渤海稠油井测试工艺中保温技术应用研究

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自动控制节能技术在稠油井口伴热工艺中的应用

Ｆ外伴控制ｌ
Ｆ４Ｆ３Ｆ５
Ｆ伴热截止阀２
Ｆ温控阀３Ｆ流量渊节阀４
Ｆ内伴控制阀５Ｆ单流阀６
ＦｌＦ６
注：ｌＦ为原管线上外伴哉止阀，２Ｆ为新增伴热截止阀，３Ｆ为新增温控阀，４Ｆ为新增伴热截止阀，５Ｆ为原内伴控制阀，６Ｆ为单流阀。
降低，时针旋动调节螺钉，水温度升高，度调节程，仅利用温控阀控制蒸汽的排放，逆排温不同时将温控阀
范同为３～６。现场测得伴热温度为１００１５５
外排热水循环进人系统，分利用伴热蒸汽的热能。充
［择热损失最小的管道途径，水蒸气输送到井选将
｝的深度位置，据油井井深、定根油层供液能力、含含砂及流体性质的不同，通过对所输送到井下水质量、流量调节和控制，使水蒸气按一定的速度＝下流体充分、效地进行热交换，有以提高井筒流
２０００口，口稠油单井日消耗蒸汽１每．．ｍ，５～２３日消
耗总量约３０４０ｍ以上，油伴热Ｅ消耗蒸汽成００～６０稠ｔ
本为１～２．× ０元以上（０元／，源消耗大，８７６ｌ６ｍ）能具有很大的节能潜力。
度和浪费到大气这
中，而不是注入到地层中，因此如何减少蒸汽排放量，达到节能降耗目的，整个油田生产将有重要意义，对对稠油生产管理水平的提高也将有重要的推动作用。经测算，目前新疆油田公司采油一厂共有稠油井

渤海油气田光纤式井下压力温度监测系统的研发与应用

装备应用与研'♦Zhuangbei Yingyong yu Yanjiu渤海油气田光纤式井下压力温度监测系统的研发与应用周海军黄佳（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津300452）摘要:针对渤海油气田高温高压井以及大斜度井生产测试困难的问题，研发出了一套光纤式压力温度监测系统，其井下传感器、光缆以及可集成、模块化的地面数据釆集系统，便井集中监测。

高精度、高可、耐高温/高压/高腐蚀的特点可以高温井、井和注井等的测压、测温难题，形成了一套海上油气田光纤测试系统的安装工艺。

关键词:海上油气田；光纤传感器;测温测压0引言压力和温度是油气源开发中的油工程，其实时、高精度测对油的、度、的度以及注/等有传统的式气式压力传感器高温下大、精度和等问题，难以满足井下监测的光纤传感测传统传感器有其的，、体、、安全、耐高温、耐有极高的度和分，油井下工的数的测，开发一、高温高压以及水井的压力温度监测系统，安装井下监测，可靠地为油分、完整的数据，显1温度压力传感器［1］温度传感器釆用FBG（光纤布拉格光栅）测温系统，激光的光纤封装英毛细管中，两端光焊接封装（图1）。

FBG传感器石英毛细管激光焊接图1FBG温度传感器压力传感器通过全熔融石英结构的微型F-P腔（法布里-佩罗涉）光纤压力敏感元制，结合光纤F$P腔腔精调技术，现了耐高压密封保持了良好的光学能。

光纤式温压传感器技术指标表1所示。

表1光纤式温压传感器技术指标范围精度温度传感器0〜15050.025%FS压力传感器0〜69MPa(0〜10000psi)0.3%FS整体封装结构耐温150+,承压69MPa（10000psi）2光缆2.1铠装光缆光纤由两层不锈钢管封装，内层不锈钢管通过阻氢油膏对光纤密封，两层钢管之间铝填充层，铠装光纤［2］实现耐压138MPa（20000psi），耐温300＜。

2.2保护器光缆下井需要可靠的光缆保护器（图2）来支撑、固定和保护，以防止管柱在下井过程中因冲击、拉扭等造成光缆损坏。

渤海油田探井测试井下PVT取样技术进展研究与改进

操作方式也不同。２．１取样工具介绍
ＲＤ取样阀是随测试管柱一同人井，稠油探井
测试通常不能自喷，且井下流压比较低，即使应用螺杆泵泵抽方式进行排液求产所取得的样品可能由于井下流压较低，且此时已经脱气，所取得的井下ＲＤ样品用作实验室井下ＰＶＴ样品分析已无多大意义。若能成功取得ＰＶＴ样品，ＲＤ取样阀在测试结束后随测试管柱起出井口过程中，随着温度的下降，取样
ＤｌａｃｅｍｅｎｔＳａｍｐｉｅｒ）置换式取样器、Ｓ．Ｐ．Ｓ．（Ｓｉｎｇｌｅ
ＰｈａｓｅＳａｍｐｌｅｒｓ）单相式取样器、地面触控式单相取
样器和压控式单相取样器。由于结构组成的差异，
１井下ＰＶＴ取样现状
油层高压物性取样的目的是从一个油藏或气藏中采集有代表性的流体样品Ｊ。此样品可以代表油藏真实状态。样品送至高压物性实验室化验，分析数据可以用来帮助制定油田开发方案，确定油气采收率，配置合适的开发装置，对正确评价油藏起关键作用ｊ。随着渤海油田稠油区块及中深储层的勘探程度加快，如何有效及时取得稠油测试井下ＰＶＴ样
采用机采方式（常用螺杆泵泵抽加热方式）排液求产，室中的原油压力下降，部分溶解气可能从原油中析此时测试管柱中已无取ＰＶＴ样通道，故无法采用钢出，出现油、气两相共存的现象，尽管可通过后期增丝作业方式进行取样； ②ＲＤ取样阀是ＤＳＴ测试工具压泵对原油进行补压，但部分析出成分将无法重新的主要组成部分，也是重要的ＰＶＴ取样工具。严格溶解至原油中ｌ３］，直接造成取样或转样失败。讲，取得的井下ＰＶＴ样品条件为自喷油层含水小于Ｓ．Ｐ．ｓ．和Ｐ．Ｄ．Ｓ．取样器取样都是通过钢丝作５％、含砂小于０．１％，但恰是渤海油田具有埋藏浅、油二者取样工作原理基本相同，最大区别在于质稠和易出砂等特性，直接造成ＲＤ取样阀取样困难，业完成，具有压力补偿功能的Ｓ．Ｐ．Ｓ．替代无此功能的Ｐ．Ｄ．且难于控制有效取样时机，直接造成取样或装样失败。．进行ＰＶＴ取样，可避免原油脱气和地层水组分针对渤海稠油油藏井下ＰＶＴ取样难的问题，分Ｓ保证地层流体样的品质＿４Ｊ。析了渤海油田探井测试近年来应用的井下ＰＶＴ取析出等现象，电缆地面触发系统在使用中可以携带直读压力样工具和取样过程中存在的问题，并提出了切实可计下井，通过直读压力计监测井下压力的变化，在达行的作业建议，其具有一定的参考意义。

分析热力开采稠油技术及其应用

分析热力开采稠油技术及其应用热力开采稠油技术是一种针对稠油资源的开采方法，其主要原理是通过热能将粘稠的稠油变得更加流动，从而方便提取。

随着全球对于能源资源的需求不断增加，稠油资源的开采技术也在不断提升。

本文将就热力开采稠油技术及其应用进行分析。

一、热力开采稠油技术原理热力开采稠油技术主要包括蒸汽吞吐法、蒸汽驱替法、地热法、电阻加热法等几种方法。

1. 蒸汽吞吐法蒸汽吞吐法是通过将高温的蒸汽注入稠油层，使稠油受热膨胀并形成气相驱动油的运移。

该方法的优点是操作简便，成本低廉，能够更有效地提高稠油产量。

蒸汽驱替法是将蒸汽注入稠油层，通过高温高压破坏稠油的粘度结构，从而使得稠油与油藏底部的水形成乳状液，提高了油品的可采性。

3. 地热法地热法是利用地下热能来提高稠油层的温度，使稠油在地热的作用下变得更加流动，并且可以减少热能的消耗。

4. 电阻加热法电阻加热法则是通过在井筒中加入电阻加热器，通过电流产生的热能来加热稠油，降低其粘度，从而方便提取。

热力开采稠油技术主要应用于稠油资源丰富的地区，如加拿大、委内瑞拉、俄罗斯等国家和地区。

在这些地区，使用传统采油技术提取稠油的效果并不理想，而热力开采稠油技术可以更好地发挥作用。

1. 加拿大加拿大是世界上最大的稠油生产国之一，其阿尔伯塔地区的稠油储量巨大，但由于粘度高，采油困难。

加拿大在热力开采稠油技术上进行了大量的探索和应用，取得了一定的成果。

2. 委内瑞拉委内瑞拉的奥里诺科地区拥有丰富的稠油资源，但大部分是非常高粘度的稠油，传统采油技术效果不佳。

委内瑞拉政府和石油公司在热力开采稠油技术的研发和应用上投入了大量资金和人力，取得了显著成效。

3. 俄罗斯俄罗斯是全球最大的石油生产国之一，在西伯利亚地区也有大量的稠油资源。

俄罗斯的石油公司在热力开采稠油技术方面经验丰富，在稠油资源的开采和利用上有着丰富的实践经验。

热力开采稠油技术相较于传统的采油方法有着明显的优势，包括以下几点：1. 提高采收率热力开采稠油技术可以有效地提高稠油资源的采收率，从而增加了石油产量，提高了资源利用效率。

渤中25_1油田深部低渗储层酸化技术的研究及应用

0引言渤中25-1油田位于渤海湾的南部，该油田开发沙河街储层。

沙二储层渗透率低（6.7～44.5mD）且变化范围大，埋藏深（3342～3377m），温度高（120～135℃），压力高（41.8～57.0MPa），孔隙度低（12.7%～15.6%），储层物性差，敏感性强，部分井产量不高。

酸化技术是解除油井建井和生产过程中造成的储层伤害、恢复或提高油气井产能的重要技术手段，已在渤海油田浅层油藏开发中得到广泛应用，并显示出巨大的社会效益和经济效益，但对深部低渗透储层的酸化研究和应用较少。

本文根据储层物性、流体性质，分析了可能的伤害因素，选择了合理的酸化液类型，通过评价酸液的缓速性能、岩心的渗透性能、添加剂的伤害性能及主体酸体系的综合性能，研究了适合渤中25-1油田沙河街储层的酸化解堵技术。

应用于B4井酸化，取得了较好的增产效果，为类似油田增产提供了借鉴。

1B4井酸化前的生产状况B4井完钻井深4134m，主力油层为沙河街组沙二段、沙三段，完井后自喷生产30多天，日产液100方，含水高达70%。

对B4井进行了压力恢复和PL T测试。

测试结果表明，沙二段上部主要储层段贡献较小，且表皮系数较高，分析认为该井存在较大的增产潜力，通过酸化措施可提高其产量。

2储层伤害机理分析2.1储层伤害的潜在因素分析沙河街储层粘土矿物中伊利石含量高，伊利石对储层的潜在损害主要表现为微粒运移和形成微孔，进而导致高束缚水饱和度。

与水作用最易产生膨胀的粘土矿物是蒙脱石和伊/蒙混层。

蒙脱石的膨胀往往使矿物的体积增大几十倍，甚至几百倍，导致喉道的封堵；同时也会导致混层粘土的解体，解体粘土微粒的分散运移，也会造成储层损害。

粘土矿物遇酸后发生反应，裸露出新的矿物表面，在低矿化度流体中或经流体冲刷后产生微小颗粒移动或水化膨胀，水化膨胀和分散迁移是各种伤害中最复杂、最主要的一种。

绿泥石易与酸作用，在pH=2.2～3.2时产生氢氧化铁沉淀、堵塞孔道。

石油开采中新型伴热工艺的探索与应用

石油开采中新型伴热工艺的探索与应用在各个油田的开采中，原油的组成和性质不尽相同。

辽河油田的稠油具有高粘度、高密度等特点，在稠油井的开采过程需要伴热。

目前电伴热工艺应用较普遍，在为产出液伴热的同时消耗了大量的电能，近年随着电费的上涨，高额的伴热电费阻碍了石油企业降低开采成本。

为了降低稠油井的开采伴热成本，本文探索了新型的伴热工艺用于替代电伴热。

1项目原理以单位发热量下成本更低的天然气作为伴热能源，替代油井井筒举升过程中能耗高的电伴热，形成新型低成本伴热工艺。

2 新型伴热工艺的探索新型伴热工艺主要有两种，分为空心杆内连续管热水循环工艺和真空保温空心杆泵上掺水伴热工艺。

2.1空心杆内连续管热水循环工艺空心杆内连续管热水循环工艺是在Φ89mm油管内下入外径Φ42mm，内径Φ31mm的空心杆，在空心杆内下入内径Φ16.4mm、外径Φ24mm连续保温隔热管，二者形成密闭环形空间，热水在环形空间内正循环给产出液进行伴热的采油工艺。

该技术主要应用于抽油机井，与空心杆内热线工艺的伴热形式相同，都是通过空心杆向产出液换热，提高产出液温度，实现伴热开采。

由于采用的Φ42mm空心杆和保温连续管，且内部空间循环热水，整体杆柱负荷较相同情况下空心杆内热线工艺重约15KN，应用时需进行抽油机选型匹配。

根据空心杆内循环热水的来源可将空心杆内连续管热水循环工艺分为开式循环和闭式循环两种形式。

⑴开式循环空心杆内循环的热水来自地面掺水系统、循环后与产出液混合进站的循环方式为开式循环。

开式循环的特点是能够和稠油地面掺水系统相结合，利用现有的掺水系统提供井下循环所需的热水，具有一次性投入少，地面设备简单的优点。

为了确保井下循环伴热效果，并保证循环过程中空心杆内的循环通道不会因杂质或原油等造成堵塞，对井口的掺水温度和水质都有适用条件限制：掺水温度不低于70℃；水质要求机杂≤50mg/L，含油≤30mg/L。

图1 开式空心杆内连续管热水循环工艺原理图⑵闭式循环空心杆内循环的热水来自地面加热装置，热水在井下循环伴热后再次进入地面加热装置，整个循环过程中不与产出液混合的循环方式为闭式循环。

深层稠油热采井筒隔热技术研究与应用

△Ｌ＝Ｌ△．ｒｃ（１）
５０～ｌ００００
＜１６００１５００～２２００
＞１０
１０
２０２８
≥５０ ≥５０
２００８２７
＞１关键词】深层稠油；稠油热采；井筒隔热技术；应用；海２６
决油田
２３
ｌ７７．８ｍｍＸ７３ｒ × １１４
ｍｍ
清水隔热液
１６４
．
由１７７．８ｍｍ ×７３ａｒｍＸ１１４
ｍｍ
８０
经过现场应用证明，优化后的井筒隔热技术达到了保证注汽质量和
液Ｕ。最低，清水Ｏ。最大。表２隔热管计入热点影响的总传热系数
井筒总传热系数／ＫＪ’ ｎ一‘ ℃ 序号
ｌ
井筒条件
环空介质
空气
ｆ
４０５０ｌ
井倘总传热系数／Ｉ【Ｊ・ｍ ‘ 。・ｈ。。－ ℃ 圈Ｉ井简总传热系数对井简热损失率的影响
饱和蛊度／／１０
％Ｕｍ
储量系数（ｔ／
图１是在１７７．８ｍｍＸ７３ａｒｍ×ｌ１４ｍｍ井筒结构方式、注汽干度７０％、注汽排量８．Ｏｔ／ｈ、注汽１５ｄ情况下Ｕ。对井筒热损失率的影响。由图１看出，井越深，井筒热损失率越大。２．３套管受热后伸长量分析各种钢材都要热胀冷缩，非预应力完井套管同样无法避免。套管柱在温度升高时，轴向热膨胀伸长量计算公式为：・

油田稠油热采测试技术特点现场应用论文

浅谈油田稠油热采测试的技术特点与现场应用摘要：针对稠油热采测试技术的应用现状，对于热采监测技术在稠油开发中的作用进行了总结，就如何发挥测试工作在稠油热采中的作用、提高测试资料利用率等问题进行了探讨。

认为利用测试资料可以指导区块注汽方案，发现低效井及异常井。

关键词：油田；稠油；热采；测试技术；资料分类号：te237前言注蒸汽热力采油是当今世界上开采稠油的最有效方法之一，测试工艺则是整个采油工艺的重要组成部分。

在注蒸汽生产过程中，准确、全面地测取各项参数，对经济、合理、迅速、高效地开采稠油油藏具有重要意义。

胜利油田稠油热采测试技术已经形成了地面注汽参数测试，注汽过程中井筒内注汽参数测试，再到生产过程中井底流温流压测试及分析技术等一整套测试技术。

目前采用的稠油注蒸汽驱类型主要有：连续蒸汽驱、间歇蒸汽驱、单井蒸汽吞吐三种。

1 热采测试技术概况胜利油田油藏地质条件比较复杂，同一区块不同稠油热采井井间差异很大，即使有的同一口井不同层位之间的不均质性差异也很大，使得开发难度加大。

油田根据现场实际需要开发了井筒注汽测试技术和生产测试技术。

在井筒测试方面，包括：gcy一1井下高温双参数测试仪和gcy一2井下高温四参数测试仪。

在生产测试方面，研制了高温长效井下流温流压测试仪。

地面蒸汽测试方面，sl 型汽水两相流量计，既可以适用于热采吞吐也可以适用于蒸汽驱测量使用。

另外，胜利油田研制了最新的蒸汽分配技术，该技术基于三通管的分相分流原理，体积小，价格低，安装拆卸方便，它的作用可以完全取代目前比较通用的球形分配器。

2 常规井下测试仪器2.1 gcy一3井底流温流压测试技术在稠油井生产过程中，大多数井都存在着生产周期比较短的问题，特别是超稠油井生产周期就更短。

另外，大多数超稠油井是在生产比较正常的情况下突然间产液量急剧下降，然后很快停产。

为了了解油井这种生产情况及分析本周期生产动态，必须对油井整个生产过程中井底的温度和压力进行实时动态监测。

稠油压裂技术的研究及应用

稠油压裂技术的研究及应用稠油是指粘度很大的油，通常采取常规采油手段很难开采，因此需采用一些特殊的技术将这种稠油开采出来。

稠油压裂技术是一种应用广泛、效果显著的稠油采油技术，本文将阐述稠油压裂技术的研究及应用。

一、稠油压裂技术概述稠油压裂技术是指在井下进行的一种技术，它是通过将高压液体注入至井下油藏压裂带中，以增加油藏透水性，从而提高油井产量的一种方法。

一般来说，稠油具有高粘度、高比重、高黏滞度等独特的物理化学特性，不容易流出地层，难以产生自然渗流，在常规的采油方法中表现得比较难以开采。

稠油压裂技术是一种针对稠油开采的解决方案，是通用的石油工业中单床位压裂的一个特例。

由于这种技术的应用能够有效地开采稠油储层，使压力得到释放，并增加油藏透水性，增加了采油的效率。

二、稠油压裂技术的研究稠油压裂技术的研究主要集中在以下几个方面：1. 稠油压裂流体的设计和生产稠油压裂技术的关键是压裂液体的设计和生产。

由于稠油具有高粘度和高黏滞度的特点，因此生产出达到压裂液要求的高粘度和高黏度的液体十分困难。

为此，研究者们通过探究不同的压裂流体和黏度剂，生产符合要求的压裂流体，以使稠油被压开，释放压力。

2. 井下实验和场地测试为了测试流体的压裂效果和选定最适宜的压裂流体，在实验室和场地内进行了一系列的试验和测试。

试验表明，压裂流体对油井的压裂效果、效率有很大的影响。

通过这些试验和测试，研究者得出了压裂流体的最佳化配方和施工参数。

3. 受压性能和封隔性能的分析稠油压裂技术的流体对岩石具有冲击性，这将导致油井上层岩石发生裂纹甚至垮塌。

因此，研究者着重研究了压裂流体与岩石之间的相互作用，探究受压性能和封隔性能的变化规律，以便更好地控制压裂，以保证抗压能力，降低岩石地层的垮塌风险。

三、稠油压裂技术的应用稠油压裂技术的应用在国内外石油行业广泛使用，已成为当前石油采油领域的主要趋势。

1. 井下水平裂缝之间的连通性增强采用稠油压裂技术可以使得井下水平裂缝之间的连通性增强，从而达到提高采油效率的目的。

稠油热采配套技术应用及效果分析

稠油热采配套技术应用及效果分析稠油开采是一个复杂的过程，需要采用综合性的技术来提高开采效率，节约资源，减少环境污染。

稠油热采配套技术是一种综合技术，它将不同的技术组合在一起，以更好地满足稠油开采的需求。

本文将简要介绍稠油热采配套技术的应用及其效果分析。

稠油热采配套技术是一种先进的稠油开采技术，它包括采用热采技术（如蒸汽驱动、火烧、电极加热等）和配套技术（如地质勘探、井眼垂直吸水、抽油机等）以提高油井产能、减少投入成本、耐用性和安全性等方面，同时适应不同地质环境的需求。

1. 热采技术蒸汽驱动：使用高压干蒸汽注入至油藏，油藏温度升高，粘度降低，从而提高产油能力。

火烧：点火燃烧油藏中的天然气或燃料油，使油藏温度升高，提高产油能力。

电极加热：使用电力作为热源，通过电极在地质层中形成电极中心能量点，使油藏温度升高，同时可减少能源消耗。

2. 配套技术地质勘探：通过地质勘探，了解油藏地质特征，制定采油方案。

井眼垂直吸水：使井下压力降低，提高油井的产能，降低油井工作强度。

抽油机：通过抽油机协调作用，产生负压，将油井液体从油井中抽出，提高油井产能。

稠油热采配套技术对油田产能提高、资源节约、环境保护等方面的效果显著。

1. 提高油田产能稠油热采配套技术通过多种技术配合使用，能够改善油藏的产能，提高油气开采率。

例如，蒸汽驱动可以通过高压干蒸汽注入到油层中，使油藏中的粘度降低，提高原油流动性。

2. 资源节约稠油热采配套技术采用先进的技术手段，使得油井开采更为高效节约，同时减少开采中的能源消耗和工程投资。

3. 环境保护稠油热采配套技术可以通过改善油气开采的方式，减少环境污染和生态影响。

如火烧采油技术可以降低温室气体排放，同时减少燃料油的使用，降低环境污染。

总之，稠油热采配套技术是一个综合性的技术，它的应用能够改善油田产能、提高资源利用率、减少环境污染。

其应用和研发对提高我国油田可采储量、提高油田净收益、保护生态环境等方面具有重要意义。

探讨稠油井开采技术及现场应用

位置；及时监测电流摸索出合理的投加药周期；确保合理的工作参数生产；
设备集输流程安全无隐患。第四类：地层压力低，潜能难以发挥。在现有的井组配套逐步完善的基础上将注采配套率进一步提高。必要时采用新工艺
稠油井具有粘度大、流动性差，井筒输送困难、地面输送困难的特点，管理难度较大，主要表现为：一是部分油井存在光杆缓下的情况：热采井在周期末期随着含水和温度的下降，油井经常出现光杆缓下；在井网不够完善的注水区域，地层能量低、含水低、油稠，油井经常出现光杆缓下。二是部分油井回压过高：稠油重质成分多，流动系数小，在井筒和地面输送过程中，流动摩擦阻力大，流速慢，造成井筒、流程输送困难，采油设备负荷加重。如不及时疏通井筒和地面，将会造成躺井，生产周期缩短。为此一方面对原油粘度大、油井含水低的井应用井筒降粘工艺，另一方面通过地面掺水伴输，降低回压，同时优化生产参数来延长
降粘和提高水驱动用程度，找准水驱方向改变井网控制程度高而水驱效果差的注采矛盾。二是优化工况管理，提高抽油井平均泵效。通过工况测试、工况诊断和工况上图三个环节的工作，每月进行一次功图液面测试，每季进行一次工况分析会，充分发挥工况对生产的指导作用，确保测试率９８％；分析诊断率１００％；工况上图率８０％。应用工况诊断绘图实施分区域管理：合理区：加强日常管理，使油井工况长期保持合理供液不足区：采用油层压裂，

稠油热采井下蒸汽干度测试工艺的研究与应用

(V
2 t
-
V
2 0
)
2S
V
2 1
-
V
2 0
=
2a
其中: C: 两相流流速, m s; G 1: 蒸汽流量, kg s;
f : 管道截面积, m 2; Τ: 汽水两相流比容, m 3 kg; Τ′水:
液相水比容, m 3 kg; Τ″汽: 蒸汽比容, m 3 kg; X : 蒸汽
干度, % ; F: 锤击力, N ; m : 击锤质量, kg; t: 碰撞时
实际干度只能在最佳干度上下变化, 因此, 对于一个注汽井来说, 井筒实际蒸汽干度监测尤为重要.
1 取样器的设计
我们根据克拉玛依油田稠油热采油藏浅、油层薄、注汽压力低等特点, 设计了 KZQ 2I 型井下蒸汽取样器.
111 原理及结构设计
KZQ 2I 型蒸汽取样器如图 1、2 所示, 由四部分构图:
间, s; V 0: 初速度, m s; a: 加速度, m s2; S : 控制套下行行程, m ;
(4) 钢丝强度设计
F 1 = Ρb × A 其中: F 1: 钢丝可承载荷, N ; Ρb: 许用应力, Pa; A : 钢丝截面积, m 2.
113 技术参数设计
根据克拉玛依油田九区、红浅稠油具体情况, 作
容积: 200m l; 取样部位: 井筒任意深度; 关闭方式: m g L.
锤击解锁差压推动式; 外形尺寸: 5 40mm × 1345mm ; 有效关闭行程: 50～ 60mm ; 质量 8194kg.
此外还设计了与此有关的防喷盒、防喷管、击
2 现场试验与分析
锤、脚手架、滑轮等装置.

电磁水循环加热方式在稠油开采中的应用

一
般情况下开井之前首先要预热。由于海上作业
进水管
成本高，作业时效就显得弥足珍贵，而传统的加热工艺在很大程度上浪费了作业时效，增加了海上
作业成本。
ｄ）加热效果欠佳。螺杆泵的加热效果与螺杆泵下深密切相关，加热电缆为螺杆泵泵筒配套设
油杆内循环加热螺杆泵排液技术。
系统可以很好地提高原油温度，降低原油流动阻
保障了测试作业的顺利完成。而电磁加热系统是由高频电磁的作用使电磁力，表１渤海油田某区块Ａ井未进行泵抽排液时线圈里的管壁产生电磁涡流，至使装满淡水的管
ｅｌｅｃｔｒｏｍａｇｎｅｔｉｃｗａｔｅｒｈｅａｔｉｎｇｍｅｔｈｏｄｉｓｐｕｔｆｏｒｗａｒｄｉｎｔｈｉｓｐａｐｅｒ．Ａｓａｒｅｓｕｌｔ，ｓｅｃｕｒｉｔｙｏｆｔｈｅｓｉｔｅ，ｅｎｅｒｙｇ
３结语
ｉｎｇｏｆｃａｂｌｅｏｆｓｃｒｅｗｐｕｍｐｔｈｒｏｕｇｈｔｒａｄｉｔｉｏｎａｌｗａｙｄｕｒｉｎｇｔｈｉｃｋｅｎｅｄｏｉｌｒｅｃｏｖｅｒｙ，ｔｈｅｎｅｗ－ｔｙｐｅｃｙｃｌｉｃ
Ｑｍ，电测解释为油层，物性较好。从本井两次求产数据表（见表１、表２）中可以
看出，在本次测试作业三开井求产期间电机加热电流趋于稳定后（１９Ａ），内磁加热系统开始发挥作用，经过ｌｈ，进口加热温度由１０５￣Ｃ缓慢上升到ｌｌ０￣Ｃ，在进口温度趋于稳定后，循环水出口温度保持在４２￣Ｃ以上。在进口取油样进行原油分析

稠油热采配套技术应用与改善开发效果的措施

稠油热采配套技术应用与改善开发效果的措施稠油热采是一种常见的油田开发技术，特别适用于黏稠原油的开采。

稠油热采过程中存在一些问题，例如热采效率低、能耗大等，为了提高开发效果，需要配套技术应用和改善措施。

本文将讨论稠油热采配套技术应用与改善开发效果的措施。

一、稠油热采配套技术应用1. 微生物采油技术微生物采油技术是一种利用微生物生长代谢产生的酶来改变油藏岩石孔隙结构和油的表面性质，从而使原油排水增多，采油效果提高的一种技术。

在稠油热采中，可以利用微生物采油技术来改善油藏孔隙结构，增加原油的渗透性，提高热采效率。

2. 热采水平井技术热采水平井技术是指在稠油开采过程中，通过水平钻井技术，在油藏中开采出一定的水平井段。

这种技术可以有效提高储量采收率，降低钻井成本，减少地面设备的数量，从而减少对环境的影响。

3. 聚合物驱油技术聚合物驱油技术是一种通过在水中加入适量的聚合物溶液，形成高粘度水，从而改变地层渗透性，提高油井采收率的技术。

在稠油热采中，可以利用聚合物驱油技术改善油藏渗透性，提高采油效果。

二、改善开发效果的措施1. 优化热采工艺流程在稠油热采过程中，可以通过优化热采工艺流程来改善开发效果。

可以在热采过程中适当增加注汽量，提高地层温度，从而提高热采效率；可以采用更先进的注水设备，提高注水效率；可以改善热采设备的维护保养，减少故障，提高生产效率。

2. 加强热采过程监测加强热采过程的监测可以及时发现问题并进行调整，从而提高开发效果。

可以通过定期对热采过程进行参数监测，分析生产数据，发现问题并及时解决，从而提高热采效率。

提高热采人员的技术水平可以提高开发效果。

可以通过加强培训，提高热采人员的技术水平，使其掌握更先进的热采技术和操作方法，从而提高开发效果。

4. 绿色环保开发在稠油热采过程中，需要注重环保，采取绿色开发措施。

可以通过加强环保设备的投入，减少对环境的影响；可以通过采用更环保的清洁能源，减少对大气的污染；可以加强对废水的处理，减少对水资源的消耗，从而实现绿色环保开发。

井下作业试油工艺技术分析-第1篇

井下作业试油工艺技术分析摘要：在开展井下试油工作期间，选择新的试油作业的工艺技术，以此促进试油作业整体效果不断提高，可以在井下试油作业开展的过程中，寻找油气储量，有助于数据资料的提供，还需要强化井下作业的试油工艺技术，本文将对井下作业试油工艺技术进行分析。

关键词：井下作业;试油工艺;技术可以利用井下试油作业的开展，提高油层生产能力和流体性质以及油层特征的信息资料，将其看做是油气藏的关键环节，需要加强重视，同时，需要对井下作业的试油工艺技术进行强化，在第一时间观察油气显示，并且得到油层地质资料，应用试油技术，得到单层数据的资料，帮助油气开采工作效率不断提高。

一、井下作业试油工艺技术分析（一）测试技术的分析就测试技术来说，这是石油井下试油工作中非常重要的环节之一，值得关注，在测试过程当中获得的数据可以给予井下储层一定的信息，促进测试工具研究质量的过程中和在测试流程当中对于测试技术的应用，可以对测试任务进行有效完成，其中，井温的测试仪和井下压力的测试仪都属于当中非常重要的一个部分。

难以测试的地层需要从已有测试经验当中挑选比较适合的时刻开展测试工作，善于紧抓机会对数据进行搜集，进而支撑未未来钻井工作的开展，有助于油气开采作业的稳定进展，在特殊高温和高压测试时，测试设备需要给予针对性地调整，让其可以更好地适应井筒环境，保障最终测试的数据准确性，还要在测试技术中进行更新，已经得到了非常广泛地应用，计算机技术和测试工作的有效结合有助于测试工作直观性以及准确性的提升，推动了油田的进一步发展。

井下试油工作中的测试技术不断进行革新，使得计算机技术和井下试油的作业之间有效地融合，新的测试设备以及设施在一定程度上促进了測试技术准确性不断提高，计算机软件即时分析的处理使得测试作业的整体效率不断提高，具有飞铲更好的效果。

（二）封层技术想要比较好地对分层试油的作业进行完成，就需要分割油层。

一般而言，试油作业开展过程中的分层试油是由下向上开展的，完成一个油层的试油工作之后，还必须开展封堵油层试油的工作，封层技术质量对试油作业的成效产生直接影响。

稠油热采测试技术难题浅析

抽油机井系统效率有了全面的认识。
ｉ一参考文献］
［１］闰存章，李阳．高含水油田改善开发效果技术
文集［Ｍ］．石油工业出版社，２００６．
ห้องสมุดไป่ตู้
收稿日期：２０１３ —０４ —１８
作者简介：范丹，女，工程师，辽河油田钻采院仪表所，从事开发测试技术研究与应用＿Ｔ－作。
产，包括注汽、焖井、防喷和生产四个阶段，开采原理见图１。在开发过程中，需要井下温度、压力、流量、于
度等数据，了解油层纵向动用程度。
１．２蒸汽驱
油热采井下测试目的在于针对不同的热采方式，采用不同的测试工艺，将测试仪器下人井下，对井下温度、压力、流量和原油含水率等参数进行测试，通过测试资料分析解释，为稠油开采方案制定、工艺调
式。不同开发方式，对测试资料的需求也不同。
１．１蒸汽吞吐
石油可采储量２１２亿吨，其中４Ｏ为稠油，主要分布在辽河、新疆克拉玛依及胜利等油区。作为国内最大
的稠油生产基地，辽河油田年稠油产量占总产量的
９６
内蒙古石油化工
２０１３年第１４期
稠油热采测试技术难题浅析
范巳升丹

渤海油田稠油油藏相态特征实验研究

渤海油田稠油油藏相态特征实验研究陈钉钉【摘要】稠油油井数量相对多是渤海油田油藏的一个显著特点,采用PVT实验分析方法,对渤海油田稠油原始井流物、单次脱气、恒质膨胀、原油粘度等特征进行分析实验,并对典型相图进行模拟计算,为渤海油田勘探、开发和生产服务提供科学依据.结果表明渤海油田稠油相态特征具有以下特点:油层埋藏浅、地层压力及温度低;气油比低(4.1～37.7 m 3/m 3);饱和压力低(1.33～14.90 MPa);重质组分含量高(其中C7-组分含量为58.01％～91.80％);密度大(地层原油密度为0.9002～0.9665 g/cm3);粘度高(地层原油粘度为55.37～8024.30 mPa·s).【期刊名称】《录井工程》【年(卷),期】2019(030)001【总页数】5页(P108-112)【关键词】渤海油田;稠油;油藏相态;PVT实验;单次脱气;恒质膨胀;模拟计算【作者】陈钉钉【作者单位】中海油能源发展股份有限公司采办共享中心;中国石油大学(华东)地球科学与技术学院【正文语种】中文【中图分类】TE132.10 引言油藏流体相态的实验研究，对油藏储量计算、油田开发设计、动态分析、油井管理、提高采收率和油藏的数值模拟都有非常重要的意义[1-3]，是认识油藏、管理油藏乃至改造油藏的重要手段。

渤海油田是目前我国海上最大的油田[4-5]，研究油藏流体相态特征，对于高效开发渤海油田具有重要的意义。

渤海油田主要以黑油油藏为主，挥发油油藏和凝析气藏占少数。

渤海油田黑油油藏的原油粘度跨度较大，低粘油、中粘油、高粘油、稠油均有涉及[6-8]，稠油油井数量相对多是渤海油田油藏的一个显著特点。

随着渤海油田的勘探开发，油气当量已经上产3 000×104m3，而在油田勘探开发阶段，油藏流体PVT实验测试数据对油田储量计算、油藏数值模拟等起到重要的作用[9-10]。

为更好地服务于渤海油田勘探、开发和生产，采用油藏流体PVT分析技术，分析渤海油田稠油油藏相态特征。

渤海稠油油藏冷采产能测试技术参数限值研究

渤海稠油油藏冷采产能测试技术参数限值研究
段宇;秦润森;常会江
【期刊名称】《天津科技》
【年(卷),期】2024(51)3
【摘要】通过分析渤海稠油油藏冷采测试数据,结合油藏工程理论公式及油藏数值模拟计算,确定渤海稠油油藏冷采测试黏度参数限值。

在此基础上,利用油田冷采产能测试资料,评价热采产能,形成渤海稠油油藏热采产能评价方法。

研究成果可应用于评价油田是否适合冷采测试和指导油藏合理产能配置,从而节省勘探成本、提升油田开发效益。

【总页数】3页(P8-10)
【作者】段宇;秦润森;常会江
【作者单位】中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院
【正文语种】中文
【中图分类】TE345
【相关文献】
1.渤海稠油油藏出砂冷采工作制度优化模拟实验研究
2.稠油油藏冷采水平井产能影响因素
3.底水稠油油藏水平井生产特征及产能预测研究——以渤海曹妃甸11-1油田为例
4.渤海油田普通稠油冷采测试工艺
5.基于冷采测试资料的稠油油藏产能评价方法研究
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