超深井超稠油定义 new
1.1超深井：现阶段一般是指井深超过6000~8000米的油井。
1.2稠油分类：
表1.2 RIPED刘文章提出的中国稠油分类标准
Tab.1.2 RIPED Liu raised China's heavy oil article classification
稠 油
分 类 第一指标
黏度，mPa·s 第二指标
密度，g·cm-1
50*（或100~1000 ＞0.920
稠 油
特稠油 亚 50~100
类 100~1000 ＞0.920
＞0.920
超稠油 10000~50000 ＞0.950
（天然沥青） ＞50000 ＞0.980
1.3各常规稠油开采方法的优缺点及适用性：
1.3.1蒸汽吞吐
蒸汽吞吐是一种相对简单和成熟的注蒸汽开采稠油的技术，目前在美国、委内瑞拉、加拿大广泛应用。蒸汽吞吐的机理主要是加热近井地带稠油，使之黏度降低，当生产压力下降时，为地层束缚水和蒸汽的闪蒸提供气体驱动力。现在国内正在研究的是CO2吞吐技术，CO2的各项性能是非常适合蒸汽吞吐的，它具有很好的降黏、增液和改善蒸汽吞吐效果的作用，而且适用于大多数的稠油油藏和强水敏油藏，但是这一技术要求必须要有气源，否则的话是不可行的。
蒸汽吞吐工艺施工简单，收效快，不需要进行特别的试验研究，可以直接在生产井实施；蒸汽吞吐是单井作业，对各种类型稠油油藏地质条件的适用范围广，经济上的风险较低；对于井间连通性差、原油粘度过高以及含沥青砂的油藏，仍将蒸汽吞吐作为一种独立的开发方式。
但是蒸汽吞吐也存在一定的问题：
（1）由于湿饱和蒸汽的特性和油藏非均质性，注入油层的蒸汽向顶部超覆推进及沿高渗透层指进，垂向扫油系数很难超过50％。因而，如何保证井底蒸汽干度高水平，并有效调控吸汽剖面，是蒸汽吞吐开采的核心技术，尤其对于深层、层状多层稠油油藏。 （2）蒸汽吞吐存在重力超覆引起的蒸汽在高渗透层的窜流以及热损失大的问题；另一方面随着蒸气吞吐周期的增加，一般加热半径和加热面积都会逐渐增加，但当吞吐周期增加到一定程度后，向油层中注入新的蒸汽热量仅能弥补向顶、底盖层热损失时，加热半径、加热面积不在扩大，向井底渗流的流体仅仅来源于一有限的加热区，导致单井产量以及油汽比迅速递减，经济效益差。
（3）蒸汽吞吐是单多作业，在蒸汽吞吐中后期，经济效益低，为了提高蒸汽吞吐的经济效益应该进行多井整体蒸汽吞吐，即把射孔层位相互对应、汽窜发生频繁的部分油井作为并组，集中注汽，集中生产，以改善油层动用效果的一种方法。
1.3.2 蒸汽驱
蒸汽驱是通过适当的注采井网，从注入井连续注入蒸汽，加热并驱替原油的采油法。在理想的条件下，随着蒸汽从注入井向生产井的逐步推进，蒸汽驱形成三个带：蒸汽带、热水带和油水带。蒸汽带是在注入井周围形成的，它随着蒸汽的不断注入而膨胀，其温度接近蒸汽温度。在蒸汽带，轻烃的蒸发驱动原油，并冷凝成可溶油的液体，同时蒸汽还提供一定的气驱能量。当蒸汽向前推进到油层温度较低处时，蒸汽变成了热水，形成热水带。在热水带，通过原油的受热膨胀、降粘和热水驱来驱动原油于生产井采出。
蒸汽驱油最大的缺点就是成本高，适用范围有限制。如生产井与注入井的井距比常规井距小，一般为100~150米。尤其我国油藏地质条件复杂，多数稠油油藏深度超过1000米。由于深度大，引起了一系列工艺技术上的难点，例如由于井深，井筒隔热技术要求高。目前蒸汽驱油还没有形成规模。
1.3.3 火烧油层
火烧油层也称火驱法。是油层本身产生热的一种热力采油方法。火烧油层是将某种形式的氧化剂(空气或氧气)注入油层，使其内部的油自燃或点燃，随后注入的氧化剂便会使燃烧带在油藏中扩展，燃烧带产生大量热量，加热油层和油层中的流体，将油层加热降低原油粘度。
火烧油层最大的技术问题是氧化过程在油藏中维持的时间以及氧化范围。通常，火烧油层工作特性与空气流量有关，使工作过程很难控制；热损失导致油大部分馏份冷凝而难以采出；燃烧产出的气体污染空气。不利手环保；另外用大功率高压空压机注空气，技术要求高，成本大。因此火烧油层还只是处于工业试验阶段。
1.3.4 稠油冷采技术
冷采是指无供热条件下，利用某施工技术和特殊的抽油设备积极开采稠油的方法。稠油冷采工艺是采用物理或化学的方法改善稠油的流动性。
它具有开采工艺简单、生产成本低、适用范围广的优点，根据加拿大和河南油田的实践经验，一般单井日产油可达8t以上，采收率可达8%~15%。但是冷采提高稠油采收率的能力要比热采低得多。
1.3.5 掺稀油降粘法
掺稀油法就是把稀油加入到高粘度的稠油中以降低稠油的粘度，轻油掺入稠油后可起到降凝降粘的作用。
轻质油稀释稠油不仅有好的降粘效果，且能增加产油量，并对低产、间隙油井输送更有利。在油井含水升高后，总液量增加，掺输管可改作出油管，能适应油田的变化，因此，在有稀油源的油田，轻油稀释降粘，具有更好的经济性和适应性。
但是，掺稀法也存在不足。首先，受到稀油资源的限制，稀原油储量有限，且产量呈下降的趋势，必然面临即将无稀油可掺的情景。其次，稀原油掺入前，必须经过脱水处理，而掺入后，又变成混合含水油，需再次脱水，这就增加了能源消耗，再次，稀原油用作稀释剂掺入到稠油后，降低了稀油的物性。稠油与稀油混合共管外输时，增加了输量，并对炼油厂工艺流程及技术设施产生不利的影响。所以，掺稀油降粘法有一定的局限性。
当前稠油采油新技术的应用研究与分析
当前稠油采油新技术的应用研究与分析
摘 要：本文主要针对当今油田采油新技术的应用，在油田不同开发阶段 ，不断加强科研攻关与技术配套提高采收效果。辽河油田经过40多年的开发建设，大部分油藏区块都已进入开发中后期，由于油区的层间、层内的非均质性较为突出，注水死角在纵向和横向的面上都存在，采油技术的创新需求不断提高。特别是对高渗水驱油藏集成配套新技术、稠油油藏开采新技术、掺稀降粘采油技术、烧油层驱油技术、潜山油藏开采新技术等创新技术领域取得的新进展进行分析和研究，以便在实际工作中加以推广，提高采收率及效果。采油工程技术系统是油田开发链条中的重要环节之一。
关键词：油田 采油 新技术 应用 分析
一、关于稠油油藏的开采技术分析
当前，辽河油田还开展火烧驱油配套技术研究和试验 ,以物理模拟、烧驱油方案设计、火烧驱油点火、注气动态实时监控、产井动态监测、全注气和生产等为主体内容的系列技术得到成功应用，取得了初步效果。在高升区块进行的部分油井进行系列火驱试验。火驱井组位于区块内采出程度最高、压力水平最低的区块中部。目前有火驱点火井8口，开井8口；火驱一线井组共有油井30口，开井27口；二线井组共有油井14口，开井10口。日产液由驱前的64.1吨上升至115.3吨，日产油由驱前的23.9吨上升至40.3吨。目前整个井组的火驱效果较为明显。通过系统研究高温多效泡
沫驱的机理、油藏适应性、采收参数等的系统研究,在热力采油数学模型的基础上建立了多相态、多组分高温多效泡沫驱油数学模型,可为现场实施方案的优化提供技术支持。所以说，经过多年蒸汽吞吐，辽河油田的主力老区块的周期产油量在后期均出现下降,油井的汽比降低、合含水不断上升、采用蒸汽注入吞吐时,吞吐的效果已经不能和开始初期相比,从而在一定程度上,会导致开发难度不断增大的难题,.在这种情况下,有关技术人员对多效泡沫辅助热采技术研究开展试验和研究是非常有战略意义的选择。
油田开发常用概念及标准
1
第一部份 储量类
一、石油地质储量（GBn269-88）
是指在地层原始条件下具有产油（气）能力的储层中原油的总量。
地质储量（待执行标准）
在原始地层条件下，已知油气储集中储藏的油气总体积，换算到地面标准条件下的油气总量。
二、石油储量分级及分类（GBn269-88）
根据勘探、开发各阶段对油藏的认识程度将石油储量划分为探明储量,控制储量和预测储量三级。
1.探明储量：在现代技术和经济条件下，可提供开采，并获得社会效益的可靠储量，分为三类
①已开发探明储量：（Ⅰ类）
是指在现代经济技术条件下，通过开发方案的实施已完成开发钻井和开发设施建设，并已投入开发的储量。
②未开发探明储量（Ⅱ类）
是指完成评价钻探，并取得可靠的储量参数所计算的储量
③基本探明储量
多含油层系的复杂断块油田，复杂岩性油田和复杂裂缝性油田，在完成地震详查，精查或三维地震，并钻了评价井后，在储量计算参数基本取全，含油面积基本控制的情况下所计算的储量。
2．控制储量
是在某一圈闭内预探井发现工业油（气）流后，以建立探明储量为目的，在评价钻探过程中钻了少数评价井后所计算的储量。
3．预测储量
是在地震详查以及其他方法提供的圈闭内，经过预探井钻探获得油（气）流，油气层或油气显示后，根据区域地质条件分析和类比，对有利地区按容积法估算的储量。 2 三、动用储量〈（95〉开字第71号〉
指已上报生产能力或已投入开发生产的探明储量。
四、已探明未开发储量：〈（95）开字第71号〉
指除去已开发储量以外的探明储量。
根据勘探程度，地质认识和储量计算参数的可靠性分为落实储量，待落实储量，待核销储量，表外储量四类
1．落实储量
勘探工作已经完成对油气藏认识基本清楚，储量计算参数可靠，已经达到“石油储量规范”要求的探明储量。
2．待落实储量
需要进一步做工作，搞清油气藏构造，储层以及落实储量计算参数等的探明储量。
深层油田人工举升采油技术
第２４卷第２期 ２００２年４月 西南石油学院学报 Ｊｏｕｒ￣ａ【ｏｆ Ｓｏｕｔｈｗｅｓｔ Ｐｅｔｒｏｌｅｔｍｔ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ Ｖ０【２４ ＡＤｒ Ｎｏ ２ ２００２
文章编号：１０００—２６３４（２００２）０２—００３８—０３
深层油田人工举升采油技术
史云清
（中Ｎ：ｆｉ＇Ｎ化工股份有限公司中原油田分公菌开发事业部，河南濮阳４５７００
摘要：深层油田的开发对油田开发工作者提出了新的挑战，由于深井具有高压和高温等特点，因此对钻井和采油提出 了鞋高的要求。针对翠层油田的特点，对各种人工举升采油方法进行总黠，分析和总结了深井人工举升采油方法，用 实例说明水力泵、有杆泵、气葶和电游泵在深层油田采油中的应用。 关键词：深层油田；人工举升；采油 中圉分类号：ＴＥ３５５．３ 文献标识码：Ａ
引 言 水力泵的应用深度已超过５ ５８０ ｍ。
目前钻井界将深度超过４ ５００ １ＴＩ以上的井定义
为深井，将深度超过６ ０００ ｍ的井定义为超深井，但
是，油藏工程界将４ ０００ ｒｆｌ以上的油层就划为深层的
范围。据了解，美国于１９２０年就钻了第一口深井，
１９９３年统计，美国有深度超过４ ５００ ｒｆｌ的井１６ ６５０
口。因此，深层油田的开发成为石油工作者所面临
的挑战，这类油井在生产过程中，由于井底高温、高
压，给油井增产作业和人工举升采油带来了很多难
以解决的问题。
油井深度对于人工举升采油方法的选择至关重
要，特别对于深度超过４ ５００ １ＴＩ以上的油井来说，采
用常规的人工举升采油设备是有困难的，因此，在选
择人工举升采油方法时，必须考虑井深的影响。据
有关资料统计，在深井采油中，比较适应的人工举升
采油方法仍然是水力泵、有杆泵、电潜泵和气举。下
面以实例说明这几种人工举升采油方法在深井中的
应用
１水力泵在深井采油中的应用
国内外的经验表明，水力泵是一种较好的深井
人工举升采油方法。从传统的角度看，与其它人工
掺稀采油在塔河油田的应用研究
第２８卷第６期 ２００６年ｌ２月 西南石油学院学报 Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｓｏｕｔｈｗｅｓｔ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ Ｖｏ１．２８ Ｎｏ．６ Ｄｅｅ ２ｏｏ６
文章编号：１０００—２６３４（２００６）０６—００５３一Ｏ３
掺稀采油在塔河油田的应用研究
杨亚东’，杨兆中’，甘振维 ，蒋海 ，曾夏茂
（１．西南石油大学研究生院，四川成都６１０５００；２．中国石化西北局；３．中国石化西南局井下工程处）
摘要：塔河油田是中石化在西部的主产油田，该区块具有超深、超稠等特点。针对塔河油田超深层稠油油藏的特点， 在时稠油特性及深井举升工艺研究基础上，结合室内掺稀降粘评价，利用多相管流计算方法分析深井稠油掺稀降粘 优化设计模型，时掺稀降粘工艺在塔河油田的应用在理论上进行了深入分析和评价。现场运用表明，掺稀降粘工艺 是一种适合塔河油田超深层稠油开采的主要采油工艺和增产措施。 关键词：稠油；采油工艺；掺稀降粘；多相流；塔河油田 中圈分类号：ＴＥ３４５ 文献标识码；Ａ
引 言
塔河油田位于塔里木盆地沙雅隆起阿克库勒凸 起西南部斜坡，是一个亿吨级整装大型油田。奥陶
系油藏为该油田的主力油藏，属于典型的高凝、高
粘、重质稠油。原油在油藏温度和地层压力条件下
具有很好的流动性，可以顺利的从油层流人井筒。
但由于油层埋藏深，井筒热撮失大，原油进入井筒后 在向地面流动的过程中随着温度的降低，原油粘度
会大幅度增大，甚至逐渐失去流动性，使油井无法维 持正常生产。
（１）塔河油田稠油流体性质
塔河油田稠油油藏埋深５ ５００—５ ８００ ｍ，油层中 部温度１２８—１３０ ｏＣ（５ ６００ ｍ），地温梯度为２．２℃／
（１００ ｍ），平均油藏原始地层压力６１．８ ＭＰａ（５ ６００ ｍ），压力梯度系数１．１，平均饱和压力１７．５ ＭＰａ，地
层原油粘度３４．５ ｍＰａ・ｓ，原油在储层中流动性较
好。奥陶系油藏原油为高凝固点（一２４～５９℃），含
新型电子投捞式DPT试井技术在超深高压高含H2S井的改进和应用
２０１３年ｌ２月 油气井测试 第２２卷第６期
新型电子投捞式ＤＰＴ试井技术
在超深高压高含Ｈ９ Ｓ井的改进和应用
鲁斌昌 孙剑波秦 川
（西部钻探工程有限公司新疆试油公司新疆克拉玛依８３４０００）
摘要 井下压力监测工艺（ＤＰＴ）是将带有压力计的悬挂组合装置置放于特定深度录取井底各项动态参数的 测试５－艺。塔河油田油藏大部分具有高温、高压、超深、高Ｈ Ｓ等特征，新型电子投捞式ＤＰＴ配套Ｓ－艺的改进应
用，有效避免了上述井况下的施工风险，提高时效并大大降低施工成本。 关键词 高温高压井超深井Ｈ Ｓ试井技术
文章编号：１００４—４３８８（２０１３）０６—００４９—０２ 中图分类号：ＴＥ３７３ 文献标识码：Ｂ
０引言
塔河油田超高压气井、低生产压差井、含Ｈ，Ｓ、
ＣＯ 井、机抽井的井下监测，采用常规的工艺难以完
成资料录取任务，一般采用ＤＰＴ测试工艺。
ＤＰＴ（Ｄｏｗｎｈｏｌｅ Ｐｒｅｓｓｕｒｅ Ｔｏｏ１）动态监测工艺是
将存储式压力计直接投放套管或油管内预定深度来 长时间准确而又直观进行流体参数录取的井下监测
工艺。其优点是能准确直接监测和记录井内任意深
度的压力、温度等井下参数，不影响正常生产，能广
泛适应于高压油气井、泵抽井、稠油井、及高Ｈ，Ｓ
井，为油藏评价和油田开发提供可靠的分析数据及
依据，提高时效的同时又获得了显著的经济效益。
１ ＤＰＴ工艺简介
１．１非投捞式ＤＰＴ工艺
非投捞式ＤＰＴ工艺按压力计的传输方式又分
生产管柱、电缆直读和钢丝悬挂三种。
（１）生产管柱试井工艺。将内装存储式压力计
的ＤＰＴ监测仪连接到生产管柱底部一起下人井内，
检泵或修井时起出，该工艺可以有效解决稠油井钢 丝无法依靠自重下人的问题。至今仍广泛应用于塔
河油田超深稠油井和机抽井的生产监测作业。
（２）电缆直读试井工艺。通过电缆悬挂压力计
下放到目的位置，测井车仪器实时接收压力、温度数
据。该工艺因维护操作繁琐且成本过高已较少
曙一区超稠油SAGD有杆泵举升技术应用
曙一区超稠油SAGD有杆泵举升技术应用
张洪君(中国石油天然气股份有限公司辽河油田公司钻采工艺研究院,辽宁盘锦 124010) 摘 要:SAGD技术是提高稠油油藏采收率的有效开发方式,其成败很大程度上取决于举升系统能否满足生产要求。辽河油田超稠油SAGD有杆泵举升技术是一项由非国家标准的108、120、140mm系列高温大排量抽油泵、大泵脱接器以及防脱耐磨器组成的一项综合性油井举升技术,该技术适应井底最高温度260℃,最高日产液400m3/d,适应最大井斜角70°,通过多年科研攻关、室内及现场试验,已形成完善的SAGD有杆泵举升工艺及配套技术,成功解决了SAGD井温度高、排量大等多项技术难题,取得了良好的现场应用效果,为SAGD技术在辽河油田及外部油田进一步规模化应用奠定基础。关键词:SAGD;高温大排量抽油泵;大泵脱接器;防脱耐磨器 中图分类号:TE933+.3 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)23—0119—02
随着SAGD、水平井、蒸汽驱等技术在辽河油田迅猛发展,辽河油田内高温高产油井呈现出急剧增多的趋势,对于可实现高温大排量举升工艺的相关技术需求日益迫切。以SAGD技术为例,其成败很大程度上取决于举升系统能否满足生产要求。目前,曙一区SAGD已有近40个井组进入SAGD生产阶段,单井最高日产能力高达400m3/d,油井井底温度近240℃。由于存在高温、大排量、闪蒸等复杂工况,常规设备和工艺技术能力已经无法实现SAGD油井举升,SAGD高温大排量泵与其配套技术在开发早期主要依赖于进口,生产成本高居不下。针对该问题,辽河油田经过多年科研攻关、技术研发,形成SAGD有杆泵举升技术,在应用期间效果良好,降低了SAGD开采成本,为今后辽河油田SAGD技术的大规模应用奠定基础。1 技术原理“SAGD有杆泵举升技术”的技术原理是采用耐高温、大排量、长冲程的抽油泵,配套杆柱脱接技术、杆柱防脱技术等,提高举升系统在高温下的排液能力,达到SAGD井高温高产的生产目的。1.1 高温大排量抽油泵研制108mm、120mm、140mm非国标泵径系列抽油泵,其中140mm抽油泵理论排量1冲次177m3/d,能够充分满足SAGD生产需求。在抽油泵国家标准(GB/T18607-2008)基础上,规定高温大排量抽油泵间隙等级、漏失量标准等技术参数,发布了《SAGD井抽油泵及配套工具技术规范》企业标准。1.2 配套工具开发研制出与高温大排量抽油泵配套的大泵专用脱接器,在结构设计上,采用滑套自锁式结构,通过反复的室内试验,证明其工作原理可行、性能可靠,优于进口技术。开发研制出防脱耐磨器,在工作过程中,可以释放抽油杆扭矩,有效的防止抽油杆脱扣,轴向靠压垫定位,耐磨套采用喷焊工艺,在摩擦面上形成一层与基体结合牢固的固体润滑膜(一般采用MoS2或镍基合金),在与油管摩擦过程中起到润滑作用,可有效减轻杆管磨损。2 现场应用2.1 总体应用情况截至2012年3月,SAGD有杆泵举升技术辽河油田特种油开发公司、曙光采油厂累计现场应用70余井次,最高日产液350m3/d,最长检泵周期22个月,平均检泵周期11个月,平均泵效60%,与进口技术相比,单井节约生产成本27万元,目前已完全替代进口技术,降低生产成本,取得良好的应用效果。119 2012年第23期 内蒙古石油化工
冷41块水平井注采工艺试验
冷41块水平井注采工艺试验X
徐 冲
(中国石油辽河油田公司冷家油田开发公司,辽宁盘锦 124010)
摘 要:针对冷家堡油田冷41块中深层特超稠油水平井在注采工艺实施过程中遇到的诸多难题,
本文在油藏地质特征研究的基础上,对冷41-平1井进行了水平井注采工艺试验,在注汽工艺方面,优化注汽参数、注汽管柱结构、隔热方式获得了较好的注汽效果;在举升工艺方面,优化了中深层特超稠油
大排量举升的机、杆、泵组合并配套了相应的设备机具。通过研究,形成了有效、实用的中深层特超稠油水平井注采工艺技术,并可在冷41块推广使用。
关键词:中深层;特超稠油水平井;注采工艺;试验 中图分类号:TE357.4 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)14—0136—01
目前,中深层特超稠油水平井试验已在辽河油
区冷家堡油田冷41块开展。水平井能够较好地抑制该块底水,有效地动用由于底水锥进直井难以动用
的油层,提高油藏储量的动用程度。但是由于井深、
油稠,给水平井注采工艺的实施带来许多难点。如注汽工艺上,如何保证此类井的注汽效果,举升工艺
上,如何有效实现深井特超稠油大排量举升等问题亟需解决。本文通过对水平井开采工艺的试验,验证
水平井开发中深层特超稠油油藏的适应性,为提高油藏储量动用程度寻找一种新的技术手段。
冷41块油藏的基本地质特征如下:生产层位S32
油层,油层埋深1350～1690m。储层岩性以砾岩和砂
砾岩为主。平均孔隙度18.1%,平均渗透率1381×10-3Lm2。20℃下平均原油密度0.986g/cm3,50℃地
面脱气原油粘度平均为63595mPas,最高达
180800mPas。油层中部温度51℃,地温梯度2.7℃/100m。原始地层压力15.2MPa,压力系数0.98。
1 试验井基础数据冷41-平1井为稠油热采生产井,为了确保施
工可靠及有效地防止出砂,采用割缝筛管完井。即油层水平段采用U177.8mm割缝筛管并用封隔器坐封
深层油气藏
1. 深层油气藏
随着全球油气工业的发展;油气勘探地域由陆地向深水、目的层由中浅层向深层和超深层、资源类型由常规向非常规快速延伸;水深大于3000m的海洋超深水等新区、埋深超过6000m的陆地超深层等新层系、储集层孔喉直径小于1000nm的超致密油气等新类型;将成为石油工业发展具有战略性的“三新”领域..深层将是石油工业未来最重要的发展领域之一;也是中国石油引领未来油气勘探与开发最重要的战略现实领域..
关于深层的定义;不同国家、不同机构的认识差异较大..目前国际上相对认可的深层标准是其埋深大于等于4500m；2005年;中国国土资源部发布的石油天然气储量计算规范将埋深为3500~4500m的地层定义为深层;埋深大于4500m的地层定义为超深层；钻井工程中将埋深为4500~6000m的地层作为深层;埋深大于6000m的地层作为超深层..
尽管对深层深度界限的认识还不一致;但其重要性日益显现;目前;已有70多个国家在深度超过4000m的地层中进行了油气钻探;80多个盆地和油区在4000m以深的层系中发现了2300多个油气藏;共发现30多个深层大油气田大油田：可采储量大于6850×104t；大气田：可采储量大于850×108m3;其中;在21个盆地中发现了75个埋深大于6000m的工业油气藏..美国墨西哥湾Kaskida油气田是全球已发现的最深海上砂岩油气田;目的层埋深7356m;如从海平面算起;则深达9146m;可采储量油当量近1×108t..
中国陆上油气勘探不断向深层-超深层拓展;进入21世纪;深层勘探获得一系列重大突破：在塔里木发现轮南-塔河、塔中等海相碳酸盐岩大油气区及大北、克深等陆相碎屑岩大气田；在四川发现普光、龙岗、高石梯等碳酸盐岩大气田；在鄂尔多斯、渤海湾与松辽盆地的碳酸盐岩、火山岩和碎屑岩领域也获得重大发现东部地区在4500m以深、西部地区在6000m以深获得重大勘探突破;油气勘探深度整体下延1500~2000m;深层已成为中国陆上油气勘探重大接替领域1..
有机硅稠油降粘剂成分分析、配方开发,降粘机理和技术工艺
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1文档来源为:从网络收集整理.word版本可编辑.欢迎下载支持. 有机硅稠油降粘剂配方技术开发，降粘机理及问题解决方案
导读：本文详细介绍了有机硅类稠油降粘剂的研究背景，理论基础，参考配方等，本文中的配方数据经过修改，如需更详细资料，可咨询我们的技术工程师。
有机硅类稠油降粘剂广泛应用于石油开采方面，禾川化学引进国外配方破译技术，专业从事有机硅类稠油降粘剂成分分析、配方还原、研发外包服务，为石油化工企业提供一整套配方技术解决方案。
一.背景
稠油因其密度大、粘度高、流动性差而不能用常规方法开采。稠油开采的关键是降粘、降摩阻、改善流变性。目前常用的稠油(包括特稠油和超稠油)降粘方法有:掺稀降粘、加热降粘、改质降粘及乳化降粘。掺稀降粘受稀油来源的限制;加热降粘能耗大;改质降粘存在催化剂筛选困难的缺点;乳化降粘因其使用范围宽(包括油层开采、井筒降粘、管道输送等领域) ,且工艺简单等优势而研究活跃。
有机硅降粘剂是由甲基三氯烷类做主要原材料，在有机溶剂条件下，经水解得到环状的、线性的和交联聚合物的混合物。再经过碱化处理而形成的一种淡黄色透明的液体，生成的产品相对稳定。分子结构中含有Si-C 键的化合物，以硅氧键（Si-O-Si） 为骨架组成的聚硅氧烷，是有机硅化合物中数量最多，应用最广的一类。
有机硅分子中的≡Si—OH 键易与粘土上的≡Si—OH键缩聚成≡Si—O—Si≡键，在粘土表面形成一层甲基朝外的CH3-Si牢固化学吸附层，使粘土表面发生润湿反转，阻止和减缓粘土表面的水化作用，阻止泥页岩水化膨胀，坍塌。能够有效地控制钻井液高温增稠，防止高温聚结作用，形成端-端（E-E)，端-面（E-F)文档来源为:从网络收集整理.word版本可编辑.欢迎下载支持.
2文档来源为:从网络收集整理.word版本可编辑.欢迎下载支持. 的结合，削弱和拆散了粘土颗粒的空间网架结构，并放出大量自由水，致使钻井液的粘度和切力下降，达到了稀释降粘的目的。
超深复杂井用非标准规格TP140V套管的开发
超深复杂井用非标准规格TP140V套管的开发
田琨;王正;扈立;张旭;周晓锋
【摘 要】分析超深复杂井套管使用条件和西部某油田勘探开发的特殊需求,设计开发TP140V Φ293.45 mm×23.55 mm规格超高强度石油套管.分析认为:采用中碳钢设计,加入Cr、Mo和V等元素进行微合金化,利用纯净钢冶炼技术,并配合合理的热处理工艺制度,使生产的TP 140V套管的力学性能、高温强度完全满足设计要求;采用连轧工艺,通过优化不同轧制环节的变形分配量,使TP140V套管管体椭圆度≤0.25％,壁厚不均度≤8％;且抗外挤性能也满足要求.
【期刊名称】《钢管》
【年(卷),期】2018(047)001
【总页数】5页(P13-17)
【关键词】套管;TP140V;非API标准规格;超深复杂井;高强度;高韧性;抗外挤性能
【作 者】田琨;王正;扈立;张旭;周晓锋
【作者单位】天津钢管集团股份有限公司,天津300301;天津钢管集团股份有限公司,天津300301;天津钢管集团股份有限公司,天津300301;天津钢管集团股份有限公司,天津300301;天津钢管集团股份有限公司,天津300301
【正文语种】中 文
【中图分类】TG113.25
位于我国塔里木盆地北部地区天山南缘的山前构造带是我国天然气资源开发重点地区之一。近年来，国家加大了对该地区的勘探开发力度，发现了一批单井日产气超过5×105 m3/d的高产大储量天然气田，其成为“西气东输”工程的主力气区［1］。南天山造山带与塔北隆起之间的山前构造带构造高陡复杂，地应力强，勘探成本高、难度大。已投产的油气井大多超过4 800 m，有的甚至超过6 000 m，井温达120℃以上，地层压力异常，局部异常高压超过100 MPa［2-8］，对石油套管的力学性能和抗挤毁性能提出了更高的要求。
针对超深井复杂井的特殊地质条件，在克服传统井身结构不足的基础上进一步优化井身结构设计，采用高强度、高韧性钢级以及非API［9］标准规格套管，保证油田开发和使用过程的安全性。针对油田特殊盐膏层地层段研发了TP140VΦ293.45