八面河油田稠油井注采一体化管柱的适应性探讨(谭小林 147队)
浅析八面河油田稠油热采井出砂原因及对策
浅析八面河油田稠油热采井出砂原因及对策
焦小军;曹平
【期刊名称】《江汉石油职工大学学报》
【年(卷),期】2012(025)003
【摘要】对八面河油田近年来的稠油热采井出砂情况统计分析认为,热采后出砂主要受防砂时间及方式、生产参数、热采轮次、出砂史的影响,放喷过程中压力下降快、下泵生产后动液面下降快等是其主要的表现特征。
预防出砂,重点在于实施热采前的防砂处理和热采过程中的产生参数控制。
【总页数】2页(P33-34)
【作者】焦小军;曹平
【作者单位】中国石化胜利油田分公司清河采油厂,山东寿光262714;中国石化胜利油田分公司清河采油厂,山东寿光262714
【正文语种】中文
【中图分类】TE345
【相关文献】
1.八面河油田稠油热采井出砂机理及循环充填防砂工艺 [J], 钱勇;王天奇;王圣晟;方梦莉
2.八面河油田稠油热采井防砂技术 [J], 龙桂英
3.稠油热采井注汽及油层出砂对套管的影响 [J], 姜泽菊;安申法;赵延茹;翟勇;于彦;周化彬
4.海上稠油热采井出砂临界生产压差研究 [J], 刘海龙;张磊;袁伟伟;窦蓬;董平华
5.河南油田稠油热采井出砂现状分析及防治对策 [J], 宋俊玲;黄春兰;李德儒;院文庆;刘军红
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八面河油田水平井完井方式适应性分析
八面河油田水平井完井方式适应性分析摘要：水平井技术已成为八面河油田新区高效调整、老区挖潜提高采收率的重要手段。
本文通过对八面河油田不同油藏和工艺特点的水平井完井方式适应性进行评价和优选，重点开展完井方式与复杂小断块、整装及稠油这三类油藏的适应性研究，完井方式与防砂、热采、压裂工艺的适应性研究，优选出适用于不同油藏类型水平井的最佳完井模式，对于提高八面河水平井开发效果具有十分重要的现实意义，为下步水平井完井方式的选择提供了参考。
关键词：八面河油田水平井完井方式适应性近年来，八面河油田水平井已从先导试验阶段逐步进入规模推广阶段，水平井的部署和开采方式也向多样化发展，由新区单水平井部署发展到整体水平井群部署，进而到老区直井井间加密、层间调整，水平井技术已成为八面河油田东西区薄层和薄互层稠油热采，北区、广北区挖掘小断块高部位剩余油和细分小层，南区挖掘厚韵律层顶部和增大油层泄油面积的重要手段。
对于不同油藏类型的水平井，其完井方式将对后期的产能建设、举升方式、防砂效果、作业措施、稳油控水等产生重要的影响[1]，因此，开展不同油藏类型水平井完井的分析和评价，具有十分重要的现实意义。
1 八面河油田水平井完井技术现状八面河油田水平井以筛管、射孔2种完井方式为主，其中筛管完井占45.6%，射孔完井占54.4%。
在筛管完井方面，创新集成了筛管顶部注水泥、免钻塞、管外逆向充填、酸洗一体化等多项工艺，形成了较为完善的水平井裸眼防砂完井一体化技术。
在射孔完井方面，除了常规不防砂固井射孔和固井射孔+挂滤砂管这两种完井方式外，近两年还推广应用了水平井精密筛管逆向充填防砂和地层预充填+环空逆向充填防砂技术。
1.1筛管顶部不钻塞注水泥防砂完井采用无内管方式注水泥，固井完毕后，起出注水泥管柱，不需要钻塞工序，井眼内通径保持一致，可解决钻塞时对油层产生的二次污染及其它风险，节省完井费用和时间，并且可以直接进行后续的各种工艺措施[2]。
八面河地区松软地层固井工艺技术
八面河地区松软地层固井工艺技术文／田常铭（湖北潜江中国石油化工集团公司江汉石油管理局钻井一公司）【摘要】：八面河地区属浅井施工，地层松软，稳定性差。
为此，开发应用了具有地域特色的低压高孔高渗松软地层固井、热采井预应力固井、大斜度井水平井筛管完井固井等固井工艺技术系列。
介绍了主要固井工艺技术的应用，指出了存在的主要问题，提出了改进建议。
【关键词】：固井技术浅井热采井水平井八面河地区一，地质特点和钻井情况1、地质特点自上而下分别为第四系平原组，上第三系明化镇组、馆陶组，下第三系沙河街组，主要油气层段为沙河街组。
平原组钻厚200～300m，主要为黄色粘土，疏松不成岩，极易垮塌。
明化镇组钻厚300-450m，主要为棕色泥岩，吸水性强，易造浆，易垮塌。
馆陶组地层钻厚180～350m，主要为灰白色砂、砾岩和流沙层夹棕色、灰色泥岩，易扩径、易垮塌、易漏失。
沙河街组地层岩性主要为中一厚层砂岩、泥岩，砂层孔渗大，疏松，易漏、易扩径，并且局部地区由于高压注水易溢流；地层压力系数小于1．O；渗透率22. 4—2378×10 -3 um2；孔隙度22．O～37 0%：地层水总矿化度11152—90886mg／1；地温梯度3℃左右。
局部地区因长期注水形成高压，钻井过程中出油出砂严重。
2、钻井情况(1)、井身结构钻头程序：中444. 5mm×200m±；中241. 3mmX井底(1200～1500 m)。
套管程序：中339. 7mm×200m±，封平原组上中部；中177. 8mm×井底(1200～1500 m)。
(2)、钻（完）井液体系直井及常规定向井（最大井斜<350）使用聚合物屏蔽暂堵完井液，大斜度井水平井使用聚合物乳化屏蔽暂堵完井液。
(3)、井眼质量常规定向井采用直一增一稳三段制剖面，大斜度井水平井采用直一增一稳一增一直五段制剖面。
定向点多选择在500- 700m 的明化镇组、馆陶组地层。
八面河油田稠油热采现状及发展方向
１ Ｏ ０ ０． ０ ８ ｆ ０ Ｉ６ ０ ４ｏ
根据不 同的沉积环境 ，结合八面河油 田渗透率与有效厚度划分标 准 ，将东西区稠油划分为三种不同的油藏类型 。
东西 区油 藏类 型划 分 区块 层系 沉 积类 型 平 均犀 度 平 均渗 透率
资料来看 ， 减幅度较 第二轮有所加大 （ 递 见图３ ）。
（ ） 中渗薄 层油藏 。沉积环境主要为滨浅湖滩 坝。动用储 量约 ２
８ ４ × １ ４， ５ ０ｔ
占热采开发稠油储量的３ ％。 ４ （ ） 中渗 薄互层 油藏。沉积环境为滨浅湖滩坝 。代表油藏 为面 ３
１０ ２ 区沙四段 。是八面河油 田热 采开发难度最 大的油藏类型 。动用储 量约８ ５ １ ９ × ０ ，占热采开发稠油储量的３ ％。 ｔ ５ 总体来看 ，三种类型油藏 储量各 占１３ ／。
１ —３ Ｘ ｓ ｍ ２ ０ Ｉ ／
丑
篓００ ． ２
０． ００
０
－
面１８ ３ 区沙三上５ 砂组 水 下分 流河 道
７８
１６ ３０
高渗厚层 面１ ｇ ２ 沙三中 砂组 水下分流河道 ０ ３
面１１ 沙三中 砂组 ２区 ｆ ｉ 远砂 坝 席状砂
７ ４
图 ）
全 年 热 采 １５ 次 ，比 去 年增 加 ｌ井 次 ；核 实热 采产 油 ７ × ０井 ７ ． ４ １ ： ０ ０ ０ ，ｌ ２ １ 年上升约 ｌＯ ｔ ｔ ￣ ， Ｏ Ｏ ，阶段油汽比和平均单井产油 与去年 比均 略 有下降 。ｌ ５ Ｏ 井次 中，两轮和两轮 以上的 多轮次井 占大约３ ％。从 ０ 各类 油藏热 采情 况来看 ，高渗厚层仍 然保持了较好的热采效果 ，阶段 油 汽ｔ ｏ ７ Ｌ ． ；中渗 薄互层热采效 果最差 ，阶段 油汽比仅为ｏ １ ５ ． 。三类 ２ 油藏 与去年同期 比较 ，由于２ ｌ 年增加的热 采井次主要为条件较差的 Ｏ１ 薄层和薄互层 ，有效期产 油及油汽 比均有所下降 。 ２１ 高渗厚层油藏 多轮次热采效果 ． ２ ｌ 年高 渗厚层 共热 采２ 井次 ，其 中多轮次 井 占２ 井 次 ，多 轮 Ｏ １ ４ ０ 次热 采 目前主要 集 中在 高渗厚层 。通过对 近年来 多轮次 资料的统 计 分 析 ，结 合２ ｌ年 的热 采 工作 ，高渗厚 层 多轮 次 热 采表 现 以下特 Ｏ１
八面河油田油井节能工作的实践与效果
从 而造 成举 升 及 其 配 套 系 统 能 耗 较 高 。稠 油 井 生 产 时 抽 油杆 摩擦 阻 力 大 ， 杆 下 行 困难 ， 井 具 有 低 冲 次 、 光 油 低
液 量 、 泵效 的 特 点 ， 得 油 井 举 升 比较 困 难 。低 冲 次 低 使
由 于普 通 游 梁 式 抽 油 机 减 速 比仅 为 ３ ． ３ 在 装 配 １７， 普 通 电机 的情 况 下 ， 最 小 冲 次仅 能 达 到 （ ～４ 次／ ｎ 其 ３ ） ｍｉ，
不 能 适 应 稠 油 区块 （～ ２ 次／ ｉ １ ） ｍ ｎ的低 冲次 生 产 要 求 ， 只
能 借 助 调 速 电机 进 行 冲 次 补 偿 而 获 得 低 冲 次 ， 而 造 成 从
较 高 的无 功 能耗 。为有 效 应 对 稠油 区块 油 井 的高 能 耗 问
题 ， 面 河 油 田近 年 逐 步引 进 了低 冲 次游 梁 式抽 油 机 ， 八 该
的 特 点 又 使 机 采 系 统 ， 别 是 普 通 游 梁 抽 油 机 采 油 系统 特
处 于 远 低 于 合 理 参 数 的 高 能 耗 环 境 下 运 转 。２ １ ０ ０年 ， 稠 油 区 块 机 采 系 统 效 率 仅 为 ６ ， 均 单 井 日 耗 电 量 ％ 平 ２ ６度 ， 高 于 油 田 平 均 水 平 。另 外 ， 着 稠 油 区 块 油 １ 远 随 井 逐 年 增 加 ， 然 带 来 油 田 油 井 构 成 和 能 耗 结 构 的 变 必
效 井 仍有 １ ７口 ， ５ 具有 较 大 的 降耗 增 效 潜 力 。 １ ３ 机 采 设备 整体 利用 率 低 ．
中开 井 １０ １６口， 表 油 井 ６５口， 表 率 为 ５ ． ， 均 装 ５ 装 ９２ 平
八面河油田浅层定向井钻井液适应性分析
（ 江汉石 油 管理 局钻 井公 司 ） 摘 要 本 文介 绍 了八 面 河油 田浅层 定 向 井钻 井ｇ ｃ 特征 ， ｇｒ ＿ 浅层 定 向井钻 井液 施 工 工 艺。对
浅层定向井钻井液的抑制性、 防塌性、 润滑性、 流变性、 悬浮携带Ｊ 进行 了分析及评价 。 关 键 词 浅层 定 向 抑 制 防塌 润滑 悬浮携 带 流 变
层 易造浆 ， 整个 井段 易扩 径 ， 径 点 （ ） 少 见 （ 缩 段 很 见
表 １表 ２ 。 、 ）
１ ２ 地层 敏感 性 ．
（ ） ２ １３ ｍ钻 头 ＋ ２ ８ ｍＳ Ｂ ￣１８ ８ ｍ ２ ｄ ４ ．ｍ ｐ ￣ ３ｍ Ｔ ＋ ５ ． ｍ 短 Ｄ ２～３ ＋￣ ３ ｍ Ｔ 中１ ８ ８ Ｎ Ｃ（ Ｃ（ ｍ） ｄ２ ８ ｍＳ Ｂ＋ ５ ． ｍｍ ＭＤ １
第２ ０卷
第１ 期
江
汉
石
油
科
技
Ｖｏ ． ０ Ｎｏ １ １２ ．
Ｍ ａ ． ０１ ｒ２ ０
２１ ０ ０年 ３月
ＪＡＮＧＨＡＮ Ｅ ＲＯＬ Ｉ ＰＴ ＥＵＭ Ｃ Ｅ Ｅ ＡＮＤ Ｔ ＨＮＯＬ ＧＹ Ｓ Ｉ ＮＣ ＥＣ Ｏ
八 面 河 油 田浅 层 定 向 井钻 井 液 适应 性 分 析
—
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ间。
卡。如何确保浅层定 向井 的顺利施工 ， 是浅层定 向 井 钻井液 工作 的重难 点 。本 文结 合八 面河 油 田地 质 特 征 ， 层定 向井钻 井施 工 特点 ， 浅 对浅 层定 向井 钻井 液 适应 性进行 分析 与评 价 。
２ 浅 层 定 向井 钻 井 施 工 特 征
・
３ ６・
江
汉
石
江汉油田八面河油区复杂井修井技术探讨
在套管破损位置 下人小套管 ． 进行二次 固井 ． 射孔后恢复生 产的 工艺技术。 它适用于深部套管错断井 ， 可 以对套管进行彻底修 复。 其缺 点是小套管 直径 比常规套管尺 寸小 ． 无配套 修井工具 ． 不利 于后期作 业和采油 队维护 （ １ ） 改 变了套管连 接方式 ， 将５ １ ／ ２ ” 套管 节箍割除 ， 采取 双级梯形 扣连接 ． 用专用 吊卡进行施工 。 （ ２ ） 在 小套管外 径焊 了一圈钢 筋 ， 问距 ５ ｏ ０ ｍｍ， 一方 面保证 小套 管居 中 ． 另一方面固井过程 中水泥浆沿着 钢筋循环上返 ． 水 泥浆均匀 分布在小套管周 围． 保证 固井质量 （ ３ ） 改变小套管结构 ： 常规小套管管柱结构 由下至上分别是 导锥＋ 小套管＋ 套管悬 挂器＋ 油管＋ 油管短节＋ 悬 挂器 。为此 ． 我们先在套管下 ２ 化 学 堵 漏 技 术 部进行 打塞 ． 使小套管直接座 在水泥塞上 ． 将小套管结构 由下至上改 化学堵漏 是在炮眼或漏 点内挤入封堵 剂 ． 形成 高抗 渗 、 抗 压封堵 为导锥＋ 小套管 ＋ 丢手接头＋ 油管＋ 油管短节＋ 悬挂器 层， 防止地层 出砂 、 出水 ． 保证油水井正 常生产 。由于八 面河 油 田地层 ４ 复杂井身结构井作业 物性复杂 ． 井筒技术状况恶化 ， 极大地增加 了封堵难度 。 ２ ． １ 卡堵与化学封堵结合堵漏技术 八 面河 油田复杂结构井包 括小套管井 、 大斜度井 、 水平 井及套管 部 分井漏 点较多 ， 漏点 间吸水差异 大 ， 少 量漏点 试挤压 力高 ， 无 缩径井 。其 中套管缩径井分为 ４ 种情况 ： 法 化学封 堵 针对 这种 情况 我们 运用 卡堵 与化 学封堵 结合 堵漏 技 （ １ ） 套管严重缩径 ， 大于 ｌ Ｏ ｍ ｍ， 同时存在套管漏失 、 卷边等情况 ： 术。 （ ２ ） 套管轻微变形 ， 小于 ｌ Ｏ ｍ ｍ， 不存在套管漏失 、 卷边等情况。由 ２ ． ２ 分层封堵技术 于磨铣 无进尺 ． 或担心磨铣 时进一步损坏套 管 ． 因而未恢 复套管 内通 该技术 的难 点是常规封 隔器无法反洗井 、 水 泥浆易 卡封隔器。针 径 的井 ： 对这种情况我们研制 了 Ｚ Ｑ Ｍ Ｘ封 隔器 ． 可以带压反洗井 。研制了喷注 （ ３ ） 套 管破损后 进行封 堵 ． 为了支撑井 壁 ． 井 筒 内留有部分 水泥 工具 ， 将径 向流动改 为旋转 流动 ， 防止水泥浆 卡管柱 。 环． 导致套管缩径 ： ３ 套 损 井修 复技 术
水平井均匀酸化管柱在八面河油田的研究与应用
降， ａｐ ＭＰ ； 为流体密度 ，ｇｍ 。 ｋ／ ３
如图 １ 所示 。酸液首先 由垂直井 筒进 入水平布 酸管柱 ， 然后通过分酸短 节的泄流孔进入油套环空 内， 在环空压 力驱动下进入储层 。分酸短节实现酸液沿水平井段均匀 分布的关键 ， 是各分酸短节 的泄流孔孔径按 流量分配均 衡原则分级变化 。因此 ， 分酸短节 的泄流孔孑 径设计是 Ｌ
实现水平井均匀酸化的关键 。
面清洗 ， 对筛管外 的泥饼也难 于全 面有效 地清除 。水平 井常用的酸化管柱 与直井用 的酸化管柱相 同 ， 既将光油 管下入油层 中部 ， 酸液通过管柱未端 的出 口对生 产井段 进行酸浸或挤酸处理 。但在水平井 的酸化处理过程中仅 有少量酸液到达井筒端部 ， 不能实现全井段的均匀酸化 。 要提高水平的酸化处理效果 ， 首先 必须根据 水平井 的特点优化酸液配方 ， 其次 ， 必须根据在全井段均匀分配 酸化液的原则 ， 对酸化管柱进行优化设计 ， 使之适应均匀 酸化水平井段的要求 。
节 的泄流面积为 ：
Ａ ： —— （） ５
２２ 管柱压降模型 ．
酸液在注酸 管柱 内的总压降 由管 壁摩擦 引起 的管
壁摩擦压降、 径向出流 引起 的加速压 降和孔 眼粗糙 度引 起的孑 眼粗糙度压降组成 。任选一个孔眼段作为研究对 Ｌ 象， 该段 的总压降为：
△ ＝ Ａ胁 ＋ △ ＋ ＡＰ ｐ （） １
八面河 油 田水平井 主要 以套 管射 孔和裸 眼 滤砂管 完井为主 ， 完井后为 了恢 复油井产能 ， 需要采用酸化工艺 清除泥浆对井筒周 围地层 的污染 。由于水平井生产井段 的长度 比直井长几 十倍甚 至上百倍 ， 且存在一定 的不均
八面河油田油井计量技术浅析
量 流 量计 受安 装 、 蜡 和 气 体 含 量 等 因 素 的 影 响 较 大 ， 结 计 量 精度 相 当不 稳定 ； 三相分离 计 量装 置 适 用 于 高含 水 期 和
特 高 含水 期 的油 井 计 量 ， 是存 在 所 需 的 设 备 和 仪 表 多 、 但
强 ， 务 能 力 差 的现 象 ， 仪 表计 量 的 重 视 程 度 不 够 ， 业 对 仪
表 管理 不 规 范 。
２没 有 专 门的计 量 仪 表 管 理 系 统 ， 层 单 位 仪 表 管 ） 基 理人 员 工 作 经 常没 有 头 绪 ， 作 目的性 、 工 目标 性 不 强 。 目
上 ， 合 调 研数 据 ， 结 总结 分 析 油 田计 量 新 技 术 的 发 展趋 势
２ 八面 河 油 田油井 计 量技 术应 用 中存在 的 问题
１计 量 器 具 分 布 范 围 广 ， 量 大 ， 类 繁 多 ， 致 仪 ） 数 种 导 表 计量 室 分 管 部 位 较 多 ， 计 量 仪 表 的 定 期 校 验 完 成 率 对
须 解决 玻 璃 管 液 位 计 计 量 分 离 器 的 不 适 应 性 问题 ， 以提 高 油 田计 量 准 确 性 。针 对 常 规 计 量 方 式 的 不 足 ， 面河 八
油 田从 新 的计 量 方 式 人 手 ， 油井 产 液量 计 量 进 行 了改 对
进， 目前 主要 采 用 示 功 图远 传 计 量技 术 结 合“ 离 器 ＋磁 分 浮 子” 称 重 式 油井 计 量 器 量 油方 式 加 以 改进 。多种 计 量 、 技 术进 入 油 田现 场 应 用 后 ， 现 在 已 有 １ 种 ， 到 １ 到 １ 占 ３
八面河面120油田稠油集输工艺研究及应用
图 １ 油水 比为 ８ ：０粘度 曲线 Ｏ２
根据实验，Ｏ一 加药浓度为 ０３ Ｔ ２ ．％时降粘率 可达 ９ ．％， ９４ 为进一步降低使用浓度 ， 在掺水比例、 温度和搅拌方式不变的情况下 ， 探索最低使用浓度。 实验结 果见下表 １ 。 从上表数据可 以看出， 在其它条件不变下 ， Ｏ Ｔ ２的极限最低浓度为 ０ ０ ％。低于此浓度 ， ．３ 乳状 液稳定 时间短且有反相倾 向。
备注
掺方案 ， 一方 面节省投资近 １０万元 ， ５ 另一方面 ， 由 于地热水温度较高， 节省燃气量 ４ ／ 。 ０ ｈ
３ 工艺配套设施研 究
注 ： 转子 。 ４ ’ 转速 ２ ２ ０ ｒｎ ０— ０ ｒａ ／ｉ
３ １ 煤 气混烧 加热炉 ．
３ １ １ 确 定研 制基础 ．．
一
圈 ２ 油水 比为 ７ ：Ｏ粘度 曲线 Ｏ３
表 １ 不同浓度下稠油乳状液的降粘效果
圈 ３ 油水 比为 ６ ： ｏ４ ０粘度 曲线
从 上面试验 结果 可 以看 出 ： 当浓度 为 ００％ ， ．５
注 ： ５℃ ， 转子 ， ２ Ｒ Ｍ， 比５５ 油温 ５ ４ 。 转速 ０ Ｐ 油水 ：
作者简介
杨芳 圃， ， ８ 女 １ ４年毕业于石油大学 （ ９ 山东）
１２ 掺 水量 ．
石油储运专业 ， 现任技术质量部 主任 ， 高级工程 师。获总公
司科技进步成果三等 奖 ２项 ， 优秀设计奖 １ 。 项
根据前面试验，Ｏ一 在其使用浓度为 ０ ０％ Ｔ ２ ．５
江
汉
石
油
科
技
第１ ６卷
（ 平均 ０ ９６ 、 ．７ ） 高含 沙 （ 防 沙效 果决 定 ０ Ｏ 视 ． １—０ ． ２ 、 凝 （０Ｃ ％）低 １￣左右 ）低 油气 比（ ５ ３ｔ、 、 Ｏ一 ｍ／） 低产
八面河油田稠油热采过程油层保护技术研究
西 区平 均含 量 １ ． ％ ， 区平 均 含 量 ６ ２ 。 ０４ 东 ．
ｌ 稠 油热 采过 程 储 层伤 害 因素 分析
１１ 储层伤害因素分析 ． １ １１ 外来流体损害 ．． 外来流体与地 层不 配伍 所造成 的 伤害。外来 流体
１ １３ 温度变化对油层损害 ．．
稠油 区块原油粘 度高 ， 粘度 与温度 呈负相 关， 温度 每升高 １ ￣ 原油粘度就下降近一半 。注汽后起隔热管 ０ Ｃ，
下泵 过 程 中温 度 短 期 内下 降 幅 度 较 大 ， 而 原 油 粘 度 迅 进
有其共性都胶结疏松 ， 孔隙大 ， 吼道小 ， 天然能量不足， 储
江 汉 石 油 职 工 大 学 学 报
２１ 年 Ｏ ０１ ９月
Ｊｕｎｌ ｆ ｉ ｇ ａ ｅ ｏｅｍ ｎ ｅｓｙ ｆ ｔ ｆ ｎ ｒｅ ｏｒａ ｏ Ｊ ｎｈｎＰ ｔ ｌ Ｕ ｉ ｒ ｔ ｏ ａ ｄＷｏｋｒ ａ ｒ ｕ ｖ ｉ Ｓ ｆａ ｓ
第 ２卷 ４
第５ 期
八 面 河 油 田稠 油 热 采过 程 油 层 保 护 技 术 研 究
表 １ 八 面 河油 田稠 油 区块 的 油藏 地 质 特 征
东、 西稠油区的油藏地质特征虽有相近之处 ， 但也存
在较大的差别 。东 区属普通 稠油Ⅱ ， 类 储层 主要是含 粉 砂细砂岩 ， 胶结类型以接触 、 隙、 孔 孔隙一薄膜为主 ， 胶结 疏松。西区属普通稠油Ⅱ ， 类 储层 以含泥质细砂 岩、 灰质 细砂岩和粉砂质 细砂岩 为主 ， 次有细砂质 粉砂岩 等。 其 特别是沙 四段 ， 为薄互层 ， 夹层发育 。但两大稠油 区块均
频繁的改变生产压差 、 剧烈 的压力激 动等也将对 油
论文：八面河油田螺杆泵稠油携砂冷采工艺的探讨
八面河油田螺杆泵稠油携砂冷采工艺的探讨郝轶熊鸿翔刘帅工艺研究所摘要：八面河油田稠油区块具有地层埋藏浅、油层胶结疏松、出砂严重以及油稠等的特点。
对该油藏区块上实施携砂采油的地质条件进行了可行性分析，并对“面120-35-斜5井”实施了携砂冷采工艺，从实验结构分析得出了工艺认识。
该研究表明，该工艺可以解决了地层出砂、排砂的难题，避免了多次防砂导致油井产量下降而不能正常生产的问题，使难动用储量得以成功开发。
但在研究实施过程中也发现了此配套工艺方法的一些局限性，提出了相应的改进建议及措施，以便更充分发掘该技术的作用。
关键词：螺杆泵稠油携砂冷采目前八面河油田稠油区块主要实施热采开发，但热采工艺存在单井投入大，投资风险高，工艺复杂的缺陷。
而且经过多轮次热采后，热采效果逐轮次下降。
稠油区块有相当多的井由于井况、高含水和储层物性差等原因导致热采潜力小，这些井必须进行冷采开发。
为了降低采油成本,提高稠油开采经济效益, 20世纪 90年代,加拿大的一些小石油公司率先开展了稠油出砂冷采的工艺试验。
其主要做法是不注蒸汽,也不采取防砂措施,射孔后直接进行生产,矿场上取得了令人意想不到的效果, “携砂冷采”这一概念正是在这种情况下建立起来的。
经过十几年,特别是近几年的攻关研究，“出砂冷采”技术已进入现场实施阶段,并逐渐进行商业化开采。
本文通过在八面河油田稠油区块地质特性分析，并结合“面120-35-斜5井”实施的4次螺杆泵携砂冷采工艺实验的理论与实际分析，对该工艺在八面河稠油区块实施该工艺的可行性进行了初步的探讨与研究。
一、八面河油田稠油出砂冷采适应性分析出砂冷采技术不采取防砂措施，通过诱导非胶结砂岩稠油油藏的地层大量出砂和形成泡沫油而获得高产油流，具有产油量高和开采成本低的特点。
八面河稠油油藏具有稠油携砂冷采的特点：(1)油层疏松、胶结程度低，且泥质含量较低(低于20％)。
粒度中值小于2mm。
油藏有利于大量出砂，从而能改善流动环境；(2)油层埋深在1000m左右(300～800 m为最佳)，油层压力大，油层胶结疏松，又具有较高的地层能量；(3)油层厚度较厚。
化学预处理地层技术在八面河油田稠油区块的运用
通过室内实验和现场试验，形成了一整套适合八面河油田稠油区块的化学预处理地层配套 工艺技术，包括预处理剂筛选、注入方式优化、焖井时间确定等。
解决开发难题
化学预处理地层技术的应用，有效解决了八面河油田稠油区块开发过程中遇到的难题，如 注汽压力高、注汽效果差、采油速度低等。
对未来研究的建议与展望
加强生产管理
加强油井日常生产管理，及时发现和 解决生产中的问题，确保油井正常生 产。
04
CATALOGUE
化学预处理地层技术在八面河油田稠油区 块的应用
应用方案设计
稠油区块特性分析
针对八面河油田稠油区块的油藏特性、原油 性质及开发条件进行详细分析。
注入方案设计
确定注入方式（连续注入、间歇注入等）、 注入量、注入速度等关键参数。
在应用化学预处理地层技术时 ，应加强现场监测与评估工作 ，及时掌握注汽和采油动态， 确保技术应用效果。
探索与其他技术联合应用
可以探索化学预处理地层技术 与其他稠油开采技术的联合应 用，如与蒸汽吞吐、蒸汽驱等 技术的结合，以进一步提高稠 油开发效果。
THANKS
感谢观看
实施效果
根据现场数据和评估方法，对实施效果进行 客观评价。
经济效益分析
对化学预处理地层技术的经济效益进行分析 ，包括投资成本、增产效益等。
存在问题及改进措施
存在问题
原因分析
分析实施过程中出现的问题，如注入压力 高、注入效果不均等。
针对存在问题进行深入分析，找出问题产 生的原因。
改进措施
后续研究方向
引言
背景与目的
01
02
03
提高采收率
针对八面河油田稠油区块 的开发难题，通过化学预 处理地层技术，改善油藏 物性，提高原油采收率。
浅论八面河油田集输油管线的选材
浅论八面河油田集输油管线的选材
蔡勇勤
【期刊名称】《江汉石油职工大学学报》
【年(卷),期】2010(023)004
【摘要】输油管线的选材对油气集输起着至关重要的作用.由于八面河油田地下、地面情况的特殊性和复杂性,加之目前对输油管线的选材尚无统一的定性认识,一定程度上造成输油管线在投入使用过程中腐蚀穿孔现象严重,使用寿命趋短,给物资供应部门的采购工作带来极大压力.通过对不同厂家输油管线在八面河油田投入使用过程中的阐述,分析了输油管线产生腐蚀、穿孔现象的原因,制定正确的输油管线选材方案,提高输油管线使用效率,为领导决策提供依据.
【总页数】3页(P94-96)
【作者】蔡勇勤
【作者单位】中国石化胜利油田分公司清河采油厂,山东,寿光,262714
【正文语种】中文
【中图分类】TB3
【相关文献】
1.单螺杆泵在八面河油田集输系统的运用 [J], 代创辉;王波;陈赋华
2.八面河油田稠油掺水降粘集输技术 [J], 龚秋红;王洪松;孙祥;俞徐林;王克文;谢成杰
3.秘鲁集输油管线敷设技术 [J], 高希峰
4.浅埋集输油管线拟稳态温度场及热工计算 [J], 李南生;李洪升;丁德文
5.海底输油管线牺牲阳极用Al合金的选材研究 [J], 李异;李永广;李建三
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八面河油田采油设备节能技术实践与探索
八面河油田采油设备节能技术实践与探索摘要：采油设备是石油企业的主要生产设备，能耗一般占油田总用电量的65%以上，其运行经济性直接影响到油田生产成本和企业的进步发展，历代油田的生产经营和工艺设备的管理者对采油设备的使用和管理都非常重视，也从来没有停止过对采油设备节能新技术的探索和推广。
八面河油田自开发以来已经生产经营三十多年，采油设备从上世纪八十年代的成熟技术到新时代飞速发展的自动化和信息化，成为各种技术承前启后，更新迭代的舞台。
本文就八面河油田采油设备在节能技术应用方面的实践成果、经验得失以及对未来发展的探索作阶段性论述。
关键词：八面河油田；采油设备；节能技术；实践与探索八面河油田目前有采油生产设备1538台，其中抽油机1530台，占99.5%；螺杆泵5台；电潜泵3台。
总装机容量约34兆瓦，2017年耗电量7100多万度，约占生产总电量的２/３。
平均功率因数为0.64，平均系统效率为22.6%。
抽油机设备中，游梁式抽油机1484台，占97%，皮带式抽油机（链条换向）41台，液压抽油机2台，变频调速电机换向皮带式抽油机（试用）3台。
下面的节能技术分析以抽油机为主要研究对象。
一、抽油机存在的主要问题1、结构型式单一八面河油田现有游梁式抽油机1484台，占抽油机总量的97%。
游梁式抽油机以其结构简单、性能可靠、安装操作维修方便、抗风险能力强等优点在近百年的历史上长期独占主角，在人们的心目中根深蒂固。
但在倡导绿色环保、低碳节能、高效智能的新时代则略显老旧和笨拙，效率低、能耗高、保养周期短和参数调整费工费时等缺点逐渐暴露出来。
2、配套电机“大马拉小车”抽油机的最大生产特点就是带负载启动，尤其是应用最多的曲柄平衡游梁式抽油机。
为了满足启动电流大的需要，以及应对负载变化范围大的工况，一般都选用容量为运行功率２－３倍的配套电机，因此实际运行功率因数低、效率低，能源浪费大，是最典型的“大马拉小车”。
3、电机特性不匹配抽油机的配套电机多选用普通异步电机，存在转速高、扭矩小、启动电流大的缺点，与抽油机的低冲次、大负载和交变性载荷特点极不相配，导致运行效率低下。
八面河油田螺杆泵抽油井工况分析
八面河油田螺杆泵抽油井工况分析摘要】八面河油田油井地处渤海滩涂，目前有各类螺杆泵抽油井36口，螺杆泵抽油井的日常管理成为采油管理的重点工作之一。
如何更好的对该类举升工艺存在的问题进行系统的分析，提高管理水平。
为此，我们对油田螺杆泵躺井、低效的原因进行了诸多方面的分析。
力图建立起适合我油田螺杆泵井生产的工况分类标准，便于系统分析、分类治理，以求满足我油田的螺杆泵管理水平的需要。
【主题词】螺杆泵定子故障断脱目前全厂有地面驱动螺杆泵抽油井29口，占总井数的16.02％，占全厂螺杆泵总井数的36.71％，开井22口，占全厂螺杆泵开井数的34.92％。
螺杆泵举升工艺在厂里主要应用于高粘稠油、供液相对较差的油井，日液279吨、日油75吨、平均含水73％。
目前螺杆泵井的生产工况诊断主要依靠产量、动液面和电流等参数进行经验分析，一些专用的光杆扭矩、轴向力载荷测量装置的应用还未普及，系统诊断的理论研究比较缺乏，主要存在以下几个问题：一、缺少对系统工况的明确定义；二、缺少对系统工况的定量描述；三、缺乏对举升系统的整体评价；因此急需建立螺杆泵井系统诊断模型，运用系统诊断软件对螺杆泵井运行工况进行分析。
1 螺杆泵井生产工况分析常用数据和资料螺杆泵抽油井生产工况分析同抽油机生产分析类似，也需要一些必须的数据资料。
常用的分析资料如下：日常生产数据资料：日产液量、日产油量、含水、气油比、回压、套压、井口温度等；产出液物性资料：含砂量、含蜡量、凝固点；管柱等资料：管柱图、工作制度、泵效、泵挂深度、动液面、沉没度（流压）、静液面（静压）；日常管理资料：电流、转速、（扭矩）、（轴向力）、作业监督描述资料；井组相关资料：对应的注水井配注量、实际注水量、调配动态变化等数据资料。
2 螺杆泵井生产工况分类目前，螺杆泵井日常生产工况分析最直接的常用参数有6个，即：产液量、动液面、工作电流、转速、扭矩和轴向力。
其中：产液量代表了生产参数；动液面则是表征产液量和地层供液关系的参数；电流、转速、扭矩和轴向力则是抽油设备的工作参数。
用科学发展观铸造八面河油田稠油开采管理品牌
用科学发展观铸造八面河油田稠油开采管理品牌邓森林【摘要】中国石化胜利油田分公司清河采油厂在稠油开采管理中存在稠油开采不同的地质条件要求采取不同的技术措施、结构性安全隐患排除困难、热采设备运行成本高、人员素质与生产需要不相适应等困难.但该厂用科学发展观指导稠油开采管理,铸造了八面河稠油开采管理品牌.在稠油开采管理中,用“数量维”诠释“发展度”,始终保持稠油产量的理性增长；用“质量维”诠释“协调度”,全力提高稠油产量增长的内在质量,保持多维的协调一致性；用“时间维”诠释“持续度”,始终保持稠油生产“发展度”、“协调度”的长期合理性,不懈追求完满.【期刊名称】《江汉石油职工大学学报》【年(卷),期】2012(025)006【总页数】4页(P96-99)【关键词】稠油开采;管理品牌;科学发展观【作者】邓森林【作者单位】中国石化胜利油田分公司清河采油厂,山东寿光262714【正文语种】中文【中图分类】TE34在学习和实践科学发展观活动中，笔者结合中国石化胜利油田分公司清河采油厂党委安排的联系点现状以及“带着问题下去，形成思路上来”的要求，对八面河稠油开采状况进行了调研与分析，力图用科学发展观指导稠油开采管理，从而铸造八面河稠油开采管理品牌。
1 八面河油田稠油资源及生产状况稠油在世界油气资源中占有较大的比例，与常规原油可采储量基本相当。
八面河油田探明稠油地质储量约为4 392万吨，动用2 433万吨，动用率为55.4%。
稠油区块主要包括 M22、M37、M120、M138四个区块，稠油剩余可采储量318.3万吨，占八面河油田剩余可采储量的36.5%。
截止2008年12月底，八面河油田共进行稠油热采200井次。
M22、M37、M120、M138稠油区块共有油井271口，开井243口，开井率90%，生产时率98.8%，平均泵效37%，检泵周期839天，免修期619天。
日产液量1 453 t，日产油量418 t。
八面河油田近年注水开发工作的实践与认识
八面河油田近年注水开发工作的实践与认识邱西【摘要】八面河油田油藏类型多样,开发方式多样,其中注水开发储量占全油田动用储量的61%.近年来,为改善注水开发油藏开采效果,保持产量稳定,油田针对各区块注水开发中存在的问题,在面4区面5块、广北8块、面14区沙三上采取了完善注采井网,注水井注氮调剖,水井动态调水以及改善水质等方面的工作,初步取得了较好的效果.【期刊名称】《江汉石油职工大学学报》【年(卷),期】2010(023)004【总页数】5页(P23-27)【关键词】八面河油田;稠油油藏;注水开发;高含水期;完善井网【作者】邱西【作者单位】中国石化江汉油田分公司清河采油厂,山东,寿光,262714【正文语种】中文【中图分类】TE35八面河油田地处山东省广饶、寿光两市境内,构造位于渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷南斜坡东段。
至2009年底,油田累计探明含油面积91.54Km2,探明石油地质储量16392.42×104 t;动用含油面积60.86Km2,石油地质储量12557.61×104 t,储量动用率76.6%。
已动用储量划分为广北区、北区、南区、西区、东区等五个主力产油区共25个开发单元。
油田各区块因其油藏地质特征的差异导致开发方式不同。
南区主要为浅层、普通稠油Ⅰ类整装油藏,全面实施注水开发,共计15个开发单元,累计动用石油地质储量6803.89×104t,占八面河油田动用地质储量的54.2%。
北区、广北区主要为中深层、稀油、复杂小断块油藏,边底水活跃,共计3个开发单元,累计动用石油地质储量2477.51×104t,占八面河油田动用地质储量的19.7%,以天然能量开发为主,局部实施注水开发,注水开发储量872.81×104 t。
东区、西区主要为浅层、普通稠油Ⅱ类整装油藏,共计7个开发单元,累计动用石油地质储量3276.21×104t,占八面河油田动用地质储量的26.1%,依靠蒸汽吞吐实施热采开发,局部开展了注水试验,目前大都已停注。
八面河油田常规修井遇到的问题及对策
八面河油田常规修井遇到的问题及对策黄永刚【摘要】八面河油田在常规修井中,主要遇到了五大问题:一是打塞；二是找漏；三是水平井冲砂；四是防砂；五是电泵井打捞.针对这些问题,应从以下几个方面入手:一是定期开展有关的专题研究,引进成熟的工艺；二是定期对水平井换封、换管；三是定期对电泵井进行检修；四是适当使用连通滑套；五是对于部分套管损坏特别严重的井进行修井工艺研究.【期刊名称】《江汉石油职工大学学报》【年(卷),期】2013(026)001【总页数】4页(P40-43)【关键词】八面河油田;常规修井;问题及对策;打塞;找漏;水平井冲砂;防砂;电泵井打捞【作者】黄永刚【作者单位】中国石化胜利油田分公司清河采油厂,山东寿光262714【正文语种】中文【中图分类】TE3581 常规修井现状目前，八面河油田的常规修井主要包括维护作业和措施作业。
维护作业是指对油井各种规格的管式抽油泵、螺杆泵、电潜泵进行冲砂、检泵、换管施工以及注水井进行冲砂、换管、换封施工。
措施作业是指通过实施压裂、酸化、调层、卡堵水、防砂、稠油井热采等多种工艺达到增油降水的修井施工。
随着老区油田的不断开发，井况变得愈加复杂，各种新问题、新情况不断出现，常规修井也面临诸多挑战，这些疑难问题如果得不到解决，就会影响油田的正常生产，使作业成本增加。
另一方面从队伍现状来看，清河井下作业部现有员工800余人，下辖十个前线试油、修井队和一个特车大队，主要修井动力设备共48台（主要是250型轮式修井机和XT－12型履带式通井机），特车大队有700型压裂车组一套，400型水力车17台，液罐车38台，人员和设备的配置能满足八面河油田压裂、酸化、试油、防砂等常规修井施工的需要。
常规修井的难点主要集中在打塞、找漏、水平井冲砂、防砂、热采、电泵机组打捞等具体的作业中。
2 修井中遇到的问题及对策2.1 打水泥塞问题及对策2.1.1 打塞问题1）地层能量亏空严重，地层漏失量大，打塞时部分水泥浆进入地层，致使打塞塞面低于设计要求或无塞，需要进行多次打塞。
八面河油田水驱开发效果及治理对策研究
八面河油田水驱开发效果及治理对策研究八面河油田是中国国家能源战略的重要组成部分，受益于近年来的油价上涨和技术进步，八面河油田的水驱开发效果研究和治理对策研究备受关注。
本文将从水驱开发效果和油田治理对策两个方面进行深入探讨。
1.1 水驱开发原理水驱开发是指通过向油层中注入水来提高油田开采效率的一种开采方法。
当注入的水与原有的油层中的石油相接触时，会形成一定的驱油压力，从而使得原有的石油向井口方向集中。
这种方法适用于油井开采晚期或者油田地质条件不太理想的情况下，有利于提高油井的开采率和改善开采效果。
1.2 八面河油田水驱开发现状目前八面河油田采用水驱开发的方式已经相当普遍，通过注入大量的水来提高油田中原油的开采效率。
随着开采时间的推移，水驱开发在八面河油田的效果逐渐减弱，油井的产量和开采率也在下降。
这主要是由于水驱开发在长期使用后会导致油层渗透性的减小和水油混合物的扩散，从而降低了水驱的效果。
针对八面河油田的水驱开发效果下降的问题，需要针对其地质条件和开采情况进行全面分析。
通过对地质构造和油田形成机制的研究，可以更好地理解油层的渗透性变化和水驱开发的影响因素，为制定针对性的治理对策提供重要的科学依据。
对八面河油田的水驱开发历史和开采数据进行深入挖掘和分析，可以更准确地评估水驱开发的效果，并为制定后续的工作方案提供基础数据支撑。
针对八面河油田水驱开发效果下降的问题，可以通过以下几种方式进行优化：（1）调整注水井位置和排水井位置，合理布局油田开采井网，降低水驱开发的影响范围，提高驱油效果。
（2）优化注水井注水方案，调整注入水体积和注水压力，降低水驱开发带来的不利影响，提高驱油效率。
（3）研究新型的渗透性调节剂和驱油增产技术，通过改善油层渗透性和提高油井产量，提高水驱开发效果。
二、八面河油田油田治理对策研究2.1 油田环境污染治理随着水驱开发的进行，八面河油田环境污染问题日益突出，特别是地下水污染和土壤污染的风险不容忽视。
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八面河油田稠油井注采一体化管柱适应性探讨黄荆平谭小林(清河作业部试油147队)摘要:本文详细阐述了注采一体管柱及配套技术在八面河油田稠油注蒸汽井中的适应性,该技术使用杆式泵配合一体管柱生产, 并开创性地使用普通油管代替隔热管, 应用氮气隔热注汽, 从而实现不动管柱进行注汽、采油、检泵、冲砂等作业。
减少了目前八面河油田传统注汽焖井换泵抽管柱采油的方式造成生产成本的增高, 经济效益变差的状况。
该技术的引进应用节约了作业费用, 缩短了作业时间, 节省了隔热管费用, 有效降低稠油生产成本。
关键词: 八面河油田；稠油；一体管柱；适应性；杆式泵；隔热；一、注采一体管柱引进应用的必要性1. 目前八面河油田常规热采存在的主要问题1.1 热量损失大常规热采在注汽结束后的间喷期，一般为3～5d 左右，由于该期间温度高，出于安全考虑不能及时进行作业，增大了油层热量损失，而这部分油层热量对吞吐效果至关重要，因而降低了热采井的吞吐效果，进而影响产油量；加之下泵抽管柱时要进行热洗，水温达不到，大大损失热量。
1.2 起下作业频繁常规热采需要两次作业，目前八面河稠油区块面138和面120常规热采流程为:作业（下隔热管柱）→注汽→焖井→放喷→作业（起出隔热管柱、下生产管柱和深井泵）→抽油；而注采一体管柱热采流程为：作业（下生产管柱和注采一次泵）→注汽→焖井→放喷→抽油。
从中可以看出，常规热采工艺相对于注采一体管柱工艺多一次作业程序，即起出隔热管柱、下生产管柱和深井泵。
1.3 无法克服常规压井带来的缺陷压井液将对地层造成冷伤害，吸收地层热量，降低稠油油藏吞吐效果并且造成井底污染；压井液容易造成油层堵塞，影响液体流入井内；大量的压井液从井中排出一般需要2～3d 的时间，增加了热采井的无效生产时率。
1.4 周边注气井作业进度影响常规热采不能保证热采井停喷时及时作业，如500m内有注气井，即使停喷也不能作业。
常规热采停喷至下泵作业一般需要10d 左右的时间，这大大降低了热注效率及措施增油量。
综上知,目前八面河油田稠油区块油井传统的采油作业方式成本较高，通过注采一体管柱的引进应用可以大大改善蒸汽吞吐效果和降低面138和面120稠油区块的开发成本。
注采一体管柱集注气、采油功能于一身，采用该技术可以实现不动管柱，只需起下抽油杆的情况下即可完成注气、举升采油，因而大大减少起下作业工作量，降低生产成本，提高油井生产时效和经济效益。
为热采措施增油提供配套工艺技术，为油田上产提供技术保障，具有广阔的推广前景。
因此，八面河油田合理选用注采一体管柱, 完成配套工具以及工艺系统, 使注采一体管柱工艺配套技术在八面河油田大面积推广应用, 并取得较好的应用效果势在必行。
二、注采一体管柱的工作原理及主要构件2.1 工作原理注采一体管柱基本原理: 稠油井注采一体管柱的管柱结构主要由油管、油管扶正器、杆式泵悬挂器、杆式泵以及井口悬挂器等组成。
热采井直接下入一体管柱, 在油管注蒸汽的同时, 从套管注入定量的氮气, 并采取定时补氮的方法, 确保氮气的隔热效果。
注汽结束后再下杆柱生产。
该工艺也可以在油井周期末检泵时下入一体管柱生产, 待油井能量不足需要注汽时, 上提抽油杆, 用悬挂器将杆式泵悬挂在泵上管内( 以形成注汽通道)；注汽后,下放抽油杆转抽生产（如下图所示）。
2.2 主要构件杆式泵注采一体管柱，主要是靠杆式泵达成其经济效益，因此杆式泵的引进选用尤其重要，普通杆式泵内外工作筒之间采用橡胶圈密封,耐温能力差( ≤60℃) , 不能满足注汽要求, 因此,改进了密封材料及方式, 解决了密封件耐温问题,能够满足注汽后下泵生产。
且杆式泵内工作筒可以互换, 对一些不需动管柱的油井, 可以实现反复多次注汽- 转抽, 而且检泵时可以将管内的原油泄出, 不需安装泄油器。
通过实践,注采一体管柱工艺,已全部使用杆式泵作为注采一体管柱用泵且能够得较理想的使用效果和较好的经济效益。
2.1.1 结构注采杆式稠油抽油泵主要由密封活塞、密封泵筒、工作活塞、工作泵筒、游动阀总成、固定阀总成及锚定总成等组成, 结构如图1所示。
图1注采杆式稠油抽油泵结构示意图1-抽油杆接头; 2-备帽; 3-密封泵筒; 4-环形阀; 5-密封活塞; 6-拉杆; 7-工作泵筒; 8-外管; 9-游动阀罩; 10-游动阀副; 1 1-游动阀压帽; 12-工作活塞; 1 3-固定阀罩; 1 4-固定阀副; 15-支撑密封接头; 1 6-支撑密封座; 1 7-固定卡簧。
2.1.2 密封结构的设计注采杆式稠油抽油泵是在高温高压环境下工作, 注汽温度最高能达到350℃, 采用常规的密封方式不能适应这种工况。
注采杆式稠油抽油泵内工作筒和外工作筒之间采用双密封结构, 上部采用泵筒与柱塞阻流密封结构形式，柱塞和泵筒都经过硬化处理；下部采用锥形阀密封结构，密封可靠，内工作筒的取出与重入方便, 能够承受高温及油井放喷时油井出砂对密封面的磨蚀。
2.1.3 工作原理其工作过程是工作活塞上行时, 固定阀打开, 游动阀关闭, 完成吸油过程; 工作活塞下行时, 固定阀关闭, 游动阀打开, 完成排油过程。
注蒸汽时, 将抽油杆柱上提, 抽油杆柱带动拉杆、工作活塞、密封活塞、工作泵筒、固定阀总成、锚定总成等部件一起上行, 锚定部分脱开, 形成注汽通道, 从井口注入的蒸汽通过通道进入地层。
注完汽后, 焖井自喷；自喷后, 下放抽油杆柱至碰泵位置, 调好防冲距进行抽油, 在注蒸汽与转抽过程中不需要起出抽油杆柱和油管, 实现了注采一体化管柱, 可避免修井过程中油层的能量损失。
修井作业时, 将光杆上提一定高度(注汽状态的高度) , 进行正循环洗井。
在井口卸掉盘根盒, 取出抽油杆、拉杆、工作活塞、密封活塞、工作泵筒、固定阀总成、锚定总成等部件, 更换一个新的泵心下入, 下放抽油杆至碰泵位置后, 调好防冲距抽油, 这样就完成了该井的修井作业。
与传统蒸汽吞吐井的修井作业相比, 它可以减少修井时间50%以上, 避免修井时油管上的死油散落在井场, 保持了井场的清洁, 减轻了对井场周围环境的污染。
2.1.4 技术参数泵的规格:Φ44mm;柱塞冲程: 2.1~ 3.0m;坐卡力: 5kN;解卡力: 10kN; 适应油管内径: ≥62mm;适应井深: ≤1500m。
三、八面河油田的引进及选用3.1 如何选井（1）井况、固井质量好，保证满足热采的要求。
（2）主力油层相对发育集中，有效厚度在8m以上。
（3）原油粘度较高，符合热采开发的标准。
（4）注气井狗腿度较小，能够满足生产油管下到油层顶部的要求。
（5）井斜度较小，最大限度减少抽油杆、注采一次泵与生产油管的偏磨，以防抽油杆断、注采一次泵磨漏。
根据上面的选井原则，注采一次泵试验选在面120和面138区块小斜度井。
3.2 所选试验井及区块的基本概况面138和面120区块具有相对密度大、粘度高、凝固点高、含蜡量高的特点。
50℃地面脱气原油粘度60～80MPa·s，凝固点17.8℃，含蜡量13.8%，平均原油密度0.877g/cm3 油层中部温度31.5℃，原始地层压力4.2MPa，饱和压力3.6MPa。
3.3 如何选注采一次杆式泵目前如河南和吉林油田常用的注采一次泵主要有打捞固定阀注采泵、环流注采泵、长柱塞式注采泵、串联式注采泵等，如扶余油田注采一次管柱试验井采用的是该油田采油院设计的注采一次泵。
该泵是将常规深井泵的固定凡尔改装成悬挂式固定凡尔球装置。
注气时凡尔球悬在凡尔座上，打开注气通道，实现注气功能；举升时将注采一次泵活塞下放将凡尔球撞入凡尔座，实现举升功能。
3.4 对试验井注采一次管柱设计故要想对八面河油田进行注采一体管柱下井试验，注气前作业下入油管管柱串，活塞下到离泵筒上部约0.5m左右的距离，预留该距离是避免注采一次泵活塞将悬挂式凡尔球撞入球座，造成注气通道关闭而导致试验失败。
井口利用三通向盘根盒内充填耐高温350℃的石墨，光杆经盘根盒紧固在悬绳器上，用方卡锁紧以防折断，并确保其在悬绳器以上露出7m左右的距离。
注蒸汽前自油套环空注入氮气，进行氮气隔热保护套管。
管柱下入井内后，连好注气管线，经过系统的安全检查合格后，开始注气。
注汽结束后下放抽油杆，使柱塞入工作筒，通过30kg左右的撞击力碰泵4次，使凡尔球被击落出开瓣弹簧并落入球座，抽油机以适当冲程抽吸出液，说明试验成功。
3.5 预期效果（1）采用注采一次泵完全可以替代常规深井泵行使举升采油的功能，同时兼有注气功能，实现注气、采油一体管柱，达到简化注气工艺管柱的目的。
（2）采用耐高温350度石墨盘根可以达到密封300度以上的高温效果。
（3）采用带总闸门的热采井口可以达到井控要求。
（4）能够部分解决因狗腿度变化大导致隔热油管下不去无法注蒸汽的问题。
四、结论及建议八面河油田稠油井注抽一体管柱工艺技术引进应用成功, 使其在配套工具、工艺上成熟, 这标志着八面河油田稠油井开采又多了一新的有效途径。
然而, 该工艺技术在实施过程中可能还存在着一定的不足, 主要有以下几个方面: 工艺配套的防砂措施还不完善, 出砂井易卡泵；杆式泵的密封材料耐温不能满足注汽要求( 不能超过240℃) , 不能满足管、杆一次性下入井内；因此, 该项技术在实施的过程中, 应注意选用合适的杆式泵。
初期由于泵型与油井产能不匹配,激励油层出砂卡泵。
在注氮、注汽过程中, 个别热采井口出现漏汽现象。
影响措施效果, 造成不必要的浪费。
参考文献[1] 根据八面河油田目前稠油井生产作业实际现状[2] 廖广志. 注氮气提高稠油油藏热采采收率研究[ D] . 中国石油天然气总公司石油勘探开发科学研究院博士研究生论文, 1996.[3] 李卫忠,王原荪.稠油热采井注采一次管柱[J].特种油气藏,2006,13(1):49[4] 吴洲, 罗道玉.热采杆式泵在稠油井中的应用[ J] . 新疆石油科技, 2001, 11 ( 2): 33- 36。