工艺配套技术范文

工艺配套技术范文（精选11篇）

工艺配套技术 第1篇

1 主要防砂工艺技术

1.1 纤维复合防砂技术

纤维复合防砂是采用耐盐、抗酸、抗碱、抗温能力较强、密度和地层密度接近的纤维, 并用纤维表面处理剂处理其表面, 增加其与树脂的亲和力, 使纤维表面吸附一层可以胶结的物质[2], 确保纤维复合体的强度, 通过相互缠绕、折叠形成具有稳定结构的三维网络, 可以将砂粒裹住, 形成具有一定强度和渗透性的网络挡砂过滤体, 阻挡了地层流体携带的细粉砂结合体和较大粒径的砂粒进入井筒, 起到了防砂、稳砂、挡砂的作用。

纤维复合防砂无须下入筛管, 对渗透率不会造成损害, 降低了综合成本[3]。纤维复合防砂能满足稠油油藏的开发要求, 在注蒸汽过程中对已经形成的防砂墙没有影响, 充填层对地层砂骨架可以起到很好的稳固作用, 不仅能有效地防细粉砂, 而且纤维复合砂体的自清洁作用还弥补了传统防砂管柱容易被堵塞的缺限, 可应用于多层完井。

1.2 高压砾石充填防砂技术

高压砾石充填防砂技术是在高渗透油藏开发中由于地层容易出砂导致油井减产甚至停产的基础上提出的一种新型防砂技术。它是利用高压一体化管柱在管外地层进行挤压充填, 然后在管内和筛管与套管的环形空间进行循环充填[4], 形成筛套环空砾石层。由于管外充填砾石提高了井筒附近地层的渗透性, 管外、管内砾石层形成了挡砂屏障[5], 达到了防砂的目的。

该技术实现了管外、管内充填一体化, 施工简单, 成功率高, 不仅缩短了作业周期, 而且节约了作业成本;同时管外充填砂体和管内砂体在高压下一次性形成, 砂体连续、稳定、充实, 防砂半径大, 防砂、挡砂效果好, 延长了防砂有效期[4]。对地层亏空严重的井, 应用高压砾石充填防砂工艺, 砾石主要指石英砂、陶粒、高温涂料砂等, 可有效的保护地层结构, 提高防砂综合效果, 具有增产和防砂的双重作用。

1.3 端部脱砂压裂充填防砂技术

利用水力压裂产生裂缝, 大排量泵入低砂比砂浆[6], 在井底憋起高压, 当井底压力大于地层破裂压力时, 在井底附近地层产生裂缝, 由于注入速度大于滤失速度, 裂缝向前延伸并填以压裂前置液, 最后压裂液全部滤失至地层。缝内砂浆前缘到达缝宽很小的裂缝前缘端部, 其中的砂粒被卡在具有一定硬度的裂缝壁面之间不再移动。继续注液, 在裂缝端部的狭小地带逐渐堆积形成的砂桥, 使压裂液越不易通过砂桥, 从而使得裂缝的缝长和缝高不能继续延伸。泵压增大, 加速裂缝的体积膨胀, 即缝宽变宽, 形成短宽裂缝, 当井底压力或缝宽达到设计值时停止, 用砾石进行充填, 形成高导流能力的人工裂缝, 达到防砂和改造地层的目的[7]。

高导流能力的压裂裂缝改变了地层流体的渗流状态, 使原本的径向流动变为双线性流动, 这样不仅使生产压差减小了, 而且大大降低了压力梯度, 还降低了地层流体对微粒的冲击携带作用, 因而减缓了储层岩石的结构破坏, 减轻了地层伤害, 起到了有效的防砂作用, 使油气井产量大幅度提高。

2 防砂配套工艺技术

为减少地层出砂, 除采用必要的防砂技术之外, 还应该使用配套工艺技术, 节约成本, 获取更大的经济效益, 达到防砂和增产的双重目的。下面重点介绍了几种常用的防砂配套工艺技术。

2.1 地层预处理技术

针对钻井过程中造成的油层伤害等问题, 防砂前需进行原油降粘、油层炮眼清洗、酸化解堵、混气排解堵等地层预处理, 最大限度的解除钻井液污染及地层堵塞对地层造成的伤害。根据储层粘土矿物含量的高低选择性能稳定、抗搅动、耐冲刷、配伍性好、有效期长的防膨剂, 防止地层粘土膨胀和运移, 达到保护油层、降低油层近井地带污染的目的。

2.2 管内环空陶粒充填技术[8]

采用比重低、质量高、强度中等的陶粒作为充填砂, 可以有效提高油井防砂后的渗流能力, 使充填层保持较好的渗透性, 达到提高油井产能的目的。

2.3 抑砂挤压充填工艺

鉴于伊利石、高岭石等遇水破碎堵塞油层, 需配套使用抑砂挤压充填技术, 先期采用前置体型高分子膜溶液进行抑砂固结, 对粉细砂骨架进行“稳砂”, 有效避免细粉砂在层间运移, 减缓了对储层渗透率造成的伤害, 最后按照储层特点进行挤压充填能达到较好的防砂效果。

2.4 高温涂料砂封口技术[8]

高温涂料砂具有在常温下稳定, 不发生粘连和聚合反应, 且在高温蒸汽状态下仍能保持渗透率不变的特性。涂料砂在充填过程末端被携砂液携到油井出砂部位, 充填砂在注汽过程中受到高温蒸汽的作用会发生交联固结反应, 进而形成具有一定强度的人工井壁, 起到防砂作用。

2.5 螺杆泵举升工艺

螺杆泵具有运行平稳、耐磨、携砂能力强等优点。针对出砂严重的油层, 为防止工作制度、加工工艺不合理和抽油杆断脱等问题, 需要严格按照国家标准生产、检验空心杆杆体的性能, 保证油井严格按照设计进行施工, 还使用了专用防脱抽油杆、抽油杆扶正器等, 并通过优化工艺设计提高了螺杆泵举升工艺的适应性[9]。适用于稠油、出砂、产液量较高的油井。

3 结语

3.1 纤维的抗盐、抗酸、抗碱以及耐温性能好, 加入纤维后可提高树脂涂敷砂强度的50%左右, 同时改善了人工井壁的渗透性, 延长了防砂有效期。纤维复合防砂技术对地层条件适应性强, 尤其适用于气井、套变井、粉细砂岩油藏, 对于粘土含量高的油藏防砂增产效果尤为明显。

3.2 高压砾石充填防砂具有防砂有效期长、增产、改善近井地带的渗流情况、降低流动阻力等特点。

3.3 端部脱砂压裂充填防砂工艺对稠油、粉细砂岩具有较好的增产和防砂作用, 发展前景广阔。

3.4 本文介绍了近年来发展起来的几种主导的防砂工艺技术和配套工艺技术, 希望对同类型油藏的高效开发具有指导意义。

参考文献

[1]张琪.采油工程原理与设计[M].中国石油大学出版社, 2000.

[2]张树军.改性纤维与特种纤维.北京:中国石化出版社, 1995.93-108, 305-332.

[3]齐宁, 张琪, 周福建.纤维复合防砂技术的机理研究及应用[J].中国石油大学学报 (自然科学版) , 2007, 31 (2) :83-86.

[4冯胜利, 石振军, 梁永杰, 等.高压充填防砂工艺在涩北气田的应用[J].特种油气藏, 2006, 13 (3) :73-75.

[5]黄文强.高压砾石充填防砂技术在曙三区的应用[J].特种油气藏, 2010, 17 (4) :110-114.

[6]张启汉, 张士诚, 黄晓东.端部脱砂压裂充填防砂设计及其在涩北气田的应用[N].中国石油大学学报, 2007, 31 (6) :55-60.

[7]敖西川, 郭建春, 侯文波.高渗透油层端部脱砂压裂技术研究[J].钻采工艺, 2003, 26 (4) :25-27.

[8]魏勇舟.稠油吞吐井防砂技术应用及效果分析[J].内蒙古石油化工, 2015, 04:109-110.

工艺配套技术 第2篇

施工监理招标公告 招标条件

中国工艺美术之都片区及周边基础设施配套工程已由潮州市发展和改革局以潮发改资〔2018〕171号文批准建设，资金来源由市财政统筹安排。项目已具备招标条件，现对该项目的监理采用资格后审方式进行公开招标。2 项目概况与招标范围

2.1建设地点：潮州市湘桥区意溪镇意东三路东北侧。

2.2建设规模及内容：共包括土地整理工程(五通一平)、道路工程(东溪路、意中路、规划路)、桥梁工程(1#桥、2#桥、3#桥)、归槽河整治工程、防护绿地工程、临时工程等，项目总投资1.32亿元。

2.3招标控制价：经潮州市湘桥区财政局审核为 176.53 万元。

2.4监理范围：本项目施工阶段至全部工程质量保修期期满为止的全过程监理服务。2.5监理服务期：本项目监理合同签订之日起至全部工程质量保修期期满为止。3 投标人的资格要求

3.1具有独立法人资格和有效工商营业执照。

3.2具备建设主管部门颁发的工程监理综合资质或市政公用工程监理乙级（或以上）资质。

3.3具备水利部颁发的水利工程施工监理丙级（或以上）资质。

3.4广东省外投标人已完成广东省住建厅《进粤企业和人员诚信信息登记平台》录入相关信息并通过数据规范检查。

3.5投标人已在广东水利建设市场信用信息平台完成信息录入手续。

3.6拟担任本工程总监理工程师必须具备国家注册监理工程师（专业为市政公用工程）注册执业证书，且在投标人本单位注册。

3.7本项目不接受联合体投标。

3.8投标报名前投标人须在广州公共资源交易中心办理企业信息登记，拟担任本工程总监理工程师须是本企业信息登记中人员。3.9 本次招标采用资格后审，资格审查的具体要求见招标文件。资格审查不合格的投标人投标文件将按废标处理。4 招标文件的获取

4.1凡有意参加投标者，请派人于2018 年10月29日至 2018 年11月02日（法定节假日、法定公休日除外）每天上午9:30至11:30，下午2:00至4:00（北京时间，下同）携带以下资料复印件一式二份（原件备查）到广州公共资源交易中心报名并购买招标文件，本招标文件售价500元，售后不退。

4.2 报名资料：(1)《广州建设工程投标报名申请表》原件，表格可从广州公共资源交易网http://服务指南栏目下载；(2)法人代表证明书原件、法定代表人身份证复印件或法人代表证明书原件、法人授权委托证明书原件、法定代表人身份证复印件及授权委托人身份证复印件（如有委托须提供）；(3)法人营业执照副本和企业资质证书副本；(5)总监理工程师的身份证、职称证、注册监理工程师注册执业证书；(5)广东省外投标人已完成广东省住建厅《进粤企业和人员诚信信息登记平台》录入相关信息并通过数据规范检查的网页截图；(6)投标人已在广东水利建设市场信用信息平台完成信息录入手续的网页截图。5 投标文件的递交

5.1投标文件递交的截止时间为2018年11月23日09时00分，地点为广州公共资源交易中心(地址：广州市天河区天润路333号)。

5.2 逾期送达的或者未送达指定地点的投标文件，招标人不予受理。6 发布招标公告的媒介

本次招标公告同时在广东省招标投标监管网、广州公共资源交易网发布，本公告在各媒体发布的文本如有不同之处，以在广东省招标投标监管网发布的文本为准。7 联系方式

招标人：潮州市湘桥区意溪镇人民政府 招标代理：中投德创建工有限公司 地 址：潮州市湘桥区意溪镇东一路418号 地 址：广州市天河区黄埔大道中路122

号408房

联系人：苏先生 联 系 人： 舒工

电 话：0768-2321512 电 话： 020-85589369

油田注水三级计量工艺配套完善 第3篇

摘 要：本文通过对注水计量工艺存在问题的分析，指出了影响油田“注够水、注好水、精确注水”的原因，在深入細致分析地基础上配套完善注水计量工艺，满足了油田开发精确注水的要求。

关键词：油田注水；注水计量；工艺流程；油区放水表

2009年对全厂注水计量情况进行了调查分析，通过分析注水计量工艺存在以下问题：

①干线水表及部分单井水表计量存在误差较大（大于10%，部分误差在20%左右），甚至部分水表不显示；

②部分注水站和配水间没有总计量水表；

③部分单井、配水间干线水表口径、量程偏大；

④油区放水表运行不正常。

因上述问题导致单井水表工艺前的关键点注水量不能准确计量，影响油田开发效果。为满足油田精确注水的开发要求，对注水计量工艺进行配套完善。

1 注水计量工艺配套与完善

1.1 目标设定

针对全厂注水系统的计量流程：油区放水（进水站总表）→注水站（出站总表）→配水间（进配水间总表）→单井（注水）各口设定注水计量工艺的目标：油区放水与注水站出口计量误差≤±10%；注水站与配水间计量误差≤±10%；配水间与注水井计量误差≤±5%。

1.2 计量工艺配套与完善

1.2.1 优选水表

对于油区放水总水表，考虑到因是处理前污水，含有一定的油、杂质，选用无阻流部件的FLD型直通式电磁流量计；对于单井水表，考虑压力波动对水量影响较大，选用自动调节功能的水表，该水表可以依据配注实现设定瞬时流量，当单井瞬时流量设定后，注水压力波动时，水表的自动调节装置可随着压力的变化调节瞬时流量，确保通过水表的流量为设定好的瞬时流量，保证按配注平稳注水。

1.2.2 选择合适量程的水表

针对部分单井、配水间干线水表口径、量程偏大带来的计量误差大的问题，根据单井的配注量优选合适量程范围的水表，结合单井配注优选合适量程的水表，结合现场实际对于出站总表、配水间进站总表、单井水表选用如下管径、量程的水表：

单井原则选用口径DN25mm，量程在0.3-6m3/h；配水间干线水表原则选用口径DN40mm，量程在0.6-16m3/h；注水站干线水表原则选用口径DN65mm，量程在2-40m3/h；油区放水总表选择直通式无阻流的电磁式水表。

1.2.3 完善计量配套工艺

针对注水计量方面存在的问题进行了深入细致地分析，问题具体表现为：闸门渗漏、配水间总水表波动大、水表阀体与表头不符等，对渗漏的闸门进行了更换，对磁电式水表吸附焊渣、铁屑造成总水表波动大的水表进行了清理，水表阀体与表头不符的进行了表头更换，对水表安装没有达到要求的严格按照水表前后直管段的长度进行更改，完善了计量配套工艺。

2 现场实施及效果

2.1 实施方案

①河一联注水系统：更换油区来水总表，河一计配水间增加1块干线水表。②里一联注水系统：安装油区来水总表、间12-1、12-2配各安装1块干线水表、更换计量误差大的单井水表。

2.2 实施效果

河间油田注水系统经过注水计量配套与完善后，经过现场录取资料，三级计量误差全部控制在目标值之内。见统计表：

3 注水计量现场管理

为实现注水计量准确，在现场管理方面主要作了以下四个方面的工作，切实保障了注水计量工作的有效开展。

3.1 资料的录取

必须在站压平稳时录取，每个工区每日同一时间联合站、班站同时录取资料，同时统一报表格式。

3.2 水表校对

工区根据水表对比数据，发现每级超过±5%误差要查找原因，对问题水表采用超声波流量计测试，仍超过±5%，拆卸至水电厂检测，不合格水表更换为新水表。

3.3 注水量盘库

每月1日工区进行月度水量盘库，从分离器量油、油区放水、注水站出站水量、配水间总水量、单井水量之和各个环节对比分析，查找误差大的原因。

3.4 内审考核

工区加强管理，确保各级水表完好、准确；工程技术研究所分月度抽查与季度内审两种方式进行检查，同时完善内审管理办法，切实保障了注水计量工作的顺利开展。

4 结论与认识

配套采气工艺技术及其应用 第4篇

由于压力会随着天然气田的开发而逐渐下降, 因此会出现气井积液等问题, 这些问题对天然气生产有重要影响, 轻则造成产气量下降, 重则造成气井生命周期严重缩短。因此, 需要采用配套采气工艺将气井积液排出, 提高天然气生产效率, 有效延长气井的生命周期, 同时缓解天然气藏量逐渐下降的问题。

一、配套采气工艺技术分析

1. 配套采气工艺技术简介

现今, 我国已结合当前的天然气开发实际情况, 加大了配套采气工艺研究力度。目前排水采气技术主要包含气举、化排和机抽等;储层改造技术以水力加砂压裂技术为主;地面管网改造技术主要包含井下节流、地面增温和高低压分输等。这些技术给天然气生产带来了极大帮助。

2. 水力压裂技术分析

一般的油田气藏有两个特点, 即产能较低和储层低渗致密, 我们需要通过改造储层来获得较高的产能, 提高动用储量。例如在某天然气田使用了压裂技术, 改造前基本没有产能, 压裂后使用油嘴改造, 支撑剂选用高强度低密度的陶粒, 返排则用气举、化排和液氮等技术, 通过使用压裂技术改造储层, 该天然气田的产能提高幅度很大, 同时改善了地层渗流条件。

提高气藏产量的重要方法之一, 就是水力压裂, 这也是目前气田改造运用较为普遍的方法, 随着天然气开采时间的延长, 气顶和气田均会出现不同程度的水淹现象, 必须运用先进的排液采气技术, 才能有效保证天然气田的采收率, 经过技术人员的研究, 形成了以化排、气举、小油管为主的气井工作制度。

3. 排液采气技术分析

(1) 小油管排液采气技术

其他条件如果相同, 气井自喷带液能力和管内径是反比例关系, 这是根据动能因子理论和垂直管流理论得到的结论;结合油气田的实际情况, 采用管柱油管结合的方法, 完全能够满足需求, 可以有效恢复老井产能。

(2) 化学排水采气技术

化学排水采气技术主要是运用发泡剂, 这种发泡剂能够减小水的密度, 从而能够通过气体将水带至地面, 达到排水的目的。发泡剂的适用性和质量对排水效果有决定性影响, 通过在油气田运用发泡剂, 达到了增加产量的目的。

(3) 气举排水采气技术

如果气井的能量不足, 就有可能产生带水困难的问题, 严重则会停产, 气举排水主要是通过注入液氮或者其他气体, 通过增加气量和压力达到带液能力的一种技术, 目前, 气举排水采气技术在我国的油气田中有广泛应用。如果气井压力不高, 产水量较大, 一般采用气举技术;而如果地层出液量较大, 而且气井能量比较高, 一般采用氮举技术。

4. 改造集输气管

如果气井储量较小, 随着开采时间的延长, 井口压力逐渐降低, 最后造成停产现象, 如果气井压力较高, 仍然无法正常生产。需要通过改造集输气管解决这些问题。

(1) 井口加温

在冬季, 气井保温效果不好、管线变径等问题, 会严重影响生产, 对于那些凝析油粘度较高、压力较高、井距长的气井, 为了使其在冬季仍能正常生产, 一般采用井口加温的方法, 主要是在井口增加水套炉。

(2) 采气工艺分期配套和气井防腐

气井的腐蚀能够造成油管断裂脱落或者穿孔的问题, 阻碍了正常生产, 要解决这个问题, 一般要使用缓蚀剂, 能够有效降低腐蚀速率, 缓解气井的腐蚀现象。由于气田的出水量、压力等指标会随着开采阶段的不同发生变化, 相应的配套采气技术也应随之变化。

二、其他气井排液采气配套技术和其特点

1. 机抽排水采气技术

自上世纪八十年代, 我国就对机抽排水采气技术进行了深入研究, 如果气井的动液面较高并且有一定产能, 则可以采用机抽排水技术, 配套的机械设备主要有深井泵、井下分离器和脱节器等。

机抽排水采气集水的原理是, 首先在油管上连接深井泵, 逐渐放至井下适当深度, 然后用地面上的抽油机将气井中的水带至地面, 气井中的压力随着液面降低而逐渐减小, 达到一定程度后, 可以将水气分离器分离。但是这种技术的缺点就是受到气液比和井深的影响较大, 主要用于后期低压井和复产水淹井等, 这种技术的配套技术仍然没有完善的解决办法。

2. 优选管柱排水采气技术

如果气井油管直径较小, 携液持续性较好, 效率较高;如果气井的油管直径较大, 虽然产量较高, 但是也会带来持续性较差的问题。所以, 一般要根据气井的实际情况, 选择合适直径的油管, 这也是优选管柱排水采气技术的主要内容。这种技术能够将气井本身能量发挥到最大, 在开采后期, 通过调整油管直径, 改善气体的携液效果。

要保证选择的油管直径合适, 就要使用数学方法, 精确的计算临界流速和流量。要保证排水的连续性, 气流流速就要接近临界数值, 而且管柱喷出气流时, 还要保证压力足够将天然气输送至管网中。运用优选管柱排水采气技术有两个注意要点, 如果气井压力小, 排水效果不好, 应采用直径较小的油管;如果气井产量高、流速大, 应选用直径较大的油管, 这样才能减少损失, 提高气井产量。

3. 射流泵排水采气技术

射流泵性质比较特殊, 主要工作原理是使用液体形成低压区, 也就是将压力转化为动能, 将井内液体吸附到喷嘴中, 最终使液体排至地面。射流泵排水采气技术不需要活动部件, 这也是优点之一, 所以这种技术用于含沙流体和腐蚀气井较为合适;可以用于高温深井, 因为射流泵能够处理高含气流体;也可用于水平井和倾斜井, 因为射流泵的结构较为紧凑。初期安装射流泵的成本较低, 并且具有灵活方便的特点, 但是需要较高的初期投资。再者, 在使用射流泵进行排水采气时, 应该注意腐蚀问题对射流泵的影响, 也就是如果暂时不使用射流泵, 应尽快收起, 不能让泵在井下停留时间过长。

结束语

综上, 对天然气田的配套采气技术进行了详尽的分析, 主要有优选管柱技术、射流泵技术、机抽排水采气技术以及小油管、化学和气举排水技术, 根据气井的实际情况, 灵活使用这些技术, 能够有效提高气井产能, 创造更大的经济效益。

参考文献

[1]朱铁, 田冬梅.配套采气工艺技术研究[J].中国化工贸易.2013, (12) :39.

[2]谭国华, 崔大庆, 梁成蔚, 杨永超, 李振江.配套采气工艺技术及其在中原油田的应用[J].天然气工业.2001, (03) :68.

草莓高效种植配套技术 第5篇

1. 品种

根据市场需求、自然条件和栽培方式，因地制宜选择优良适栽品种（可参考表1），使草莓品种得到合理布局。

2. 栽培方式 紧密结合当地实际，充分利用小气候资源，采取多种适宜栽培方式，调节采收上市期，创造草莓淡季高效益（参见表2）。

3. 育苗 采取组培脱毒技术进行秧苗脱毒，建立专门秧苗繁殖圃，由于秧苗质量对草莓生长发育影响极为显著，因此应按照不同栽培方式对秧苗的要求进行育苗（参见表3）。

4. 管理技术 草莓是柔嫩多汁的浆果，不易冲洗，更需加强食品安全管理，因此，无论是加工用草莓还是鲜食草莓，都应严格按照无公害农产品、绿色农产品或有机农产品的标准进行生产，确保草莓产品安全优质进市场。保护地栽培的，应重点注意保温始期、休眠控制、激素应用等技术环节的管理。

病虫害防治应特别强调以农业防治为主的综合防治措施。①根据本地区常见病害选择相应的抗病品种。②利用花药组培等技术，培育无病毒母株；从无病地引苗并在无病地育苗；按照各种栽培方式的要求培育壮苗。③施足优质基肥，促进草莓健壮生长；采用高垄栽植，改善通风透光条件；掌握合理密植，降低草莓株间湿度；进行地膜覆盖，避免果实接触土壤；防止高温高湿，创造良好的生长环境；切忌发生徒长，提高植株抗病能力；搞好园地卫生，消灭病菌侵染来源。④在草莓栽植前的炎热季节，于保护地内每亩施作物秸秆等有机物1000千克左右、石灰氮50～60千克或适量硫酸铵，然后深翻起垄，地面覆盖透明塑料薄膜，垄间灌水，密闭保护地14～20天，将土壤温度保持在40～45℃。⑤必须使用农药时，主要选择使用生物源农药和矿物源农药。生物源农药可使用中等毒性以下的植物源农药、动物源农药和微生物源农药；矿物源农药可使用硫制剂、铜制剂。

工艺配套技术 第6篇

一、修井作业过程中油层伤害的原因及机理分析

修井作业中油层伤害的成因是多方面。大体上可以归纳为两个因素, 一方面是油层本身因素导致的, 比如岩石物性、油水物理化学性质以及孔隙结构特征等;另一方方面修井作业的工艺技术、施工参数、作业规模也可能成为导致油层伤害的成因。

1. 修井入井液对油层的伤害

修井液对油层造成伤害是目前修井作业中油层伤害的主要形式, 常用的修井液中含有卤水、泥浆和清水。这些水中不可避免地含有大量的固体颗粒, 当这些含有固体颗粒的修井液入井后, 会造成地层桥堵, 而且由于油层本身也会存在一定的固体颗粒, 这些修井液中的固体颗粒与油层本身的颗粒容易一起分散运移, 进而导致地层孔隙喉道的堵塞, 最后导致油层渗透下降。油层中的粘土矿物质发生水敏的几率很大, 遇到水基修井液短期内发生膨胀进而将孔隙堵塞。随着修井液不断进入油层, 就会导致油层含油饱和度变化, 岩石表面产生了湿润性反转, 水锁堵塞就会相应形成。修井时还可能导致乳化赌赛和微生物堵塞等, 温度降低时可能导致沉淀堵塞。

2. 施工技术措施不当的伤害

除了修井液入井以外, 施工不当也是导致油层伤害的主要原因之一。修井时间长短和修井作业类型都是修井作业的重要参数, 都会对油层伤害产生一定的影响。油气井发生故障后, 如果没有及时判断或者对故障判定失误, 或者修井作业技术选取不当, 都会加剧油层伤害。修井作业压差过大, 排量多大或者无控制地放喷, 可能导致油层速敏, 因此, 施工参数的优选是十分关键的。修井作业的频率也要控制在一定的范围内, 如果过频繁, 可能导致地层叠加伤害。修井液的滤液不能与油气层长期浸泡接触, 在修井作业中一定要严加注意这点, 尽可能地缩短作业时间;在解除储蓄层堵塞时, 一定要注意施工工艺的选择和作业液体的配方选择, 否则容易导致地层伤害;另外, 不及时清洁作业工具, 或者其他操作不当的行为也会导致油气层的伤害。

二、修井作业中对于油气层保护采取的优化技术

1. 暂堵剂的优化应用技术-

不同的地层条件, 在选择暂堵剂时要有不同的侧重点。比如, 非均性疏松砂岩地层, 这种地层的特点就是埋藏比较浅, 孔隙大小不一, 因此, 比较容易出砂, 低压层比较多, 渗透率较高, 地层压力系数多在0.8到1.0之间, 压井过程中容易发生压井液漏失等现象。针对这种地层特点, 可以在油溶性暂堵剂中添加一些超低渗透材料, 实践表明, 添加之后防漏效果较好, 污染程度也有了明显的减轻, 油气层保护效果明显。由此可见, 暂堵技术的应用对于油层保护有重要意义, 但是必须经过科学的分析, 要在充分了解地层条件的基础上合理改进技术配方。改革后再加以应用, 才能收到良好的保护效果。

2. 聚合物的优选技术-

在修井液中添加聚合物, 可以降低修井作业的漏失率, 是保护油气层的常见做法之一。但是不是说随意添加聚合物都可以实现这样的效果, 必须要建立在对聚合物配伍性充分认识的基础上。配伍性差的聚合物添加之后是不能保护油气层的, 甚至可能导致油气层的伤害, 或者延长单井产能恢复期。例如, PHP聚合物体系的修井液, 在减少作业漏失方面可以发挥重大作用, 但是这种修井液难以降解, 容易堵塞油气层, 甚至延长单井产能的恢复期长达一个月之久。因此, 在选择修井液体系时, 要充分考虑地层条件。当地层压力系数较低时, 为了保证气流进出的双向流动, 可降解的聚合物材料是会被优先选择的, 而且要综合考虑聚合物的配伍性, 确保气体容易进出, 容易降解等条件, 从而实现油层保护。

3. 关于高密度液钙压井的优化技术

一定密度的油层保护液是油井保护的必须品, 但是一些高密度的修井液多为卤水、液钙, 这些都具有一定的污染性, 高压井的污染问题一直是油层保护的关键问题之一。隔板法修井液技术是解决这种情况的最佳方案之一, 将少量的低密度油层保护液注入到高压井作业中, 可以有效降低生产成本同时也可以保护油气层。如果将地层和井筒看作一个巨型的U型管, 那么低密度油层保护液在被注入到管子下方时无疑就扮演着隔板的角色。在作业前期, 我们要对隔板优化处理, 当然这种优化处理是建立在对地层特性熟悉了解的基础上的。优化后加强其防垢、防膨、减轻水锁等功能, 作业过程中, 要注意油层与隔板流体的充分接触, 以保证保护效果, 这样一来, 可以最大程度减轻液钙修井液对油气层的伤害, 同时尽量避免对井内压力系统平衡造成大的影响。实践表明, 油层保护液在应用上是大有可为的, 但是我们在选用时一定要注意用量恰当, 密度也要注意和液钙密度接近, 生活用书可以用来做基础液体。

4. 修井液的优选技术

修井液的选取是决定油气层保护效果的关键, 优质的修井液既可以顺利完成修井作业, 也可以不伤害地层。一般情况下, 我们会添加粘土稳定剂到修井液体系配方中, 以尽可能地避免水敏、盐敏、速敏等现象。在选择各类化学添加剂时, 首先要注意使其能确保产生化学效应, 其次地层岩石与地层流体要能很好地配伍。

结束语

工艺配套技术 第7篇

关键词：气区,开发模式,地面工艺,配套技术,研究

气区一般位于我国的西北、东北地区, 其中最具有代表性的长庆气区位于鄂尔多斯盆地中部, 地跨陕西和内蒙古两省。长庆气区分为三大气田, 有靖边气田、榆林气田和苏里格气田。该气田具有最低渗透率、最低丰都、最低产等特点, 以提高经济效益和社会效益为目的并且积极借鉴国内外先进的工艺技术。气区开发的难度要求我们首先对地面的建设进行总体规划, 近而降低工程成本和运行的各项费用;其次要求我们利用科技的提高来简化工艺流程;最后我们要从不断的探索中总结、完善、和吸取经验。

1 气区开发三大模式

1.1 靖边模式

最早在长庆气区开发的区块是靖边模式, 它借鉴了国内外成功开发气田模式。靖边模式采用从“集气半径、集输管网、净化工艺、管材选择”等方法进行优化。在靖边气田地面集输工艺形成了以“三多、三简、两小、四集中等靖边模式”。

1.2 榆林模式

榆林模式以采取边勘探边开发的原则, 其具有适应产能建设滚动开发的特点。榆林模式是靖边模式的继承和发展, 榆林模式采用了“进一步减少集齐站数量、简化地面系统”的新思想, 同时榆林模式在地面集输工艺也提出了以“节流制冷、高效聚结、小站托经”为目标。

1.3 苏里格模式

苏里格气田采用前期试采, 结果表明该气田气井高稳产时间短, 中低压稳产时间长, 总而言之, 气田最终采的收益性及可能性比较低, 同时开采的成本也表较大。开采气田的核心是有效益的开发苏里格气田。在以上的探讨靖边模式和榆林模式上, 我们结合创新的思维形成了以“井下节流、井口不加热、中低压集气、带液计量、常温分离、集中处理”为主题的三大工艺方法。

2 十二项地面配套工艺技术

2.1 多井高压集气工艺

传统的多井工艺比起今天的比较复杂, 我们可以在井口建加热设施, 为了节流降压和防止形成天然气水合物。像长庆气区一样, 我们一般都会采用多井高压集气, 高压气流经采气管直接输送到集气站集中加热, 其目的是为了减少井口的设施。多井高压是一项难度比较的的综合配套技术, 它的技术关键是要选择合理的集气半径、管线规格以及站场所辖的井数, 我们都知道长庆气区的集气半径一般都会稳定在六千米以内。只有解决好它的技术关键问题, 我们才可以做好下一步工作。多井高压集气工艺最大限度问题是如何有效的简化井口, 同时也不必经常去维护, 针对此问题, 我们的主要设施全部集中到了集气站并且不需要对井口供电、供水、通信、自控等辅助系统。

2.2 多井集中加热节流工艺

一般来说, 降压的同时也会急剧降温, 在进入集气站后此时高压天然气进入集气站后为了满足集输系统要求必须进入节流降压;在集气现场为了防止降压过程中生成天然气水混合物必须采用水套加热炉加热;为了减少站内设备以及提高热效率必须采用多井式加炉热。可以说多井高压集气工艺是多井加热气流的前提, 反之, 多井加热节流又是多井高压集气工艺的补充和阐述。多井集中加热节流工艺既减少了站内的设备数量, 又满足了开发工艺的要求, 是一种可以降低成本同时可以提高工作效率的有效方法。

2.3 周期性间歇计量工艺

气井的开采需要我们进行地质分析, 例如长庆气区根据储层低渗透, 单井产量稳定的特点, 在集气站内设计生产分离器和计量分离器, 打破了传统的气井开采常规。周期性间歇计量工艺大大减少了计量配置和仪表, 简化了工艺流程, 从而有效了降低成本。最近几年来, 长庆气区成为了开采气区的显著模范, 长庆气区生产比较稳定, 受到了广大人群的欢迎。

2.4 井下节流工艺技术

一方面井下节流工艺是一种可以防止天然气水合物生成, 同时又能排出井筒积液的有效方法, 另一方面井下节流工艺技术的核心是为了简化地面工艺, 实现中低压集气模式。据有效资料显示, 苏里格气田具有高压稳产时间短, 中低压稳时间长的特点。井下节流工艺技术在苏里格气田工艺技术的总结, 应用了井下节流工艺技术。

2.5 远程控制开关井技术

气井井口采用了高低压紧急截断, 为了有效的提升气田的自动化和数字化管理水平, 同时也可以确保中压集气采气管线的安全运行。同时该操作也奠定了建设“数字化气田”的基础。数字化管理系统的应用有利的保障了气田生产运行的效率问题, 在节约投资成本, 优化用工等方面起到了关键性的作用, 是提高生产效益的有效手段。

通过以上的探讨, 我们在气区开发的问题上, 可以结合气田的地质条件, 性质等问题总结形成的气区开发工艺模式以及相配套的工艺技术。为日后气区开发模式及地面配套工艺技术的研发奠定了坚实基础。

参考文献

[1]金忠臣, 杨川东, 张守良, 等.采气工程[J].北京:石油工业出版社, 2004, (4) :113-114

[2]苏欣, 李瑜, 章磊.低压油气轻烃回收方案比选[J].石油与天然气化工, 2008, (3) :22-23

工艺配套技术 第8篇

1 提高注水系统效率的工艺技术及配套装备

注水系统主要包括注水电动机、注水泵和注水管网。注水系统效率是指在油田注水地面系统范围内有效能与输入能的比值。提高注水系统效率的关键是提高注水泵和管网的效率。通过几年的改造和完善, 在提高注水系统效率方面已形成一系列配套技术。

1.1 分压注水改造技术

注水是油田提高采收率重要手段之一。每一个注水系统控制着几十口甚至上百口注水井的生产。为保证吸水压力高的注水井完成配注量, 以往注水泵的压力以满足高压注水井为条件, 而对于系统中注水压力低的注水井用阀门控制注水, 水流量损失很大。为了降低注水单耗, 大庆喇嘛甸油田从1991年开始采用高、中、低压三级分压注水技术[1]。目前共建成分压注水站17座, 安装注水泵59台。其中高压注水泵32台, 建成高压注水干线105 km, 平均泵压达16.5 MPa, 到配水间平均管压14.6MPa;低压注水泵27台, 低压注水干线35 km, 平均泵压达15.0 MPa, 到配水间平均管压13.0 MPa。采用高、中、低压分技术后, 不仅保证了油田合理有效的注水, 而且取得了显著的节能效果。

1.2 注水站机泵换泵芯技术

机泵换机芯技术是指在原有运行机泵的基础上更换泵芯和电动机, 加大泵叶轮流道使泵的排量增大。应用这一技术后, 泵效提高了近2.5个百分点。

1.3 注水站微机巡控技术

综合应用控制总线技术, 高精度、高可靠性的传感技术和电磁机构控制技术, 运用现代化控制理论和计算机, 实现对注水站的全方位监控。应用该技术后, 注水单耗降低了0.1～0.25 k Wh/m3。

1.4 注水井安装磁化器增注技术

水经过磁化器的磁场处理, 其表面张力下降、润湿性改善, 而且磁场可以吸附水中的铁磁性杂质, 净化水质。目前喇嘛甸油田在155口注水井上安装了磁化器, 平均单井增注217 m3/d, 增注率达12%左右。

1.5 污水化学处理

污水是喇嘛甸油田注水用水的主要来源, 因此, 降低污水中的杂质含量对提高油田的注水效果有重要意义。在污水处理过程中, 采用了新型污水处理化学助剂, 共推广使用于7座污水处理站, 注水水质达到了新标准的要求。

通过以上工艺技术的应用, 到2010年底, 注水系统效率各项指标明显提高, 注水用电单耗节能3.18 kWh/m3, 见表1。

2 提高抽油机井系统效率的工艺技术及配套装备

经过近几年的发展和完善, 主要形成了以下几种较为成熟的工艺配套技术。

(1) 节能型抽油机。采用节能抽油机可以节电8%～10%, 使整机系统效率提高2～3个百分点。

(2) 联组窄V带。联组窄V带具有滑差率小、丢转少、使用寿命长等优点, 与普通皮带相比平均节电2%左右, 提高整机系统效率0.5个百分点。

(3) 高转差电动机。高转差电动机具有转差率高、起动转矩大、起动电流小、机械特性软、能承受冲击负载等特点, 因此在负载轻的条件下, 可使系统效率提高1～4个百分点。

(4) 新型四功能节电箱。四功能节电箱其内部具有过压、欠压、过流等保护功能, 可保障设备不受瞬变电压电流的影响或破坏, 提高用电效率, 延缓用电设备老化, 可最大限度地降低用电系统的电耗, 不产生任何高次谐波。应用后可使功率因数提高到0.85以上, 同时降低了烧电动机的概率。

(5) 标准光杆配石墨调心防喷盒。防喷盒可减少摩擦损失, 延长盘根的使用寿命。

(6) 磁防蜡器。应用磁防蜡器后, 可缓解结蜡状况, 提高井下效率, 还可延长热洗周期, 减少电能的消耗。

(7) 合理组合采油管、杆。采用组合采油管、杆后, 降低了油管、杆的弹性损失, 降低了油管断、脱的概率, 节约了作业费用。

(8) 优化设计方案。在日常生产过程中, 充分利用抽油机井动态控制图, 对泵况不正常和供采关系不协调的井, 及时采取措施, 既能增加产量, 又可大幅度提高系统效率。

3 电泵井系统形成的节能配套技术

(1) 优化设计方案。通过科学计算、实地考察, 优选泵型、泵挂和泵的级数, 潜油电泵能够达到其最高效率。

(2) 调节可调式低压放气油嘴。通过地面连续调节油嘴直径, 寻找供采协调的最佳点, 增加了合理控制套管气的范围。

(3) 高压无功补偿控制器。无功补偿控制器采用32位ARM微处理器芯片、多任务操作系统内核, 实现了实时数据采集、通讯、历史数据存储、故障报警、电网谐波分析、无功补偿等功能。可以控制多达16路电容组、16路开关量监测, 可以直接连接电脑进行联机操作, 并根据无功功率大小、功率因数和电压范围, 自动控制电容器投切进行补偿, 有效地提高供电电压质量、提高配电网络的安全稳定及经济运行水平。无功补偿控制器与电泵井系统的完美结合, 有效地延长了电泵井的使用寿命。

(4) 电泵井降压启动装置。电泵井降压启动装置可降低电泵启动时的电压和电流, 减少烧泵的机会, 延长电泵机组的寿命。

通过以上技术, 使电泵井的系统效率由1990年的29.30%上升到2010年的38.71%, 提高了9.41个百分点。

4 提高集输系统效率的工艺技术及配套装备

随着油田综合含水不断上升, 产液量不断加大, 油气集输的负担日益加重, 目前采用的节能配套技术已初见成效[2]。

(1) 油井不加热集输技术。油井不加热集输, 即所谓的“冷输”, 就是在原油中加入冷输剂, 降低原油的凝固点, 从而达到管道输送的条件, 与加热集输工艺相比, 全年可节约天然气2 412104m3。

(2) 变频调速技术。可以自动及时地调节输出电源的频率, 从而改变泵的转速以达到节电的目的, 平均节电率为33%～40%。

(3) 油井降凝降黏技术。安装磁降凝降黏装置后, 油井井口与计量间汇管压力平均降低0.05MPa。

(4) 输油系统效率控制。利用系统效率控制可以方便地找出输油系统的薄弱环节, 从而加强管理, 提高工作效率, 见表2。

在集输系统开展新技术推广和改造以后, 输油系统效率提高7.16个百分点, 输油泵泵效提高3.18个百分点, 集输油自耗气下降1.88 m3/t。

摘要：大庆喇嘛甸油田经历了由低含水到高含水的采油过程, 在此过程中采用了减少无效或低效循环水量和降低注水、采油和集输等系统单耗的工艺技术和配套装备。在注水方面, 采用分压注水, 更换注水泵机芯, 注水站微机巡控技术, 安装磁化器、污水化学处理等技术;在抽油机井方面, 采用节能型抽油机、使用联组窄V带, 使用高转差电机、新型四功能节电箱、防喷盒、磁防蜡器、合理组合采油管杆、优化设计方案等;在电泵井方面, 采取优化设计方案、调节放气油嘴、使用高压无功补偿控制器, 降低启动装置等;在集输方面, 通过在原油中加入冷输剂冷输、采用变频调速技术, 安装磁降凝降黏装置, 对输油系统效率进行分析等, 节能效果显著。

关键词：工艺技术,油田,节能,应用

参考文献

[1]黄伏生.喇嘛甸油田特高含水期水驱综合调整技术研究[M].北京:石油工业出版社, 2003:21-23.

工艺配套技术 第9篇

1 我国油田采油工艺技术应用

1.1 完井工程技术

完井工程主要是衔接钻井与采油工程而又相对独立的工程, 由钻开油层阶段到下套管注水泥固井、射孔、下生产管柱、排液, 最后到投产。钻井完井与生产完井属于完井的两个阶段。其中, 钻井完井涵盖了完井设计、下产层管柱, 生产完井涵盖了测试与下生产管柱、井口安装至投入生产。随着油田采收率与开发效益的不断提高, 钻井完井技术受到了国家的重视, 该方面的投入力度加大, 大都按照油井地质情况及具体的生产要求确立科学的完井方式, 因此, 呈现出了多样化的完井方式, 比如, 悬挂割缝衬管完井、套管内下预充填防砂管完井、套管外封隔器--滑套开关完井等。

1.2 分层注水技术

油田投入开发后, 打破了油层原始的相对静止状态, 油层中的油、气、水的分布有了巨大的变化。所以, 为了保证油田的有效开发, 不仅要具备科学合理的开发方案, 还应在实际开采中, 及时了解油田动态, 使用好各类调整措施。在非均质多油层油田中, 油层渗透性在层间与平面上均存在明显的不同, 倘若采用多层笼统注水方式, 将会暴露层间、平面及层内三大矛盾。通过分层注水能够有效处理层间与平面之间的矛盾。分层注水技术能够调整层间矛盾, 同时, 对油层平面上注入水推进不均的矛盾也能有效的调整, 保证油井含水与油田综合含水合理的上升速度, 实现了良好的油田开发效果。所以, 油田开发在做好早期注水的同时还要实现分层注水。

1.3 水力活塞泵采油技术

水力活塞泵属于一种液压传动的无杆抽油设备。地面动力泵通过油管把动力液送至井下驱动油缸与换向阀, 以此带动抽油泵抽油工作。它的工作步骤是:动力液过滤后、动力液加压后通过排除管线与井口四通, 沿中心油管到井下液动机带动抽油机往复运动, 从而抽油, 乏动力液与原油从油管和动力液管环空返地面到井口四通流入分离器。排走分离出的气体, 油就会流回储罐, 有部分油会被送到选油站, 还有部分油通过滤清后会再次进入到地面动力泵中, 以当做动力液来使用。

2 油田配套采油工艺技术实践应用效果

2.1 完井工程技术的应用效果

勘探井和开发井在钻井最后阶段均属于完井, 目前国内已经研发出相配套的水平井、定向斜井、直井、丛式井等的裸眼完井、衬管完井、下套管射孔完井以及各类出砂井的防砂管如套管内外绕丝筛管、砾石充填等诸多的完井技术。在一些碳酸盐岩裂缝油田中主要选用的是先期裸眼完井方法, 对生产层进行了良好的保护, 促进了油井产量的提升。比如, 在部分注水开发的老油田中, 常因过高的油田压力, 对加密井通过密度较高的钻井液钻井完井, 同时, 开展了油层保护工作, 实现了预期的油田加密钻井完井效果。当前, 国内的水平井钻井和开采技术有了较快的发展, 将裸眼完井、诸多类型的衬管完井、下套管射孔完井运用到了水平井中, 效果均显著。通过不断的实践, 研发配套了采油、钻井联合协作技术, 使油层得到了有效的保护, 油田产量急速上涨, 围绕油层流出动态、油管节点, 研发出了一套处理生产套管直径问题的全新的优化完井设计的方法, 创新改进了完井工程技术, 树立了新的完井工程概念。

2.2 分层注水技术应用效果

在多层油藏注水开发中, 占据重要地位的技术就是不断增加注入水的波及效率。从五十年代开始, 国内油田就对分层注水做了详细的探索, 研发出了管式活动配水器和支撑式封隔器, 对油田分注起到了很好的效果。后来, 大庆油田采油工艺研究所又研发出了活动式偏心配水器, 实现了1口井分注3~6个层段分层注水工艺完整配套, 在该油田中得到了广泛应用。八十年代后, 国内众多油田如胜利油田、华北油田、江汉油田等针对深井封隔器和配水器进行了相关的研究与发展, 开创了深井分层注水, 每井能够分注两到三层。90年代, 大庆与河南油田研发出了液压投捞式分层注水管柱, 只需要液压投捞一次就能够准确测试、调整多层的细分注水, 为了实现分层注水工艺技术系统配套, 研发了各类水质过滤装置, 保证注入水的质量, 并且还研发了防腐注水管柱以及测试仪表。

2.3 水力活塞泵采油技术应用效果

通过不断的实践发展, 我国研发配套了水力活塞泵系列, 共涵盖了定压力比单作用泵、双液马达双作用泵、平衡式单作用泵、阀组式双作用泵, 同时还研发出了高含水期水力活塞泵改用水基动力液等配套技术, 进一步健全了水力活塞泵采油技术, 在开采高凝油与常规油藏含水百分之六十以下的情况下应用, 效果俱佳。

3 结论

综上所述可知, 随着我国油田开发的不断深入, 涌现出了一系列的采油工程技术, 并在不断的实践发展中逐步完善配套。在对老油田调整挖潜以及特使油藏开发过程中, 在借鉴了西方国家先进技术的同时还自行研发了属于本国特色的诸多新技术, 共涵盖了多层砂岩油藏、高凝油油藏、低渗透砂岩油藏、裂缝性碳酸盐岩油藏、气顶砂岩油藏、热采稠油油藏、复杂断块砂岩油藏、砂砾岩油藏、常规稠油油藏、凝析油油气藏等各类油藏开发的采油工程技术。

摘要：当前, 随着油田的深入开发, 国内涌现出了诸多的采油工艺技术, 并在实践中逐步完善配套。笔者根据自身工作经验, 首先对我国油田采油工艺技术应用进行了分析, 其次, 指出了油田配套采油工艺技术实践应用效果。

关键词：油田,配套采油工艺技术,应用效果

参考文献

[1]王建峰.侧钻井完井配套技术在孤东油田的应用[J].内江科技, 2009, (03)

[2]曲博.采油厂地面注水控制系统设计与实现[D].华东理工大学, 2011

[3]朱佑览, 贾宗玉.江汉油区侧钻井井位优选技术与应用[J].江汉石油职工大学学报, 2008, (06)

花生高产栽培配套技术 第10篇

【关键词】花生；高产；优良品种；田间管理

兴城市是辽西地区花生主产区之一，该地降雨主要集中在6～8月，花生收获季节的10月初雨量大为减少，尤其是在收获前一个月内既不高温干旱又不高湿，这一气候条件和综合预防措施使兴城市的花生米黄曲霉含量几乎为零，因此，兴城市花生在国际市场上具有极强的竞争力。兴城市红崖子花生市场已成为东北地区花生加工、销售的集散地，是国内知名的花生市场，花生加工、销售初具规模。为了真正实现高产、高效，经过几年的试验示范，我们探索出一整套确保花生高产稳产的栽培管理技术，现简述如下。

1 选用优良品种，确保花生稳产丰产

进行花生高产栽培，选用高产优质新品种是花生增产的关键措施。针对兴城地区花生品种不一、混杂老化以及产量低、品质差的种子资源特点，加上辽西地区春风大、地温低、干旱少雨的气候特点以及土质瘠薄、土壤重茬障碍严重的特点，经过多年的试验、示范，发现花育34、花小宝一号、8252等珍珠豆型小花生品种植株长势健壮、病害轻、双仁果多、百果重和百仁重较高，是适合当地花生种植的理想品种。

2 做好播前准备，提高播种质量

2.1 选地

选择地势平坦、灌排方便、活土层深厚、耕作层疏松、含钙质和有机质多的砂质壤土或轻砂壤土，棕壤土、褐土、砂土也可。

2.2 轮作倒茬

种花生最好是生茬，较好的前茬是粮谷作物、薯类、蔬菜等作物，与这些作物实行3年以上轮作。

2.3 整地

播种前进行的耕翻、耙耢、清除残茬等都是整地的技术环节。耕翻最好在春季进行，每隔3～4年耕翻1次，深度在25～30cm，随后耙地（镇压）、耢地，使土表平整，随后即可播种。对于不耕翻的土地，在春季除净残茬后，起合垄平整好地表，随后就播种。

2.4 施好种（口）肥

中等地力的地块，在整地前1～2d每667㎡撒施腐熟羊粪鸡粪或猪粪等农家肥4000kg，然后机械旋耕灭茬起垄，播种时顺播种沟每667㎡施磷酸二铵22.5kg、尿素5kg、硫酸钾7.5kg或复合肥25～30kg，盖上0.5cm厚的潮土后再播种；砂土地、河滩地、坡耕地等肥力较差地块，每667㎡施腐熟羊粪或鸡粪、猪粪4000～5000kg，其他肥不变；对于肥沃土壤，每667㎡施腐熟羊粪、鸡粪或猪粪2000～3000kg，其他肥不变。

2.5 灌好底墒水

播种前底墒一定要足，不足的（0～10cm土壤含水量低于12%）要灌溉造墒，切不可无底墒起垄种植。灌溉时最好实行喷灌。

2.6 播种

种子精选与种子处理：①晒种；②分级粒选；③种子质量标准（纯度不低于90%，净度不低于98%，荚果水分不高于10%，籽仁出芽率在95%以上）④拌药剂或种衣剂；⑤做好发芽试验。

播种技术：①播种期，一般是5月1日～10日。②播种密度，每667㎡播种10000～11000穴，保苗2.0万～2.1万株。每667㎡播种量为17～18.0kg荚果。

3 配套高产稳产栽培技术对比试验

3.1 大垄双行地膜覆盖种植模式

试验地点在红崖子乡三道边村进行，展示品种为花育34，试验面积为6667㎡，通过大垄双行地膜与裸地分别试验，以鉴定该品种在覆膜情况下的增产幅度。白色地膜，厚度为0.005～0.008mm，畦上小行距为35～45cm，畦间大行距为45～50cm，株距为13～15cm，每667㎡播种1.1万穴，穴播2粒。

表1 大垄双行地膜覆盖种植模式室内考种及667㎡产量

从表1可以看出，经覆膜大垄双行的花育34测产，667㎡产量达到412.1kg，比裸地栽培的350.9kg增产了61.2kg，增产达17.4%，覆膜栽培比裸地栽培增产效果十分明显。

3.2 小垄密植栽培模式

试验地点在望海乡柳家村进行，试验面积为6667㎡，展示品种为花育34号，花生行距为40cm、株距为13～14cm，每667㎡播种1.1万～1.2万穴，穴播2粒。

秋季收获测得结果为：小垄密植每667㎡实收株数18534株，比当地常规种植多3250株；平均每667㎡产出382.9kg，比当地常规种植的348.5kg增产34.4kg，每667㎡增效240.8元。

3.3 種子包衣剂筛选试验

供试种子为花育34包衣种子，其包衣药剂分别为吡虫啉+噻虫嗪、萎锈·福美双+咯菌腈，以不包衣为对照。两种药剂对防治蛴螬地下害虫及苗期病害效果均较好，防治效果在70%以上，均比对照增产，其中增产效果最好的是吡虫啉+噻虫嗪，增产7.9%。

表2 蛴螬活虫数及防治效果表

表3 包衣剂筛选试验产量结果表

3.4 根瘤菌剂筛选试验

供试花生根瘤菌剂为富思德、奥龙奇康（通用名称向作者确认），以不拌菌剂为对照。将菌剂拌在种子上，调查根瘤菌数、田间长势，试验为室内考种，面积为667㎡。

试验在沙后所镇王河子村进行，试验面积为6667㎡，供试花生根瘤菌剂为富思德、奥龙奇康（这两个中有一个是错误的，请向作者确认），试验品种为花育34号，用根瘤菌剂拌种，以不拌菌剂对照。结果（表4）表明，两个处理根瘤菌数均远远超过对照，植株后期长势良好，不脱肥且增产效果较明显，试验组667㎡产量为348.9kg和345kg，分别比对照的321kg增产了27.9kg和24kg，增产率达8.6%和7.4%。

表4 根瘤菌剂筛选试验产量结果表

3.5 植物生长调节剂试验

试验在沙后所镇烟台村进行，试验面积为6667㎡，供试品种为花育34，植物生长调节剂为花生高产新一代，于8月初喷施，以不喷施为对照。结果（表5）表明，喷施花生高产新一代的处理不徒长、荚果饱满、瘪粒少，且增产效果较明显，试验组667㎡产量为368kg，比对照组的328.2kg增产了12.1%。

表5 植物生长调节剂试验产量结果表

3.6 肥料试验

3.6.1 追肥试验

以花育34为材料，试验面积为3333㎡。肥料为尿素、尿素+二铵、撒可富复合肥，追肥时间为7月中旬，以不追肥为对照。结果显示，施用追肥的花生植株叶片秋季较不施肥颜色绿，延长了花生饱果成熟期的时间，利于花生营养成分的积累和果实的成熟，每667㎡收获361.6kg，比对照的332.2kg增产了8.8%。

3.6.2 叶面肥试验

以花育34为材料，试验面积为3333㎡，叶面肥为尿素（2%）+硼肥（0.3%）+磷酸二氢钾（0.2%），喷施于7月1日始，每7d喷1次，连喷3次，以不喷叶面肥为对照。结果显示，施用叶面肥的花生植株叶片变厚、变绿，抗病性变强，秋季每667㎡收获367.4kg，比对照的332.2kg增產了10.5%。

4 加强田间管理

4.1 补苗与除草

苗齐后及时查田补苗，做好中耕除草。

4.2 追肥

追肥分为土壤追肥和叶面追肥。土壤追肥方法是：在垄旁每667㎡条施尿素施12.5～15.0kg，然后覆土。叶面追肥的方法是：当叶片发生脱肥现象时，每667㎡可用0.1%～0.3%磷酸二氢钾水溶液+2%尿素水溶液40～50kg，每隔5d喷1次，连喷3次。

4.3 灌溉

在开花下针期遇旱要灌透水，最好是喷灌，在结荚期遇旱要轻喷灌1次。

4.4 病虫草害防治

病虫草害防治包括农业防治、物理防治、生物防治和化学防治。一般叶斑病用50%多菌灵可湿性粉剂800～1500倍液，蚜虫及地下害虫用种衣剂包衣。草害的防除有两种方法，一是人工除草，二是药剂除草。

5 适时收获

确定收获期主要有5种方法：（1）根据田间长相确定收获期；（2）根据饱果率确定收获期；（3）根据外壳及种仁颜色确定收获期；（4）根据当地昼夜平均气温确定收获期；（5）根据品种的生育期计算收获期。

正常年份的收获时间，生产田一般在9月末～10月初，制种田或留种田则提前2d收获。不论是机械收获还是人工收获，收割后要将2垄放成1垄，花生根部向阳，晒3d后即可摘果。地里晾晒时注意不能被雨淋，以防果壳霉变。

6 安全储藏

工艺配套技术 第11篇

1 侧钻井完井工艺技术

1.1∮95mm小井眼套管

∮95mm小井眼套管的长度有9～11m，厚度有65mm，外径为95.25mm，具有降低固井难度和管流损失、增加内通径及解决射孔限制等优点。在∮95mm小井眼套管研制之前，侧钻井使用的套管已经历过两个阶段，第一阶段是1991年～1998年采油的∮102mm (4’’)套管，但由于其无接箍套管固井质量较差，而有接箍套管需要扩眼程序，因而，在1999年后该工艺就不再被采用;第二阶段是1999年至2003年期间采用的∮89mm (31/2``)套管，但其具有强度低、射孔穿透深度浅及内通径小等缺点，因而，2003年后就采用了∮95mm (33/4``)小井眼套管，并一直沿用到现在，曾在苏丹南部油田应用，针对事故井的处理，取得较好效果。∮95mm小井眼套管的应用大大推动了侧钻井技术的发展和应用。

1.2 新型射孔器的研制

以往的射孔气具有穿透深度浅、容易在尾管顶处遇阻等缺点，为了配合∮95mm小井眼套管完井，射孔器的研制应从射孔弹与枪体内径、小井眼与大胀径、枪体下井与井身轨迹、盲孔等方面考虑。∮89-H型射孔弹是专门针对∮95mm套管设计的，其枪头为导向头，射孔抢外径是68mm，壁厚6.5mm，药型罩锥角为60°，药量可从13g开始增加到23g(如图1所示)。该新型射孔器的枪头能承受90MPa以上的压力，且自投入使用后，已在多地采油厂使用400余次，是∮95mm套管内射孔的首选射孔器。

1.3 侧钻井投产原则

1)侧钻井投产时必须要遵循一般射孔原则，即先将底部油层射开，再由下往上逐步返补孔;2)在投产过程中，开采方式应尽量选择有杆泵机采油的方式，并且采油的过程一定要选择逐步上返补孔的方式，以避免地层出砂并将油层埋住;3)为防止小件物品(如护皮、电泵卡子)落入套管内使打捞更为复杂，应在下电泵时将一吊篮连接在机组下部。同时，应定期化验分析并动态监控生产过程中出液含砂量。

2 侧钻井采油工艺配套技术

2.1 采油工艺配套技术

2.1.1 封堵改层技术

起初的侧钻井投产顺序是由好到坏，但是随着石油产量的逐渐减少，改层生产迫在眉睫。一般情况下，当夹层在50m以上且采用的方式为上返补孔时，采用的技术为填砂改层作业;而当夹层较小且采用了下返补孔作业时，采油须靠封堵炮眼或打水泥塞来完成，这主要是因为03年以前我国的卡封和丢手工具是不合格的，虽然，这样的方法也有一定的效果，但其却存在钻塞难、施工周期长和资金投入大等缺点。因而，为了达到封堵不留塞或易钻塞的目的，开采企业逐步从外国引进了H Y堵剂和GFD-2堵剂，并对这两种堵剂进行了试验，共试验26井次，封堵成功率达到了91%。如具有造斜点浅特点的王161-侧5，该井深度为1566.0m，最大斜度为42.4°，在1540～1550m段套管存在轻微变形现象，且经套变钻塞4次，因而有一定的处理难度，随后，施工方对其实施HY堵剂不留塞措施，措施后最高日增油达到了28.8t，且含水量为73.6%，与措施前相比含水量下降了23.9%，效果较为明显。

2.1.2 机械卡封改层

针对新研发的∮95m m套管，市场上研发出了一种由坐封锁紧、扶正和密封机构组成的小直径封堵器，即HDY341-76小直径封堵器。同时，使用Y441-115封隔器与小直径封堵器配合，并液压坐封，以方便打捞和密封尾管顶。另外，为了实现上返开采的目的配套了一种由坐封、锚定和密封机构组成的可捞式桥塞，即HDQSA-76可捞式桥塞(表1)。

2.1.3 封堵封窜工艺

侧钻井井身结构较为复杂，经常会出现一些问题，如管外窜、小套管漏失、尾管顶悬挂器处漏失及上部大套管漏等，这些问题都严重制约着油井的正常生产。因而，可根据套管漏失的部位和类型选择不同的封堵及配套工艺，如小套管的管外窜可采用射工艺孔挤入法封窜。

2.1.4 防砂工艺

由于射孔孔眼小且临界流速大，侧钻井生产中容易出砂且极易将油层埋住。而针对射孔不完善、易出砂且存在污染等问题，油井生产中可采用具有解堵与防砂功能的酸防一体化技术，即无机酸为主、有机酸为辅的A剂和以水溶性掺混树脂、聚合物为主的B剂混合物。

2.2 特种小油管研发与应用

小油管的密封性、强度对于侧钻井的封堵、防砂和探冲砂等环节的成败有着相当重要的作用，结合小油管的重要性及侧钻井的小套结构，在施工中有两种特种小油管被研发出来并已获得了国家实用新型专利。一种是适用于∮89mm套管的厚壁长丝扣1.9吋(∮48.3mm)油管，另一种是适用于∮95mm套管的厚壁23/8吋(∮60.3mm)油管.

2.3 在苏丹南部油田的应用

在处理事故井T J-S-3的施工中，最后采用了侧钻工艺技术，恢复了该重点井的生产。另外在油田采油工艺的多样性的实验中，分别对Jhongyang-c-1、Jhongyang-T-1的bentiu层进行了侧钻作业，产量有原来的垂直井增产200桶每天。

3 结论

综上所述，新研制出的∮95m m小井眼套管完井技术具有解决以往侧钻井完井过程中存在的许多问题，如射孔深度不够、内通径小、油管作套管强度低、分层开采难度大等等。而新型∮89-H型射孔弹是∮95mm小井眼套管的配套射孔器，也是其首选射孔器。

摘要：侧钻井技术在复杂断块油藏开发中后期剩余油的开挖具有较大的优势, 在国内外油田中应用也较广泛, 在苏丹南部的事故井的处理、采油工艺多样性实验中进行了很好的应用。本文介绍了∮95mm小井眼套管的研发历程、新型射孔器的研制及侧钻井投产原则, 同时从封堵改层技术、机械卡封改层、封堵封窜工艺、防砂工艺及特种小油管的应用几方面着重探讨分析了侧钻井采油工艺配套技术。

关键词：侧钻井,∮95mm小井眼套管,射孔器,采油工艺,配套技术

参考文献

[1]张丁涌.侧钻井工艺配套技术在现河采油厂老区稳产挖潜中的应用[J].特种油气藏.2001

[2]王建峰.侧钻井完井配套技术在孤东油田的应用[J].内江科技.2009

[3]张琪.采油工程原理与设计[M].石油大学出版社.2006