高含水油田采油工程技术
采油工程
Pa-Pb是在油管 中消耗的压力
Q1
图2-5 油压与产量的关系曲线
①当油嘴直径和气油比一定时， 产量和井口油压成线性关系。
图2-21 油嘴、油压与产量的关系曲线
油层渗流消耗的压力
•泵筒内液体转移入油管
内
•不排液体出井
泵的理论排量
活塞上下一次，向上抽汲的液体体积为:
V fPs
每分钟排量为: 每日体积排量为: 每日质量排量为: 式中:
Vm f P sn
Qt 1440 f P sn
Qm 1440 f P sn l
Qt －泵的体积理论排量，m3/d；
Qm －
泵的质量理论排量，t/d；
Pmin Wr I d Phd Fd Pv
在下泵深度及沉没度不很大、井口回压及冲数不高 的稀油直井内，在计算最大和最小载荷时，通常可 以忽略Pv、F、Pi、Ph及液柱惯性载荷
第三节 抽油机平衡、扭矩与功率计算
一、 抽油机平衡计算
不平衡原因
• 上下冲程中悬点载荷 不同，造成电动机在 上、下冲程中所做的 功不相等。
图5-7 注水井指示曲线
采油工程原量。
吸水指数 = 日注水量 日注水量 注水压差 注水井流压 - 注水井静压
吸水指数=
两种工作制度下日注水量之差 相应两种工作制度下流压之差
采油工程原理与设计
二、影响吸水能力的因素 (1) 与注水井井下作业及注水井管理操作等有关的因素 (2) 与水质有关的因素 (3) 组成油层的粘土矿物遇水后发生膨胀
(2)抽油泵
抽油泵的分类：
海油陆采—极浅海边际油藏开发获新生
海油陆采—极浅海边际油藏开发获新生海油陆采是开发极浅海边际油藏的有效方式。
目前主要采用围海造陆开发海油、陆上水平井开发海油以及海公路+人工岛+水平井或大位移定向井开发海油三种海油陆采模式。
海油陆采工程涉及勘探、试油、试采、集输等诸多环节，水深不足3米的极浅海地理环境复杂而特殊，环保要求很高，是一项复杂的系统工程。
胜利油田孤东采油厂近几年在国家级自然保护区取得的海油陆采经验，奠定了其在国内该技术领域的领先地位。
海油陆采——极浅海边际油藏效益开发的必然选择随着陆上油田陆续进入高含水、特高含水、产量递减开发阶段，东部油田普遍将目光投向水深不足3米的极浅海地区，而常规海上建造人工平台开发成本高、风险大，影响了开发效益的提高。
对于储量丰度较低、油层不连片难以形成规模效应的边际油藏开发更是提出了很高的要求。
孤东海堤外的海油陆采始于1996年，正是胜利油田的水平井技术日臻成熟之际。
在七区东部陆地上钻打了4口水平井，开采海域中馆陶组52+3层储量120万吨，初期日产油154吨，2006年底，日产油48吨，累产油13.2吨。
2000年3月，中国第一口水平位移超三千米的海油陆采大位移水平井埕北二一平一井在中国第二大油田胜利油田钻成。
此举标志着中国在海油陆采领域的特殊工艺井技术又向国际先进水平迈进了一大步。
专家指出，这一技术可使发现的浅海和滩涂油田，可以在不建海上人工平台、不围海造陆的情况下把原油开采出来，增加油藏控制面积六百多平方千米，节约建海堤费用每千米一千五百万元，经济效益巨大。
经过工程技术人员多年的探索实践，形成了成熟的海油陆采丛式井钻井技术，解决了导向及地质导向钻井、丛式井防碰、定向井pdc钻头以及泥浆工艺等技术问题，表明海油陆采的前景更广阔，也将产生巨大的社会效益和经济效益。
辽河油田、大港油田、冀东油田等油田先后开展了海油陆采试验和规模开发。
今年“五一”长假期间传来喜讯，中石油冀东油田发现了规模储量达10亿吨的南堡油田。
采油工程PPT第一章.ppt
p wf
pr qL
JL
当 时 qb qL qomax
p wf
f w
pr
qL JL
0.1251
fw pb
81 80 qL qb qomax qb
1
当 时 qomax qL qLmax
概述
• 采油工程
为采出地下原油，采用的各项工程技术措施的总 称。采油工程在石油工程中处于核心地位。
• 主要任务
根据油田开发要求，科学地设计、控制和管理生 产井和注入井，通过采取一系列措施，以达到经济有 效地提高油井产量和原油采收率、合理开发油藏的目 的。
• 课程特点
综合性、实践性、工艺性强。
油井生产系统
qV
Jo pb 1.8
68.35(m3
/d)
q0max qb qV 115 .67(m3 / d )
(3) 计算pwf=15 MPa及7 MPa时产量 pwf=15>pb，位于直线段：
qo Jo pr pwf 28.39(m3 / d)
pwf=7<pb，位于曲线段：
qo
qb qV 1 0.2
qotest
qb
qv
1
0.2
pwftest pb
0.8
pwftest pb
2
qb Jo ( pr pb )
qv Jo pb 1.8
Jo
pr
qb
qotest
pb
1 0.2
pwftest
1.8
pb
0.8
pwftest pb
2
例1-3
已知： pr=18MPa，pb=13MPa pwftest=9MPa，qotest=80m3/d。
采油工程PPT课件
1、自喷井生成过程中，原油流至地面分离器一般要经过四个流 动过程：
计量站
井口装置
Байду номын сангаас
油层
自喷井
5.2.2、人工举升采油： 气举采油 有杆泵采油 无杆泵采油
人工举升（机械采油）
有杆泵（杆柱传递能量）
常规深井泵（抽油机抽油）
地面驱动螺杆泵
电泵（电缆传递能量）
无杆泵
不同点：实现其导流性的方式不同
目标均是为了产生有足够长度和导流能力的裂缝，减少油气水渗流阻力。
水力压裂：裂缝内的支撑剂阻止停泵后裂缝闭合； 酸压：一般不适用支撑剂，而是依靠酸液对裂缝壁面的不均 匀溶蚀产生一定的导流能力。
5.3.3酸化压裂
5.4提高采收率技术： 5.4.1概述、基本概念 5.4.2化学驱油法 5.4.3混相驱油法 5.4.3热力采油法 5.4.5微生物采油法
三大矛盾—
层与层之间由于渗透率差异达几百上千倍，注水后，各层受效时间、地层压力、产油速度、含水率都不一样。
层间矛盾
三大矛盾—
平面矛盾
一口注水井要对应两口以上的油井注水，由于沉积相的影响，各油井受效情况差异很大。
三、分层注水、分层调剖和分层增注
三大矛盾—
层内矛盾
在同一油层内，由于油层的非均匀质存在，影响该层的注水采收率。
油层
采油工程部分
水井
油井
油藏工程部分
人工补充能量
人工举升采油
液气
集输油气
脱水处理
污水
原油
回注或排放液
采油工程是根据油气和储层特性建立适宜的流动通道并优选举升方法，经济有效地将深埋于地下油气从油气藏中开采到地面所实施的一系列工程和工艺技术的总称。包括油藏、钻井、采油和采油地面工程等。
石油工程技术 井下作业 排水采气工艺--主要技术类型
排水采气工艺--主要技术类型泡沫排水采气（简称泡排）的基本原理，是从井口向井底注入某种能够遇水起泡的表面活性剂(起泡剂)。
井底积水与起泡剂接触以后，借助天然气流的搅动，生成大量低密度含水泡沫，随气流从井底携带到地面，从而达到排出井筒积液的目的。
排水采气是解决“气井积液”的有效方法，也是水驱气田生产中常见的釆气工艺。
目前现场应用的常规排水采气工艺可分为：机械法和物理化学法。
机械法即优选管柱排水采气工艺、气举排水采气工艺、电潜泵排水采气工艺、机抽等排水采气工艺等，物理化学法即泡沫排水采气法及化学堵水等方法。
1排水采气·优选管柱小油管排水采气工艺技术适用于有水气藏的中、后期。
此时井已不能建立“三稳定”的排水采气制度，转入间歇生产，有的气井已濒临水淹停产的危险。
对这样的气井及时调整管柱，改换成较小管径的油管生产，任可以恢复稳定的连续自喷。
1.1优点：1.1.1属自力式气举，能充分利用其藏自身能量，不需人为施加外部能源助喷。
1.1.2变工艺井由间歇生产为较长时期的连续生产，经济效益显著。
1.1.3设计成熟、工艺可靠，成功率高。
1.1.4设备配套简单，施工管理方便，易于推广。
1.2缺点：1.2.1工艺井必须有一定的生产能力，无自喷能力的井必须辅以其他诱喷措施复产或采用不压井修井工艺作业。
1.2.2工艺的排液能力较小，一般在120m3/d左右。
1.2.3对11/2in小油管常受井深影响。
一般在2600m左右。
优选管柱排水采气工艺是在有水气井开采的中后期，重新调整自喷管柱的大小，减少气流的滑脱损失，以充分利用气井自身能量的一种自力式气举排水采气方法。
对排液能力比较好、流速比较高，产水量比较大的天然气井，可适当的放大管径生产，达到提高井口压力，减少阻力损失，增加产气量的目的。
该工艺理论成熟，施工容易，管理方便，工作制度可调，免修期长，投资少，其存在的工艺局限性是：气井排液量不宜过大，下入油管深度受油管强度的限制，因压井后复产启动困难，起下管柱时要求能实现不压井起下作业。
采油工程(注水)原理
三、注水系统效率和能耗计算 1、系统效率
w泵机损 w网损 w节损
W入
注水站
管 网
井口
w有效
注水系统能量平衡模型图
123
--- 注水系统平均运行效率，% ----拖动注水泵电动机平均效率，% 1 2 ----注水泵平均效率，% ----注水管网平均效率，% 3 2、系统能耗 系统能耗：指每向油层注入1立方米水的耗电量 和注水泵每泵出1立方米高压水的耗电量。 （1）注入水单耗 （2）注水泵单耗
7、硫酸盐还原菌（SRB）、腐生菌（TGB）和 铁细菌含量分析 新笔趣阁 （1）SRB和TGB含量分析 （2）铁细菌 8、滤膜系数分析 滤膜系数：指在0· 14MPa压力条件下，让 1000mL的水样通过滤膜（Φ47，孔径 0· 45μm）所需的时间的函数 MF=1000/（20t） MF----滤膜系数；t----过滤1000mL水样所 需的时间，min。 MF值是衡量水样对滤膜的对细微孔道堵塞程度 的综合性的指标， MF越大，反映的水质越好；
9、平均腐蚀率的测定 10、含油量的测定 （1）荧光比色法 （2）分光光度比色法
水源及水处理 一、水源的选择 考虑的四种因素： 1、水源类型 （1）地下水：浅层水，深层水 （2）地面水：江河、湖泊、泉水 （3）污水： （4）海水 2、水源井采水 浅层水源井 深层水源井
二、净化处理
目的：去除水中固体悬浮物和铁质，使水质澄清，达到 合格标准。
注水流程
注水系统：是由水源采水处理系统、注水站、 注水管网、配水间和注水井等基本单元。 一、注水站 注水站的作用：一是为注水井提供设计要求的 稳定的泵压，二是向注水井连续均匀地泵送水 质合格的注水量。 注水站要接收水源来水；连续稳定的泵出高压 注入水；水质检测合格和简易处理；注水干线 计量等工作。 1、注水规模和压力的确定 注水站规模是指该站高压泵送出的水量的大小。 由油田产油量（地下体积）、产水量和注水井 洗井、作业用水量、生活与环境用水来确定。
采油工程中注水工艺存在的问题与处理
采油工程中注水工艺存在的问题与处理摘要：注水工艺作为采油工程的的一种普遍而重要开采技术，其通过向油井内部注入大量的水，来增加油层压力，降低原油粘度，促使原油得到有效开发，提高经济效益。
而在该工艺的实际应用过程中，也逐渐暴露出一些问题，针对采油工程注水工艺存在的问题进行相关研究并制定出行之有效的处理措施，具有一定的现实意义。
关键词：采油工程；注水工艺；存在问题；处理策略1.采油工程中注水工艺存在的问题1.1注水水质不达标在采油工程的注水工艺中，水质的好坏直接影响到注水的效果和油井的开采寿命。
注水水质不达标，将会导致注水过程中形成沉淀物，堵塞油层孔隙，影响油井的吸水能力。
这主要是因为一些采油工程采用地下水或河水作为注水水源，这些水源中含有大量的杂质和矿物质，无法达到注水水质的标准。
此外，一些采油工程的注水设备老化，无法保证水质的稳定性和可靠性，也会导致注水效果不佳。
1.2注水压力控制不当注水压力是注水工艺中的重要参数之一，如果注水压力控制不当，会对油井和油层造成极大的损害。
一些采油工程的注水压力过高，容易破坏油层结构，导致油井出砂、出水等问题。
这主要是因为采油工程师没有根据油井的实际情况来调整注水压力，导致注水压力过高或者过低。
而一些采油工程的注水压力过低，则无法满足油层的吸水需求，导致注水效果不佳。
1.3注水量不足注水量是保证油井正常开采的重要因素之一。
一些采油工程的注水量不足，无法满足油层的需要，导致油井产量下降。
这主要是由于注水设备老化、注水管线漏失等原因造成的。
此外，一些采油工程没有根据油井的实际情况来调整注水量，也会导致注水量不足。
1.4注水井封堵技术不成熟在采油工程的注水工艺中，注水井封堵技术的好坏直接影响到注水效果和油井的开采寿命。
一些采油工程的注水井封堵技术并不成熟，导致注水井的封堵效果不佳，容易造成注入的水外溢，影响采油效果。
这主要是因为采油工程师没有掌握正确的封堵技术或者使用的封堵材料不合适等原因造成的。
大庆油田三次采油技术进展
大庆油田有限责任公司
二OO八年七月
大庆油田自开发初期就提出了开展三次采油实验研究， 1965年在萨北地区开辟了三次采油提高采收率小井距矿场试验 基地。 40多年来，三次采油技术从无到有，从小到大，从弱到强
的发展，经历了探索、创新、实践、发展的曲折过程。先后开
展了聚合物驱、三元复合驱、泡沫复合驱、胶束/聚合物驱、 水气交替注入、热力采油、微生物采油等多项矿场试验，通过
采 收 率 提 高 值
（%）
10
大庆 油田
0
2 5 10 20 30 50 70 100 200 300
采 收 率 提 高 值
(%)
15
10
采 50 收 率 40
(%)
油田
5
30
0
0.2
0.4
0.6
0.8
原油粘度(厘泊)
变异系数，VK
评价指标、方法逐步完善
评价方法 逐步健全
常规手段
布氏粘度计等
稳定性\传导性
660
25.3 123 12.89
640
24.4 126 14.23
559
17.9 91 9.84
4、聚合物驱工业化推广应用
1995年开始了聚合物驱工业化应用
截至2007年：
工业化区块已达: 动用面积: 动用地质储量: 总井数: 累注聚合物干粉: 累积生产原油: 累计增油: 聚合物干粉用量: 区块产油: 41个 368.35 平方公里 7.734亿吨 8238口 76.13万吨 1.008亿吨 5995.3万吨 10.26万吨 926.7万吨
年 产 油
(万吨)
一次井
基础井
大庆油田产量构成
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高含水油田采油工程技术
摘要：伴随着油田开采时间的延长，我国现有的很多油田都进入了高含水期开发阶段，但因为高含水期开采时面临的开采环境复杂且恶劣，不仅难以保障开采的效率，还会导致产量低下。
因此，对油田高含水期的开采技术研发极为重要，相关油田企业应针对高含水期的采油难题，加强技术创新和改进。
基于此，本文详细分析了油田开发高含水期的采油工程技术，为解决高含水期的采油难题具有重要的技术指导价值。
关键词：油田开发；高含水期；采油工程技术
我国油田行业的发展时间较长，很多大型油田经历了漫长的开采阶段，开发作业过程中因为存在地面限制，导致油井的承载力变化明显，而这种情况下，机械设备、基础设施的侵蚀严重，干扰了正常的开采作业，高含水期开发时遇到的技术难题较多。
因此，伴随着石油资源需求量的增长，各个油田企业的生产规模逐步扩大，高含水期开采中的技术创新成为了油田企业关注的重点问题，只有加快推进技术创新，才能够为油田企业创造更高的效益。
1 油田开发高含水期的主要特征
在油田开发过程的高含水期，油井中的含水量以较快的速度上升，生产力就会随之急剧下降。
因此，针对这一情况，可以利用压裂方式来改善生产现状，在压裂技术的支持下，套损井的大修能力和修复率都显著提升，保持了正常的生产作业，油田产量也会随之大幅度上升。
在油田开发的高含水期，如果可以运用性能更加稳定的稳油控水技术，就能够有效提升油田开发的质量和效果。
这种手段不仅能保证油田开发作业符合相关要求和规定，而且能够使得油田开发作业的效果更加显著。
对于油田开发中的注水井，一般会运用化学剖面的控制技术对其进行处理，以达到控制吸水横截面的目的，此外，也可以有效提高机械油井的利用率，从而延长油井检泵周期，在最大程度上避免油井在短时间内被淹没情况的发生。
2 油田开发高含水期的采油工程技术
2.1自动化仪表技术
油田开采作业的完成需借助于一些现代化的仪器仪表来完成，因为石油开采
作业的特殊性，在整个的开采作业中常常伴随着诸多的仪表参数获取与控制，比如，智能化的传感器将开采温度控制在相对合理的范围内，就可以尽可能保障石
油性质的稳定性。
但开采温度的控制难度较大，需开展实时监测，对温度仪表与
智能化检测设备连接起来，实现温度监测的智能化。
经由自动化仪表与计算机技术、网络技术的有效结合，即使在开采的过程中遇到了较大的温度变化，仪表也
能够快速监测到，且能够根据开采的现实需求来进行相应的温度调整和控制。
石
油资源所处的条件复杂，采油作业中受到环境因素的干扰非常大，环境变化将会
阻碍正常的开采作业，尤其是环境压力的变化，可能会增大开采作业中的安全风险。
因此，为保障开采的安全性和高效性，可以利用压力检测仪表设备来辅助开
采作业，因为该种仪表设备的实时监测和预警功能强大，可以有效指导开采作业，克服现场的压力变化难题。
2.2 微生物采油法的应用
目前来看，微生物采油法也是一种效能较高的油田开发方法。
这种方法在聚
合物驱油方面发挥了很好的功效，并且在日后也具有很大的发展空间。
但是，微
生物采油法在油田开发过程其他环境中的应用还仅仅停留在理论研究的层面，此外，在油田开发中应用微生物采油法，会导致较高经济成本的产生，对石油企业
经济效益的提升也会造成一定程度的威胁。
2.3采用油水井分层测试和分层注水技术
目前来看，在石油开发的整个过程中，尤其是高含水期，存在着一些问题和
安全患亟待解决，在对现有采油工程技术进行优化时，石油企业的有关部门通常
会采用油水井分层测试技术，这项技术是应用数据模型得出石油开发过程中水和
油的具体数据资料信息，进而掌握所开采油田的实际情况，最终制定最合适的油
田开发技术方案，保证石油开发作业的顺利有序进行。
此外，油水井分层测试技
术在油田开发高含水期的运用，可以在正式作业之前精确地计算所开采油田的分
压力，进而确保注入油井中压力的有效性，消除潜在的安全隐患，提升油田开发
的质量和效率。
油田开发工作进入高含水期的时候，通常会有油田分层的问题出现，对油田
后期开发作业有着极其不利的影响，增加油田开发的成本，降低石油企业的经济
效益。
对于这个问题，石油企业可以结合实际情况灵活运用分层注水技术，尽可
能地避免油田分层问题带来的不良影响，对所要开发的油田进行分层管理，也能
够为日后的作业创造更加便利的条件。
2.4三次采油工艺
对于石油企业来说，如果能够在油田开发的过程中有效运用三次采油技术，
就可以在很大程度上提升石油开发的产量。
三次采油技术的具体运用就在于在保
证油田开发进度的条件下，在油田开发过程中应用聚合物驱油，再加入合适的试剂，以达到增加石油产量的目的。
此外，还可以在石油开采的过程中加入聚合物
水溶液、表面活性剂以及碱液，以此来提升复合驱油的效果，增加石油开发的产量。
3 结束语
油田进入高含水期采油作业时，因为含水量高，再加上采油作业中遇到的环
境问题等，都使得在开采作业中的技术难题增多。
因此，针对高含水期的采油作业，各个油田企业都应该从油田的实际情况出发，引入先进的新型采油工程技术，进行采油工程技术的优化，充分加强新型开采工艺的应用，注重采油技术的创新，用以提升油田开发的质量和效率，实现油田增效。
从而推进我国油田开发事业的
长期可持续健康发展。
参考文献
[1] 张忠宝, 霍春艳. 油田开发中后期的采油工程技术优化[J]. 化工设计
通讯, 2017, 43(8): 54
[2] 宁然. 油田开发中后期的采油工程技术优化[J]. 化学工程与装备,
2020(07): 34-35.。