水平井高效注汽工艺研究与完善

水平井高效注汽工艺研究与完善

【摘要】目前水平井已成为辽河油区老油田挖潜和新区产能建设的重要技术手段，在不同类型油藏开发中发挥了重要的作用。通过研制水平井高效注汽工艺，可以解决水平井注汽过程中隔热问题，避免了井筒隔热采用氮气隔热造成的套管变形和高成本问题，保证了注汽质量，延长了水平井使用寿命。

【关键词】水平井高效注汽提高隔热效果

对于辽河油田稠油水平井来说，以往均采用笼统方式注汽，注汽过程中采用氮气进行隔热，现场应用隔热效果不理想，同时出现注汽井口上涨严重而停注的问题。另外，笼统方式注汽在水平井段只有一个出汽口，由于水平段长度较长，约在300m左右，这样笼统方式注汽的出汽口位置设计就显得尤为重要。针对这一问题，2008年在水平井热采中开展了水平井高效注汽工艺技术研究，通过使用压力补偿式隔热伸缩管、热力封隔器、扶正器等配套工具，解决了水平井注汽井的隔热问题。

1 套管热应力分析

水平井井眼轨迹由直井段、造斜段段和水平段三部分组成。对于温度场与热应力来说，水平段与直井段基本是一样，都属轴对称，而弯曲段则不同，热应力变化较复杂。

油井注汽过程中套管升温受热膨胀，在井口、井底两端固定的情况下产生的轴向应力为压缩应力，当它超过屈服点时，套管产生永久变形或塑性变形而损坏。在停注汽后降温过程中，套管柱收缩，由压缩应力变为拉张应力，它超过屈服点后，将导致接头丝扣及本体拉断破坏。

因此，对于热采水平井来说采取有效的井筒隔热技术，对保护套管、延长水平井使用寿命致关重要。

2 水平井高效注汽工艺技术研究

水平井高效注汽工艺技术采用封隔器密封油套环空，起到隔热作用；采用压力补偿式隔热伸缩管解决热伸长问题。根据不同井深结构设计了两种技术管柱：第一种，悬挂器下入较深，采用隔热管+伸缩管+Y361-210封隔器+扶正器的管柱组合方式，在悬挂器以上密封油套环空，对套管起到保护作用。第二种，悬挂器下入较浅，采用隔热管+伸缩管+Y361-150封隔器+扶正器的管柱组合方式，在悬挂器以下密封油套环空，对水平井造斜段套管起到保护作用。

2.1 压力补偿式隔热型伸缩管研制

普通伸缩管在长期注汽过程中内管外壁易结垢，使密封件磨损，导致动密封

油气田采气井的管理方式

油气田采气井的管理方式 摘要：在自然界中[1]，某些矿床是埋藏在地下深处的。为了提取它们，有必要 在地面和目的层之间建立通道，这个通道就叫做“井”。井的最古老的说法是从水 层到地面的取水，一般来说，石油工业方面的“井”，是指煤和矿石垂直运输到地 面的过程，而油气田采气井则是指油气层到地面的油气通道。本文就以油气田采 气井为主要的研究对象，就油气田采气井的管理方式展开详细的论述。 关键词：油气田；采气井；管理方式 前言： 人们为了获得地下水而进行挖井活动，这实际上是一个通道层和地面之间的 连接。石油和天然气都是埋在地下的宝贵矿产资源，寻找开发和利用这些资源， 就是要把它们“放”出地面，也就是需要在建立石油和天然气通道之间的连接。一 般勘探石油和天然气，首先会收集石油天然气层的地质数据，然后再形成钻探石 油和天然气之间的岩石隧道，也就是俗称的油气井。为了充分发挥油气井在油田 开发过程中的作用，取得良好的经济效益，我们有必要对油气井进行了解和掌握，除了要巩固油气田采气井知识和技术之外，对油气田采气井的管理方式也要进行 研究和探索。 一、油气田采气井的管理方式 （一）充分了解是前提 根据油气田采气井的不同管理方法，具体可分为勘探井和开发井。在勘探井中，具体可分为勘探井、勘探前井和详细勘探井三个过程。在开发井中，具体可 以分为分离采油井、注水注气井、调节井、加密井和数据井。根据油气田采气井 的钻井目的，要有针对性的对不同油气田采气井之间进行管理方法上的改革。油 气田采气井具体的管理方法要在充分了解地层的年龄、岩性厚度组合、区域地质 构造、地质剖面等的基础上，确定有利的石油搜索范围，进而进一步的确定含油 气的边界和天然气的储量，同时也是了解储层的结构重要的一部分。在现实操作中，一定要对油气田采气井进行充分的了解，相应不同的油气田采气井类型要根 据油气田采气井的实际情况采取不同的管理方式。 （二）管理方法服从于油气田采气井的生产作用 根据井的作用不同，具体可将油气田采气井分为生产井、采气井、注水井、 观察试井和生产井几种，主要目的都是为了采油。采气井（通常也称为采气井） 是为了在钻井的同时开采地下天然气而设计的，在实际生产操作中，一般都会为 了保持储层能量而使用注入材料，从而提高油气产量和采收率。根据注入介质的 不同，又可分为注入油气田采气井和注蒸汽油气田采气井、离子油气田采气井、 聚合物注入油气田采气井、气体注入油气田采气井等。在现实生活的管理中，不 同注入类型实际上是对油气田采气井的现实生产情况的一种客观反应，在针对不 同油气田采气井采取管理办法时，一定要注意保证油气田采气井的管理办法对油 气田采气井的生产是有积极作用的，一定要让管理方法服从于油气田采气井的生 产作用。 二、加强油气田采气井的管理的合理化意见 （一）设备更新 首先，油气田采气井的管理上要提高对设备管理重要性的认识。随着科学技 术的不断发展，油气田采气井的生产设备也渐渐的变得机械化、自动化、规模化、

蒸汽发生器及地面注汽管线和井口装置的安全要求正式样本

文件编号：TP-AR-L2540 There Are Certain Management Mechanisms And Methods In The Management Of Organizations, And The Provisions Are Binding On The Personnel Within The Jurisdiction, Which Should Be Observed By Each Party. （示范文本） 编制：_______________ 审核：_______________ 单位：_______________ 蒸汽发生器及地面注汽管线和井口装置的安全要 求正式样本

蒸汽发生器及地面注汽管线和井口装置的安全要求正式样本 使用注意：该操作规程资料可用在组织/机构/单位管理上，形成一定的管理机制和管理原则、管理方法以及管理机构设置的规范，条款对管辖范围内人员具有约束力需各自遵守。材料内容可根据实际情况作相应修改，请在使用时认真阅读。 注蒸汽采油中使用的主要设备是蒸汽发生器，它 是集多种设备于一身的综合性设备，水、电、气(油) 集中安装。在工作状态下，水、电、气(油)、火于一 室，因此对设备在启动、运行、停止的操作和监测都 有严格的要求。 蒸汽发生器启动前应检查锅炉上所有电气开关是 否处于断开的位置，检查无误后方可送电；检查燃料 系统燃气压力是否正常，燃油压力与温度是否符合要 求；检查空压机运转是否正常，是否放净仪表气源中 的积水，雾化空气压力是否正常；检查水汽流程管线

是否畅通；检查注汽井是否准备好，井口注汽阀门是否已打开，管线上其他支路阀门是否已关闭，井口及管线上不得有人工作。 启动蒸汽发生器时，首先合上总电源，然后合上各路空气开关及其他操作开关(置于启动要求的正确位置)；检查全部联锁报警系统是否处于正常状态，只要有一项不正常，就不能启动锅炉；在按启动按钮的同时要注意观察柱塞泵出口的压力是否超压，发现异常立即停柱塞泵；前吹扫期间要注意观察风门是否开到最大位置，不允许越过前吹扫而直接点火；点火之前要注意观察风门是否关到最小，点引燃火时要观察引燃火炬是否点着，点主火焰时应缓慢打开主燃料阀(主燃料阀有自动与手动两种)，主火焰点燃后，必须是小火状态运行；小火运行10分钟—20分钟后，检查锅炉各部分均处正常状态下，方可转入自动调

248-257辽河油田稠油热采井钻完井技术

辽河油田稠油热采井钻完井技术 辽河石油勘探局工程技术研究院 摘要：稠油热采井钻完井是稠油开采技术中的一个重要问题，钻井所面临的主要问题是低压钻井问题。而热采井中最大的问题是完井中的套管先期损坏问题，通过对套管损坏井的调查与分析，提出了稠油热采井套管损坏的主要原因，并对此进行了系统研究。提出了热采井套管设计技术、套管选择技术和降低套管热应力技术、提高固井质量技术、油井开采防砂技术等稠油热采井延长寿命的系列完井技术，通过这些技术的应用保证了稠油藏的顺利开发。 关键词：稠油井热采、套管损坏、热采井完井、热采井套管选择、套管设计、防砂、降低热应力。 1．辽河油田稠油开发概述 辽河油田是一个以稠油为主的油田，稠油的总产量占油田原油总产量的70%，稠油开采以热力采油为主，因此辽河油田的发展史可以说是一部稠油发展史。 到目前为止辽河油田共探明稠油油藏面积200.5km2,共探明地质储量10.2237×108t，动用探明油藏面积128.4 km2,动用地质储量7.6208×108t，共生产稠油1.0371×108t。 辽河油田探明稠油分布图如下图所示

辽河油田稠油油藏具有以下特点： 探明地质储量102237×104t中的油藏深度情况如下： 动用地质储量7.6208×108t中的油藏深度情况如下： 辽河油田探明地质储量中的油品性质如下所示： 辽河油田于1978年发现了高升稠油藏，这是辽河油田发现稠油油油田的开始，以后随着勘探工作的不断进展又发现了大量的稠油油藏。辽河油田于1982年首次在高升油田进行了稠油热采实验并取得了巨大的成功。辽河油田从此走上了稠油热采的快车道，稠油开发得到了高速发展。由于稠油油田进行热力开采的特殊性也为辽河油田的稠生产带来了全新的技术观念和技术进步。 2．稠油油藏钻井技术 稠油油田的钻井工艺与普通井的钻井并没有多少特殊性，但随着油田开发时间的延长，稠油地下压力下降很快，这为钻井的正常进行带来了新的挑战。为了解决稠油井的钻井问题进行了系列研究并取得了大量的研究成果。 2.1热采稠油井井身结构设计 开始进行稠油开采实验时采用的是普通稀油油井身结构设计。即表层套管加油层套管固井完成油井。结果发现注蒸汽时套管带着井口上长，有的甚至达到了近两米高，现场工人操作非常困难。随着油井的生产，井口的采油树又逐步下降回到原来的高度。随着油井的生产发现热采油井大量出砂，套管大量先期损坏。研究后决定应用如下井身结构标准： a．表层套管339.7mm，再用244.5mm钻头钻穿目的层至完钻井深下入177.8mm套管固井完成。 固井水泥浆返到井口。 b．表层套管339.7mm，再用244.5mm钻头钻达目的层以上3－5m完钻后下入177.8mm套管固井

春光油田注气区块井控安全规定示范文本

春光油田注气区块井控安全规定示范文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月

春光油田注气区块井控安全规定示范文 本 使用指引：此管理制度资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 1 适用范围 随着春光油田勘探开发的逐步深入，井控风险也进一 步加大，尤其是稠油热采区块采取注汽、注气、注聚等方 式辅助开采，其井控安全更加突出，容易发生溢流。因 此，为了加强该油田钻井作业过程中的井控管理，做到及 时发现、及时处理溢流，把钻井井控风险降到最低，特制 定本规定。 本规定明确了春光油田注气区块的井控安全的具体要 求。 本规程适用于春光油田注气区块施工井的井控安全管 理工作。

2 溢流分级 2.1 分级原则 溢流分级原则是依据石油行业标准、企业标准关于溢流处理的相关规定，并结合春光油田的实际，对溢流严重程度作出量化再进行细化分级。 2.2 溢流量化 钻井队井控座岗人员发现溢流后，首先对钻井液增量或架空槽溢流流量进行测量，并以此数据作为溢流严重程度划分的依据。 2.3 溢流分级 2.2.1 溢流量大于2m3或溢流流量超过2m3/h时定为一级溢流； 2.2.2 溢流量为1m3~2m3或溢流流量在 1m3/h~2m3/h时定为二级溢流； 2.2.3 溢流量在1m3以内或溢流流量小于1m3/h时

水平井分段定量注汽及管道式采液处理的稠油高效开发

一、项目名称： 水平井分段定量注汽及管道式采液处理的稠油高效开发关键技术 二、推荐意见： 该项目针对稠油高效开发问题，发明了水平井井下均匀注汽技术、双同向高速旋流分离技术、复合管道式分离技术，形成了具有完全自主知识产权的从开采到产液处理的高效稠油开发成套技术。通过建立注汽控制理论模型和工程计算方法给出了水平井中注汽点位和各注汽点注汽量的准确预测，自主研发了定量注汽管柱和井下实时测试仪，实现了精确控制均匀注汽。利用强旋流和动态重力沉降过程，攻克了超稠油油气水分离难题。采用新型的管道系统代替传统的储罐系统，实现了油气水分离技术的大幅跨越。研制出井下弹性蒸汽伞、井下测试仪、双同向高速起旋器、柱形管道旋流器、微气泡动态气浮选装置等关键设备，突破了稠油经济高效开采的技术瓶颈。 该项目已获国家发明专利14项，申请国际PCT专利1项。项目技术在辽河油田、中海油深圳分公司、华油惠博普公司进行了推广应用。水平井均匀注汽850余井次，累计经济效益达9亿元，已经形成了每年100井次以上的推广应用规模。管道式分离技术仅在辽河冷三转项目就节省工程造价约4000万元。惠博普公司采用管道式分离技术中标伊拉克艾哈代布油田、哈法亚油田、伊朗MIS 油田、北阿油田，合同额上亿元，提高了我国高技术产品的国际竞争力。项目技术推广应用近三年新增利润达3亿元。 经审核，上述推荐书及全部证明材料真实有效，相关内容的填写符合国家技术发明奖填写要求。 建议推荐该项目为国家技术发明奖二等奖。 三、项目简介 稠油是我国重要的战略接替资源，占石油剩余可采储量的比例越来越大，目前约为40%。稠油和超稠油粘度和密度很高，流动性差，开发难度远高于常规原油，目前平均采收率不足20%。目前笼统注蒸汽热采的稠油开发技术存在成本高、采收率低、经济性差等问题，且因稠油的高密高黏特性导致采出液处理困难，极大地限制了我国稠油开采的规模发展。该项目发明了水平井井下均匀注汽技术、双同向高速旋流分离技术、复合管道式分离技术，从而大幅度提高了注采比和采收率，克服了笼统注汽效果差以及传统分离需加热掺稀能耗高、体积庞大、效率低、成本高等难点，攻克了（超）稠油热采与处理中遇到的诸多难题。形成了具

水平井高效注汽工艺研究与完善

水平井高效注汽工艺研究与完善 【摘要】目前水平井已成为辽河油区老油田挖潜和新区产能建设的重要技术手段，在不同类型油藏开发中发挥了重要的作用。通过研制水平井高效注汽工艺，可以解决水平井注汽过程中隔热问题，避免了井筒隔热采用氮气隔热造成的套管变形和高成本问题，保证了注汽质量，延长了水平井使用寿命。 【关键词】水平井高效注汽提高隔热效果 对于辽河油田稠油水平井来说，以往均采用笼统方式注汽，注汽过程中采用氮气进行隔热，现场应用隔热效果不理想，同时出现注汽井口上涨严重而停注的问题。另外，笼统方式注汽在水平井段只有一个出汽口，由于水平段长度较长，约在300m左右，这样笼统方式注汽的出汽口位置设计就显得尤为重要。针对这一问题，2008年在水平井热采中开展了水平井高效注汽工艺技术研究，通过使用压力补偿式隔热伸缩管、热力封隔器、扶正器等配套工具，解决了水平井注汽井的隔热问题。 1 套管热应力分析 水平井井眼轨迹由直井段、造斜段段和水平段三部分组成。对于温度场与热应力来说，水平段与直井段基本是一样，都属轴对称，而弯曲段则不同，热应力变化较复杂。 油井注汽过程中套管升温受热膨胀，在井口、井底两端固定的情况下产生的轴向应力为压缩应力，当它超过屈服点时，套管产生永久变形或塑性变形而损坏。在停注汽后降温过程中，套管柱收缩，由压缩应力变为拉张应力，它超过屈服点后，将导致接头丝扣及本体拉断破坏。 因此，对于热采水平井来说采取有效的井筒隔热技术，对保护套管、延长水平井使用寿命致关重要。 2 水平井高效注汽工艺技术研究 水平井高效注汽工艺技术采用封隔器密封油套环空，起到隔热作用；采用压力补偿式隔热伸缩管解决热伸长问题。根据不同井深结构设计了两种技术管柱：第一种，悬挂器下入较深，采用隔热管+伸缩管+Y361-210封隔器+扶正器的管柱组合方式，在悬挂器以上密封油套环空，对套管起到保护作用。第二种，悬挂器下入较浅，采用隔热管+伸缩管+Y361-150封隔器+扶正器的管柱组合方式，在悬挂器以下密封油套环空，对水平井造斜段套管起到保护作用。 2.1 压力补偿式隔热型伸缩管研制 普通伸缩管在长期注汽过程中内管外壁易结垢，使密封件磨损，导致动密封

Ansys稠油热采井注汽过程中井筒-地层温度场分布研究

稠油热采井注汽过程中井筒-地层温度场分布研究 [闫相祯，王同涛，杨秀娟] [中国石油大学（华东）油气CAE技术研究中心] [山东青岛经济技术开发区长江西路66号邮编：266555] https://www.wendangku.net/doc/f011088901.html,/ [ 摘要 ] 稠油热采过程中，温度场分布对热采效果及管柱安全具有重要影响。根据稠油热采过程中实际作业工况及约束条件，建立了井筒-地层温度传递计算模型，为数值模拟计算的载荷和边界施 加提供理论依据。利用多物理场耦合软件ANSYS建立了管柱-水泥环-地层耦合的热传导计算 模型，模拟计算了隔热管视导热系数、注汽温度、井深和隔热管接头等对井筒和地层温度场分 布的影响。计算结果表明：隔热管视导热系数越低隔热效果越好，热量散失的就越少，注汽效 果越明显，保护套管不发生破坏越有利；地层中的温度与距离套管距离是按照指数分布，与理 论模型相一致，说明本文计算模型尺寸是合理可靠的；地层边界温度对套管外壁及其附近区域 内地层温度影响比较小，套管外壁附近的温度主要由蒸汽温度和隔热管视导热系数决定；接头 区温度要明显高于管体其他部位。 [ 关键词]稠油热采；温度场分布；ANSYS软件；隔热管真空度 Temperature Distribution of Wellbore-Strata for Steam Injection of Heavy Oil [Xiangzhen Yan, Tongtao Wang, Xiujuan Yang] [Oil and Gas CAE Technology Research Center] [China University of Petroleum, Qingdao, 266555, Shandong] [ Abstract ] The temperature distributions of wellbore and adjacent strata are very important to the efficiency of thermal recovery and safety of casing/tubing strings. The analytical models of the temperature distribution of wellbore and strata are proposed considering the field conditions and boundary conditions, which affords the theoretical basis to apply loads and boundary condition on the numerical models. The numerical models of tubing strings-cerement sheath-strata are built up by muti-physical software ANSYS to obtain the temperature distributions. The effects of insulated tubing K-factor, steam temperature, well depth, and insulated tubing joint on the temperature distributions of tubing, casing, and strata. The calculation results show the heat-insulation has an inverse proportion with insulated tubing K-factor. Small insulated tubing K-factor is good to the casing/tubing

春光油田注气区块井控安全规定(新编版)

春光油田注气区块井控安全规 定(新编版) Safety management is an important part of enterprise production management. The object is the state management and control of all people, objects and environments in production. ( 安全管理 ) 单位：______________________ 姓名：______________________ 日期：______________________ 编号：AQ-SN-0508

春光油田注气区块井控安全规定(新编版) 1适用范围 随着春光油田勘探开发的逐步深入，井控风险也进一步加大，尤其是稠油热采区块采取注汽、注气、注聚等方式辅助开采，其井控安全更加突出，容易发生溢流。因此，为了加强该油田钻井作业过程中的井控管理，做到及时发现、及时处理溢流，把钻井井控风险降到最低，特制定本规定。 本规定明确了春光油田注气区块的井控安全的具体要求。 本规程适用于春光油田注气区块施工井的井控安全管理工作。 2溢流分级 2.1分级原则 溢流分级原则是依据石油行业标准、企业标准关于溢流处理的

相关规定，并结合春光油田的实际，对溢流严重程度作出量化再进行细化分级。 2.2溢流量化 钻井队井控座岗人员发现溢流后，首先对钻井液增量或架空槽溢流流量进行测量，并以此数据作为溢流严重程度划分的依据。 2.3溢流分级 2.2.1溢流量大于2m3或溢流流量超过2m3/h时定为一级溢流； 2.2.2溢流量为1m3~2m3或溢流流量在1m3/h~2m3/h时定为二级溢流； 2.2.3溢流量在1m3以内或溢流流量小于1m3/h时定为三级溢流。 3溢流的预防及监测 3.1注气井巡检停注要求 3.1.1钻井队工程技术员负责注气井巡检工作，填写《停注井巡检表》（见附录表A），并及时将注气井情况向钻井新疆分公司春光项目部调度室汇报。

低渗油藏注气前景分析

作者简介：曹学良，１９６５年生，博士研究生；现从事油气藏开发研究工作。地址：（４５７００１）河南省濮阳市中原路１５７号。电话：（０３９３）４８２１５８１。Ｅ‐ｍａｉｌ：ｃｘｌ６５１００１＠ｓｏｈｕ．ｃｏｍ 低渗透油藏注气提高采收率前景分析 曹学良１，２　郭平３　杨学峰３　李士伦３ （１．中国地质大学?北京　２．中国石化中原油田勘探开发科学研究院３．“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室?西南石油大学） 曹学良等．低渗透油藏注气提高采收率前景分析．天然气工业，２００６，２６（３）：１００‐１０２． 摘　要　低渗透油藏的储量是难采储量的主要部分，如何提高低渗透油藏采收率已成为当务之急。文章分析了低渗透油藏的特点，介绍了国内外低渗透油藏注气提高采收率情况及实例，分析了低渗透油藏注气方式，认为先注气效果好于先注水，段塞的长度、注入体积、注入压力、注入速度等要根据具体情况来确实，文章还对我国低渗透油藏注气提出了若干建议，这为低渗透油藏注气项目的开展提供了参考依据。 主题词　注气　低渗透油气藏　开采　采收率　研究 国内低渗透油气田石油地质储量丰富，占陆地 探明储量的２６．９％。注气法作为一种提高采收率的常用方法，受到各大油田的普遍关注，尤其是对低渗透油田非常适用。一、基本特点 低渗透油藏的基本特点为：①低渗、低孔、自然 产能低，常规投产甚至不出油，必须经过油层改造才能达到商业产能；②原油粘度低，密度小、性质较好；③储层物性差，粒细、分选差、胶结物含量高，后生作用强；④油层砂泥岩交互，砂层厚度不稳定，层间非均质性强；⑤油层受岩性控制、水动力联系差，边底水不活跃；⑥流体的流动具有非达西流的特征。 二、注气提高采收率概况 统计资料表明，国外提高采收率应用技术中，注 气是第二位的。目前全世界正在生产的注气采油项目共有１３０个，其中注二氧化碳采油项目７５个，注天然气采油项目５１个，注氮气采油项目４个。国外二十世纪５０年代就开始注气提高采收率技术研究，８０年代，注气混相和非混相驱油技术已得到广泛的应用，并获得较好经济效益，注气可使老油田的采收率在原来的基础上提高２０％左右。 在俄罗斯，４０％以上的难采储量集中在低渗透层中，低渗透油藏大部分原油储量属于低粘油。利用自动化系统对低渗透油藏的采油方法进行了评 估，２个区的９１０个油藏中３５５个层系被建议注ＣＯ２、３５１个层系注气态烃、８７个层系注循环气体、２个层系注热水。可见，注气法适用于８０％的低渗透油藏。而在美国，注气采油法在提高采收率中排第二位，仅次于热力采油。从１９８８～１９９８年，利用注气法增产的产量占总增产量的比例由２１．２％上升到４０．８％，而设计数由２４．６％增加到４３．７％。 我国发展注气较慢，原因在于：①对于多数油田而言，气源紧张，不可能用来大量注气；②原油含蜡多，密度和粘度都比较高，绝大多数油藏原油粘度大于５ｍＰａ?ｓ，注气后由于不利的流度比、气窜和重力差异比较严重，波及系数不高，而且难于混相，需要研究的问题较多。因此注气混相驱和非混相驱一直未能很好地开展起来，但近十几年有所改变。 １９９８年，全国开展了三次采油潜力的二次评价工作，据初步统计，适合于注气（ＣＯ２）混相驱的地质 储量在１０．５７×１０８ ｔ以上，占参评石油地质储量的１０．４％，与水驱相比，平均可提高采收率１６．４％，增 加可采储量１．７３×１０８ ｔ。因此，要改变单一的注水开发模式，因地制宜、经济有效地发展多种提高采收率技术，这就迫切地要求我们对注气混相和非混相驱技术予以足够的重视和必要的关注。 三、注气提高采收率实例分析 为了对注水开发油田和注气开发油田进行比较，俄罗斯对多林油田的曼尼利特油藏和皮特柯夫 ? １?第２６卷第３期 天　然　气　工　业 开发及开采

注气井要求

（三）钻井完井要求 为有利于后期油井举升工艺设计的优化和技术配套，以及油井较长的免修期，对钻井井眼轨迹的要求如下： （1）全角变化率：泵挂深度以上井段控制在5°/30米以内； （2）造斜段造斜率：泵挂深度以上井段控制在5°/30米以内； （3）泵挂处井斜角不大于40°，泵挂位置以上100m井段为稳斜段； （4）造斜深度：钻井过程中遵循深定向的原则。 （六）注入井配套工艺设计（169页） 油藏注空气/空气泡沫技术和其他注气开采技术（天然气、二氧化碳、氮气）相比，工业化应用程度还比较低，可供借鉴和使用的成熟技术比较少；工程设计主要参考中原油田空气泡沫调驱先导试验的做法和经验教训，研究制定港东二区五断块明四层系油藏注空气泡沫的注采工程方案，并需要通过现场试验逐渐完善。 1.注入井油管的选择 1) 气密封要求 宝钢钢管公司对API标准油管螺纹的气密封性能进行试验并得出结论：在29MPa的压力条件下，其螺纹处发生渗漏；说明普通螺纹对气体具有一定的密封性，但性能较差。 中原油田在螺纹间充填密封脂来改善其密封性能，其试验结果为：在管串内气体压力达50MPa后，停止打压，稳定2.5h，压力不降。说明普通螺纹虽然不具备高压气密封性能，但通过螺纹间充填密封脂，其密封性能完全可大大提高。 港东二区五断块明四注空气泡沫井口最大注入压力定为25MPa，油管通过涂密封脂、缠密封带，完全可以满足要求。 2) 油管防腐要求 中原油田空气泡沫调驱和延长油矿吴旗采油一厂注空气现场试验发现，注空气井在井下高温高压条件下，下部油管腐蚀十分严重，都发生过因管柱腐蚀而造成封隔器落井事故。港东二区五断块明四层系油藏和中原油田空气泡沫试验区块相比，油层浅、油层温度低、地层水矿化度低，腐蚀应当比中原油田要小；但是腐蚀问题也是中原油田至今还没有很好解决的问题，因此在先导试验中也绝不能忽视。

稠油热采注汽管线设计说明

稠油热采注汽管线设计说明 一、设计依据 1.《**油田****块产能建设可行性研究报告（地面工程）》，**油田**勘察设计研究院有限公司，2012年9月。 2.《****区产能建设地面工程》施工图设计任务委托书，**采油厂，2012年12月22日。 3.2013年3月勘察公司提供的1:1000的地形图。 二、设计说明 1.设计遵循的规范 《稠油注汽系统设计规范》SY/T0027-2007。 《火力发电厂汽水管道应力计算技术规定》DL/T5366-2006。 2.工程概况 2013年4月，**设计院热工专业完成了****注汽管网0版施工图的设计，但由于该区块油井减少58口、油井井位变化等因素，本次对****注汽管网进行升版。本次工程设计内容为****块燃煤注气站至该区29座井口平台94口热采井的注汽管网。根据**采油厂的要求，本次需完成94口井的注汽管网设计，在施工前必须先测量复核井口坐标，无误后方可按本图施工放线。本次****块注汽管网采用固定注汽管网将高压蒸汽输送至井场蒸汽分配阀组，然后通过蒸汽分配阀组与井口之间的注采合一管线，将高压蒸汽输送至井口。两井式以上平台及边远单井平台每套蒸汽分配阀组设置一套蒸汽减压装置，高压蒸汽经减压后变为 1.6Mpa的低压蒸汽，通过低压蒸汽管线输送至井口（离多井式平台较近的单井平台不单独配蒸汽减压装置，通过低压蒸汽管线将就近多井式平台的减压蒸汽输送至单井平台井口）。低压蒸汽管线与单井式平台（不带减压装置）及多井式平台减压蒸汽预留口的连接方式见注汽管网大样图DWG-0000HE03-20。 井场内管线安装见井场标准化设计图纸DWG0101HE01—DWG0107HE01。 3.与注气站接口 ****块1C130t/h循环流化床燃煤注气站由**设计院设计，注汽管网交接点位于注气站东侧道路外。本次升版注汽管网交接点坐标及支墩设置情况，已于2013年7月1日向**设计院发备忘录，但未接收到回复，所以本次设计按照备忘录提出的注汽管线出线位置进行设计。 4.管道敷设方式 为减少管线震动，管线尽可能水平敷设。固定注汽管道尽量采用低支墩、中支架敷设，钢管底面与自然地坪净空高度不小于0.5m。低支墩敷设管道钢管底面与自然地坪高度在0.5-0.87m之间。 注汽管道通过道路部分均采用埋地穿路方式穿越。 因测量图的比例较小，地势起伏较多，且无沿线纵断面图，无法精确确定地面高程。图中根据测量等高线及附近点高程，确定了管道支撑采用的支架形式（中支架、支墩）。但仍需按下述原则确定管线是采用中支架还是支墩支撑：管底距自然底面低于0.87m采用低支墩敷设；0.87-3.2m采用中支架敷设。 低支墩敷设注汽管线距自然地坪高度小于0.45m，需对地面突起处进行平整，以满足设计管线高度要求，管线经过的部分小土丘应推平至标高与周围地坪一致。 5.保温防腐

春光油田注气区块井控安全规定(2020新版)

( 安全管理 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 春光油田注气区块井控安全规 定(2020新版) Safety management is an important part of production management. Safety and production are in the implementation process

春光油田注气区块井控安全规定(2020新 版) 1适用范围 随着春光油田勘探开发的逐步深入，井控风险也进一步加大，尤其是稠油热采区块采取注汽、注气、注聚等方式辅助开采，其井控安全更加突出，容易发生溢流。因此，为了加强该油田钻井作业过程中的井控管理，做到及时发现、及时处理溢流，把钻井井控风险降到最低，特制定本规定。 本规定明确了春光油田注气区块的井控安全的具体要求。 本规程适用于春光油田注气区块施工井的井控安全管理工作。 2溢流分级 2.1分级原则 溢流分级原则是依据石油行业标准、企业标准关于溢流处理的

相关规定，并结合春光油田的实际，对溢流严重程度作出量化再进行细化分级。 2.2溢流量化 钻井队井控座岗人员发现溢流后，首先对钻井液增量或架空槽溢流流量进行测量，并以此数据作为溢流严重程度划分的依据。 2.3溢流分级 2.2.1溢流量大于2m3或溢流流量超过2m3/h时定为一级溢流； 2.2.2溢流量为1m3~2m3或溢流流量在1m3/h~2m3/h时定为二级溢流； 2.2.3溢流量在1m3以内或溢流流量小于1m3/h时定为三级溢流。 3溢流的预防及监测 3.1注气井巡检停注要求 3.1.1钻井队工程技术员负责注气井巡检工作，填写《停注井巡检表》（见附录表A），并及时将注气井情况向钻井新疆分公司春光项目部调度室汇报。

高压气井生产测井操作规程

Q/SY 高压气井生产测井操作规程 中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司发布

Q/SY TZ 0102—2003 目次 前言................................................................................. II 1 范围 (1) 2 施工准备 (1) 3 测井作业 (2) 4 安全注意事项 (3) I

Q/SY TZ 0102—2003 II 前言 本标准是根据塔里木油田高压气井生产测井作业的现场情况，结合四川和吐哈油田的一些经验制定 出来的，对塔里木油田高压气井生产测井作业具有较强的指导性。 本标准由塔里木油田分公司标准化技术委员会提出。 本标准由塔里木油田分公司质量安全环保处归口。 本标准起草单位：塔里木油田分公司油气生产技术部。 本单位主要起草人：刘德叶、杨向同

Q/SY TZ 0102—2003 高压气井生产测井操作规程 1 范围 本标准规定了注、产气剖面生产测井试井施工准备、施工程序及安全注意事项。 本标准适用于塔里木油田的注、产气剖面生产测井施工。 2 施工准备 2.1 资料准备 2.1.1 准备好测井用的以下资料： a) 固井质量图（组合测井图）； b) 井身结构图； c) 气体组分表； d) 地质资料； e) 近期生产资料。 2.1.2 根据测井要求及井况等编写施工作业指导书。 2.2 仪器准备 2.2.1 按设计要求检查并准备好下列仪器： a) 遥传短节； b) 磁定位仪； c) 自然伽玛测井仪； d) 井温仪； e) 压力仪； f) 持水率仪或持气率仪； g) 扶正器； h) 流体密度仪； i) 流量计； j) 加重杆。 2.2.2 自然伽玛测井仪、压力仪、持水（气）率仪、流体密度仪和井温仪应按有关规定进行定期刻度标定。 2.3 设备准备 2.3.1 检查并准备以下设备： a) 数控测井系统（测井车）； b) 测井吊车； c) 高压井口防喷装置； d) 发电机。 2.4 测试井施工条件 2.4.1 井场适合摆放测井设备； 2.4.2 测试井生产正常稳定； 2.4.3 测试井井口各阀门、压力表应工作正常； 2.4.4 测试井管柱和套管内保证干净、畅通。 1