钻头钻进方向)。钻头整体呈锥状结构,进行煤岩截割时,旋转半径较小的截齿先行截割,为旋转半径较大的截齿预先开出圆柱形自由内表面。螺旋钻采煤机钻头转速和进给速度都很小,因此,截齿运动轨迹的导程Sp一般要小于截齿最优截距,故钻头截齿一般采用一线一齿的布置方式。换言之,每个截齿单独截割出与自身旋转半径相同的内孔表面。
图3为某一截齿在通过钻头轴线平面内的切屑断面图,图3a为前一时刻1该截齿在平面内形成的截槽,图3b为后一时刻2该截齿在平面内形成的截槽断面。前一时刻形成的截槽Ⅰ为后一时刻的截槽Ⅱ在沿钻进方向开出了一自由面。因此,截齿截割时,靠煤孔外侧的煤岩能自由崩落,而靠煤孔内侧(钻进方向侧)的煤岩不能自由崩落,截齿处于半封闭截割状态,截齿切削方式为半封闭式切削。
2 钻头截齿钻进截割有限元模型的建立
建立钻头截齿钻进截割有限元模型,就是模拟具有不同安装参数的截齿截割煤岩的过程。截齿的安装参数是指截齿在钻头上的装设角度,主要包括截割角γ和倾斜角φ。截割角是指截齿轴线与齿尖运动轨迹切线之间所夹的锐角。倾斜角是指截齿轴线与齿尖运动轨迹切线所构成平面与垂直于钻头轴线平面之间所夹的锐角。在安装参数一定的情况下,截齿形状参数或几何参数不同,其表现出的截割性能也会有一定差异,但已有研究表明,截齿安装参数对不同类型的镐型截齿具有相似的影响规律,故本文只选择某特定截齿研究安装参数对其载荷特性的影响规律,使用的镐型截齿形状和几何参数如图4所示。
钻头截齿钻进截割煤岩的有限元模型包括镐型截齿有限元模型和煤岩材料有限元模型两部分。由于此处仅研究镐型截齿截割煤岩时的载荷特性,可以忽略截齿变形的影响,故截齿选用计算效率高且无变形的刚性材料,材料的弹性模量为270GPa,密度为7800kg/m3,泊松比为0.3。截齿网格采用SOLID164单元,单元积分形式为单点高斯积分。煤岩材料采用脆性损伤模型(*MAT-BRITTLE-DAMAGE),其密度为1500kg/m3,弹性模量为1400MPa,泊松比为0.25,抗拉强度为3MPa,抗压强度为30MPa,也采用单点高斯积分算法的SOLID164单元。已有研究表明,在截齿截割过程中,煤岩材料的失效形式主要表现为拉伸失效和剪切失效,故本文也将煤岩材料模型的失效形式定义为拉伸和剪切,以捕捉截齿截割过程中煤岩材料的失效行为。定义截齿和煤岩之间的接触类型为面面侵蚀接触(ESTS)。由于截齿截割煤岩过程中,煤岩保持静止,因此约束煤岩上与截齿相对的圆环形截面上节点的全部自由度,在圆环形煤岩的圆柱外表面施加非反射边界条件,以防止边界处应力波的反射对求解域造成影响。给截齿施加绕圆柱形煤岩轴线的旋转速度和沿该轴线的进给速度,以模拟钻头截齿的钻进工况。通常情况下,钻头转速为60r/min,钻头进给速度为1.5m/min。但为了缩短模型的求解时间,此处给截齿施加较大的旋转和进给速度,施加的转速为125.6rad/s,施加的进给速度为0.5m/s。文献[7]指出,截齿截割速度的变化对截荷大小的影响较小,因此,增大截齿运动速度不会给截齿的载荷性能造成过大影响。图5所示为建立的截齿旋转截割有限元模型,模型中各参数分别为:环形煤岩外径480mm,内径320mm,宽度120mm,截齿旋转半径180mm。
3 计算结果与分析
截割力是截齿截割性能的衡量指标之一。螺旋钻采煤机钻头上的镐型截齿承受三向截割力,分别为截割阻力Fc、进给阻力Ft和径向力Fr。截割阻力是截齿切屑力的反作用力,沿截齿轨迹切线方向,该力是确定钻头扭矩和功率的重要依据;进给阻力是阻碍截齿钻进的作用力,沿钻头钻进方向,该力是确定钻头轴向推力的依据。径向力是截齿承受的与截割阻力和进给阻力相垂直的作用力,该力主要影响钻头的横向振动。鉴于截割阻力和进给阻力的重要性,此处主要对这两截割力进行研究。
利用LS-DYNA对截齿煤岩截割有限元模型求解后,可提取截齿的截割力曲线。此处仿真时间共0.1s,提取300个采样点。由于LS-DYNA只能识别笛卡尔直角坐标系,因此只能获得镐型截齿沿该坐标系三个坐标方向的截割力分量。由前述分析可知,截齿截割阻力沿截齿运动轨迹的切向,进给阻力沿钻头轴向,故应当通过下式对截割力进行转换:
式中,Fx、Fy、Fz为截齿截割力在全局笛卡尔坐标系中沿x、y、z三个坐标轴的分量;t为时间。
图6a、图6b所示分别为截割角和倾斜角均不相同的截齿截割煤岩时所获得的截割阻力和进给阻力仿真曲线。对比图6a、图6b两图可以看出,安装参数不同的截齿,仿真所得截割力曲线的波动规律具有相似性,截齿钻进截割煤岩时,截齿载荷曲线整体呈现波峰与波谷交替形式,反映出截齿截割时煤岩的不断崩落过程。由图6还可以看出,与滚筒采煤机、连续采煤机、掘进机等采掘机械上截齿的受力不同,螺旋钻采煤机钻头上的截齿承受较大的进给阻力(对应其他采掘机械上截齿的侧向力),进给阻力峰值与截割阻力峰值大小相当。这种现象主要是由钻头截齿的工况所决定,由前述钻头截齿的工况分析可知,截齿截割煤岩时为半封闭式切削,靠近煤孔外侧煤岩体能自由崩落,截齿在该侧承受的侧向力极小,靠近煤孔内侧的煤岩为非自由状态,截齿在该侧因承受煤岩体挤压而产生较大的侧向力,由于截齿沿钻进方向两侧侧向力具有较大的差异性,使得截齿承受较大的进给阻力。此外,钻头截齿沿钻进方向具有一进给速度,截齿钻进过程中会强烈挤压靠近煤孔内侧的煤体,这也是截齿具有较大进给阻力的原因之一。因此,钻头设计过程中,不能忽略截齿进给阻力对钻头截割性能及强度的影响。
3.1 截割角对截齿载荷特性的影响
为研究截割角γ对截齿截割载荷的影响规律,此处选取35°、40°、45°、50°、55°五组截割角进行仿真研究。截齿倾斜角和切屑厚度保持为常数,分别取值为20°和20mm。对所有采样点的载荷值进行算术平均,可得截齿在不同截割角条件下的截割阻力均值和进给阻力均值,结果如表1所示。由表1中的数据,可得截齿截割力与截割角的关系如图7所示。根据图7中截割载荷随截割角度的变化趋势,分别采用二次函数和指数函数对截齿截割阻力、进给阻力进行曲线拟合,拟合结果的相关度均在95%以上,拟合曲线同样绘于图7。
由图7可以看出,在研究的截割角范围内,截齿截割阻力与截割角成二次函数关系,截齿进给阻力与截割角成指数函数关系,截割阻力和进给阻力均随截割角度的增大而减小。文献[8]对采煤机滚筒上截齿的截割角度进行了实验研究,研究表明,滚筒扭矩随截齿截割角度的增大而减小,根据截齿截割阻力与滚筒扭矩间的关系可知,单个截齿的截割阻力也随截割角的增大而减小。由此看出,螺旋钻采煤机钻头上截齿截割角与截齿截割阻力间的关系与滚筒采煤机上的截齿具有相似性。文献[9]对螺旋钻采煤机钻头截齿的进给阻力进行了理论计算,计算式表明截齿进给阻力随截割角度的增大而减小,与该处仿真结果具有较好的一致性。
分析可知,进行螺旋钻采煤机钻头设计时,为了有效减小钻头的截割扭矩和进给阻力,在避免截齿齿体与煤岩发生干涉的条件下,宜选用较大的截割角参数。
3.2 倾斜角对截齿载荷特性的影响
为研究倾斜角φ对截齿截割载荷的影响规律,此处选取0°、10°、20°、30°、40°五组角度进行仿真研究。截齿截割角和切屑厚度保持为常量,分别取50°和20mm。对所有采样点的载荷值进行算术平均,可得截齿在不同倾斜角条件下截割所承受的截割阻力均值和进给阻力均值,统计结果如表2所示。由表2中数据,可得截齿截割力与倾斜角之间的关系如图8所示。根据图8中截割载荷随倾斜角的变化趋势,分别采用指数函数和线性函数对截齿截割阻力和进给阻力进行曲线拟合,拟合结果相关度均高于95%,拟合曲线同样绘制于图8。
4 结论
(1)螺旋钻采煤机钻头上的镐型截齿切削方式为半封闭式切削,钻进过程中,截齿会承受较大的进给阻力,进行钻头设计时,应重视该力对钻头载荷和截齿强度的影响。
(2)钻进工况下,截齿截割阻力与截割角成二次函数关系,随截割角的增大而减小,与倾斜角成指数函数关系,倾斜角小于30°时,该力基本不变,倾斜角大于30°时,该力急剧增大。
(3)钻进工况下,截齿进给阻力与截割角成指数函数关系,与倾斜角成线性关系,均随二者的增大而减小。
(4)进行螺旋钻采煤机钻头设计时,截齿安装参数的选取为避免截齿齿体与煤岩产生干涉,宜选用较大的截割角;截齿倾斜角不宜超过30°,以使截齿拥有良好的综合截割性能。
参考文献
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钻采工艺 篇6
针对上述问题, 辽河油田在对以往科技成果的推广进行总结和评价的基础上, 提出了优选部分科技成果在油田公司进行大规模实施, 并采用先进的管理理念和方法, 建立了完善的科技成果规模化推广管理体系, 将科技成果的规模化推广作为一项系统管理工程进行科学化、程序化、系统化管理, 从而保证了科技成果的大规模推广, 取得了巨大的经济效益和社会效益。
一、科技成果规模化推广管理体系的内容及方法
1. 成立科技成果规模推广领导小组和实施项目组。
为了加强科技成果规模化推广的组织领导, 促进科技成果规模化推广的实施, 辽河油田成立了由公司总经理任组长, 公司总工程师任副组长, 采油工艺处、概预算、市场办等相关职能部门主要领导任组员的规模化推广领导小组。领导小组下设办公室, 负责日常协调、管理工作。同时, 各油气生产单位和钻采院也都成立相应的工作领导小组, 由各单位主要领导牵头, 总工程师具体负责, 工艺、地质及相关部门的人员参加。具体的规模化推广项目采用项目组负责制方式进行管理, 项目组成员由钻采院及油气生产单位有关技术骨干及管理人员组成。项目组的工作职责, 一是负责项目的日常运行管理工作, 二是负责组织项目方案的编制、实施, 三是负责项目技术完善、配套及改进, 四是负责项目的跟踪、监测及数据的收集整理工作, 五是负责定期向油田公司规模实施项目领导小组汇报项目的进展情况。规模化推广领导小组的建立为整个管理体系创造了一个积极的管理框架, 确保了规模化推广的组织协调, 为规模化推广工程的有效运行提供了组织保障。
2. 科技成果规模化推广的立项管理。
规模化推广的具体项目由钻采院和采油厂提出立项申请, 报采油工艺处汇总, 由其组织相关专家进行论证。在论证方法方面, 建立了规模推广项目的评价体系, 对备选项目从技术性、经济性、规模等方面进行论证, 选择具有通用性强且有重大影响的科技成果开展规模化推广。
3. 科技成果规模化推广的计划管理。
被确定为规模化推广的项目, 由辽河油田公司下达实施计划, 明确各项目工作任务指标, 并由实施单位制定具体详细的年度工作计划和运行安排。然后, 由项目承担方钻采院和各采油厂签订《辽河油田分公司内部技术服务协议书》, 明确规模实施项目名称、项目主要内容、施工区块、井号、工作量、质量标准及技术要求、工期、价格标准及报酬、结算等。采用内部技术服务协议书, 简化了合同签订的流程, 减少了审批环节, 提高了工作效率。
4. 科技成果规模化推广的运行管理。
科技成果规模化推广的实施, 包括施工方案设计、方案审批、技术交底、现场施工等。规模实施项目技术管理实施时, 首先由钻采院人员进行施工方案设计, 同时制定出各项技术规程及工艺标准, 由项目经理根据施工方案对采油单位施工队伍进行技术交底。在施工过程中, 规模实施项目小组在现场提供技术服务, 遇到技术问题及时采取措施, 并根据实施情况及时调整施工方案, 以确保施工顺利进行。
5. 科技成果规模化推广的考核与奖励。
为保证该项工程的顺利实施, 根据规模化推广的计划完成情况, 对项目组和项目单位给予奖励或惩罚。项目年度计划确定了项目要完成的各项指标, 年终考核时, 综合考虑计划完成情况、取得的经济效益、项目的难易程度、工作量大小和实现完成水平, 由采油工艺处会同财务部门、人事部门、审计部门、纪检检查部门等有关部门进行考核, 提出奖励意见, 对完成情况好的项目及单位予以奖励, 而对工作不积极, 项目运行比较差的单位或项目负责人予以通报批评和处罚。
二、科技成果规模化推广的实施成果
通过上述科技成果规模化推广的管理, 辽河油田使11项科技成果得以大规模的顺利推广, 提高了辽河油田油气开采的产量, 产生了巨大的经济效益。具体项目规模化推广后增加的井次、增油量及经济效益计算见下表。
由上表可见, 2006年规模化推广实施后推广量增加699井次, 累计增油21.2973万吨, 当年稠油价格为2412元/吨, 实现经济效益5.1369亿元。2007年规模化推广后推广量增加869井次, 累计增油17.8147万吨, 稠油价格为2293元/吨, 实现经济效益4.0849亿元。两年合计实现经济效益9.22亿元。扣除推广成本1.92亿元及系统管理体系的运行费用1.34亿元, 两年实现利润5.96亿元。
三、几点认识
钻采工艺 篇7
中国大庆油田有限责任公司 (以下简称大庆油田) 实施设备的全过程管理, 建立了一套全过程控制、规范化运作的效益型设备管理模式。
1. 优化设备前期管理, 确保装备投资回报
设备前期管理, 主要指从规划到投产这一阶段的工作, 是设备管理的“龙头”。为加强设备前期管理, 重点抓了以下工作。
(1) 加强设备投资前期论证
特别是对投资额在100万元以上的重大装备项目, 成立了投资论证专家组, 应用重大装备投资评价系统, 从技术性、经济性、实用性和安全环保等方面进行综合评价。
(2) 加大采购管理力度
一是推行厂商资质价格备案制度。对设备供应厂商的生产资质、产品价格进行审查备案和网上公示。二是加强采购价格监督。实行了价格审核制, 确保了设备采购价格的合理性。三是实施集中采购。对达到一定批量的设备, 实行公开招标、集中订货, 发挥批量采购优势, 不仅保证了供货时间和质量, 而且降低了设备采购成本。
(3) 加强重大设备效益评估
成立了重大装备效益评估小组, 对已实施的重大装备投资决策进行最后评估。根据设备实际运行情况, 按预期的各项经济、技术指标, 逐项进行对比分析, 查找问题。几年来, 共对投入使用的氮气发生装置、二氧化碳压裂车组、综合录井仪、奔驰仪绞车四个重大项目进行了效益评价, 取得了良好效果。
2. 强化设备中期管理, 提高设备运营效益
设备中期管理, 主要指设备运行期间的工作。针对大庆油田设备实际, 从保证设备安全高效运行出发, 在管好、用好、修好设备三个方面狠下功夫。
(1) 强化设备检查制度
一是实行巡回检查和回场检查。对固定设备和活动设备运行情况进行严格检查, 及时排除故障, 消除安全隐患。二是加强日常监督检查。按照ISO9000《设备管理程序》的要求, 每季度对基层单位设备管理情况进行抽查。三是开展专项检查。根据油田生产实际, 针对性地开展修井机、抽油机和锅炉设备专项检查治理活动。四是坚持年度检查评比。促进了设备管理整体水平的提升。
(2) 提高设备监测手段
第一, 对压缩机实施在线监测和离线监测相结合的措施, 在维修费用逐年下降的情况下降低了压缩机故障停机率, 保证了天然气装置安全、高效、平稳运行。
第二, 自主研发注水泵状态监测与故障诊断等系统, 对注水泵进行状态监测, 及时掌握了解设备运转情况, 为维修和保养提供了依据。经过几年的努力, 注水泵三保和大修比例合计下降了18%。
第三, 对部分钻机、修井机井架等超期服役严重的设备进行了承载能力监测。按照行业标准的要求, 先后完成了89部超期服役井架的承载能力检测与安全评定工作, 并根据评定的等级, 对其中50部井架制定了具体措施, 严格限制施工载荷, 为现场施工安全提供了保障。同时, 完成并推广了《以动态可靠度为参数在役钻机辅助管理信息系统》项目, 取得了良好经济效益, 平均单井投入减少458元。
(3) 提高设备润滑技术水平
一方面加强质量监督管理, 严把入口关。由专业部门按月抽查新购油品质量, 对不合格品的处置情况进行跟踪检查, 把住了油品的入口关。
另一方面实施按质换油管理, 延长设备使用寿命。为保证压缩机组、注水机组等关键设备始终处于良好的运行状态, 配备了油液质量检测仪133台, 定期化验与日常检查相结合, 强化了按质换油工作。
(4) 推广设备节能降耗技术
深入开展抽油机节能测试评价工作, 积极推广应用节能设备。截至2004年底, 全油田累计应用节能抽油机3 805台、节能电机7 505台、马达数位保护器530台。其中, 节能抽油机实现日节电48k W·h、节能电机实现日节电24 k W·h、马达数位保护器实现日节电21k W·h, 使公司年少耗电1.2亿k W·h, 年节约电费支出5 000多万元。
(5) 提高设备维修质量
一是实行准入制度, 规范设备修理市场。与2004年相比, 2005年用户满意度提高5.9%, 设备返修率下降0.44%。
二是坚持档案化管理, 提高维修管理水平。建立了设备修理数据库, 完善了《零件更换明细单》等各类档案资料, 全面准确地记录每一项信息, 使设备维修做到了有案可查, 为加强管理、降低成本提供了可靠依据。
三是加强维修效益论证, 搞好超过使用年限设备管理。对超过使用年限设备进行了维修效益论证, 优选部分设备进行大修。对两台已超过使用年限的修井机进行了大修, 当年就收回了维修费用。
3. 活化设备后期管理, 挖掘设备创效潜能
设备后期管理, 主要指设备处置阶段的工作。几年来, 大庆油田通过采取有效措施, 进一步加强设备后期管理, 使设备创效能力得以最大限度地发挥。
(1) 加大技术改造力度, 挖掘设备创效能力
2000年以来, 共投入设备改造资金1 868万元, 主要完成了以下改造:一是对18台水泥车的上装进行技术改造, 使设备工效提高25%, 经济效益提高50%;二是对一台连续油管作业机进行改造, 改造后1个月就施工了11口井, 创产值100多万元;三是将九台普通机床改成数控机床, 提高了加工精度和设备效率;四是对打拔桩车进行增加钻孔功能改造, 减少了冬季施工的配套锅炉车, 年节约锅炉车台班费达13万元。
(2) 努力盘活存量设备, 充分发挥设备潜能
一是抓资产专业化重组。将各采油厂的测试大队剥离出来进行内部重组, 成立了测试技术服务分公司, 有效地整合了技术装备优势, 增强了市场竞争能力, 使设备创收幅度比重组前提高了近30%。二是抓在用设备的合理调剂。在开展资产清查、技术状况评价、运营写实等工作的基础上, 先后在二级单位内部和二级单位之间调剂设备8 000多台套, 既平衡了各方面的设备需求, 又提高了设备的利用率。三是抓闲置设备的再利用。仅2003年和2004年, 就再利用抽油机523台, 节约投资1 100万元。
(3) 适时做好报废处置, 降低设备运营费用
一是对达到效用年限且退出使用状态、技术淘汰或高能耗的设备进行报废处置;二是本着地面服从地下的原则, 对因工艺流程改变而闲置的油气集输设施进行报废处置;三是对经过技术改造的设备, 采取部分增加和部分减少的办法, 对因改造而减少的部分进行报废处理。与此同时, 采取一次性买断、委托处置、竞价销售等市场化方式进行报废处置。
4. 夯实基础工作, 提高设备管理水平
一是建立了严密的管理体系。成立了以总经理为主任的设备管理委员会, 明确了设备归口管理部门, 在基层单位按照级别分别设立设备管理委员会、职能科室、设备组和设备员, 形成了分级、全过程的设备管理网络。
二是推进了制度化建设。通过健全完善内控体系, 重点推进流程描述和风险控制分析, 在规范运作中明确各级设备管理者的职责, 规范了工作内容, 理顺了业务程序, 解决了设备管理由谁抓、抓什么、怎么抓的问题, 使每个岗位都明确了“干什么, 怎么干, 干不好怎么办”。同时, 加大了设备专业企业标准的建标力度, 目前已组织制定设备操作与维护保养规程、设备修理标准154项和主要生产设备的巡回检查点项图近300种。
三是开展了设备运营写实活动。利用两年时间开展了运营写实活动。通过统计分析, 得到了同类型不同厂家设备的寿命期年均费用、设备使用年度与维持费用的曲线图和回归方程, 以及设备年均总费用与使用寿命的关系曲线, 为设备购置决策、维持费用预测和设备报废决策提供了依据。
四是完善了设备全过程管理信息化平台。2001年完成并应用了《资产设备管理信息网络系统》。实现了资源共享、无域化办公功能, 促进了信息资源互补, 提升了信息数据的价值;同时, 为管理者决策分析提供了全面翔实的数据统计、预测、分析等技术手段, 提高了设备管理的科学决策水平。
二、大力实施钻采设备修复技术
开展修复工作、实施绿色再造工程, 是设备全生命周期管理中的一个重要环节。大庆油田多年来一直坚持对关键钻采设备实施修复工作, 目前已经初具规模。
1. 钻井设备修复技术
(1) 钻机部件修复技术
对钻机部件修复, 主要是对滚筒轴、过桥轴、变速箱、电磁刹车及护罩的修复。滚筒轴的修复主要是修复刹车毂。
修复的方法是:对磨损超标的刹车毂用埋弧焊补焊, 然后用车床加工到规定尺寸。对磨损的刹带块、摩擦片、轴承、通风瓦、扭力杆、骨架油封、螺栓等进行更换, 对变形的护罩进行更换, 对磨损较轻的齿轮进行磨削修复, 磨损严重进行更换。修复后的总离合器刹车毂要进行动平衡试验。
(2) 井架修复技术
把待修复的井架摆到平台上, 对变形的耳板、横梁等部位进行修复, 方法是:把待修复的井架用气割枪去除变形的耳板、横梁及其他变形部分后, 摆放到平台上用仪器进行校平。校平后, 把重新配做的耳板、横梁等焊接到相应的位置, 材料的选用要与原来的材质相匹配, 包括焊条也要选用与焊材相匹配的型号。焊接两相对的耳板时, 采取施加外力的方法, 防止焊接变形。等到焊接位置冷却后, 再去除外力。焊接横梁时, 为减少焊接热影响区队母材的影响, 采取分段焊、断续焊的方法, 逐步进行焊接。
(3) 动力设备修复技术
动力设备是指对柴油机的修复, 柴油机的修理很复杂, 主要是对机体、曲轴、增压器、油冷器、水箱、缸盖、高压油泵的修复。活塞和缸套的更换以及曲轴瓦和连杆瓦的更换。
修复的主要方法是:曲轴进行磨削加工前要进行磁粉探伤, 加工完后要进行动平衡试验。对某一部位多余处要去除, 保证曲轴在高速转动的情况下, 保持平衡。高压油泵的修复是指对磨损的柱塞和其它配件进行更换, 在试验台上进行反复调试, 直到各个缸的进油量均衡。水箱的修复主要采取化学方法, 用化学药剂溶解水箱里的水垢后, 再用高压水枪进行清洗, 保证水箱里无水垢和杂质。缸盖的修复主要是指清除水垢和积炭、气门与气门座的配研、进排气阀座孔锥面进行绞修及油道的清洗, 检查缸盖双头螺栓, 不得松动弯曲、伸长和滑扣。测量气门导管孔与进、排气门杆的配合间隙。增压器总体解体后, 对各个零件进行清洗, 更换磨损的油环, 进行装配, 装配的过程中注意各个环的相对位置, 错开角度。油冷器主要是测试检查管线是否泄漏。
设备修理过程中, 每台修理设备都放置到翻转架上。
(4) 旋转设备修复技术
旋转设备主要包括转盘、水龙头、游钩和天车。转盘的修复主要是对水平轴进行修复, 同时检查大伞形齿、小伞形齿的磨损情况, 轻微磨损进行手工修磨。转台必须进行探伤检查。
重点是检查转台与齿圈配合的根部, 若有裂纹或有影响强度的缺陷, 应予以更新。水平轴应进行无损探伤检查。有裂纹或有影响强度的缺陷, 应予以更新。水平轴壳体两外圆柱面磨损超过极限尺寸时, 应进行焊补车削修复。轴承端盖装配台阶磨损超过极限尺寸时, 应进行焊补车削修复。各部位轴承若有裂纹、点蚀、锈蚀、沟槽及局部剥皮等缺陷时, 应予以更新。
装配完成后, 要进行试车检验, 检查箱内有无异常响声, 齿轮传动是否平稳, 各密封处有无泄漏, 转台锁紧装置操作是否灵活、可靠。水龙头的修复主要是检查水龙头壳体、提环、中心管、鹅颈管及轴承。壳体上有裂纹和中心管有影响强度的缺陷或裂纹应予以报废处理。鹅颈管与上隔环密封处有刺痕时, 应进行修复。轴承游隙超标、磨损成沟槽、点蚀、裂纹及剥皮应进行更新。
以上各种钻井设备在修复时, 都要严格的按照设备修理技术标准和修理规范执行, 由质量监督机构保障实施。
2. 机采设备修复技术
在机采设备修复方面, 系统开展了油管、抽油杆和抽油泵等的修复技术研究。
(1) 油管修复技术
油管的损坏有腐蚀、磨损和丝扣损坏等多种形式, 油管在机采设备中应用量最多、损坏也最多, 其修复技术水平也相对较高。
(2) 抽油泵的修复
泵筒是抽油泵的主要部件, 因此抽油泵的修复主要是泵筒的修复。修复的方法是:对丝扣损坏的, 切掉后重新加工;对内部轻微磨损的, 重新进行绗磨处理, 再配以合适的柱塞。
(3) 抽油机、螺杆泵井地面设备的修复
对抽油机、螺杆泵井地面设备的维修主要有齿轮类和轴类零件的修复、电机的修复及常规抽油机节能改造等。齿轮类和轴类零件的修复主要是采用自主研制的特种焊接材料进行焊接修复, 其修复品的质量已达到甚至超过了成品质量。电机的修复第一是重新缠绕组, 第二是把普通电机改造成双速、双功率或永磁等适合油田节能需要的电机;常规抽油机节能改造主要是针对常规抽油机平衡效果差、能耗高的问题, 把常规机改造为下偏杠铃抽油机, 改造工艺简单、成本低、节能效果较好。
3. 修复技术应用效果
几十年来, 大庆油田始终高度重视钻采设备的修复工作, 已建设多家钻井设备修理厂、油管修复厂、抽油杆修复厂、抽油泵修复厂、潜油电泵修复厂、抽油机修复厂及电机修复厂, 并通过压缩产能建设投资、奖励等政策措施, 推进修旧利废工作, 目前已达到年修理各种型号的钻井设备约2 100台 (件) , 其中各种型号的钻机部件约200台 (件) 、井架八套、动力设备约80台 (件) 、旋转设备410台 (件) 、固控设备470台 (件) 、电器设备约940台 (件) 、年修复油管150万m、抽油杆160万m、抽油泵3 000台、潜油电泵修复300台、抽油机600台、电机4 000台的水平, 年节省生产成本近5亿元。
三、结论
第一, 大庆油田拥有庞大的钻采设备总量, 设备管理和维护保养的工作难度很大, 应用先进的设备管理和修复技术, 提高关键设备的完好率和运行稳定性, 是保障油田持续发展的重要举措。
第二, 通过应用全过程设备管理理念, 建立完备的油田钻采设备信息管理系统, 大庆油田的设备管理工作得到很大提高, 关键设备的完好率得到有效保证。
第三, 通过开展关键钻采设备的再制造工艺研究和应用, 大庆油田在多种钻采设备的使用上实现了循环利用, 油田综合开发效益大大提高。
参考文献
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钻采工艺 篇8
1 石油钻采机械设备运行中的主要问题
1.1 主要的问题
常见的石油钻采机械设备使用过程中的问题主要有以下几方面:首先是老化松脱类问题。这个问题主要体现在材料方面, 例如材料的变质、老化、磨损、松动、脱落等等。其次是损害类问题。这个问题主要体现在零部件方面, 例如零件的开裂、断裂、裂蚀、烧蚀、点蚀、拉伤、变形、压痕、龟裂等等。其次是渗漏堵塞类问题。主要体现在为流动系统的漏气、堵塞、渗油、水汽渗漏等等。其次是松脱类问题。主要体现为零部件的松动、脱落等等。最后是功能失效和性能衰退类问题。主要体现为设备超热、性能变差、功能减弱等等。六是失调类问题。主要表现为压力的高低高、间隙的大小、行程因素等等。
1.2 故障的损害
石油钻采设备一旦出现设备故障或者问题, 所带来的危害和损失是巨大的。具体的损失和危害情况有以下几点:首先, 机械设备故障一旦造成施工操作人员和其他人员的伤亡, 就属于安全性危害的故障。当设备故障导致石油开采工作对环境造成国家和地区相关标准以上的破坏, 就属于环境危害性故障。其次, 需要量变的积累时间才能造成质变的爆发, 这种损害叫做隐蔽性损害, 具有间接性、隐蔽性、短时间内难以察觉的特点。这种损害无法准确的采取预防和治理措施, 因此具有较大的危害性。其次, 若是石油钻采设备在使用过程发生的故障和问题对石油钻采的生产和安全等问题造成巨大的危害, 直接导致石油钻采工作的中断或者引发安全事故的发生, 我们称这类石油钻采机械设备故障为使用性的损害。相反, 若是石油钻采机械在使用过程中发生的故障和问题并没有给石油钻采带来多大麻烦, 负面影响较小, 我们称之为非使用性损害。这类损害虽然不会给石油钻采工作带来过多麻烦, 但是其所产生的一系列设备维修费用却相对较高, 需要尽量避免该损害的发生。
3 石油钻采机械设备故障的防治
只要采取针对性且科学的防治措施, 所有的故障和问题都能迎刃而解, 石油钻采机械设备故障也是如此。具体的石油钻采机械设备故障解决措施分为两大步骤即故障的针对性预防措施和相应的维修治理措施, 这两部分的具体内容如下:
3.1 设备故障的预防
故障的发生必然有其诱导因素, 只要找到诱导因素并采取具有针对性的措施并提前做好相应的预防工作, 钻采机械设备就能很好的避免各种故障的发生, 从而更好的进行石油开采工作, 避免开采事故的发生。机械设备的预防工作主要要注意以下两点:
3.1.1 良好的维修保护
首先要保证购进的机械设备的质量过关。机械设备的质量是机械维修重要大的一点, 若是其质量不过关, 将导致维修次数的增加以及维修质量的降低。因此, 保证机械维修质量的关键就是保证购进设备的质量。其次, 要保证机械维修所需设备的齐全以及维修人员的专业素质。在机械维修过程中需要各种各样的辅助设备, 若是维修途中发现缺少某一设备, 将导致维修的中断。此外, 维修人员专业素质以及维修经验的缺乏也将严重影响机械维修的质量和进度, 甚至会出现年轻的维修员盲目维修而导致机械设备报废的现象。因此, 政府和相关部门必须紧抓着两方面, 确保机械维修准备工作的质量以及维修人员的素质。最后, 要加强对农业机械的日常检查, 建立健全农业机械检查制度。此外, 石油钻采机械设备的日常维护和保养也是极为重要的, 只有日常维护质量得到保证才能确保机械设备使用时的正常运转。
3.1.2 合理的润滑
润滑油在钻采机械设备运行过程中起到关键性的作用, 质量过关的润滑油能够减少机械设备在运转过程的磨损, 钻采机械设备属于精密度较高的机械, 其内部精密零件相互间隙较小, 设备运转过程中会因为接触而发生磨损, 这种磨损不可避免但是能够降低其磨损度, 从而提高设备的使用寿命, 避免设备在短期内因为内部精密部分出现磨损而导致报废。而且, 良好的润滑油还能够做小设备内部零件的间隙, 使其更好的接触运转, 避免外部环境中的杂质和灰尘落入零件间隙导致零件磨合度降低, 从而保证设备在使用过程中的正常运转。要想保证润滑剂的使用质量, 必须注意以下两点:首先, 要根据设备的具体状况来选择不同型号的润滑剂, 设备运行的不同状态所需的润滑剂各有不同, 而且设备中各个精密零件所需的润滑剂也各有不同, 因此, 设备润滑剂的选择必须具有针对性。此外, 除了要针对性的选择润滑剂外, 还要保证润滑剂的质量, 确保所选润滑剂质量过关。其次, 选择好润滑剂后腰对润滑剂的注入工作进行调整, 操作人员要严格控制润滑剂的注入剂量和注入位置, 在注入完成后要对其进行检查, 若是注入量不足, 要增加注入, 若是注入后运行效果不佳, 要更换润滑剂。
3.2 设备故障的维修治理
设备故障的维修治理是防止机械设备出现故障的一个重要方面, 除了做好针对性的预防措施外, 设备科学的维修也极为重要。具体的治理措施主要有以下几方面:
首先, 对出现磨损和老化的部件进行定期检查并及时。这类需要及时更换的设备部件主要是指那些具备较为重要的具备独立功能的部件, 对这类部件进行更换能够最大限度地保证石油钻采设备的使用质量;
其次, 对部分磨损和老化零件进行维修。各个零件是构成机械的主体, 对这些损坏、老化的零件的迅速维修能够缩短故障石油钻采设备投入生产的时间;
最后, 要定期对机械设备进行检查和维护。钻采机械设备在使用现场停机时可以对其进行检修工作, 这种检修方式的质量和检修效果是建立在对变电站设备运行状态足够了解的前提下的, 它根据设备实际使用中的问题来采取针对性的检修手段, 避免了对设备大范围、全面的检修, 而且保证了变设备投入使用的质量。
3.3 着力打造专业技术人员
机械设备水平质量的提高, 关键在一支高素质的人员队伍。在平常的钻采施工中, 有时石油钻探设备操作不当或检修、维护不到位也会引发设备故障, 故建议石油企业着力打造一支素质较高、技术过硬的专业队伍, 以此减少人为故障。具体应结合工作实际, 将分散自学与集中学习、定时辅导与集中考核等结合起来, 对设备操作、检修、管理等人员进行分批、分层次的专业教育和培训, 以此做到遵纪守法、规范操作、认真负责。如启动设备前先对其冷却液、机油进行检查, 确认其足量后进入低速预热;操作设备期间应时常查看其温度表、负荷变动等, 以此实现设备运行、石油生产的安全、低耗、高效。
3.4 加强机械设备日常管理
应重点加强设备润滑工作, 以使其保持适宜的温度和合适的间隙, 进而避免或降低零件磨损程度, 具体应根据不同的机械结构、季节和环境, 选用不同类型、性能、规格、剂量的润滑剂, 并时常对其质量和数量进行检查, 以免影响润滑效果;同时注重强化设备预防检修;检查设备软管是否存在老化、干裂、起包, 组合垫圈、O型密封圈等是否损坏, 设备密封处是否连接牢固、存在渗漏情况, 油液是否变质、滤芯是否堵塞等, 以此确保设备检修和保养可以有量、有形、有质、有效的开展, 以此最大限度的降低故障影响。
结语
石油资源是支撑国家发展和维护社会稳定的关键所在, 而钻采机械设备是保证石油开采生产效率和质量的重要部分, 因此, 必须重视钻采机械设备的维修和养护工作, 从提高设备操作人员自我维护意识、加强机械日常检查以及规范机械使用等几点入手, 提高机械维修和养护工作的质量, 保证机械设备在投入使用时期的正常使用, 以此保证石油开采行业的生产和发展。
参考文献
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