冀东油田范文

冀东油田范文（精选9篇）

冀东油田 第1篇

随着冀东油田开采逐步进入中后期, 油水井作业日趋频繁, 加之冀东油田属于弱固结砂岩油藏, 整个冀东浅层岩石强度在5Mpa以下, 开采过程中出砂严重, 在油水井修井作业过程中时常需要冲砂。

目前的冲砂方式有:正冲砂、反冲砂、正反冲砂。根据石油行业冲砂作业标准, 冲砂的上返流速必须达到0.8m/s, 然而在大套管冲砂及钻塞过程中, 这一流速所需的泵车排量必须达到1700L/min, 现场2台泵车冲砂作业很难达到这一要求, 如若强制达到这个标准, 必须使用3台以上的泵车冲砂作业, 施工成本过高, 油田泵车数量也不够。实际冲砂作业过程中未能达到这一排量也能冲砂成功, 但是随意的降低排量将会导致冲砂冲不出来甚至冲砂钻塞卡钻的现象, 不仅耽误施工周期, 而且会增加作业成本, 影响油田生产, 所以, 笔者认为有必要结合冀东油田的实际生产情况对冀东油田冲砂所需的排量要求进行探讨。

2 冀东油田地层砂颗粒分析

地层砂颗粒的大小对冲砂排量起着决定性作用, 对冀东油田6个区块各不同层深共224个岩样进行样品制备及激光粒度分析。根据粒度测定结果计算出了各个样品的粒径, 结果如图所示。

3 砂粒上返速度的计算

颗粒沉降速度一般就是指单个颗粒等速运动时的沉降速度, 根据颗粒自由沉降时重力等于流体的拖曳力可以得出

2 R过渡流区Re 2tu

5500 Re 2 10紊流区2 Re 500

然而在实际的流动过程中, 还存在颗粒群相互干扰、颗粒浓度、流动空间壁面等诸多因素的影响。

虽然理论上应该考虑壁面系数的影响, 但是在井筒流动中壁面系数都在0.99以上, 本文作者认为对于冲砂最小排量几乎没有影响;

在自由沉降理论中, 浓度越大是, 由于颗粒之间相互影响, 浓度越高, 自由沉降的速度会降低, 最小上返速度也会降低, 但是在井下作业实际冲砂过程, 砂粒浓度越高需要的最小上返速度却越大, 本文作者认为静态沉降的理论计算与实际差别较大, 浓度的影响也不予考虑。

携岩最小上返速度与自由沉降速度的关系也备受争议, 传统观念认为只要上返流速达到了自由沉降的末速度, 砂粒就能从井底被携带出来;也有文献建议最小携砂速度为自由沉降速度的3倍, 石油行业推荐上返的上返流速为自由沉降速度的2倍。

通过实验数据与理论计算相结合的方式能够解决这个问题, 文献中给出了通过室内试验给出了自由沉降速度与最小携砂速度的关系式:

4 应用实例

本井位于南堡4号构造4-3区的一口开发井, 压裂作业时, 砂堵油管, 上提压裂管柱遇卡, 活动解卡90t无效, 下枪穿孔至3270m处遇阻, 井内砂堵管柱554m, 穿孔之后洗井仍然不通, 决定用连续油管冲砂解堵, 冲出压裂管柱内的压裂砂。由于本次作业是使用连续油管在3 1/2"加厚油管内冲砂, 环空体积小, 施工压力高, 加之压裂砂密度高粒径大, 排量一旦控制不好容易造成连续油管砂卡, 而且连续油管抗拉强度低, 砂埋之后很429.0143.1) (*pd可能拉断, 不但造成整盘连续油管报废, 而且会将整个施工情况变得极为复杂, 所以冲砂参数的确定及其重要, 必须要事先确保连续油管所能达到的最大排量能够将压裂砂顺利携带出井筒。

l井筒情2况:压裂砂粒径20-40目, 0.425-0.85mm;连续油管外径1 1/4", 油管为321/23"加厚, 管内砂面深度为3270m, 封隔器卡点3824m, 砂埋长度554m。

通过计算得出:将最大粒径为0.85mm的压裂砂顺利携带出井筒的最小上返速度为:0.55m/s, 对应的最小排量为:124L/min。预测连续油管下至封隔器卡点处时, 124L/min排量对应的施工泵压22MPa。设备条件能够达到施工要求, 可以施工。

在施工过程中, 使用2台700型泵车通过连续油管正冲, 冲砂时的排量保持在140L/min以上, 由3270m冲砂至3827m, 进尺557m, 冲出压裂砂2.5方, 顺利完成了整个施工过程, 本文选择的模型计算结果与现场施工情况较为吻合。

5 总结

本文通过分析冀东油田各区块的地层砂粒度, 结合理论计算给出了冀东油田不同区块的冲砂及的最小携砂排量。

通过理论计算得出:现有的冲砂标准要求的0.8m/s冲砂上返流速过大, 一定程度上限制了施工条件, 本文给出了不同粒径下的砂粒最下上返流速。与现场情况较为吻合, 具有一定的参考价值。

摘要：冲砂作业施工时, 泵车排量是施工的关键性参数, 排量不够不仅会影响施工进度, 还可能导致卡钻等重大事故, 然而过高的排量对作业设备的要求过高, 本文根据冀东油田地层砂的粒度分布特征, 结合最小携砂流速的计算, 推荐出冀东油田各区块的冲砂最小排量, 对现场施工有一定的参考意义。

关键词：冲砂,排量,粒度分析

参考文献

[1]焦艳红.垂直井筒出砂开采最小携砂速度计算[J].西部钻探技术, 2010 (1) :101~103

[2]李帮民.渤海疏松砂岩油藏水平井简携砂能力数值模拟研究[J].石油钻探技术2011, 39 (2) :87-90

温家宝考察冀东南堡油田 第2篇

[] 2007-05-04 00:00

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代表党中央、国务院向石油工人和技术人员表示祝贺和慰问；他说，南堡油田的发现不仅振奋了整个石油战线的干部职工，而且也使全国人民受到鼓舞；他勉励石油职工继续发扬大庆精神、铁人精神，艰苦奋斗，百折不挠，再接再厉

本报讯（记者郭影李向阳朱大军）“五一”国际劳动节，中共中央政治局常委、国务院总理温家宝专程来到中国石油冀东南堡油田，代表党中央、国务院向为祖国作出贡献的石油工人和技术人员表示祝贺和慰问，勉励石油职工继续发扬大庆精神、铁人精神，艰苦奋斗，百折不挠，再接再厉。

5月1日13时15分，温家宝在中国石油天然气集团公司总经理蒋洁敏的陪同下，来到冀东南堡油田1号人工岛。冀东油田公司总经理周海民汇报了南堡凹陷油气勘探形势、南堡油田发现历程、精细勘探技术、开发整体规划等情况，温家宝认真倾听，不时点头。在走向70D9钻井队施工现场的路上，温家宝询问了南堡油田储量的探明和控制程度，蒋洁敏和周海民一一作了回答。13时35分，温家宝来到南堡101×8井钻井现场，大港油田集团公司总经理秦永和向他介绍了70D9钻井队在冀东南堡油田的施工情况，温家宝询问了井口和井控情况。他登上

高高的钻井平台，与钳工朱宏业、司钻范树文亲切握手，详细询问钻机顶驱的使用和正钻进井的深度、斜度、速度、钻进的地层等情况。听到中国石油自己生产的顶驱和钻机性能完全达到国际先进水平，总理十分欣慰。

14时1分，温家宝来到冀东南堡油田先导试验井场，并下到井口槽考察，周海民汇报了生产情况、设计目的和试验情况。在井场上，温家宝接见了180多名冀东油田劳动模范、技术能手和南堡油田建设者代表，微笑着与大家亲切握手、交谈，合影留念，并发表重要讲话。

温家宝说，今天是“五一”国际劳动节，我来到中国石油冀东南堡油田，看望石油工人，感到特别高兴，也非常激动。因为就在我来的前两天，获悉冀东南堡发现了一个大油田。这是40多年来我国石油勘探最激动人心的发现。我相信，这个消息公布以后，会让全国人民高兴。我愿借此机会，向中国石油的广大工人和技术人员致以节日的祝贺和问候！向全国的石油工人和技术人员，向全国的劳动者致以节日的祝贺和问候！温家宝说，经过我们石油工人和广大石油技术人员的艰辛努力，用新的找矿思路、新的勘探和钻井技术方法、新的管理体制，也就是落实科学发展观，终于取得了喜人的成果。听到这个消息，我高兴得睡不着觉。它不仅振奋了我们整个石油战线的干部职工，而且也使全国人民受到鼓舞。在“五一”国际

劳动节你们“双喜临门”，我应该感谢你们！同时，希望你们继续努力。

他说，现在，我们应该在两条战线上作战，一条战线就是大力推进节能减排，降低油气消耗，依靠产业结构调整提高效益；另一条战线，就是在我们国家的土地上和海洋上，继续努力发现大的油气田，以满足经济建设的需要。2001年，我在一份报告里讲到，“渤海湾石油资源前景很好，应该加快勘

探。”2002年，我又讲了一段话，说要寻找大的油气田，必须要有新的思路、新的思想、新的技术和新的方法，这就是要创新。同时，还要继续发扬大庆精神、铁人精神，艰苦奋斗，百折不挠。中国的油气勘探还是有潜力的，特别是环渤海地区。我们不但要探明这个发现，还要进一步扩大，争取再有新的发现，使我们国家建设所需要的油气不断地有资源接替，这对于保证经济和社会的持续发展具有重大意义。

温家宝说，今天是劳动者的节日，我能在这高高的井架下，和工人们、技术人员、干部们，欢聚在一起，庆祝我们共同的节日，感到特别高兴。他深情地说，我对钻机很有感情。虽然钻机每年都在发展，和我几十年前用过的大不一样，但是那份心情还是一样的。石油工人长年在野外作业，风餐露宿，条件非常艰苦。你们为我国油气产量的持续增长作出了重要贡献，你们应该受到尊敬，受到祖国和人民的爱戴。

冀东油田 第3篇

关键词：地基处理,优选应用

1油田场站地质情况概述

冀东油田位于渤海之滨、燕山南麓的京津唐“金三角”地带——河北省唐山市, 主要勘察区域位于渤海湾盆地黄骅坳陷北部, 自成立以来, 已发现并投入开发了高尚堡、柳赞、老爷庙、唐海、南堡5个油田作业区块。根据我们对现场踏勘的情况及对近几年工程项目地质勘察报告的查阅, 总结出了油田土层的淤泥质软土的特性, 其主要土层特性如下:

(1) 高含水性。含水量较大、孔隙多。含水量一般在35%~80%之间, 孔隙比为1:2。

(2) 压缩性较高。土的压缩系数为0.5~1.5 MPa之间, 且压缩系数通长伴随着液限的增大而增大。

(3) 抗剪强度低。天然不排水抗剪强度一般低于20 k Pa。

(4) 渗透性较差。软土的渗透性系数较低, 在自重荷载作用下完全达到固结的时间很长。

(5) 具有显著的结构特性。特别是地处滨海相的软土, 一旦受到外部作用, 其结构承载力往往会下降很快, 并呈现流塑性, 属于高灵敏度的土层。

(6) 具有明显的流变性。软土在不变剪应力的作用下, 将连续产生剪切应变, 并且进一步导致抗剪强度的衰减。

综上介绍, 场站土层具有强度低、压缩高、渗透性较差的特点, 因此必须重视地基处理问题, 优选地基处理方式。

2地基的处理目的和原则

2.1地基处理的目的

地基处理的目的是利用换填、夯实、挤密、加筋、胶结和热学等方法对地基土进行加固, 用以改良地基土的工程特性;提高地基的抗剪强度;降低地基的压缩性;改善地基的透水特性;改善地基的动力特性;改善特殊土的不良地质特性, 从而最终达到满足场区建、构筑物承载力以及稳定沉降变形的要求。

2.2地基处理的原则

地基处理有许多方法, 各种方法都有自身的特点和作用机理。对于不同场地的建筑物和构筑物都必须经过综合的考虑, 通过对几种可能采用的地基处理方案进行比较, 选择一种技术上可靠、经济上合理且满足工期要求, 施工可行的方案。

在确定地基处理方法时, 还应注意节约能源和环境保护, 避免因为地基处理对地面水和地下水产生污染以及地基处理施工产生的震动及噪音对周边环境产生不良影响等。

3冀东油田常用软土地基处理方法

3.1换填垫层法

换填垫层法适用于浅层软弱土层或不均匀土层的地基处理。基本原理是挖除浅层软弱土或不良土, 分层碾压或夯实土。按回填的材料可分为砂石、粉质粘土、灰土、粉煤灰、等其他工业废渣以及土工合成材料加筋垫层 (加筋法) 。

加筋法中常用的是土工格栅。土工格栅在处理软弱地基中的作用主要体现在两个方面:一是提高地基承载力, 减少沉降, 增加地基稳定性;二是增强土体的整体性和连续性, 有效控制不均匀沉降。

3.2强夯法与强夯置换法

3.2.1强夯法

强夯法又称动力固结法, 这种方法通过将重锤从一定高度自由落下, 给地基以冲击力和振动, 是反复将很重的锤 (一般10~40 t) 提高到一定的高度使其自由落下, 给地基以冲击和振动, 在地基土中所出现的冲击波和动应力, 提高地基土的强度、降低土的压缩性、改善砂土的抗液化条件等。同时, 夯击能还可提高土层的均匀程度, 减少将来可能出现的差异沉降。强夯法具有设备简单、施工方便、适用范围广等优点。

3.2.2强夯置换法

强夯置换法按置换方式不同, 有墩柱式置换和整体式置换法两种形式。

强夯置换碎石墩复合地基属于墩柱式置换的形式, 主要适于高压缩性软粘性土地基的加固。整体式置换法又称强夯置换挤淤沉堤, 主要适用于处理淤泥、淤泥质软土地基。适合在4~10 m之间软土上条带状路堤的地基处理, 一般宜将石料挤至软土底层较硬的持力层上。

强夯置换法是采用在夯坑内回填块石、碎石等粗颗粒材料, 用夯锤夯击形成连续的强夯置换墩。具有加固效果显著、施工工期短和施工费用低等优点。

3.3复合地基法

3.3.1水泥土搅拌桩复合地基

水泥土搅拌法是用于加固饱和粘性土地基的一种方法。它是利用水泥 (或石灰) 等材料作为固化剂, 通过特制的搅拌机械, 在地基深处就地将软土和固化剂 (浆液或粉体) 强制搅拌, 由固化剂和软土间所产生的一系列物理-化学反应, 使软土硬结成具有整体性、水稳定性和一定强度的水泥加固土, 从而提高地基强度和增大变形模量。水泥土搅拌法分为深层搅拌法和粉体喷搅法。水泥土搅拌法适用于处理正常固结的淤泥与淤泥质土、粉土、饱和黄土、素填土、粘性土以及无流动地下水的饱和松散砂土等地基。我油田范围内基本上采用干法。

3.3.2水泥粉煤灰碎石桩复合地基

水泥粉煤灰碎石桩 (以下简称CFG桩) 复合地基适用于处理黏性土、粉土、砂土和自重固结已完成的素填土地基。通过调整水泥掺量及配比, 其强度等级在C15~C25之间变化, 是介于刚性桩与柔性桩之间的一种桩型。CFG桩和桩间土一起, 通过褥垫层形成CFG桩复合地基共同工作, 故可根据复合地基性状和计算进行工程设计。CFG桩一般不用计算配筋, 并且还可利用工业废料粉煤灰和石屑作掺和料, 进一步降低了工程造价。

3.4预应力混凝土管桩

预应力混凝土管桩适用于工业与民用建筑的低承台桩基础。最常用的桩基形式是预应力混凝土管桩基础。预应力混凝土管桩适应面广, 适用于很多工业与民用建筑。管桩混凝土强度高, 桩身承载力高, 抗弯性能好。运输吊装方便;施工速度快, 工期短, 桩长调整较方便。可以工厂商品化生产, 能按施工要求及时供桩, 施工前期准备时间短, 一般可缩短工期1~2个月。根据油田的地质情况, 也存在一部分场区地质情况较复杂, 通过地基处理的方式不能达到理想的效果;我们会优选桩基基础形式。

4典型工程实例分析

4.1强夯法地基处理工程

某人工岛岛体为吹填海砂方式形成, 岛体地质情况为上部土层为淤泥质粉砂土层, 下部为粉砂层, 局部有淤泥质粘土层, 具有含水量高、孔隙比大、高压缩性的特点, 地基承载力较低为60~70 k Pa。对于这种处理面积大, 且以砂性土层为主的场区, 我们优选强夯法进行地基处理。待岛体吹填后, 表层进行排水处理, 然后采用强夯的地基处理方式。将岛体分割成不同的施工区域, 根据不同的地基性质采取不同的夯锤质量和夯击次数, 其中夯击之间的时间间隔是根据空隙水压力的消散时间确定。该工程强夯的夯击能不小于2 500 k N。

此种方法对于处理人工岛地基具有很好的效果, 不仅可以大大提高地基承载力和工后沉降, 还能有效地减少地基液化带来的危害, 提高地基的稳定性, 处理后地基承载力为130~150 k Pa。

4.2强夯置换法法地基处理工程

某道路工程建设初期, 现场地质情况很差, 存在大面积淤泥质软土, 必须进行地基处理。强夯置换法主要适于高压缩性软粘性土地基的加固 (处理淤泥、淤泥质软土) 。

我们根据工程地质特性优选了强夯置换法, 并且考虑淤泥面积较大, 选择了整体式置换法。整体换填2 m山皮石, 然后进行强夯挤淤。处理前路面结构层所在持力层地基承载力为40 k Pa, 经过整体强夯置换处理够, 路面结构层所在持力层地基承载力可提高到120 k Pa。

4.3水泥土搅拌桩复合地基工程

某上部结构形式为三层砖混结构, 地基基础设计等级为丙级。该区域浅层土为粉质粘土, 地基承载力为80 k N, 对于三层砖混结构, 条形基础不能满足承载力。必须通过地基处理, 提高基础以下地基承载力。综合分析, 我们优选了水泥土搅拌桩复合地基处理方式, 其中桩径500 mm, 有效桩长7 200 mm, 其中单桩竖向承载力特征值为93 k N, 复合地基承载力特征值为100 k Pa。

4.4 CFG桩复合地基处理工程

某工程结构形式为框架结构, 主体四层。层高均为3.3 m。本工程综合对比粉喷桩 (水泥土搅拌桩) 与CFG桩 (水泥粉煤灰碎石桩) 两种复合地基处理模式。粉喷桩提供的单桩承载力较低, 桩体强度低, 一般可用于多层和厂房, 但对沉降要求相对不严格, 造价较低。而CFG桩提高承载力的幅度较大, 变形沉降量小, 成本相对较高, 适合多层或小高层结构。通过对两种地基处理方式对比分析, 我们优选了CFG桩, 单桩竖向承载力特征值240 k N, 复合地基承载力特征值170 k Pa。

4.5预应力混凝土管桩基础

某五万方储罐采用了预应力混凝土管桩基础。罐区位置地质情况比较复杂, 新近回填土层较厚, 地下土层种类较多, 持力层位置较深。考虑采用复合地基处理, 处理深度达不到持力层, 承载力不能满足需求, 综合考虑地质情况以及施工及工期要求, 我们优选了混凝土管桩基础。本工程采用先张法预应力高强混凝土管桩, 管径d=500 mm, 桩长30 m, 单桩竖向承载力的特征值1 300 k N。

4.6加筋法地基处理工程

某陆域平台回填工程位于曹妃甸吹填海区, 建设初期为新近吹填土, 上部土层为淤泥质粉砂土层, 承载力不能满足要求, 必须进行地基处理才能满足场区建设。设计之初, 考虑整个平台为新近吹填土, 场区土体沉降固结不稳定, 在考虑地基承载力的同时还要重视土层的不均匀沉降, 单纯采用回填渣石来提高承载力, 避免不了地基的不均匀沉降。为了减小这种不均匀沉降, 我们采用了加筋法的处理方式。在地基表面排水后上加铺双向土工格栅TGSG20-20作为加筋体, 增加了地基土体的整体性和连续性, 提高了地基承载力, 有效控制了不均匀沉降。最后土工格栅完成后上铺600 mm厚渣石。

5结论

冀东油田所处区域地质情况复杂, 多为淤泥质软土, 大部分场区都要经过地基处理才能满足场区建设要求。我们依据以往工程设计经验以及对对近几年典型工程实例的分析, 总结出适用于油田不同场站的地基处理方式。

(1) 强夯法与强夯置换法由于其挤土效应比较明显, 且需要的作业空间比较大, 多用于拟建工程周围无建构筑物或建构筑物稀疏。对于大面积砂性土层, 透水性较好, 如海砂吹填而成的人工岛, 可以采用强夯法进行处理, 处理后的地基水稳性好, 强度较高。淤泥质软土层较厚的可以采用强夯置换法。对于大面积淤泥层较厚地基, 因为透水性较差不适宜强夯处理, 我们则考虑强夯置换法, 通过换填挤淤的方式来改善地基质量, 提高承载力, 满足稳定沉降的要求。

(2) 复合地基处理形式的选择, 我们会针对不同的工程实际地质情况, 综合考虑。对于地质情况较好, 承载力要求相对不高的工程, 我们优选水泥土搅拌桩复合地基 (粉喷桩) , 在满足承载力及沉降要求的同时, 也降低了工程造价。对于多层结构或承载力要求较高的工程, 我们通常选择水泥粉煤灰碎石桩复合地基 (CFG桩) , CFG桩提高承载力的幅度较大, 变形沉降量小。

(3) 预应力混凝土管桩基础多用于重要的或者竖向荷载较大的建构筑物, 如多层厂房、辅助办公楼、大中型储油罐、水罐等。对于地基条件复杂的轻钢厂房结构, 重点考虑不均沉降问题, 我们也优选管桩基础。管桩基础除了能更好地提高地基承载力, 对于减少地基变形和消除地基的不均匀沉降方面也有具有显著效果。

(4) 对于场区的普通建筑, 如普通值班房、设备间等用换填法地基处理方式;对于大面积场区, 地质情况差, 又不适宜强夯处理的, 可以采用土工格栅加筋法处理, 增强土体的整体性和连续性, 有效控制不均匀沉降。

冀东油田 第4篇

安全监督管理办法

第一章

总

则

第一条

为加强承包商安全监督管理工作，防止和减少承包商事故发生，保障人身和财产安全，依据《中国石油天然气股份有限公司承包商安全监督管理办法》及相关法律法规和油田有关要求，制定本办法。

第二条

本办法所称承包商是指与井下作业公司（以下简称公司）签订了经济合同，承包了工程建设、工程技术服务、装置设备维修检修等建设（工程）项目，工作场所在油田区域内的外部单位。

第三条

承包商安全监督管理工作实行“统一领导、分级负责、直线责任、属地管理”的原则。

第二章

职

责

第四条

承包商承担项目施工的安全主体责任：

（一）依法建立安全管理机构，配备专兼职管理人员，建立完善安全管理责任制和各项规章制度；

（二）确保资金投入满足安全生产需要；为从业人员提供符合国家或行业标准的劳动保护用品，并教育从业人员按规则佩戴、使用；

（三）依法组织从业人员参加安全教育和培训，据实告知作业场所和工作岗位存在的危险因素、防范措施和应急措施；

（四）设施、设备（包括特种设备）符合安全管理要求，按规定进行技术检测检验；

（五）制定和组织应急演练救援预案，落实操作岗位应急处置措施；及时如实上报安全生产事故，做好事故抢险救援工作；

（六）接受安全宣传教育和监督管理；

（七）配备现场安全监督管理人员，对服务全过程进行监督检查，并对“三违”行为进行处理。

第五条 公司作为建设单位，是承包商的安全监管责任主体，监督管理承包商的单位资质、HSE业绩、队伍素质、现场施工，做到统一制度、统一标准、文化融合。

根据油田有关规定，井下作业承包商的现场监督管理工作由作业区负责，公司负责承包商的安全资质审查、安全生产合同签订、安全教育培训工作。

第六条 质量安全环保科是公司承包商安全监督管理工作的归口管理部门，履行以下主要职责：

（一）贯彻落实国家和集团公司、油田公司有关承包商安全监督管理的法律、法规、规章和标准；

（二）组织制修订公司承包商安全监督管理规章制度；

（三）负责承包商的安全教育培训工作；

（四）检查、指导、考核业务部门、属地单位对承包商安全监督管理职责的履行情况；

（五）协调解决承包商安全监督管理工作中出现的问题，参与承包商生产安全事故的调查工作；

（六）定期组织对承包商开展安全生产大检查。第七条

公司机关部门按照职能分工负责业务范围内的承包商安全监督管理工作。

（一）生产运行科

1.负责组织相关科室向承包商介绍冀东油田相关管理规定；

2.负责对承包商施工能力的符合性评估，根据评估结果安排施工运行；

3.负责承包商运输车辆、交井业务的安全监管并定期开展检查；

4.负责组织、协调承包商应急、救援、抢险工作。

（二）经营管理科

1.按照油田公司招标管理规定选择合格承包商，严把承包商资质审查关；

2.负责在与承包商签订工程服务合同的同时，组织签订安全生产合同；

3.负责定期组织相关部门对承包商进行HSE工作考核评价，建立承包商安全业绩记录，按照有关程序清退不合格承包商，定期公布合格承包商名录；

4.负责资质保持情况的检查。

（三）工程技术科

1.贯彻落实国家相关的法律、法规以及集团公司、油田公司有关承包商井控、质量、技术管理的规章和标准；

2.组织制修订公司承包商井控、质量、技术管理规章制度；

3.负责对承包商井控、质量、技术管理职责的履行情况进行检查、指导和考核；

4.负责井控、质量事故的调查处理和隐患预防及消减措施的制定落实。

（四）机动科

1.负责承包商队伍设备首次验收时监督检查； 2.参加对承包商的安全生产大检查。3.每季度至少开展一次承包商设备检查。

（五）工艺研究所

1.负责传达上级文件、会议精神；

2.负责承包商单位施工设计的审核与审批和考核； 3.负责承包商单位完井总结的抽审和考核； 4.负责现场技术服务（建设方与承包方需要时）； 5.负责承包商井下作业施工的培训、指导。

（六）安全监督站

1.负责井下作业公司队伍配合服务类承包商的监督检查；

2.参加对承包商的安全生产大检查及问题复查验收。

（七）技能（鉴定）培训站

1.负责新入厂承包商入场培训，培训合格后发入厂许可证；

2.负责每年组织一次承包商项目部主要负责人、分管安全生产负责人、安全管理机构负责人进行专项安全培训，合格后发安全培训合格证；

3.负责定期开展承包商日常培训检查，督促承包商日常培训，将承包商日常培训资料备案、存档；

4.负责培训资料的整理归档工作。

第八条

属地单位负责监督检查承包商项目施工现场安全制度、风险防范措施落实情况，及时制止纠正违章行为。

第三章

承包商安全监督管理

第九条

承包商应按照下列办法建立HSE管理机构，配备专职HSE管理人员：

（一）从业人员在30人以上的承包商，应设置专门的HSE管理部门，配备3名以上专职HSE管理人员；

（二）从业人员不足30人的，配备2名以上专职HSE管理人员；

（三）各承包商单位要组织自己单位的安全管理人员或安全监督人员，每天对施工现场进行安全环保巡查，尤其是重点井、高危作业施工要现场监督，必要时采取驻井监督方式，确保施工安全。

第十条 承包商除按《冀东油田公司市场管理实施细则》提供有效证件外，还须提供下列证件登记备案：

（一）主要负责人、安全管理人员资格证书原件、复印件和特殊工种从业人员上岗证的复印件；

（二）HSE管理手册等体系文件，HSE管理资质文件，包括HSE组织机构的设置、HSE责任制、HSE管理规章制度等。第十一条 承包商应在开工前与甲方签订HSE合同，HSE合同应与工程服务合同同时谈判、同时报审和同时签订。

第十二条

承包商进入作业场所前，必须办完市场准入手续，携带工程服务合同、项目HSE合同、项目作业HSE“两书一表”（计划书、指导书和检查表）、应急预案等有效证件到属地管理单位办理开工手续，并接受入厂HSE教育；进入生产作业场所时，必须严格执行冀东油田和属地管理单位HSE相关办法，接受监督检查。

第十三条

承包商应在作业开工前必须具备下列条件，并向项目负责单位（属地管理单位）申请开工验收：

（一）HSE作业计划书获得项目负责单位和属地管理单位批准；

（二）员工熟悉HSE作业计划书中与其相关的要求和内容；

（三）现场相关人员熟悉事故应急预案并有演练计划；

（四）HSE设施的配置、安装和完整性符合要求；

（五）现场HSE监督人员配备到位、职责明确；

（六）涉及到特种作业的按相关办法办理了特种作业票。第十四条

承包商在施工作业过程中应严格落实下列HSE措施：

（一）遵守建设单位和作业场所的HSE管理办法；

（二）确保作业过程中HSE文件的有效运行；

（三）现场HSE管理负责人、监督管理人员、特种作业安全监护人到位，进行全过程监督管理；

（四）作业内容发生变更，应按变更程序实施变更管理；

（五）对项目中的不符合项及时采取纠正、改进措施；

（六）做好HSE监测和记录工作；

（七）安全、消防器材及劳动保护用品齐全到位，施工机具、临时用电、临时设施符合相关规范要求；

（八）施工现场整洁有序，道路畅通，固体废弃物集中妥善处理，废水及时清理，施工噪音控制符合当地环境保护要求，施工区域安全警示标志明显、完好，便于识别。

第十五条

承包商进行吊装、高空、动火、动土、进入受限空间等危险作业，应当制定专项安全管理制度和措施，办理作业许可票证。安排专门人员进行现场安全监督和管理，监督作业人员按有关操作规程进行操作，对作业现场进行协调，发现事故隐患采取措施进行紧急排除。现场监督管理人员不得擅离职守。

第十六条

项目实行总承包的，项目单位应当在与总承包单位签订的合同中明确分包单位的安全资质，分包单位的安全资质应当经建设单位认可；总承包单位与分包单位签订工程服务合同的同时，应当签订HSE合同，约定双方在HSE方面的权利和义务，并报送项目单位备案。

第十七条

承包商发生HSE事故、事件应立即向井下作业公司报告，主要负责人必须坚守岗位并立即组织救援，配合事故调查组开展事故调查，妥善处理事故善后工作，不得瞒报、迟报HSE事故、事件。

第四章

承包商培训管理办法

承包商安全管理人员培训由井下作业公司负责；承包商操作岗位员工培训由所属承包商单位负责。

第十七条

承包商安全管理人员培训内容：

（一）集团公司、油田公司及井下作业公司HSE规章制度。

（二）施工作业许可管理

（三）承包商管理规定

（四）《中国石油冀东油田公司石油与天然气井下作业井控实施细则》

（五）典型事故案例分析

（六）《中国石油冀东油田公司事故隐患管理办法》、《井下作业公司事故隐患管理办法》

（七）动态安全管理体系运行

（八）《集团公司安全生产和环境保护业绩考核细则》、《冀东油田公司生产安全事故与环境责任人员行政处分细则》

（九）《中华人民共和国安全生产法》、《中华人民共和国环境保护法》

第十八条

承包商操作岗员工培训内容：

（一）安全生产管理的基本知识

（二）安全事故典型案例分析

（三）现场标准化、属地管理

（四）油田井下作业井控实施细则、井控装备结构原理及使用

（五）井喷典型事故案例分析

（六）一线员工巡回检查内容

（七）硫化氢防护知识

（八）《中国石油冀东油田公司事故隐患管理办法》、《井下作业公司事故隐患管理办法》的解读

第十九条 承包商日常培训由井下作业公司负责监督检查，承包商每季度将本单位进行的培训资料交技能（鉴定）培训站备案，质量安全环保科组织相关单位每半年对承包商HSE培训进行一次审核。

第五章

考核与奖惩

第二十条

考核的内容：

（一）资质保持

（1）施工作业的人员与装备是否与申报的资质相符；（2）施工作业能力是否符合工程项目要求；（3）资质证件是否持续有效等。

（二）基础工作

（1）HSE组织机构设立、HSE监督管理人员配备情况；（2）HSE规章制度制定和落实情况；（3）HSE工作计划措施制定和实施情况；（4）项目HSE合同签订和履行情况；（5）人员持证上岗情况；（6）HSE培训教育情况；

（7）关键施工作业方案（开工）审批及作业票制度执行情况；

（8）HSE基础资料规范完善情况；（9）HSE信息沟通上报情况等。

（三）现场管理

（1）现场标准化管理情况；（2）“两书一表”制定执行情况；

（3）危险危害因素识别和风险控制情况；（4）应急预案建立及演练情况；（5）岗位操作规程执行情况；

（6）施工机具、特种设备、临时用电、临时设施规范情况；

（7）HSE设备设施完好情况；（8）安全标识设置情况；

（9）安全监督检查及事故隐患整改情况；（10）员工劳动保护用品穿戴情况。

（四）HSE业绩

（1）“三违”记分及隐患公示情况；（2）HSE事故、未遂事故情况等；

（3）组织安全管理人员，每月开展一次井控、安全生产、环境保护工作大检查，对存在的隐患要及时整改，对共性的问题要制定防范措施，检查之后要向冀东油田井下作业公司质量安全环保科上交月度安全工作总结。

第二十一条

各承包商每月必须参加井下作业公司的井控、安全例会，在会上进行安全经验分享。

第六章

HSE奖惩

第二十二条

公司定期组织HSE先进、合格和不合格承包商评选，对不合格的承包商责令停止施工或技术服务，情节严重的清理出油田市场。对HSE业绩优秀的承包商，公司进行表彰或奖励。

第二十三条

承包商违反公司相关HSE规章制度的，进行如下处罚：

（一）有“三违”行为的，按照公司《安全生产违章记分处罚办法》和《交通违章记分处罚办法》进行处罚；

（二）由于承包商责任引发的一般A级（含A级）以上事故的，承包商承担事故的全部损失，并处以事故损失5%～10%的罚款，取消市场准入资格；

（三）由于承包商责任引发的一般B级（含B级）以下事故的，承包商承担事故的全部损失，并处以10000～50000元的罚款，记入HSE业绩档案。

第七章

附

则

第二十四条

本办法由井下作业公司健康安全环境委员会办公室负责解释。

第二十五条

冀东油田复合套管固井技术应用成功 第5篇

南堡12-平801井是南堡1-2人工岛上的一口水平井, 完钻井深3 460m, 水平位移2 084m。为了给后期采油提供宽松的井眼环境和消除水平井尾管固井施工风险, 冀东油田积极创新、大胆尝试, 决定采用177.8mm+139.7mm复合套管柱固井完井。

复合套管固井技术关键在于套管安全下入和复合胶塞顺利碰压, 对井眼准备、操作程序和施工计量要求极高。冀东油田勘探开发建设项目部通过对其他油田的应用情况充分调研, 结合本井实际多次组织专题技术讨论会, 反复对设计方案进行优化, 优选复合固井配套工具, 强化现场管理, 派专人住井跟踪把关, 严格落实各项技术措施, 确保复合套管固井施工顺利。

冀东油田 第6篇

作为与油井打交道的一线生产单位, 井下作业公司把井控管理放在重中之重, 每年年初制定下发《井控工作要点》和要点分解表, 确定全年井控工作重点。同时, 结合中油集团公司和冀东油田有关要求, 出台《井控管理考核办法》, 明确基层队自查和公司井控检查的内容及奖惩标准, 落实各级井控管理者责任, 要求管生产、管技术、管设备必须管安全, 管安全必须管井控, 实现井控安全压力的层层传递。

这个公司对各基层单位员工进行井控知识轮训, 强化全员井控意识, 提高风险识别和应急处置能力。各基层单位结合自身特点和实际, 定期组织员工开展分析讨论, 做到在操作中严格落实井控管理各项制度。

冀东油田注CO2吞吐与优化设计 第7篇

关键词：CO2吞吐,数值模拟,正交设计,提高采收率,线性回归

冀东油田三叠系下油组原油地质储量425×104t, 溶解气储量5.83×108m3, 可采储量119×104t。孔隙度主要分布在17%~23%之间, 平均21.1%。渗透率分布范围在0.1~4278×10-3μm2之间, 平均733.3×10-3μm2。属于超深层、高产、低丰度的小型油气田。CO2吞吐开发, 是在不超过地层破裂压力的情况下将液态的CO2快速注入地层, 然后关井浸泡一段时间, 使CO2与地层原油充分接触并溶解达到饱和;浸泡结束后开井进行生产, 通过溶解气驱及其膨胀、降粘等作用, 使地层内的CO2气体混同膨胀的原油流出井口[1~4]。

1 模型的建立

为了研究储层剩余油分布规律和储层潜力评价, 在建立冀东油田储层精细地质模型的基础上, 采用油藏数值模拟方法定量研究储层剩余油分布。

根据区块的地质特征, 在数值模拟中采用了角点网格系统。在平面上, X方向布190个网格, 网格步长平均30m, Y方向布122个网格, 网格步长平均为30m, 平面上总网格数为190×122=23180个。为了反映垂直方向上的非均质性, 使层间矛盾更加突出, 真实地反应在油藏开发中不渗透或低渗透夹层的作用, 在纵向上将该油组划分为10个层位, 所以模型网格节点数X=190, Y=122, Z=10, 合计190×122×10=231800。

2 敏感因素分析

本次敏感性分析主要是针对周期注入量、井底流压、注入速度和浸泡时间等进行的研究。方案的评价标准是以CO2吞吐增油量和CO2换油率作为依据。CO2换油率指注入1 t CO2增加的产油量[1]。

2.1 注入速度

为了形象的确定注气速度的影响, 在注入量, 焖井时间, 焖井周期和井底流压保持不变 (600t、30天、1个周期、40Mpa) 的情况下, 改变注入速度。从模拟结果可以看出, 随着注入速度的增加增油量也在增加, 但是当注入速度增加到一定值后增油量的增长速度开始减缓, 说明注入速度并不是越快越好, 存在指进现象。

2.2 注入量

为了研究注入CO2气量对产油量的影响, 在其他条件 (浸泡时间20d、注入速度50t/d、井底流压40Mpa) 均不变的情况下改变CO2注入量进行实验。从模拟结果可以看出, 在其它条件相同时, 随着注入CO2的增加增产油量也越多, 但是当注气量增加到一定值后, 继续增加CO2注入量增产油量将逐渐减少。推测其原因可能是注入的CO2引起了地层压力的增加, 使CO2在原油中的溶解度增加, 导致原油膨胀和其粘度的降低;当压力增大到一定程度后, 增油量的增长速度开始减缓;当注入量达到一定程度后, 会失去经济效益, 这意味着有一个最佳的注入量的问题。

2.3 焖井时间

通过调研, 相关资料显示, 采出程度的增加值与侵泡时间没有直接关系。在其他条件相同的情况下, 只改变焖井时间, 从模拟结果可以看出, 焖井时间对CO2吞吐的效果影响非常小。

2.4 吞吐周期

吞吐周期对吞吐效果起着十分重要的影响, 每进行一次吞吐后, 油藏再进行吞吐的潜力就会大打折扣, 增油量会下降, 在保证其他条件都相同的情况下, 只改变吞吐周期的次数, CO2吞吐的周期次数越多, 增油量越少。

3 线性回归方程在优化参数中的应用

综合考虑注入速度, 注入量, 焖井时间和焖井周期四个因素, 同时结合生产实际每个因素选取五个水平值, 利用正交设计选取L25 (56) 正交表进行设计[4]。一共有四个因素 (注气速度、注气量、焖井时间、焖井周期) , 注气速度 (t/d) 分别为:20、60、100、140、180;周期注气量 (t) 分别为:300、600、900、1200、1500;焖井时间 (d) 分别为:5、10、15、20、25;焖井周期 (a) 分别为:2、4、6、8、10;注入速度50t/d, 注入量500t是优化后得到的最优参数。焖井时间为20天, 焖井周期为10a, 模拟后采收率增加了5.2%。回归方程为:

(注入速度为x1, 注入量为x2, 焖井时间为x3, 焖井周期为x4, 因变量增油量为y) [5]

4 结语

4.1油井吞吐前的相态拟合是合理成功的。这个模型是合理的去设计, 评价和预测CO2吞吐的效果。它能帮助油藏工程师对CO2吞吐的增产机制有更加深刻的理解。4.2 CO

4.2这个模拟结果表明:在原油增产中CO2的初始影响体现在萃取原油中的轻质组分, 降低原油的粘度和使原油相的膨胀。随着CO2吞吐的进行, 越是往后CO2吞吐的潜力越是下降的快。焖井时间对CO2吞吐的效果影响非常小。CO2注入速度过大会导致指进现象 (气突) 的发生, 而且也造成了注入气体的浪费。

4.3线性回归方程:

可以为油田实际生产的最优化设计提供参考帮助。

参考文献

[1]何应付, 梅士盛, 杨正明.苏丹Palogue油田稠油CO2吞吐开发影响因素数值模拟分析[J].特种油气藏, 2006, 13 (1) :64-67.

[2]周正平, 稠油井CO2吞吐采油技术[J].海洋石油, 2003, 3 (23) :72-76.

[3]战菲, 宋考平, 尚文涛, 杨二龙, 低渗透油藏单井CO2吞吐参数优选研究[J].特种油气藏, 2010, 5 (17) :70-73.

[4]王守岭, 孙宝财, 王亮, 李中汝, CO2吞吐增产机理室内研究与应用[J].钻采工艺, 2003, 1 (27) :91-94.

冀东油田 第8篇

柳赞油田地处河北省滦南县，共有25座计量站、2座转油站。2003年油田自动化改造，各采油平台与油井之间采用RS485有线通讯方式效果良好。自南堡大油田发现以来，冀东各油田加大产能建设投入大幅上产，现场施工钻井工作量迅猛上升，通讯线路受到严重破坏，造成维护工作量加大、成本上升等影响自动化系统稳定性的问题。面对新问题，柳赞油田将原有的RS485通讯更换为无线通讯方式，首先对具代表性的L10和L102两个平台进行无线通讯改造试验三个月，效果良好。进而对通讯线路故障的其他平台进行改造。

2 油井无线通讯现状及功能

柳赞油田自动化站因线损改造15座，已达到避免施工破坏的要求，改造后的现场施工对油井通讯已无影响，并达到了中控室监控率98%，平台监控率100%。

1)为适应自动化运行需求，选用无线通讯模块代替地下敷设RS485总线，避免外力作用破坏，并且ISM/SRD为1G以下免申请频段。

无线改造试验期间，我们进行了3项改进：提高模块功率为100m W保证通讯;将Vdd的DC3.3V调为5V兼容RTU;增加电源、收发指示，提高维护效率。

2)中控室、采油平台自动化通讯设计采用光纤、有线、无线通讯设计相结合，集中监控，提供设备状态监控、报警、记录分析功能。

3)网络配置图见下图

4)计算机监控系统功能

系统以WinXP为操作平台，后台服务器通过以太网互连，备用一台。

数据采集及处理：上位机对井口P、T、I、示功图等实时采集处理。

系统运行监视功能：提供抽油机状态监控、计量间状态、液位、压力、阀位、状态等参数显示。

控制操作功能：控制抽油机启停、示功图、计量、阀操作且各监控计算机互锁保护，设定高、低级别权限，经确认方可操作。

报警及事件记录功能：井口油压、套压、电流、悬点载荷;计量间液位、压力等设报警。

统计、报表、打印、分类整理功能：分时段图表显示井口油压、套压、温度等参数;计算开井时间、计量折算单井液量;计量含水率，折算单井油量;数据可分类查询显示报表打印。

远程监测功能：由采油平台监控主机接收井口RTU通过RS485、无线通讯接收的数据，通过以太网传至中控室后台服务器处理，再将数据分发到各监控主机。

3 系统运行情况

总结无线改造至今的运行情况，总体运行良好。自动化系统有以下几方面特点：1)性能优自动化保护通过软件程序实现，相比传统的继电器保护，前者可轻易实现后者功能。如油压低限报警克服了继电器远程传输困难等问题，尤其是RTU示功图分析保护停抽为分析供液不足、气锁、抽油杆断脱等问题提供了有效的方法。2)可靠性高自动化保护具有自诊断能力，能够时刻监测单井、计量间P、T等参数状态。故障报警及时，确保设备时刻处于安全状态，提高系统运行可靠性。3)灵活性大自动化保护依托WinXP系统，操作方便，提供了全面和任意可选功能，可在任意客户端主机根据用户不同要求调整阈值，对报警保护进行编辑。

4 存在问题

1)无线通讯的范围受功率限制在个别面积较大平台运行效果不太理想。2)自动化系统中的传感器、变送器、保护装置类型繁多，输出信号各有不同。3)系统人员素质有待提高。监控员计算机水平偏低，系统维护员技术水平有待提高。

5 建议与探讨

1)加强系统工程设计自动化监控系统功能的完善可靠运行，工程设计占主导的地位。其详细与否直接关系现场设备的安装调试及上位机监控系统的软件开发与整体性能的实现。2)通讯协议的标准化硬件方面：传感器、变送器、保护装置的信号输出各有不同;软件方面：计量系统承包商多家运行并存，须制定标准通讯协议，给系统调试、维护带来较大困难。解决此问题的关键在于标准化始终贯穿于工程设计、设备招标和工程实施的全过程。3)提高无线通讯的通讯范围在模块原有基础上增加发射功率，增强长距离通讯能力;增设专用增加高天线并设防雷接地，解决受功率限制的无法穿越板房等高大障碍物问题。4)提高维护人员的综合素质自动化系统多采用WinCC、VB、Delphi编程环境、SQL数据库及Web发布，调整工作需加强编程语言培训，以及现场变送器、PLC的排查故障亦需仪表、工业自动化专业知识的支持。

6 结束语

柳赞油田25座自动化计量站中的15座传统RS485有线通讯已成功无线通讯改造，满足了设备现场管理水平日益提高的需要，这也是自动化技术发展的必然趋势。随着油田自动化系统可靠性的不断提高和功能的不断扩充和完善，性价比更具优势，柳赞油田乃至其他采油作业区必将广泛采用，以满足油井设备安全稳定低成本战略运行的要求。

摘要：柳赞油田自2007年开始实施油井自动化无线通讯改造以来, 25座自动化计量站已完全实现无线与有线通讯共存并平稳运行。说明油井无线通讯方式适应柳赞油田的生产环境, 是油田自动化系统技术发展的一个必然趋势。

关键词：RS485,无线通讯,RTU,以太网

参考文献

[1]王文海.自动化系统技术基础[M].机械工业出版社, 2006.

[2]马红光.现场总线技术及其应用[M].陕西科学技术出版社, 1999.

[3]张志檩.实时数据库原理及应用[M].中国石化出版社, 2001.

冀东油田 第9篇

1 实验部分

1.1 实验装置

德国Haake RS-600型流变仪;多功能化学驱物理模拟系统, 华东石大仪器公司;CLTD-II高温高压渗透率梯度测试仪, 荆州创联石油科技公司;AR1530/C电子天平, 美国Ohaus公司, 分辨率0.001g;SXJQ-1型数显无级调速搅拌器, 郑州长城科技有限公司;恒温箱;高压中间容器等。

1.2 实验材料和调驱剂体系的配制

冀东油田柳北区块地层水, 矿化度为497mg/L, 用于配制体系和进行驱替实验, 水质分析见表1;冀东油田柳北区块原油;聚丙烯酰胺, 相对分子量1800万-2000万, 水解度25%-30%, 大港博弘公司;JRGW树脂交联剂, JRGW螯合剂, JRGW稳定剂, 冀东油田瑞丰化工公司;20-100目石英砂, 北京普林森环保科技有限公司;填砂模型参数见表2。实验温度65-125℃。

1.3 实验方法

1.3.1 凝胶强度的测定

使用采油用凝胶流变参数法[1]测定凝胶强度。将完全成胶后的聚合物/交联剂/助剂/溶剂体系视为线性粘弹体, 采用振荡剪切的方法, 选定应力为0.5Pa, 在频率为0.01-10HZ进行频率扫描。由于数值为不规则变化, 将频率0.1HZ处设定为弹性模量G′、粘性模量G''参考值。

1.3.2 凝胶溶液的配制

使用地层水配制2‰聚合物溶液, 充分溶胀后, 依次加入2‰螯合剂、0.5‰稳定剂、2‰交联剂, 搅拌均匀。

1.3.3 凝胶成胶温度的测定

将未成胶的聚合物交联体系放入65℃、75℃、85℃、95℃、105℃、115℃、125℃恒温烘箱中, 密封保存10日后测定体系G′、G''。

1.3.4 凝胶成胶速度的测定

将未成胶的聚合物交联体系放入95℃恒温烘箱中, 每隔6h对体系的成胶模量进行测定, 连续测样72h;每隔10d对体系成胶模量进行测定, 连续测样90d。

1.3.5 凝胶热稳定性的测定

将未成胶的聚合物交联体系放入95℃恒温烘箱中, 每隔30d对体系成胶模量进行测定, 直至体系完全破胶。

1.3.6 机械剪切对凝胶强度的影响

使用混调器在1200r/min的转速下对体系进行剪切实验, 分别剪切0、30、60、90、120、150min, 将经过剪切的样品在95℃候凝成胶, 10d后测其模量值。

1.3.7 砂床剪切对凝胶强度的影响

将凝胶溶液以1cm3/min流速驱替填砂管A, 使用烧杯收集排出液。将排出液装瓶, 并将排出液再次经过填砂管, 往复操作5次, 将经过剪切的样品在95℃候凝成胶, 观察其10d并测其模量值。

1.3.8 驱油效率、封堵率的测定

开启物模系统升温至95℃, 恒定驱替流量1m L/min, 将原油驱替填砂管B、C, 至完全产出油, 计算注入油量和产出油量只差。注入地层水清除流程中岩心模型外所有部位影响计量的原油, 用注入水以模拟流速驱替10倍孔隙体积, 根据排出油总体积和饱和油总体积计算注水驱油效率和残余油饱和度。向填砂管B中注入聚合物基液 (即与弱凝胶中聚合物浓度相同的聚合物溶液) 0.5PV。将调驱剂溶液候凝成胶72h, 向填砂管C中注入凝胶0.5PV。记录两管产油量。向填砂管B、C注入地层水驱替10倍孔隙体积, 记录后续水驱产油量, 并测定驱后渗透率。

2 结果与讨论

2.1 凝胶静态成胶温度

10天后, 除65℃下保存的凝胶溶液未能成胶外, 其余温度下凝胶溶液均可成胶, 将安瓿瓶倒置形成的凝胶均为吐舌状凝胶。颜色随温度的升高, 由淡白色变为淡黄色、土黄色。125℃安瓿瓶瓶口凝胶有脱水现象并有少量凝胶变为灰褐色。9天后所测成胶随温度变化的流变数据见图1。

由图1可知体系成胶后的弹性模量G′介于1-10Pa, 属于中等强度凝胶【1】。弹性与粘性模量线性趋势随温度的变化表现出一致性。在65-115℃时, 随温度的上升, 模量表现为上升趋势;125℃时模量出现较大幅度的下降。结合凝胶静态成胶情况分析, 该体系随温度的升高, 交联速度明显加快。当温度达到125℃时, 由于温度过高, 体系出现脱水现象, 凝胶强度有所下降, 模量出现下降趋势。通过上述实验分析, 可以发现体系在常温下无法成胶, 完全消除了体系地面交联对施工效果的影响。该体系随温度升高, 交联速度加快的特点, 可使体系对施工目的层的有效封堵逐渐增强。

2.2 凝胶成胶速度

由于地层深部调驱, 需要大剂量的注入调驱剂才能达到所要求的注入半径, 故要求调剖剂的成胶时间必须足够长。一方面满足大剂量施工的要求;另一方面使地层深部渗透率得到调整。凝胶成胶速度实验结果见图2、3。

从图2可看出凝胶溶液由弱凝胶 (G′<1) 体系转化为中等强度凝胶【1】的过程。体系储能与耗能模量均随时间的增加而增大。体系在54h处时 (G′=1.054Pa) , 体系转变为中等强度凝胶。根据L10区块调驱现场情况, 综合计算配液时间 (1h) 、注聚泵排量 (1.67m3/h) 、目的层深度 (3500m) 等相关数据计算, 体系进入目标地层所需时间应大于48h。该体系延缓成胶时间已达到注入要求。延长观察时间至90d, 观察并记录体系达到最高强度的时间与模量值。分析图3数据可知, 模量在10-80天仍在缓慢上升。当80d体系G′上升至峰值4.184Pa, 弹性模量值趋于平缓, 而粘性模量值仍在缓慢上升。综上所述, 该体系成胶速度缓慢, 在不影响调驱效果的情况下, 可降低注聚泵压, 消除注入风险。54h的延缓成胶时间可完全满足药剂进入调驱目的层。最高可达4.184Pa弹性模量强度, 可保证对高渗层的有效封堵。缓慢增长的粘性模量, 可进一步增强其孔隙吸附能力, 扩大调驱剂的波及范围。

2.3 凝胶热稳定性

为满足深部调驱需要, 调驱剂应具有长时间的耐温性。通过实验可观察到体系由中强凝胶转变为溶胶液体的过程, 即调驱剂失效过程。如图4

将其划分为4个区域, 即凝胶强度增长期I (0-60d) 、稳定期II (60-240d) 、衰减期III (240-450) , 破胶期IV (450-480d) 。体系弹性模量值在增长期时, 大幅度上升, 在90d时达到最高值 (G′=4.154) 。进入稳定期时下降趋势较为平缓。衰减期出现了较大幅度的下降趋势, 其中在420d时 (G′=0.712Pa) 由中强凝胶转变为弱凝胶。并在破胶期450d时 (G′=0.353, G''=0.441, G''>G′[1]) 由弱凝胶转变为溶胶液体。粘性模量随时间的变化趋势较为平缓, 增长期与稳定期数值为上升趋势, 衰减期240d至480d出现了幅度较小的下降趋势。由此可判断衰减期, 凝胶分子结构出现了较大程度的破坏, 凝胶失效速度加快, 并在破胶期420d时调驱剂完全失效。高温深部调驱所需调驱剂热稳时间应在12个月以上, 该体系14个月的热稳定能力已完全符合现场生产需要。

2.4 驱油效率、封堵率的测定

深部调驱剂作为一种既有调剖封堵作用又有驱油作用的化学剂。评价其性能应具有“驱”与“调”双重作用。将调驱剂与聚合物进行对比, 则可充分体现出药剂的“堵”、“驱”能力。实验见表4:

由表4可知, 凝胶较聚合物溶液具有更强的提高采收率、降低渗透率的效果。其中聚合物溶液为粘弹性流体, 可驱替出水驱不能驱走的残余油, 从而提高驱油效率。而凝胶的运移具有较强的整体性, 有利于降低高渗层的渗透率, 可以驱替出聚合物驱不能驱出的残余油, 相较聚合物溶液可大幅度提高采收率。凝胶较相同浓度的聚合物溶液, 其封堵效果明显提高, 能够达到封堵高渗层, 将后续注入流体分流到中、低渗层的目的。

3 现场试验

应用该体系调驱剂体系再柳赞油田L10区块L15-19井进行现场施工, 其对应油井4口, 主要开发Es33层, 该井组于2010年10月开始注水。由于周围油井含水上升, 层间矛盾突出。2015年6月在L15-19井进行矿场试验, 累计注入二元复合凝胶调驱剂1200方, 注入压力由25.61MPa上升至27.05MPa, 对应见效油井2口, 含水均有明显下降, 日增油3.07吨, 月阶段累计增油81.1吨, 目前仍有效。

4 实验结论

4.1 当环境温度低于65℃时, 调驱剂不能成胶。并具有随温度的升高成胶速度逐渐加快的特点。该调驱剂成胶速度较慢, 可满足油田深部调驱需要, 消除了体系地面交联对施工效果的影响。体系抗温能力强, 在95℃下稳定保存14个月不破胶, 使调驱波及范围与有效时间得到了提升。

4.2 物理剪切对凝胶的交联产生比较大的影响, 可控剪切应尽量避免, 地层剪切应注入适量的聚合物保护段塞, 降低剪切因素影响。

4.3 调驱剂具有提高采收率、降低高渗层的渗透率、封堵高渗层的作用。并在现场试验过程中得到了很好的印证, 月累计增油81.1吨。

参考文献

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