新技术对提升稠油开发效果的探讨

第一篇：新技术对提升稠油开发效果的探讨

新技术对提升稠油开发效果的探讨

[摘 要]开发稠油井低成本高效攀升新技术已成为各油田稠油生产提质增效的一项重要研究课题。某油田提出了应用稠油开发新技术提升稠油开发效果，提升稠油井开发整体系统效率，实现稠油生产井低成本开发；介绍了泵下旋流降黏技术、氮气增能技术、稠油特超稠油区块配套注采一体化技术，保温技术，以及防砂注汽一体化工艺技术等5项稠油开发新技术的技术原理，使用条件和现场应用效果。实践证明，这些稠油开发新技术措施对稠油开发提质增效均十分有效。

[关键词]稠油；泵下旋流；氮气增能；高温起泡剂；一体化技术；效果

中图分类号：S525 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）28-0373-01

随着某油田开发整体进入特高含水期深度开发阶段，稠油开发已经成为重要产能接替阵地。目前，油田稠油资源探明地质储量6.6×108t，其中东部探明地质储量5.78×108t，动用4.86×108t，西部发现春风、春晖等油田，探明地质储量8209×104t，动用4139×104t。经过反复研究论证，探索出一套从油藏、井筒到地面的低成本配套新技术，大大提升了开发效果，降低了吨油操作成本，增加了稠油开发利润单元，减少了无效稠油开发单元。随着稠油开发新技术的不断应用，稠油区块开发效益显著提高，提升了稠油井开发整体系统效率，实现稠油生产井低成本开发，并取得了良好的实践效果。

1泵下旋流降黏技术

1.1技术原理

稠油井存在井筒流体流动难、杆柱阻力大、泵效低等问题，开发难度大，在生产过程中，需要采取添加降黏剂等井筒降黏措施，才能正常生产。而现用的降黏剂由油套环空添加，无法实现泵下搅拌，导致降黏剂与原油混合均匀性差、降黏效果不稳定、泵效低等问题，既耗本又减效。在低油价形势下，为实现稠油降本增效开采，科研人员开展了稠油井过泵旋流降黏高效举升技术研究。

1.2使用条件

该技术适用于所有采用添加降黏剂、电加热等井筒降黏措施的稠油开发油井。

2氮气增能技术

2.1技术原理

氮气泡沫调剖技术在注蒸汽过程中注入氮气和泡沫剂，通过泡沫的“贾敏效应”，增加蒸汽流动阻力，达到减缓汽窜，提高注入蒸汽的波及效率和驱替效率的目的。泡沫剂具有很强的选择封堵性能，在残余油饱和度较高的地带发泡性较差甚至不具备发泡性，而在残余油饱和度较低的地带具有很好的发泡性，这种选择封堵的特性非常适用于多轮次?淄潞笃诔碛陀筒亍０樗孀抛⑷胝羝?的驱进，在流体渗流速度高的地带，形成高强度的致密泡沫带，封堵压力增强，降低流体的渗流速度，迫使后续蒸汽转向富含油的低渗透带。由于残余油饱和度高的低渗透带泡沫剂无法形成稳定泡沫，蒸汽不断进入，从而提高了该部分的运用程度。注入的氮气可以增强地层的驱动能量，抑制底水的推进，溶解入地层原油后降低原油黏度，增加流体的流动性。泡沫驱既具有聚合物驱的高流度控制能力和微观调剖作用，又具有表面活性剂驱的乳化和降低界面张力的作用。泡沫体系良好的封堵性能同表面活性剂提高驱替效率有机地结合起来，使泡沫体系具有封堵、调剖、降黏、洗油的综合作用机理。

2.2使用条件

泡沫是一种高黏度流体，具有“堵水不堵油”的特性，即遇水起泡、遇油消泡。当含油饱和度低时，泡沫能形成较高的封堵压差，当含油饱和度高于一定值时，泡沫破灭难于形成较高的封堵压差，利用这一特点，在蒸汽驱过程中加入泡沫体系，可以发挥选择性封堵的作用，封堵高含水区域，迫使蒸汽更多地进入含油饱和度高的区域，扩大汽驱波及体积。泡沫对高渗层具有较强的封堵作用，而对低渗层的封堵较弱。加入泡沫后，优先进入高渗透大孔道，封堵高渗层，高渗透大孔道中渗流阻力增大，流量降低，蒸汽更多地进入低渗透带，提高低渗层流量，泡沫改善地层非均质性带来的渗流差异，提高波及率。

3稠油、特超稠油区块配套注采一体化技术

3.1技术原理以往，部分油井因为井间距小，作业注汽经常相互干扰，注汽周期长，部分油井甚至要等1个月才能转周，浪费了有效生产时间。根据稠油油藏注汽热采经验，在稠油、特超稠油区块配套注采一体化技?g。该技术是在蒸汽吞吐之前下入一体化管柱，此后只需要通过起下管柱中的固定阀和泵芯即可实现多轮次注汽、采油。注采一体化技术就是稠油热采井蒸汽吞吐转周时不动管柱，上提光杆注汽，下放光杆采油。

3.2使用条件

该技术适用于所有稠油、特超稠油区块油井的注汽开发生产过程。

3.3应用效果

该技术在某油田成功应用，这种技术不仅提高效率，加快注汽转周时间，大大缩短停井时间，而且有效减少地层热损失和冷伤害，节省各种费用，年节约转周作业费达3000余万元。

4保温技术

4.1技术原理

除了井筒内的热损失要减少，在注汽生产运行中，产汽、输汽、注汽等各环节的热量损失同样需要降到最低。蒸汽输送主要依靠活动注汽管线和热胀补偿器进行连接，地面工艺全程保干的薄弱环节主要在于活动注汽管线、热力补偿器、注汽井口及卡箍连接部位的保温。为了全面提升地面流程全程保干水平，技术人员对活动注汽管线、保温被、补偿器开展了研制、实验。通过改良、研制新型活动注汽管线、利用可重复使用的新型轻便保温材料改进保温棉被、研制新型保温热胀补偿器、加大隔热管的更新等措施，进一步减少沿程的热量损失，切实提高了保温效果。

4.2使用条件

该技术适用于所有稠油开发注汽生产运行中，产汽、输汽、注汽等各环节的保温技术措施环节，主要用于活动注汽管线、热力补偿器、注汽井口及卡箍连接部位的保温等。

4.3应用效果

该技术用于某油田，使注汽系统效率提高了5个百分点。针对稠油开采中暴露出来的注汽过程保温效果不佳的问题，更新了隔热管，并在重点吞吐井上推广了隔热管接箍密封器。这些技术的应用，最大限度地减少了注汽热量的损失，从而提高注汽保温效果和注汽质量。

5防砂注汽一体化工艺技术

5.1技术原理

稠油井带防砂管转周工艺具有占井周期短、成本低等特点，但带防砂管转周工艺也存在着许多不适应性：注汽封隔器到油层上界之间存在裸套管段，蒸汽直接加热套管易产生热损失和套管损坏；注汽后地层亏空严重时，无法进行重复充填；缺少防漏设计，压井液漏失会造成地层冷伤害，既影响注汽效果又会加剧套损等问题。通过集成创新，成功研制出一种用于稠油热采的“注汽防砂一体化封隔装置”，实现了带防砂管密闭注汽、注汽后补砂以及防漏失洗井功能，使井筒热损失和转周成本得到有效降低。

5.2使用条件

该技术是针对稠油井防砂管密闭注汽、注汽后补砂以及防漏失洗井功能缺失，井筒热损失大，转周成本高等问题而开发应用的。适用于防砂工艺单井漏失量大、油井作业成本高、井筒热损失大等低效稠油开发井的应用。

5.3应用效果

防砂、闭式注汽管柱一体化工艺技术主要是利用防砂管柱的悬挂封隔器，再下入配套的密闭插管，从而实现注汽管柱密闭，提高后续注入蒸汽热焓值的利用率。对比单独丢热采封隔器、再下入密插的闭式管柱这样的常规作业工序，减少了一趟丢封作业工序，缩短了作业占井周期。目前该项工艺技术已在某油田现场应用77井次，不但降低了劳动强度，缩短了作业占井周期，而且单井材料成本节约率高达58.9%，大大提高了油井生产效益，为实现低成本开发稠油油藏提供了有力的技术支持。

6结束语

实践证明，应用稠油开发生产新技术是应对低油价市场条件下油田稠油开发生产的必然选择，这些新技术的应用可以有效提升稠油开发质量和效果。泵下旋流降黏的技术可以使泵下原油与降黏剂充分混合，从而有效降低泵下原油黏度，提高泵效，有效解决了井筒原油黏度大、提液难的问题，为低油价下稠油井降本增效提供了有力的技术支持。氮气增能技术可以有效扩大蒸汽波及范围、优化高温起泡剂，提高单井周期油汽比。稠油、特超稠油区块配套注采一体化技术不仅提高了效率，加快了注汽转周时间，大大缩短停井时间，而且有效减少了地层热损失和冷伤害，节省各种费用。

第二篇：辽河油田稠油开发技术特色

辽河油田稠油开发特色技术

辽河油田位于美丽的渤海之滨、素有“湿地之都”之称的辽宁盘锦。这里有瑰丽似火的红海滩，高贵轻盈的丹顶鹤，苇浪连天的大苇田，玲珑剔透的盘锦大米，自然环境独特，四季分明，风景如画。作为一个油田的孩子，从小在父辈的耳濡目染之下，对石油有着深厚的感情，一直梦想着将来有一天也能像父辈们一样，为了祖国的石油事业奉献自己的青春，所以紧张的学习之余，对辽河油田的勘探开发知识进行了一些学习和认识。

1955年，辽河盆地开始进行地质普查，1964年钻成第一口探井，1966年钻探的辽6井获工业油气流，1967年3月大庆派来一支队伍进行勘探开发，称“大庆六七三厂”，正式拉开了辽河油田勘探开发的大幕。今年是辽河油田开发建设45周年，辽河油田45年的历史，是一部石油勘探开发史，也是一部石油科技的进步史。经过45年的勘探开发历程，辽河油田逐渐形成了具有辽河特色的勘探开发技术。

辽河盆地是一个开发对象十分复杂的复式油气区，堪称地质大观园。其地质特征用一句话概括可为“五多一深”，即含油层系多、断块断裂多、储层类型多、油藏类型多、油品类型多、油层埋藏深。从太古界到新生界共发育14套含油层系；仅盆地陆上就发育2-4级断层300余条，四级断块450多个；储层岩性较多，碎屑岩、碳酸盐岩、火成岩、变质岩均有出现；稀油、高凝油、普通稠油、特稠油及超稠油具有发育。

辽河油田1986年原油产量达到千万吨，截至2014年底已经在千万吨以上稳产29年。辽河油田是国内最大的稠油生产基地，探明稠油地质储量与稠油年产量所占比重较大。全国22.9亿吨的稠油探明储量，辽河油田占了10.86亿吨，占到了47.5%。平面上主要分布在辽河断馅西部凹陷西斜坡、东部陡坡带和中央隆起南部倾末带。

稠油是指在油层条件下原油粘度大于50mPa.s、相对密度大于0.92的原油，国外称之为“重油（heavy oil）”。我国稠油沥青质含量低，胶质含量高，粘度偏高，相对密度较低。根据我国稠油的特征，将稠油分为三类。在稠油分类时，以原油粘度为第一指标，相对密度作为辅助指标。

辽河油田稠油油藏主要有4个特点：

（1）原油粘度跨度大。普通稠油、特稠油、超稠油均有；

（2）油藏埋藏深。既有中深层（600-900m）、深层（900-1300m），又有 深层（1300-1700m）、超深层（大于1700m）。辽河油田稠油油藏埋深以中深层-深层为主；

（3）储集层类型以碎屑岩为主；

（4）含油井段长。层状油藏含油井段长达150-350m,块状油藏油层厚度达 35-190m。

稠油的最大特性体现在以下两点：一是原油粘度对温度非常敏感，随温度的升高而大幅度降低；二是随着温度的升高，原油体积发生膨胀，因此产生驱油作用。

根据稠油的特性，一般采用热力开采。根据对油层加热的方式可分为两类，一是把流体注入油层，如热水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱等；另一种是在油层内燃烧产生热量，称火烧油层。

经过四十多年的探索实践，辽河油田形成了蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD以及火驱等为主导的稠油开发核心技术，有力支撑了油田持续稳产。

（1）蒸汽吞吐

蒸汽吞吐就是先向油井注入一定量的蒸汽，关井一段时间，待蒸汽的热能向油层扩散后，再开井生产的一种开采重油的增产方法。蒸汽吞吐作业的过程可分为三个阶段，即注汽、焖井及回采。

蒸汽吞吐常作为注蒸汽开采的第一阶段，热采稠油区块投入开发的初期，基本上采用蒸汽吞吐开发。自上个世纪80年代，蒸汽吞吐开启了辽河稠油走向高产的传奇之旅，这也成为了辽河油田稠油油藏主蒸汽开发的主体技术。目前，辽河油田每年稠油吞吐产量约330万吨，占到总产量的三分之一。但经过30余年的开发，原油产量下降，地层能量大大降低。目前辽河油田正在探索非烃类气体辅助蒸汽吞吐技术，这是是一种将空气、氮气、二氧化碳等非烃类气体注入蒸汽吞吐井中，发挥其补充地层能量、减少蒸汽使用、降低油水液面张力等作用，从而改善蒸汽吞吐生产效果的技术手段。（2）蒸汽驱

蒸汽驱就是蒸汽由注入井被连续不断地注入到油层中，把原油驱向周围的生产井。蒸汽吞吐属衰竭式开采方式，当蒸汽吞吐到一定程度时，要进一步提高原油采收率，必须向油层补充驱替能量，由蒸汽吞吐转为蒸汽驱。

齐40是辽河油田最早启动的蒸汽驱开发试验区块。齐40块于1987年以蒸汽吞吐方式投入开发，1998年10月开展了蒸汽驱先导试验，2003年开始进行蒸汽驱扩大试验，2005年12月齐40块蒸汽驱正式启动。经过十多年的开发实践，齐40块蒸汽驱取得了成功，开创了中深层稠油油藏蒸汽驱先例，为国内同类型油藏转换开发方式，提高采收率积累了丰富的经验。（3）SAGD--蒸汽辅助重力泄油

SAGD（Steam Assisted Gravity Drainage）简称蒸汽辅助重力泄油是一种将蒸汽从位于油藏底部附近的水平生产井上方的一口直井或一口水平井注入油藏，被加热的原油和蒸汽冷凝液从油藏底部的水平井产出的采油方法，具有高的采油能力、高油汽比、较高的最终采收率及降低井间干扰，避免过早井间窜通的优点。SAGD 是蒸汽吞吐后期大幅度提高采收率的一种有效的接替技术。

目前SAGD 有三种布井方式, 即平行水平井方式、直井与水平井组合方式和单管水平井SAGD。辽河油田是国内最早一批开展SAGD开发试验、并顺利转入工业化推广的油田。辽河油田于1996 年在杜84 块兴隆台油藏成功地完钻了中国第一对双水平井, 开展了国内第一个蒸汽辅助重力泄油SAGD 先导试验,即水平井注汽、水平井采油组合方式进行的蒸汽辅助重力泄油。

直井与水平井组合SAGD就是采用直井注汽, 水平井采油的SAGD 技术。其生产特征表现为蒸汽腔上升较快, 当上升到一定高度时, 沿水平生产井方向和横向方向在油层中扩展。2005 年，辽河油田首次在杜84块馆陶组油层开展了直井与水平井SAGD 先导试验, 取得了成功, 目前该区块馆陶油层已全面进入SAGD 开发阶段。

（4）火烧油层

火烧油层（又称火驱）是把空气、富氧空气或氧气注入到油层,使其在油层中与原油中的重质成分起氧化反应，释放大量的热和气体，来驱替未燃烧的原油。

火驱作为提高稠油采收率的重要方法之一，具有采收率高、成本低、应用范围广的优势。据了解，目前国内进行火驱开发试验的主要有辽河、新疆、吉林等

油田。辽河油田在上世纪末就开展过火驱探索，但正式进行先导试验始于2005年。目前，辽河油田是国内火驱试验规模最大、产量最高的油田，火驱年产油达33.6万吨。预计到2020年，中石油火驱年产量要达到100万吨，届时辽河油田火驱产量将达到67万吨，占据中石油火驱年总产量的一半以上。

40多年以来，为实现辽河油田的持续稳定发展，辽河人一直没有停止创新探索的步伐，重力火驱、火驱与蒸汽复合驱室内研究取得重要进展，为深层稠油探索了新的接替方式；注二氧化碳辅助水平井蒸汽吞吐技术展开初步尝试，烟道气辅助SAGD、注热空气辅助稠油热采等“潜力股”技术也已提上日程，一系列创新技术为辽河油田稳产提供了重要的技术支持。

第三篇：如何提升招聘广告效果

怎样提升招聘广告效果

在经济大力发展的今天，企业对人才的需求一刻也没停止过，尤其是对优秀人才的渴望，可谓是“求贤若渴”。在如此压力大的情况下，hr怎样去面对这严峻的形势呢？

经常会有一些hr和我说发了招聘广告，打电话的人不少，但是来面试的没几个，或者来面试的人不少，但是都不是我想要的。工作岗位空缺影响公司发展，领导又给施加压力，hr工作更难开展，无从下手，怎么办？

面对问题，hr应冷静面对，不要成群跟风，要选适合的招聘方式。

分析岗位：

·如果公司招聘以办公室工作人员为主，可以选择版面稍小点的，比如特价版，价格优惠，招聘效果很好；如果以招聘业务销售为主，尽可能选择中等以上尺寸，比如8分之一或者4分之一；如果以招聘中高层管理或者技术类的岗位，选择版面稍大点的尺寸，比如三分之

一、半版或者整版。当然这是仅从岗位类别来分析的，也要结合公司的招聘预算以及实际情况来定，有的是全面招聘，什么岗位都有，但是公司资金紧张，就尽量选择特价版里面稍大点的版面比如6分之一。如果公司有足够的招聘预算，那就结合实际的招聘岗位合理安排版面。

·比如新成立的公司和一些大型企业，做招聘的同时也想宣传一下公司形象，那就选择大版面，有条件的可以做首版或者2-7版，如果资金紧张，那也尽可能的选择2-7，哪怕版面稍小点，靠前的版面既可以收到很好的招聘效果，也能给公司带来宣传效益。再从招聘广告本身来分析

·招聘广告以简洁，清新，大方为主要设计风格，当然有些公司认为要有个性，才会在众多招聘广告中脱颖而出，其实不然，每逢招聘旺季，招聘版的广告很多，最吸引眼球的反而是那些中规中矩的设计风格，求职者认为这样的公司会比较正规，而且招聘职位一目连然，很清晰，自然愿意去看去选择。

设计色调尽量和公司的网站、logo主色相匹配。

·招聘广告内容主要包括公司简介，招聘职位以及要求，薪资待遇，联系方式。这里要特别提醒各位，薪资待遇尽量写，这样求职者会更青睐，越详细越好。另外联系方式里面尽量写上地址，这样求职者不会盲目的投递简历，也给hr工作带来方便，不会在你忙的不可开交的时候，还要接求职者的电话问在什么地方，怎么去。

以上仅是个人工作这么长时间以来的一些经验，供大家参考！

第四篇：零散稠油区块应用水力喷射泵效果好

零散稠油区块应用水力喷射泵效果好

针对零散稠油区块油井原油黏度高，原油性质相对较差，常规注水开发效果较差的特点，胜利油田孤东采油厂技术人员经过可行性论证及近半年的现场试验，水力喷射泵得到了广泛应用，证明该工艺对开采零散稠油区块有较好的适应性，并取得了良好的效果。

水力喷射泵结构：水力喷射泵分为泵座、泵芯两大部分。泵芯又分为提升总成、泵体和测压部件三部分。泵芯的核心部件是喷嘴、喉管和扩散器。泵座随油管下井到设计深度。泵芯可以通过动力液的正反循环来达到投入和提升的目的。

水力喷射泵工作原理：水力喷射泵是依据Venti原理工作的，即高压水动力液，经过流量控制和计量后，从井口沿油管下行，到达井下水力泵机组，驱动喷射泵工作；当高压动力液通过喷嘴时，由于喷嘴的节流作用，压力急剧下降在喷嘴周围形成低压区，地层液在沉没压力作用下进入喷射泵内“负压”区，与喷嘴出口的调整射流混合后进入喉管、扩散器。在喉管、扩散管内，地层液从高压动力液中获得能量，将速能转换为压能，其压力值将混合液沿油管环形空间举升至地面。

水力喷射泵采油工艺的优缺点：

优点：不存在偏磨现象，动力液温度高（70℃以上），处理方便，处理后的动力液不会对管柱产生腐蚀结构现象，该工艺有部分携砂采油的功能，管理方便，检泵时活塞可以由动力液冲出，节约作业费用。

缺点：地面配套需要上2台动力液泵，需要50立方米储油罐两座，占地面积较大。

水力喷射泵采油工艺是一种无杆采油方式，没有抽油杆，对高腐蚀井及偏磨严重井来说，不存在杆管的磨损，克服了抽油机井偏磨和抽油杆断脱等现象的发生。它的主要部件采用耐磨抗腐蚀材料制成，泵芯的主要部位采用优质不锈钢，喷嘴采用渗铌合金，从根本上解决了地层液腐蚀的问题，能大幅度提高泵的使用寿命。同时，喷射泵水动力液矿化度为6000－7000毫克/升，对地层液起到稀释作用，延长了油管使用寿命。

对于油藏埋深较浅，原始地层压力高，地层渗透率较高，供液能力强的井，保证了喷射泵生产所需较高的吸入压力，又适应了它提液范围大的特点。

水力喷射泵结构紧凑，地面流程简单，易于施工，运转可靠性高，对动力液的质量要求不高。由于没有井液与泵筒的接触，对含砂井的适用性较强，具有普通抽油泵不可替代的工艺技术优势，现场实施简单易行，操作方便，无环境污染。并且，随着人们对喷射技术的研究和认识的不断深入，现有喷射技术已不仅仅应用于井下采油生产，在井下排酸、解堵、降低抽油机井口回压等诸多非直接采油领域也得到了广泛应用。

孤东油田KD641区块含油面积为1.45平方公里，有效厚度为9.1米，石油地质260万吨。KD641井区含油砂体呈零散分布，砂体分布面积较小，平均孔隙度35.9%，渗透率为1.08达西，为高孔中高渗岩性构造稠油油藏。该区块油层埋藏浅，油藏深度为1334－1418米，地面黏度约8163毫帕/秒。该区块7口水力喷射泵井，自2006年11月全部投产以来，作业成功率及有效率均达到100%，单井平均日液17.2t/d，日油8.3t/d，含水51.9%，取得了较好的开发效果。

第五篇：稠油热采水平井效果不佳原因分析

稠油热采水平井效果不佳原因分析

稠油热采水平井普遍存在水平段横向上吸汽不均匀的问题，严重影响了稠油油田的开发效果。主要是由于沿水平井段压力变化，储层渗透率差异，以及在老区沿水平井段剩余油分布不均匀等原因，导致了在稠油水平井注汽时水平井段横向上吸汽不均匀，蒸汽沿更容易进入的地层突进，难以实现蒸汽的均匀注入，降低了注汽效果。例如井楼油田浅层系5口水平井热采按照常规蒸汽吞吐方式进行热采，效果不理想。

因此，如何提高稠油水平井注汽效率，达到水平井开发稠油油藏应有的效果，是一项亟待解决的技术难题。

针对上述问题，建议对热采水平井注汽管柱进行优化设计，以注入蒸汽均匀分配为目标，采取热采水平井分段均匀注汽的设计方案，以期提高稠油水平井热采开发效果。