第一篇：石油加工概论考试总结
1..石油的元素组成：组成石油的主要元素是 碳、氢、硫、氮、氧五种元素。
2.石油的烃类组成：由碳和氢可组成烃类化合物，即烷烃、环烷烃和芳香烃，它们在原油中占绝大部分。在原油中不含不饱和烃，但在二次加工后的石油产品中有不饱和烃（烯烃）。
3.石油中的非烃化合物主要指：含硫、含氮和含氧化合物以及胶状沥青状物质。
4.我国原油的特点：从元素组成上看，含硫低、含氮高是我国原油的特点之一。汽油馏分含量低、渣油含量高是我国原油馏分组成的一个特点。原油中的汽油馏分含量低、渣油含量高是我国原油馏分组成的又一个特点。
5.各类化合物的分布规律
随着石油馏分沸点的升高，馏分中烷烃含量逐渐减少，芳烃含量逐渐增大，含硫化合物和胶质含量均逐渐增加。大部分含硫、含氮、含氧化合物和胶质以及全部沥青质都集中在渣油中。
6.原油中除C、H外，还有S、N、O及其他微量元素(1～5%)
原油中的微量金属元素有V、Ni、Fe、Cu、As等
石油中的非碳氢原子称为杂原子。与国外原油相比，我国原油的含硫低、含氮量高
7.碳氢比：是用来反映原油的属性的一个参数，与原油的化学结构有关系
8.各种烃类碳氢原子比大小顺序是：烷 烃 <环 烷 烃 < 芳 香 烃
9.馏分与产品的区别：石油产品是石油的一个馏分，但馏分并不等同于产品。石油产品要满足油品的规格要求，馏分要变成产品还必须对其进一步加工
10.石油中含有的馏分，一般规定： 小于180℃的馏分为汽油馏分（也称为低沸点馏分，轻油或石脑油馏分）180～350℃的馏分为煤、柴油馏分（也称中间馏分，AGO）350～500℃的馏分为减压馏分（也称高沸点馏分或润滑油,VGO）大于500℃的馏分为减渣馏分(VR)
11.石油中的烃类主要有烷烃、环烷烃和芳烃以及兼有这三种结构的混合烃
原油中一般不含烯烃，炔烃更少
12.石油中的正构烷烃一般比异构烷烃含量高 随沸点的增高，石油中的正构烷烃和异构烷烃的含量逐渐降低
13.石油烃类的组成表示方法
1.单体烃组成 2.族组成
石油馏分分成那些族，取决于分析方法和分析要求以及实际应用的需要
对于汽油：烷烃（正构、异构）、环烷烃、烯烃和芳香烃 对于煤、柴油：饱和烃（烷烃、环烷烃）、轻芳烃（单环）、中芳烃、不饱和烃和非烃组分等
对于减压渣油：一般分成 饱和分、芳香分、胶质、沥青质 3.结构族组成不论石油烃类的结构多么复杂，都可以看作是由三个基本结构单元组成：芳香环、环烷环和烷基侧链，用这些基本结构单元的量来表示复杂分子混合物的组成的方法就是结构族组成表示法
通常用三个基本单元上碳原子所占的百分数(CA%、CN%和CP%）来描述分子的组成，然后再加上分子中的总环数RT，芳环数RA和环烷环数RN来表示石油馏分的结构族组成14.原油中的含硫化合物一般以硫醚类和噻吩类为主
15.硫的分布的总趋势是，随沸点升高，硫含量增加，大部分集中在重馏分及渣油中（75%～85%）
16.汽油中馏分：H2S、硫醇、硫醚(环硫醚)及少量的二硫化物和噻吩
中间馏分：仅含有比较重的硫化物，硫醚和噻吩
高沸点馏分：高沸点馏分中硫的形态与中沸点馏分相似，也是硫醚与噻吩，另外还有四氢噻吩
17.石油中的氮含量一般比硫含量低，质量分数通常集中在0.05～0.5%范围内
随沸点的升高，含量增加，大部分在胶质沥青质中
18.石油中的含氧量比硫、氮少，约为千分之几；个别的可高达2～3% 随沸点升高，含氧化合物增加
19.酸度是指中和100mL试油所需的氢氧化钾毫克数 [mg(KOH)/100mL]，该值一般适用于轻质油品； 酸值是指中和lg试油所需的氢氧化钾毫克数 [mg(KOH)/1g]，该值一般适用于重质油品和原油。
酸度(或酸值)与酸含量并不是等同的概念。试样的酸性化合物含量不仅与其酸度(或酸值)有关，而且与其平均相对分子质量有关。
20.石油和石油产品的蒸发性能是反映其汽化、蒸发难易的重要性质，用蒸汽压、沸程和平均沸点来描述。对同族烃类，在同一温度下，相对分子质量较大的烃类的蒸气压较小。对某一纯烃而言，其蒸气压是随温度的升高而增大。21.石油和石油产品是各种烃类和非烃类的复杂混合物，其蒸汽压是与温度、汽化潜热和气化率有关。在一定压力下，油品的沸点随气化率的增大而不断升高。石油馏分的沸点表现为一定宽度的温度范围，称为沸程，也称馏程。
22.在轻质油品的质量标准中，大都采用条件性的馏程测定法——恩氏蒸馏（GB6536-1997)。恩氏蒸馏(ASTM蒸馏)是最简便、最常用的方法；设备简单、收集数据多
23.对于轻质油品：恩氏蒸馏曲线中10%到90%这一段很接近一条直线，因此可以用恩氏蒸馏曲线的10%到90%之间的斜率来表示该油品的馏程宽窄。即恩氏蒸馏曲线的斜率越大，该油品的馏程范围越宽。
141.5(API)131.5 比重指数15.6d15.6
24.随着相对密度增大，比重指数的数值下降
API度>31.1的原油为轻质原油； API度在31.1～22.3之间，为中质原油； API度在22.3～10.0之间，为重质原油； API度<10.0，为特重原油。
25.分子量相近的不同烃类之间密度有明显差别 芳烃>环烷烃>烷烃
26.同一种原油
沸点增加，分子量增大，密度增大； 对不同原油，同样沸程，相对密度差别很大，但一般来说，环烷基的>中间基的>石蜡基的。
27.特性因数是烃类列氏绝对温度表示沸点的立方根对相对密度作图，所得曲线的斜率
不同烃类K值的大小 同族的烃类 K 值相近，不同族的烃类 K 值不同 ；
烷烃的K值最大，约为12.7，环烷烃的次之，为11～12，芳香烃的K值最小，为10～11。所以 K 值是表征油品化学组成的重要参数，常可用以关联其他物理性质
28.对于烷烃来说，支链增加K值下降； 而对于环烷烃和芳烃来说，支链数增加 K 值增加；
对于芳烃来说，环数增加，K值减小 29.对于同一个混合体系，数均相对分子质量与重均相对分子质量是不相等的。这是由于混合物中低相对分子质量部分对数均相对分子质量的影响较大，而重均相对分子质量则主要受其中高相对分子质量部分的影响。
对于同一体系，一般来说是
Mw > Mn。而 Mw/Mn 的比值（即多分散系数）的大小可以表征该体系的多分散程度，也就是说，当体系中相对分子质量的分布范围越宽时，其 Mw / Mn 比值也就越大。
30.油品的粘度随沸程的升高和密度增大而迅速增大
对于相同沸点的不同石油馏分：
含环状烃多则粘度高；环数越多，粘度越大
当烃类分子中的环数相同时，其侧链越长则其粘度越大
相同环数和碳数的芳香烃和环烷烃,其粘度：环烷烃 > 芳香烃
31.粘温性质：油品的粘度随温度变化的性质
油品的粘度随温度的变化幅度小，则称为油品的粘温性质好
粘度比：υ50℃/υ100℃；比值越小，则粘温性质越好
粘度指数越高，表示油品的粘温性质越好
正构烷烃的粘温性质最好，分支程度较小的异构烷烃的粘温性质比正构烷烃稍差，随着分支程度的增大，粘温性质越来越差；
环状烃(包括环烷烃和芳香烃)的粘温性质比链状烃的差；当分子中只有一个环时，粘度指数虽有下降，但下降不多。但当分子中环数增多时，则粘温性质显著变差，甚至粘度指数为负值。
当分子中环数相同时，其侧链越长粘温性质越好，但侧链上如有分支也会使粘温性质变差
32.低温下，石油及液体产品在低温失去流动性有两种情况：
粘温凝固：含蜡很少或不含蜡的油品，在温度下降时，粘度迅速升高，当粘度大到一定程度后（>3×105mm2/s）,油品就会变成无定型的玻璃状物质，失去流动性，这种凝固称为粘温凝固。不是很确切，仍是可塑性物质，而不是固体。
构造凝固：含蜡原油或油品，在温度下降过程中，由于蜡结晶析出而引起的凝固。33.同一油品：浊点高于结晶点。冰点比结晶点高1～3℃。34.浊点 > 冰点 > 结晶点
35.浊点
结晶点
凝点
出现雾状浑浊
出现肉眼能分辩的结晶
失去流动性 冷滤点
冰点
倾点
不堵塞滤清器时的最低温度
升温至结晶消失
能流动的最低温度 36.对比状态是用来表示物质的实际状态与临界状态的接近程度
对比状态定律：对于不同的物质，当具有相同的对比温度 Tr 和对比压力 Pr 时，其对比体积 Vr 也近似相等
37.压缩因子定义： 实际气体的 P-V-T 关系常用下式表示： Z = PV / RT 38.当实际气体处于临界点时，此时的压缩因子称为临界压缩因子 Zc。
39.对于小的球形分子如氩、氪、氙等惰性气体，其ω=0，这类物质称为简单流体。其余的物质称为非简单流体，它们的ω＞0。对于同一系列的烃类，相对分子质量越大，其偏心因子也越大；当分子中碳数相同时，烷烃的偏心因子较大，环烷烃和芳香烃的较小。
40.石油馏分的焓值是温度、压力及其性质的函数。在相同温度下，密度小、特性因数 K 值大的石油馏分具有较高的焓值，烷烃的焓值高于芳香烃的，轻馏分的焓值高于重馏分的。41.实验测定烃类的质量热容时可以发现，不论是液态还是气态，其质量热容都随温度的升高而逐渐增大;压力对于液态烃类质量热容的影响一般可以忽略；但气态烃类的质量热容随压力的增高而明显增大;就不同族的烃类而言，当分子量接近时，烷烃的质量热容最大，环烷烃的次之，芳香烃的最小。
42.闪点是指在规定条件下，加热油品所溢出的蒸气和空气组成的混合物与火焰接触时发生
瞬间闪火时的最低温度。
汽油的闪点是相当于爆炸上限的油品温度，而煤、柴油和润滑油等的闪点是相当于爆炸下限时的油品温度。石油产品的馏程越轻，蒸汽压越大，闪点越低。
闪点越低表明其着火危险性越大。因此石油产品以其闪点作为着火危险等级的分级标准。
43.轻质油品采用闭口杯法测定（GB/T261）；重质油品和润滑油采用开口杯法（GB/T267）。同一油品的闪点：开口杯 > 闭口杯
44.闪点和燃点与烃类的蒸发性能有关，而自燃点与油品的馏程和氧化性能有关
同族烃中，随分子量增大，闪点增高，燃点增高，自燃点降低；油品越轻，闪点越低，燃点越低，自燃点越高
烷烃比芳烃易于自燃，所以烷烃的自燃点低(芳香烃比烷烃稳定)，但烷烃的闪点却比粘度相同而含环烷烃和芳香烃较多的油品高
汽油的自燃点常在400C以上，柴油的自燃点只有220~250C，渣油的自燃点则更低
45.从安全放火的角度来说，轻质油品防明火，以防外界火源而引燃爆炸，重质油品应防止高温泄露，遇空气自燃。
46.当某一油品与溶剂以一定比例混合时，在较低温度下，因溶解度低两者不完全互溶而呈液-液两相，存在相界面；当温度升高时，溶解度逐渐增大，当加热到某一温度时，两者达到完全互溶，相界面消失，这时的温度称为该混合物的临界溶解温度。即相界面消失的最低温度称为临界溶解温度。临界溶解温度越低，表明烃类与溶剂的互溶能力越强，同时也说明两者之间的分子结构越相似。
47.苯胺点：就是以苯胺为溶剂，与油品按体积比为1∶1混合时的临界溶解温度。
48.不同烃类的苯胺点差别很大，碳原子数相同时：多环芳烃〈 单环芳烃〈 烯烃〈 环烷烃〈 烷烃
49.根据汽油机的工作条件，对汽油的使用要求主要有：在所有的工况下，具有足够的挥发性以形成可燃混合气；燃烧平稳，不产生爆震燃烧现象；储存安定性好，生成胶质的倾向小；对发动机没有腐蚀作用；排出的污染物少 50.汽油的蒸发性能常用馏程和蒸气压来表示
1．馏程(恩氏馏程)初馏点是控制气阻的形成；10%馏出温度是为了保证汽油具有良好的启动性能 50%馏出温度表示汽油的平均蒸发性能，是为了保证汽油馏分的组成分布均匀，使发动机具有良好的加速性和平稳性，保证其最大功率和爬坡能力 90%馏出温度和干点表示汽油蒸发的完全程度 51.汽油在发动机中的抗爆震能力称为抗爆性，是汽油最重要的质量指标之一,用来衡量燃料是否易于发生爆震。用辛烷值、抗爆指数、品度等的大小来表示抗爆性的优劣。一定压缩比的发动机必须使用与其相匹配的辛烷值的汽油，方能保证在不发生爆震的情况下，产生最大功率，我国车用汽油以辛烷值作为其牌号。
52.汽油机一般是以四冲程循环工作，依次完成进气、压缩、燃烧膨胀作功、排气这四个过程。
53.压缩比是汽油机的最重要技术指标，它是混合气被压缩前后的体积比，即活塞在下死点时气缸体积V1与活塞在上死点时气缸体积V2之比V1/V2。压缩比越大的汽油机，其功率、热效率越高，油耗量和单位马力金属重量均有所下降，也就是越经济。压缩比越大，对汽油机的材质和汽油ON的要求也越高。
54.饱和蒸气压
保证汽油在使用中不发生气阻
可相对的衡量汽油在储运中的损耗倾向
55.汽油在发动机中的抗爆震能力称为抗爆性，是汽油最重要的质量指标之一,用来衡量燃
料是否易于发生爆震。用辛烷值、抗爆指数、品度等的大小来表示抗爆性的优劣。56.汽油的抗爆性是用辛烷值来表示。汽油的辛烷值表示与被测汽油抗爆性相同的正标准燃料混合物中纯异辛烷的体积百分数。因此汽油的辛烷值并不表示汽油中的异辛烷含量。
57.车用汽油辛烷值的测定方法主要有两种：马达法(MON)和研究法（RON）。58.航空汽油抗爆性的表示法： 航空汽油的抗爆性用辛烷值和品度两个指标来表示
辛烷值表示发动机在贫混合气(过剩空气系数a=0.8～1.0)条件下工作时的抗爆性
品度表示发动机在富混合气(a=0.6～0.65)下工作时的抗爆性
59.汽油由各种烃类组成，对分子量大致相同的不同烃类
正构烷烃<环烷烃和正构烯烃<异构烷烃和异构烯烃<芳烃
烷烃分子的碳链上分支越多，排列越紧凑，辛烷值越高。对于烯烃，双键位置越接近碳链中间位置，辛烷值越高。
同族烃类，分子量越小，沸点越低，辛烷值越大。汽油的干点降低，辛烷值会升高。含芳香烃、异构烷烃多的轻质汽油辛烷值高
提高汽油辛烷值的方法
加少量能提高汽油辛烷值的添加剂----抗爆剂；依靠生产工艺；高辛烷值调和组分（主要是含氧化合物）；调整工艺操作条件，60.汽油在常温和液相条件下抵抗氧化的能力称为汽油的氧化安定性，简称安定性。是反映汽油在使用和储存过程中变质难易的指标。
61.影响汽油安定性的因素
化学组成：影响汽油安定性的根本原因；储存条件：温度、光照、与空气接触面积以及金属表面的催化作用。因此在储存汽油时应采取避光、降温及降低与空气的接触面积等措施。
62.改善汽油安定性的方法：采取适当的方法加以精制，除去不安定组分； 加添加剂（抗氧添加剂和金属钝化剂）；在储存中注意降温、避免与空气、金属接触，均可避免或延缓汽油变质。
63.柴油机与汽油机的相同之处都有四冲程：进气、压缩、燃烧膨胀、排气 ；都是内燃机
柴油机的压缩比约高于汽油机的一倍，一般为16-30。这样，压缩后气体的温度、压力都比较高，可达到500～700℃、3～5MPa，此温度超过柴油的自燃点。
汽油发动机的进气是空气燃油混合气，而柴油发动机在进气行程只吸入空气，在压缩行程接近上止点时开始喷入燃油
柴油是用高压油泵喷入气缸中，经雾化后的细小油滴便与被压缩的高温空气混合，并迅速蒸发气化、自燃发火，其燃烧气体温度高达1500～2000℃，压力猛增至5～12MPa
柴油机的压缩比及气缸内的温度和压力都显著高于汽油机的，因此其热效率一般比汽油机的高，当二者功率相同时，柴油机可节约燃料20～30%。
64.柴油机的爆震，是由于燃料的自燃点太高引起的。
65.柴油机和汽油机产生爆震虽然都是由于燃料的自燃引起的，但两者有根本的差别：汽油机的爆震出现在火焰传播过程中，是由于燃料自燃点太低造成的。而柴油机的爆震发生在燃烧阶段的初期，是由于燃料的自燃点太高造成的。
66.我国车用轻柴油质量标准中规定十六烷值不低于45 并非柴油的十六烷值越大越好，一般不高于60
67.相同碳数的不同烃类，以正构烷烃的十六烷值最高，正构烯烃、异构烷烃和环烷烃居中，芳香烃最小。相同碳数的异构烷烃，十六烷值随支链数的增加而降低；
对于同一族烃类，随分子量增加，自然点降低，十六烷值增加。但馏分变重，由于蒸发性能变差，耗油量会增加。
不同基属的原油，其生产的柴油由于化学组成的不同，其十六烷值相差较大。石蜡基原油生产的柴油比环烷基原油生产的柴油十六烷值高。
68.我国轻柴油的馏程范围一般在180～380℃；馏程中要求柴油的50%馏出温度不高于
300℃，90%馏出温度不能高于355℃，95%的馏出温度不能高于365℃。重柴油没有规定馏程指标，只限制残炭 的含量
69.柴油的低温流动性（凝点或冷滤点）表示方法
我国以凝点表示柴油的低温流动性和牌号
凝点并不是柴油可能使用的最低温度一般应高于冷滤点5℃的环境温度下使用
70.柴油的理想组分：应从两个方面入手，即应保证它的十六烷值比较高，又要保证它的凝点比较低。例如：单烷基（T型）或二单烷基（π型）的异构烷烃
(CN=40~70)。71.航空煤油的燃烧性能1．燃料的起动性、燃烧稳定性及燃烧完全度
燃料的起动性取决于燃料的自燃点、着火延滞期、燃烧极限、可燃混合气发火所需的最低点火能量、燃料的蒸发性大小和粘度等。燃料燃烧的稳定性除与燃烧室结构及操作条件有关外，还和燃料的烃类组成及馏分轻重有密切关系。燃烧完全度是指单位质量燃料燃烧时实际放出的热量占燃料净热值的百分率，受燃料的粘度、蒸发性和化学组成的影响
72.热值和密度（1）．定义 1kg(1L)燃料完全燃烧时所放出的热量
（2）热值与组成的关系：重量热值：随氢含量增大而增大，故有烷烃>环烷烃>芳烃 ；体积热值：随密度的增大而增大，故有烷烃<环烷烃<芳烃
同族烃：沸点↗，重量热值↙，体积热值↗
异构烷烃的重量热值与正构烷烃相近，而其体积热值比正构烷烃明显增大
（3）．航空煤油的理想组成 煤油型的带侧链的环烷烃和异构烷烃
73.控制航空煤油低温性能的指标是结晶点或冰点。
74.根据原油特性因数K值大小分为石蜡基、中间基和环烷基三类原油，75.我国采用关键馏分特性分类和按硫含量分类相结合的原油分类方法。
第一关键馏分指原油常压蒸馏250～275℃的馏分；第二关键馏分相当于原油常压蒸馏395～425℃的馏分，即
在残压40mmHg下取得的275～300℃的馏分
76.大庆油田 低硫石蜡基
克拉玛依
低硫中间基
胜利油田
含硫中间基
大港油田
低硫环烷中间基
孤岛油田
含硫环烷基
77.大庆原油的加工方案采用燃料-润滑油型加工方案最为理想，或者采用燃料-润滑油-化工型方案。胜利混合原油的加工方案一般采用燃料型加工方案或者燃料-化工型加工方案比较理想。孤岛原油的加工方案一般采用燃料型加工方案或者燃料-化工型加工方案。
第二篇：在线考试——石油工程概论
中国石油大学（北京）远程教育学院
期 末 考 核 《石油工程概论》
一、综述题（共3小题，每小题20分，共60分）（综述题请根据知识点提示结合课件组织答案，每道题目不少于500字。照抄知识点提示不得分。）1.阐述井身结构的主要内容，说出各内容所包括的具体知识，并画出基本的井深结构图。（20分）知识点提示：井深结构的主要内容包括套管的层次、各层套管下入深度、相应的钻头直径、套管外水泥返高等，请详细列出各内容所包含的具体内容，并画出简单的井深结构图
2.分别阐述有杆抽油泵在上冲程和下冲程的工作原理，并画出示意图。（20分）知识点提示：
有杆抽油泵在上冲程的工作原理，并画出示意图。有杆抽油泵在下冲程的工作原理，并画出示意图。
3.请列举一个现场实例，分析井喷的原因、危害、处理措施。（20分）
知识点提示：案例可以是近几年国内外发生的井喷事故，也可以是自己熟悉的钻井平台发生的井喷。先列举实例，然后分析事故发生的原因、造成的危害以及采取的应对措施。
青海英东油田“4·19”井喷事故
2013年4月19日7时15分，西部钻探工程有限公司青海钻井公司40520钻井队在处置青海油田分公司英东油田英9-4-A5井井漏过程中，发生井喷事故，4月19日20时05分关井成功，险情得到控制，历时12小时50分钟。事故未造成人员伤亡和设备损毁。
二、事故经过
（一）事故发生前工作情况
英9-4-A5井是西部钻探青海钻井公司40520队承钻的一口总包井，是该队今年承钻的第三口井。青海钻井公司英东项目组负责本区块钻井现场的协调管理。青海钻井公司监督监理公司派驻1名驻井HSE监督，青海油田监督监理公司派有1名巡井钻井监督。英东一体化项目部在油田现场驻有工作组。
该井于4月11日4时一开，4月12日22时钻至井深355米，下入表层。一开至二开共用时79小时。其中，处理井漏2次，用时22小时，在14.86米处井漏失返，注水泥堵漏；在326米处发生井漏，用桥浆堵漏。钻进用时 20小时，下套管（Φ244.5mm×354.06m）、固井、装井口和试压用时37小时。4月14日 11时二开，采用带螺杆的复合钻具，Φ216mm钻头钻至井深360米发生井漏失返，钻井液密度1.06 g/cm，粘度42s，漏失量为80m，替入密度1.06 g/cm堵漏浆40m堵漏成功。钻至404.5米时再次发生漏失，抢钻至井深452.19米采用水泥浆封堵2次，恢复正常。
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3月19日0时，钻至井深1450米时发生井漏，漏速3m/h；至1时20分继续钻进至1461米时井口失返，停钻，漏失钻井液50m（密度1.14g/cm，粘度42s）。事故发生经过
第一阶段：无观察、无预防情况下发生溢流井喷 4月19日1时20分，钻进至1461米时井口失返，停钻，值班干部宣建良（技术员）到距井场100多米外的驻井场值班房向队长张小军汇报。队长张小军电话请示青海钻井公司英东项目组负责人秦立坚。秦立坚决定：起钻换钻具，进行挤水泥堵漏。
钻井队在起钻前配密度1.12～1.14g/cm 的堵漏浆30m，从环空灌入堵漏浆18m，环空未见液面。1时50分开始起钻，起钻过程中每起三柱钻杆或每起一柱钻铤，用钻井泵灌浆一次，共灌入钻井液5.91m。此时，技术员宣建良在钻台，司钻郑文邦在操作刹把，副司钻李连祥和内钳工吴生龙在井口，井架工张生虎和外钳工哈得禄轮换在二层台操作，起到钻铤时，两人同时到二层台拉钻铤，泥浆工宗平生在循环罐坐岗。
7时15分，起钻至井内剩余最后一柱钻铤时，司钻郑文邦下放游车，钻台上副司钻李连祥和内钳工吴生龙接钻铤提升短节，司钻郑文邦下放游车至钻台5～6米处刹停等提升短节紧扣。副司钻李连祥和内钳工吴生龙用液压大钳上扣时，发现钳牙打滑，用高速旋紧扣后，副司钻李连祥和内钳工吴生龙更换钳牙，技术员宣建良协助。司钻郑文邦继续下放游车准备挂吊卡，这时从提升短节内溢出泥浆，接着立即从环空喷出一股泥浆，高2～3米；接连又喷出泥浆，喷高接近二层台，发生井喷。前期喷出物是泥浆，逐渐转变为油气混合物。
井喷发生时，环空喷出泥浆经井口安全卡瓦折射打到司钻郑文邦身上，司钻郑文邦站稳后发出长鸣警报，继续下放游车，副
333
3司钻李连祥和内钳工吴生龙抢挂吊卡，因喷势过猛，抢挂吊卡未成功。这时，喷势越来越大，将井口一片大方瓦喷出，井内钻铤上顶，安全卡瓦挂在游车盖板上（钻具未落井）。副司钻李连祥和技术员宣建良跑下钻台去远控台关井，副司钻李连祥随后跑到驻井场值班房向队长张小军汇报。
井架二层台上作业的井架工张生虎和外钳工哈得禄听到长鸣警报后，发现喷高已接近二层台，迅速从井架扶梯下撤到地面。钻台上的内钳工吴生龙见抢挂吊卡无望，随即撤离钻台到紧急集合点。司钻郑文邦见喷势渐猛，刹住刹把并用铁链固定后，最后一个撤离钻台到集合点。
司钻郑文邦在撤离前冷静处置，固定刹把，防止了游车落到钻台上，避免了事故复杂化。生井喷时，井内剩余钻具组合为：Φ215.9mmPDC+Φ172mm ×1°螺杆+ Φ214mm螺扶+Φ158.8mm无磁钻铤 1根+Φ158.8mm钻铤1根（共长27.55米），井喷时在岗人员所处位置及撤离路线示意图如下：
第二阶段：有效防控下的井喷 4月19日7时30分，清点现场人员无伤亡，布置警戒线。10时15分至11时48分，组织救护车、吊车、消防车、水罐车、固井车和拖拉机等应急车辆到井，组织将井场外围的房子和驻井场值班房搬走。
至12时40分，抢接压井管线，通过压井管线向井内注入清水，实施井口降温、防爆燃措施，防止事故扩大和发生次生事故。
17时10分至20时05分，消防车向井口喷水掩护，同时固井车通过压井管汇向井内打水，用拖拉机拖拉绞车快绳起出井内钻具，当钻头提离全封闸板端面时，立即关闭全封闸板防喷器，井口得到有效控制。
第三阶段：压井处置
4月20日1时35分，开始平推法压井作业，至4时45分，分8次共向井内注入密度1.80 g/cm的重钻井液56m，注压4～5 MPa；套压由4MPa降至2.8 MPa后维持不变，判断表层套管鞋处井漏。
20日9时至21日15时，向井内注入1.25～1.30 g/cm堵漏钻井液51m，套压由2.2 MPa降至1.5MPa。堵漏不成功。
21日15时40分至16时30分，向井内注入水泥浆22m，密度1.86g/cm，替入密度1.25～1.30g/cm 钻井液10m，预计在250～450米形成水泥塞。
22日7时05分，从节流管汇处泄压，无任何溢出物，套压为零，险情解除，井喷应急抢险工作结束。
三、事故原因分析
本次调查是在工程技术分公司前期调查的基础上，重点开展了人员访谈。主要对青海油田分公司工程技术处、开发处、英东一体化项目部、监督监理公司、钻采工艺研究院，以及西部钻探公司的井控管理中心、青海钻井公司、英东项目组、40520钻井队、同地区其他8支钻井队等单位共42人进行了访谈。调阅了其它10
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3余口井的地质和工程设计和其它10余口井的一开、二开及钻开油气层前的验收资料。经过事故调查组调查认为，本起事故是由于对井控管理工作不重视，现场管理不严格，钻井队在井漏处置过程中违章作业而导致的一起责任事故。
（一）直接原因
钻井队在发生井漏和随后起钻的处置中，措施不当，致使环空液柱压力小于地层压力，使已经打开油气层的地层流体进入井筒，发生井喷。
（二）间接原因
1.处理井漏时，已经揭开了多套油气层。该井地质设计中，926～1620米为油气层段。同平台相邻的英9-4-A6井电测解释显示，345.5米进入油层，在1461米以上井段共解释储层196层，其中55层为油层、13层为油气同层、21层为油水同层。当环空液柱压力降低失衡后，这些油气就会进入井筒，导致溢流井喷。
2.灌浆不到位，溢流发现不及时。该井在钻进至井深1461米前的钻进和接单根工况中，井内压力正常，证明1.14 g/cm的钻井液静液柱压力可以平衡地层压力。在发生失返井漏后，环空液柱压力降低，可能引发井筒压力不平衡。按照以往二开后漏失的堵漏经验，本地区经常发生井漏的井段为360～500米，当液面在这个井段时，井筒的液柱压力计算如下：
液面在360米时：P1=1.14×(1461-360)/100=12.55MPa 液面在500米时：P1=1.14×(1461-500)/100=10.96MPa 而在地质设计中，邻井英试8-1井在井深1451米处实测静压13.21MPa。可见该井钻进到1461米时，发生失返井漏，井筒静液柱压力难以平衡地层压力。
同时，该井在起钻过程中，采取起三柱钻杆或起一柱钻铤后，按照起出的钻柱体积灌一次泥浆。灌浆量只相当于起出钻具体积，3在井漏的情况下没有考虑漏失损失，使得灌入泥浆量明显不足，导致井内液面下降，液柱压力不能平衡地层压力。另外，在井漏失返后，井筒上部存在空井段，地层流体侵入井内后，先形成环空溢流。在溢流初期，地面难以观察到溢流显示。当溢流沿环空上升接近井口时，一些流体从振动筛返出，坐岗人员没有及时发现，失去了及时采取关井措施的机会，随后井内流体快速上升到转盘面，发生井喷。
3.应急处置不力，未能控制井口。在井喷初期喷出物为泥浆的情况下，班组人员没能成功用吊卡强行起出井口最后一柱钻铤，或抢接防喷单根，实施关井，失去了控制井喷的最后机会。
（三）管理原因
1.钻井地质、工程设计风险提示不具体，措施针对性不强（1）钻井地质设计对井控相关风险提示不具体
英9-4-A5井钻井地质设计章节设置及主要内容均符合股份公司《开发井钻井设计编制规范》要求，但该井地质设计中对可能油气层的提示中，没有说明邻井英9-4-A6 井测井解释的13个油气同层段所处的具体井段（实际在645.5-913.1米，为本井非目的层段）；对油气层段的描述也未从926米（本井设计油气层的开始层位）开始，而仅是从本井设计的主要目的层1442米开始描述。
（2）钻井工程设计未对井漏风险进行提示，部分措施针对性不强
统计英东油田完成的107口井，一开后井漏53口井、83井次，二开后井漏24口井、35井次，二开后井漏段集中在350～500米之间；同平台的英9-4-A6在二开后也发生3次井漏。钻井工程设计中没有对邻井的井漏复杂进行任何描述，没有对可能发生的井漏、漏转喷的风险进行提示，没有提出针对性预防和处理措施。
本次调查中，查阅英东地区10口井的钻井工程设计发现，对一开、二开、井下复杂情况的预防及处理（井漏、井塌）以及井控技术要求等内容均一致，没有针对单井具体地质情况进行个性化设计，措施针对性差。
2.表层套管没有封住全部易漏层
英9-4-A5井位于英东油田的地表海拔较高部位，地表高差100米左右；该地区上部地层复杂，破碎带发育，漏失严重。英东油田的当前表套设计井深均为350米，由于断层的影响，山上的井在二开后漏失发生频次高，失返性漏失多。同平台邻井英9-4-A6井二开后钻进至450米、479米和1665米时发生失返性漏失，漏失位置均在350～500米，通过注水泥方式堵漏成功。同平台的事故井在二开后，漏失3次，漏失位置在350～500米。由此可见，当前设计的350米表层套管没有封住全部易漏层，造成该区域的部分井在二开后发生失返性井漏，既加大了井控风险，也降低了钻井速度。针对此情况，青海油田监督监理公司和英东一体化项目部在2013年3月29日向青海油田工程技术处递交了《关于英东油田表层套管下深变更的请示》，要求将表层下深从350米调整为500米。至事故发生时，工程技术处还没有形成套管下深的研究结论。
3.井漏处置不科学、不规范
英9-4-A5井钻至井深1450米时发生井漏，漏速3m/h，钻井队没有停钻堵漏，却继续钻进至1461米，导致井漏失返。井漏失返出现后，没有先进行堵漏，而是采取了直接起钻，再下光钻杆挤水泥堵漏的方案；虽然在起钻前从环空灌入堵漏泥浆18m，但井口未见到液面，根本没有起到堵漏效果。在油气层已钻开的情况下，起钻前没有按照井控实施细则的规定进行短程起下钻，检测井筒是否平稳；起钻中没有执行工程设计进行连续灌浆的要求，而是按照习惯性做法，起三柱钻杆灌一次泥浆。在间断灌浆中，33灌入泥浆量不足，使环空液面下降，导致环空液柱压力小于地层压力。在起钻到表层套管内时，没有进行静止观察是否有油气上窜，而是一次起完钻具，导致井喷。
4.漏喷转换的风险认识不足
从2010年开始，英东油田已完井120多口，面对钻开油气层后高频次的井漏，从建设方到施工方，均认为本地区地层压力低，没有发生过溢流，不可能发生井喷事故。在指导思想和技术措施上，只是从处理工程复杂出发，进行井漏处理，没有意识到井漏后，井筒压力失衡所产生的井控风险。针对这种多次发生的规律性的井漏问题，没有组织进行风险评估分析，没有制定针对性的起钻堵漏措施来预防井控风险，最终导致了井喷事故发生。
5.开钻和钻开油气层验收流于形式
开钻和钻开油气层验收分别由青海钻井公司安全科组织自检和由英东一体化项目部委托的青海监督监理公司组织验收。但由于由各自主管单位自行组织，各自主管单位检查结果无沟通交流、相互无备案留底，难于促进现场工作。
从调阅的一、二开资料和对若干井队技术员访谈中，可以认定，在实际验收过程中，由于制度不落实，出现检查不严肃、填写随意、事后补签等现象。该井液面监测报警仪已坏，验收检查表显示合格；未安装司控台，检查表显示司控台正常；《钻开油气层检查验收书》无检查日期落款；未参加检查的甲方钻井监督事后补签名。验收走形式，未达到督促安全生产作用。
6.现场监督工作不到位
40520钻井队现场驻有甲方巡井钻井监督李林峰和西部钻探HSE监督王角旦，在日常监督中，两人工作责任心不强，职责履行不到位，没有发挥应有的作用。
一是监督管理存在薄弱环节。甲方钻井监督在4月8日报到后，青海油田监督监理公司作了面对面的个人经历和资质的询问，将油田监督管理的资料包拷贝给监督，没有做任何培训，就将监督派到现场开展工作。西部钻探公司HSE监督没有认真学习本公司的监督管理办法，对自己在现场的权利义务不够清楚，监管弱化，没有发挥应有的作用。
二是责任心不强。甲方钻井监督4月10日上岗在现场开展工作，对所监督井的情况了解不深，没有发挥有效的监督作用。在本井的一开和二开前，甲方钻井监督下达的一开和二开监督指令，是他在其它油田任监督时的文本，没有针对本井实际情况增加针对性要求，对该井的指导性差。甲方钻井监督同时负责两口井的巡监，居住在该队的驻井场值班房内。该井从4月11日开钻到4月19日井喷，甲方监督只参加过2次班前班后会，职责履行不到位。西部钻探公司HSE监督4月12日的检查记录中，在液面报警仪损坏的情况下，却将检查结果填写为合格。
三是关键环节监督职责未履行到位。甲方钻井监督和西部钻探公司HSE监督在本井发生井漏后起钻这样一个特殊作业中，均没有在现场进行旁站监督，使得井漏后起钻的高风险作业的双重监督功能无一起作用。
7.管理流程不顺畅，管理职能交叉弱化
青海钻井公司井控管理流程存在缺陷。西部钻探井控管理职能在工程技术与市场处，而青海钻井公司的井控管理职责由安全总监负责，井控管理办公室设在公司安全科。安全科主要对应的西部钻探管理部门为安全环保处，这样造成井控管理职能上下协调不够顺畅，不利于井控管理工作落实。
8.钻井队管理较差，执行力有待进一步提高
40520队的指重表自动记录仪损坏、泥浆液面监测报警仪已失效，长期没有得到修复，专用泥浆灌浆罐长期废置未用。现场施工中还存在没有认真执行井控实施细则及设计的现象：一是未落实《青海油田石油天然气钻井井控实施细则》第五十条“钻开油气层后发生井漏的处理”的系列措施、第十六条有关地层承压试验、低泵冲试验和短程起下钻的要求。二是未执行工程设计中“起钻时做好连续灌浆”的要求。由此反映出，该队的管理水平、业务素质较低，执行力较差。
9.井控意识不强，管理不到位
自2010年该区块投入勘探开发以来，虽然上部地层频繁发生井漏，但通过采取适当堵漏措施均能够成功完钻，没有发生过溢流险情。无论是建设方还是施工方、管理者还是操作者均认为，该地区仅仅是单纯井漏，不会发生井喷事故，忽略了钻开油气层后“漏喷转换”诱发的井喷风险。同时由于生产任务重，组织运行节奏快（当前该地区动用钻机19部，今年预计共钻新井225口，新建产能30万吨），也是本起事故的一个因素。
因此，相关企业各级管理人员井控意识不强，普遍存在着思想上麻痹，管理上松懈，企业相关管理部门没有认真开展井漏风险辨识和井控风险评估，适当调整新区部分油气井风险级别；没有组织研究“井漏失返”和“漏喷转换”的风险控制措施；没有建立处理井下复杂情况的刚性操作程序，完全靠现场人员的个人能力处理复杂，随意性强；也不重视一、二开验收和钻开油气层检查制度，很多验收走形式；现场监督责任心不强，对关键环节没有起到旁站监督作用，关键环节监督职责履行不到位；未建立起有效的甲乙方监管约束机制，甲方监管力度不够，乙方井控制度落实不严，整体存在井控管理制度落实不到位的问题。
二、论述题（40分）结合自己所学专业，谈谈你对石油工程的认识，字数不少于800字。
第三篇：石油工程概论学习总结
石油工程概论学习总结
——石油开采技术
在本学期的专业选修课中，我选修了《石油工程概论》这门课。通过老师的精心授课和自己的努力学习，我作为一名石油专业的学生，对石油工程的相关知识有了深入的了解，扩大了我的知识面。在本门课程即将结束的时候，我把这学期学的知识做一个归纳总结。石油工程具体包括：石油地质、钻井、固井完井、油气开采、增产增注、提高采收率、油层保护、油层储运等。我重点对石油开采进行了学习和研究。
在研究石油开采之前，首先要知道石油的一些性质。石油的化学性质：
石油的元素组成：
主要由碳、氢两种元素组成：
碳约占80％一88％；
氢约占10％一14％；
氧、硫、氮约占0.3％一7％。
石油中若碳、氢元素含量高，且碳／氢值低，则油质好；若氧、硫、氮元素含量高，则油质相对较差。石油的化合物组成
烃类化合物（即碳氢化合物）是石油主要成分，约占80％以上。
含有氧、硫、氮的化合物（非烃化合物）有时可达30％。不利于石油的开采、炼制和加工。石油的组分组成
石油的组分组成：根据石油成分被不同溶剂选择溶解及被介质选择吸附的特点，将石油的组成分成相近的组，称为“组分”，每个组分内包含性质相似的一部分化合物。具体由以下四种成分组成。
1.油质
由碳氢化合物组成的淡色粘性液体（是石油主要成分）。油质含量高，石油质量相对较好。油质中含有石蜡，是一种熔点为37～76℃的烷烃，呈淡黄色或黄褐色。石蜡含量高时石油易凝固，油井易结蜡，不利于开采。
2.胶质
粘性或玻璃状的固体物质，主要成分是碳氢化合物，但氧、硫、氮含量增多。
石油中胶质含量少，约为1％，是渣油的主要成分。
3.沥青质 黑色固体，沥青质比胶质含碳氢化合物更少，含氧、硫、氯化合物更多。胶质和沥青质称为石油的重分子组分，是非碳氢化合物比较集中的部分。含量高时，石油质量变差。
4碳质 碳质以碳元素状态存在于石油内，含量很少，称残碳。石油的物理性质：
1）颜色
石油一般呈棕色、褐色或黑色，也有无色透明的凝析油。胶质、沥青质含量愈高，颜色愈深。因此，石油颜色越谈，质量越好。
2)密度
标准条件下(20℃，0.101MPa)每立方米原油质量——原油密度，一般在0.79～0.95 g/cm3。
3)粘度
地下采出的石油在提炼前称原油。在地层条件下测得的原油粘度叫地层粘度，地层粘度大于50 mPa·S、密度大于0.92的原油称为稠油。
4）凝固点
原油失去流动性的温度或开始凝固时的温度称为凝固点，原油中
含蜡少，重组分含量低者凝固点低，利于开采和集输。凝固点在40℃以上的原油称为凝油。
5)溶解性
石油难溶于水，但易溶于有机溶剂。石油可与天然气互溶，溶有天然气的石油，粘度小，利于开采。
6）荧光性
石油在紫外线照射下会发出一种特殊的光亮，称为石油的荧光性。借助荧光分析可鉴定岩样中是否含有石油。
7)导电性
石油为非导电体，电阻率很高，这种特性成为电法测井划分油、气、水层的物理基础。
我们在了解了石油的化学物理性质之后，我们可以有效的利用石油的这些性质，对它进行开采，使开采的效率高，成本低，安全可靠。
油气开发的基本目的：尽可能多的开采出地层深处的油、气资源。提高采收率，降低成本。
采油原理：当通过钻井、完井射开油层时，由于井中的压力低于油层内部的压力，在井筒与油层之间就形成了一个指向井筒方向的压力降。在原始条件下，油层岩石与孔隙空间内的流体处于压力平衡状态，一旦钻开油层，这种平衡就被破坏。这时，由于压力降低引起岩石和流体的弹性膨胀，其相应体积的原油就被驱向井中。如果地层压力足够的话，就可将原油举升到井口以上，形成自喷采油；如果地层压力不能将原油举升到井口，那么就需要借助某些人工举升的办法采油，或者向油层中注入某种流体提高地层压力，使油井生产能量有所改善。
有的油藏经过一个时期自喷采油又转入人工举升，这主要决定于油藏本身的能量，也就是地层压力的高低。随着采出原油的增多，地层压力逐渐下降，油井就会出现停喷时就要利用人工举升办法采油。
采油方法通常是指把流到井底的原油采到地面所用的方法，基本上可分为两大类：一类是依靠油藏本身的能量，使原油喷到地面，叫做自喷采油；另一类是借助外界能量将原油采到地面，叫做人工举升采油或者叫做机械采油。一般情况下，天然能量不足的油田，有的没有自喷能力，有的即使有自喷能力，但自喷期限较短，只有1年左右的时间，最多的也不过3~5年，而一个油田的生产年限要延续20年至30年以上，因此，油层中的原油大部分是靠人工举升方式采出来的。人工举升采油包括：气举采油、抽油机有杆泵采油、潜油电动离心泵采油、水力活塞泵采油和射流泵采油等。
在石油开采中，采油方法尤为重要。其主要方法有： 1.自喷采油
自喷采油的特点：油层具有的能量足以自喷。自喷井的地面设备简单、容易管理、产量较高。
自喷原理：驱动力—地层中的各种压力。驱动过程－先将原油从地层内推向井筒，若还有剩余的能量，再将原油举升到地面。
自喷采油前的诱喷作业：完井时井内液柱压力一般大于油、气层压力，加上钻井和射孔过程中污染物的堵塞和阻碍，油、气一般不能流入井筒内，更不能自动喷到地面。因此，采油之前一般要降低井简内的液性压力，清除堵塞油层的污物，使油、气能够畅流到地面。这种诱导作业过程称作诱喷或诱流。
自喷采油的四种流动过程：地层渗流、垂直管流、嘴流、水平管流。2.机械采油
用专门的抽油装置，将油井中的油液举升到地面，以便保持井底和油层之间油液流动的压力差，保证油气源源不断地流向井底。这种采油方式称作机械采油或人工举升采油。用于在低渗透、低压力油层地区的采油。目前，我国的机械采油量占总采油量的80％
以上。其中有杆泵抽油或称泵抽法是目前世界范围内应用最广的一种采油方法.当今,世界上有80%以上的油井用抽油方式进行生产;在国内也有60-70%的生产井为抽油井。它能适应任何油藏压力,既能适应日产千吨以上的高产井,也能适应日产几吨的低产井.而且传统的杆式抽油装置结构简单,维修工作量小,因而得到了广泛的应用。
机械采油的分类： 1）有杆泵采油
（1）常规抽油机——深井泵采油（2）地面驱动井下螺杆泵采油 2）无杆泵采油
（1）水力活塞泵采油（2）电动潜油离心泵采油（3）电动潜油螺杆泵采油 3）气举采油（1）连续气举（2）间歇气举
在技术高速发展的今天，为了能有效的解决有杆抽油系统的供排调问题，提高系统效率和油井潜能。但以目前通用的技术装备水平，从设计到现场管理的各环节都很难解决。有杆泵智能控制系统针对该问题，整合了信息、自动化、智能化技术，建立了动液面回波的识别模型与计算方法以及配套的计算控制软件，对包括油井动液面、示功图在内的运行参数进行实时监测；对抽汲强度进行实时控制，从而解决抽油系统供排调问题。
1.构成及工作原理 1）实时监测部分
可实时监测油井动液面、示功图及其它运行状态参数。其中动液面检测装置由次声波发讯装置、次声波接收装置和数据采集接口组成。次声波发讯装置采用弹簧蓄能气弹装置作为发声源，在设定的时间，用减速机压缩弹簧蓄能，然后瞬间释放，向油井环空发出功率为150KW的次声波信号，反射回波由经接收装置放大后，经过数字滤波、快速付立叶变换等一系列的软件处理，转化为有效数字信号，与示功图及其它运行状态参数信号一起经数据采集接口输入微处理器。
2）智能控制部分
由大容量微处理器和数据处理及控制软件组成，其核心技术为建立动液面回波的识别模型与计算方法并编制了实现该计算方法的软件。微处理器接受此声波反射信号后，进行运算处理，确定液面深度，根据预设沉没度发出调参指令。
3）执行部分
根据微处理器发布的控制指令对抽油机的运行参数进行实时调速，控制抽汲强度，实现供排调。通过预设的多功能接口电路板实现交流变频调速、变极数电动机微分调速（256级）、机械式无级调速及滑差电机调速。
4）远程通讯部分
借用GSM/GPRS网络系统，实现了远程对机械抽油井现场运行数据的采集、处理、数字无线传输、视频监视并可进行调参等实时控制管理；其运行成本较低、工作可靠。
2.结论
1）有杆泵智能采油技术设计思路正确，关键技术先进，设备性能可靠，有较好的投资效益。
2）该技术整合了自动、信息、智能等多学科的新成果，是有杆采油系统优化技术的新发展。生产过程中，通过系统在线的不断调整，使有杆泵沉没度始终保持在合理的范围内，最大限度挖掘油层潜力，使供排不调的矛盾得到较好解决。
3）建立的动液面回波的识别模型与计算方法以及配套的计算控制软件经实践证明方法正确、准确度高。
4）实验认为，该技术对低渗透油田提高系统效率，延长检泵周期，节约电能都将起到很好作用。
经现场试验，该技术实现了预期目标，在提高系统效率，延长检泵周期，节约电能等方面都有很好效果，是有杆采油系统优化技术的新发展。
通过本期的学习，我对的石油工程的一些知识有了进一步的了解，包括：石油地质、钻井、固井完井、油气开采、增产增注、提高采收率、油层保护、油层储运等。虽然自己有些东西学起来还有些困难，但在老师的帮助下，能基本解决。在此，要感谢学校提供了这个让我学习石油工程的机会，以及张老师的精彩授课，让我扩大了知识面，受益匪浅。
第四篇：石油工程概论考试复习知识点
石油被誉为工业的“血液”、机器的“粮食”。石油和天然气是优质的能源、润滑油料及化工原料，也是重要的战略物资。有“国民经济的血液”之称。欧佩克成员国的石油储量占全球的78.2% ,沙特阿拉伯位列世界石油储量之首。天然气估算探明储量为173.08万亿立方米,欧佩克成员国的天然气储量约占世界总储量的52％。俄罗斯位列世界天然气储量之首。俄罗斯、伊朗和卡塔尔是世界三大资源国，证实储量分别占世界总量的27.2％、15.8％和14.7％。(我国石油储量)33亿吨，占世界的2.3%，排名第11位；世界人均石油 23吨，我们只有2.5吨，占世界人均的11%；(我国天然气储量)3.5万亿立方米，占世界的2.5%，排名第20位；世界人均天然气23200m3，我们只有1080m3，占世界人均的4.6%。油区：20多个{陆上（如大庆、胜利、辽河、新疆、华北大港、吉林四川、青海、塔里木、克拉玛依、长庆、玉门、中原等）海上（如渤海、东海、南海东部、南海西部等）}
“加大石油天然气资源勘探力度。加强油气资源调查评价，扩大勘探范围，重点开拓海域、主要油气盆地和陆地油气新区，“加快深海海域和塔里木、准噶尔、鄂尔多斯、柴达木、四川盆地等地区的油气资源开发。“实施„走出去‟的跨国经营战略 ……”
石油的化合物组成 烃类化合物（即碳氢化合物）是石油主要成分，约占80％以上。含有氧、硫、氮的化合物（非烃化合物）有时可达30％。不利于石油的开采、炼制和加工。石油的元素组成由碳、氢两种元素组成： 碳约占80％一88％； 氢约占10％一14％；氧、硫、氮约占0.3％一7％。石油中若碳、氢元素含量高，且碳／氢值低，则油质好；若氧、硫、氮元素含量高，则油质相对较差 石油组分组成：i油质ii胶质iii沥青质iv碳质 石油的物理性质1颜色（石油一般呈棕色、褐色或黑色，也有无色透明的凝析油。）2密度 3粘度（地下采出的石油在提炼前称原油。地层粘度大于50 mPa·S、密度大于0.92的原油称为稠油。）4凝固点（原油失去流动性的温度或开始凝固时的温度称为凝固点，原油中含蜡少，重组分含量低者凝固点低，利于开采和集输。）5溶解性（石油难溶于水，但易溶于有机溶剂。石油可与天然气互溶，溶有天然气的石油，粘度小，利于开采。）6荧光性（石油在紫外线照射下会发出一种特殊的光亮，称为石油的荧光性。借助荧光分析可鉴定岩样中是否含有石油。）7导电性（石油为非导电体，电阻率很高，这种特性成为电法测井划分油、气、水层的物理基础）天然气的化学组成：甲烷(CH4)、乙烷（C2H6)、丙烷(C3H8)和丁烷(C4H10)天然气无色，有汽油味，可燃。天然气物理性质指其密度、粘度和溶解性。地球构造：地壳、地幔、地核。地壳由岩石组成，岩石依成因的不同可分为火成岩、变质岩和沉积岩三大类。
石油和天然气生成在沉积岩中，绝大多数储藏在它的孔隙、裂缝和溶洞里。沉积岩种类及特点：砂岩(碎屑岩)砂岩可作为油气储集层、泥岩（粘土岩）是分布最广的沉积岩，约占沉积岩总量的60—70%，是重要的生油岩和油气藏的盖层、石灰岩（碳酸岩盐）是重要的生油岩和储集岩地质构造： 1背斜构造（是指岩层向上弯曲的褶曲，其核部地层比外圈地层老）2向斜构造（是指岩层向下弯曲的褶曲，其核部地层比外圈地层新）3单斜构造4断层油气藏：生油层中分散存在的石油或天然气，当遇有适宜的圈闭地质构造时，便发生运移和聚集，形成油气藏。油气藏是同一圈闭内具有同一压力系统的油气聚集。种类：2地层油气藏（由地层超覆储油构造及地层遮挡储油构造等所圈闭的油气聚集）1构造油气藏（由背斜储油构造，以及断层遮挡储油构造等所圈闭的油气聚集）3)岩性油气藏聚集油、气的构造称为储油构造。油气田是指单一局部构造、同一面积内油藏、气藏、油气藏的总和。若该局部构造范围内只有油藏称油田；若只有气藏称气田；在漫长的地质历史时期内，不断下沉接受沉积的地区称为沉积盆地。具有油气生成和聚集条件，并发现具有工业油气藏的沉积盆地称为油气盆地。我国石油资源集中分布在渤海湾、松辽、塔里木、鄂尔多斯、准噶尔、珠江口、柴达木和东海陆架八大盆地；天然气资源集中分布在塔里木、四川、鄂尔多斯、东海陆架、柴达木、松辽、莺歌海、琼东南和渤海湾九大盆地 油气勘探方法和技术，即地面地质法、地球物理法{地球物理勘探（重力勘探、磁力勘探、电法勘探和地震勘探）和地球物理测井（视电阻率测井、微电极测井、自然电位测井、感应测井、声波时差测井、放射性测井）}、遥感技术（间接找油法和直接找油法）和钻探法。寻找油气田任务：两个大阶段，四个小阶段1.区域勘探（分为普查和详查阶段）2.工业勘探（主要任务是发现油气田、查明油气田。分为构造预探和油气田详探两个阶段）钻井 石油钻井：利用机械设备破碎岩石，建立地下油气输出通道。钻井目的：获取地下油气水资源或地质资料。钻井方法：顿钻钻井（最早方法）、旋转钻井、新方法（熔化及气化法、热胀裂法、化学反应法、机械诱导应力法）旋转钻井又分为转盘钻井、井下动力钻具钻井、顶部驱动旋转钻井。特点是：1）破岩与清岩相接进行。2）旋转动力大，转速高，破碎效率高。3）设备复杂，起下钻繁琐。钻井分类 按钻井深度分为:浅井钻机、中深井钻机、深井钻机、超深井钻机。按驱动设备分为:机械驱动钻机（MD）、电驱动钻机（ED）。按使用地区和用途分为:海洋钻机、浅海钻机、陆地钻机、从式井钻机、连续油管钻机等…
钻井设备简介 陆上钻机、连续柔管钻机、海洋钻井平台
旋转钻井钻机组成1动力系统（柴油机、发电机、传动机构）动力装置提供动力，传动装置将动力输送给提升系统、旋转系统、循环
系统使用，完成钻井工作。2旋转系统（水龙头、转盘、转盘方补心、方补心、方钻杆、钻柱、钻头）由钻盘提供转矩，带动钻具转动，完成钻进工作。、提升系统（井架、绞车、钢丝绳、天车、游动滑车、大钩）在井架的支撑下，由绞车控制复滑轮系统的升降，完成钻井需要的各种提升工作。3循环系统（泥浆泵、立管、水龙头、方钻杆、钻柱、钻头、环空、出口管线、震动筛、除气器、除砂器、除泥器、泥浆罐）钻井时，泥浆泵将泥浆池中的泥浆泵入水龙带和钻柱，从钻头的喷嘴喷出，然后携带着井底钻下的岩屑，从钻柱和井眼之间的环形空间上返，再经防喷器通道到达泥浆返回管线，最后由振动筛等除去岩屑，然后，回到泥浆池循环利用。4井控系统（球型防喷器、旋转防喷器、闸板防喷器、方钻杆旋塞、压井管汇）5控制系统（机械控制、电控、气控、液控和混合电液控）钻井工艺过程1钻前工程（定井位、道路勘测、基础施工）2设备安装（设备拆卸、竖井架、安装设备、设备校正、试运行）3开钻4正常钻进5固井（工艺过程：井眼准备；下套管；注水泥、侯凝）6完井（钻开产层；确定完井方式；安装井底、井口装置；试油）固井的目的：巩固井壁，隔离复杂地层；安装井口装置；封隔油、气、水层，防止互窜。钻井液（钻井的血液）的功能：软化地层、帮助破岩；悬浮和携带岩屑；清洗井底、提高破岩效率；平衡地层压力、防止井喷；保护井壁、预防垮塌；传递动力到井底；冷却和清洗钻头；传递井下信息；钻井液的性能：密度；流变性（粘度、切力）；失水造壁性（失水、泥饼）；润滑性、散热性、抑制性。钻井液类型：液体（水基、油基钻井液）、气体（空气、天然气、氮气）、气-液混合物（泡沫、充气钻井液）。常用钻井液：淡水钻井液、盐水钻井液、钙处理钻井液、低固相钻井液、聚合物钻井液、混油钻井液。钻井液的主要成分：连续介质（水；油；气）；分散相（粘土；水；气）；处理剂（密度；流变性；失水造壁性；PH值；润滑性；抑制剂）钻井工艺技术1常规钻井（喷射钻井工艺：将钻井液泵能发出的功率尽可能多的传递至钻头，并转换为射流水力能，以帮助破岩与清洗井底。钻具：钻头、接头、钻铤、钻杆、扶正器）2取心钻井（目的：获取地下岩样，以供分析岩石特性，为钻、采工艺提供依据。工具：取心钻头、岩心抓、岩心筒）3斜井、定向井（用于海上钻采；地面条件受到限制的情况下：油田在城市建筑、文化古迹、湖泊、沼泽等难以建立井场的位置下方；油藏（层）地质条件不适宜钻直井；原井报废的情况下：钻“侧钻井”、“救援井”等。定向钻井是根据地面、地下条件及特殊的目的，经专门的设计和施工，使井眼轨迹按预定方向(并非垂直)钻达目的层位，解决常规直井不能解决的问题的一类特殊钻井）、水平井（大曲率、中曲率、小曲率半径水平井）4欠平衡钻井（制氮设备、旋转防喷器、气液分离设备、放喷节流管汇）造斜方法1井底动力钻具（井下马达）造斜法（涡轮钻具、螺杆钻具、电动钻具）2转盘钻具造斜（钻具组合配扶正器）包括变向器、射流钻头、扶正器组合。造斜工具：变向器、弯接头、弯钻铤、井下动力钻具。钻井事故：井喷、井塌、井漏、卡钻、解卡技术：浴井解卡（泡油、泡水、解卡剂浸泡）；使用震击器；套铣倒扣。堵漏技术：起钻静置；水泥堵漏；桥塞剂堵漏；化学凝胶堵漏；特殊堵漏技术（尼龙袋、金属异型管）井下钻柱部件：钻铤、接头、稳定器、钻头、钻杆、方钻杆。常用钻头：刮刀钻头、取心钻头、牙轮钻头、PDC钻头 井喷预兆： 钻井速度加快（有放空现象）；钻井液循环池液面上升；钻井液性能改变；环空钻井液返速增加、有井涌现象。井喷控制：溢流及时关井、据关井井口压力计算井底压力、算压井钻井液密度、环钻井液排出溢流，恢复井底压力 井塌现象：返出岩屑多而杂，且棱角园滑；泥浆密度、粘切升高，泵压不稳或蹩泵；钻进蹩跳严重、接单根下不到底、起钻有阻卡；下钻遇阻频繁、下钻下不到底、划眼困难、甚至越划越浅。井塌的原因：钻井液液柱压力过低；泥页岩地层水化膨胀或分散；钻具刺漏；起下钻抽吸压力大，或发生井喷。井塌的防治：测定地层压力剖面；合理的井身结构；适当的钻井液密度；采用防塌钻井液。井漏的类型：渗透性漏失、裂缝性漏失、溶洞性漏失。井漏原因：地质因素、人为原因（如泥浆比重大、下钻速度快、开泵过猛）井漏现象：泥浆池液面降低，井口返出泥浆量明显减少 卡钻的原因与类型：泥饼粘附卡钻（压差卡钻）；井塌卡钻；沉砂卡钻；缩颈卡钻；键槽卡钻。固井和完井 井身结构的内容包括：导管、表层套管、中间套管、油层套管、固井是用无缝钢管和水泥封固井壁的过程。其作用有：封固地表疏松地层；封堵易塌易漏等复杂地层；封隔不同压力的地层；封隔油、气、水层；安放井口装置。套管串组成：引鞋、旋流短节、回压凡尔、套管、生铁圈、套管、扶正器、升高短节 单级注水泥：循环、注隔离液、注水泥、顶胶塞、替泥浆、碰压、关井侯凝；双级注水泥：注水泥、顶下胶塞、替泥浆、顶中胶塞、替泥浆、打开循环孔、注水泥、顶上胶塞、替泥浆、碰压（关循环孔）、侯凝。注水泥设备：水泥头、胶塞、管汇、灰罐、混浆漏斗、水泥车、混合池 对固井质量的要求：套管有足够的强度（能承受井下各种外力作用，抗腐蚀、不断、不裂、不变形）2水泥环有可靠的密封（环空封固段不窜、不漏、胶结良好，能经受高压挤注的考验）完井工艺过程：钻开产层、安装井底（完井方式）、井口装置、射孔、酸化（可选项）、诱导油气流、试油。常用完井方式：裸眼完井、射孔完井、防砂完井。计量方法：计量标定罐、刮板流量计、涡轮流量计（油井）孔板流量计、涡轮流量计（气井）一口井从上往下是由井口装置、完井管柱和井底结构三部分组成。井口装置：关闭和控制井中流体流出的设备，用于有效地密封井口，以避免井中流体喷出或泄漏。井口装置包括套管头、油管头和采油（气）树三部分。试油工艺由诱导油、气入井和完井测试两部分组成。试油概念：对可能出油、气的生产层，在降低井内液柱压力的条件下，诱导油、气入井，然后对生产层的油、气、水产量、地层压力及油气物理、化学性质进行测试的整套工艺技术（或作业过程），称为试油。油气开采 油气开发的基本目的：尽可能多的开采出地层深处的油、气资源。提高采收率，降低成本。采收率：油田开发结束后，累积的采油量与实际的储油量之比。采油方法分类（1.自喷采油2.机械采油）自喷井采出原油：驱动力—地层中的各种压力。驱动过程－先将原油从地层内推向井筒，若还有剩余的能量，再将原油举升到地面。自喷采油存在四种流动过程：（地层渗流、垂直管流、嘴流、水平管流）用专门的抽油装置，将油井中的油液举升到地面，以便保持井底和油层之间油液流动的压力差，保证油气源源不断地流向井底。这种采油方式称作机械采油或人工举升采油。有杆泵采油{在抽油的过程中，抽油机驴头将带动抽油杆及活塞上下运动，每上下运动一次，称为“一个冲程”,也称“一个抽汲周期”。在一个冲程中，深井泵完成一次井筒进油和井口排油的全过程。}和无杆泵采油{地面动力液→中心油管→井下液马达→带动抽油泵的柱塞作往复运动→固定阀和游动阀交替打开和关闭，实现吸油和排油动作→废动力液和抽吸的原油，一起从油、套管环形空间排到地面，通过井口四通阀进入地面输油管道。}电动潜油离心泵系统中的潜油电动机（为离心泵提供动力）、多级离心泵（将机械能转换为液能，提高油井液的压头，并将其举升到地面）、保护器（起着补偿漏油和电机平衡室的作用）、油气分离器（用于分离井液中的游离气体，并使游离气体进入油、套管环形空间）电动潜油离心泵采油（是一种比较经济有效、特别适用于海上油井和高产油井的机械采油方法，可以从较深的不同状况的油井中大量提取地层液。）与电动潜油螺杆泵采油（螺杆泵、保护器和潜油电机等。适用于含砂、含蜡、稠油的油井开采。）气举法采油是应用压缩机等机械手段，将经脱氧的空气、氮气或二氧化碳气等注入油管或油、套管环形空间，并经过油管将井液举升到地面的一种采油方法。排水采气（优选管柱排水采气、泡沫排水采气、气举排水采气、游梁抽油机排水采气、电潜泵排水采气、射流泵排水采气）采气工程是从气井完井投产到集输处理的整个气田开发的采气工艺方案设计和工艺技术的总称。主要任务是：完井及试油作业、天然气生产、增产措施及作业、井下作业与修井、地面集输与处理
提高采收率 影响采收率的因素有两个方面（油藏地质因素：油藏类型：如构造、岩性、裂缝性油藏等；天然能量及其可利用程度：如边水、底水、气顶等；储层物性及其非均质性：如孔、渗、饱；孔隙结构；润湿性；流体物性：如原油粘度、凝固点、油水粘度比等、人为因素：开发方式、井网密度及开发调整；开采工艺技术水平；提高采收率方法的应用规模及效果）提高途径：改善流体的物理化学性质。方法：主要包括为四大类（热力采油、混相驱油、化学驱油、微生物驱）注水驱油是因封隔器损坏，致使上部水层的水进入油层，导致该井停产。但是，其周围井的产量却上升了。注水采油的实质是保持和提高油层的能量，用水驱油。注水采油采收率（砂岩油层经注水后采收率可达28～87% ；碳酸盐岩油层经注水后采收率可达60～80%）影响水驱油采收率的因素（孔隙结构；岩石润湿性；原油性质；界面性质）常用的注水方式（边缘注水（边外注水、边内注水）切割注水、面积注水）边缘注水适用条件：油田面积不大、构造比较完整、油层稳定，边部和内部连通性好、油层渗透率高，特别是在注水井的边缘。切割注水适用条件：油藏面积大，分布稳定，注水井可以排列形成完整的切割水线；切割区注水井和采油井有良好的连通性。面积注水适用条件：油藏面积大，构造不完整，油藏非均质性强；适用于后期开发调整的强化开采及高速开采。早期注水（地层压力还没降到饱和压力之前及时注水，使地层压力始终保持在饱和压力之上。特点：投资较大，投资回收期长，不适用于原始地层压力高，而饱和压力低的油田。）、中期注水（投产初期依靠天然能量开采，当地层压力下降到低于饱和压力后，在油气比上升到最大值前注水。特点：投资少，经济效益好，能保持较长稳产期。适用于地层压力和饱和压力差较大，天然能量较大的油田。）晚期注水（地层压力逐渐降到饱和压力以下，溶解气析出，油藏驱动方式改为溶解气驱，在溶解气驱之后注水。特点：油田产量不能保持稳产，自喷开采期短，不适用于原油粘度和含蜡量较高的油田。）油田注水的主要流程（水源净化系统、注水站、配水间及注水井等）对水源要求：水量充足、水质符合油田注入水标准。主要指标要求：即应严格控制水质中的悬浮固体含量、含油量、菌类数量及腐蚀性等项指标，使得水质无杂质沉淀、化学稳定性好、对设备的腐蚀性小，同时有良好的洗油能力。注水站是油田注水系统的心脏部分，其作用是根据对注水压力的需求，使经过净化处理后的水升压，并输送至配水间。目前的注水系统有：1)以离心式注水泵为主的大站系统2)以柱塞式注水泵为主的小站系统3)增压注水系统4)简易注水系统配水间是控制、调节各注水井注水量的操作间，一般可分为单井配水间和多井配水间。
注聚合物驱油实际上是一种把水溶性聚合物（如聚丙烯酰胺）加到注入水中。以增加注入水黏度的方法，它是一种改善的水驱方法。聚合物驱油的适用性（注水的流度比较大（2～20）、油层温度不高于120～150℃、油层不存在大裂缝和溶洞、水驱尚未产水或产水不多的油层）聚合物驱油的影响因素（聚合物分子结构、水解度、聚合物溶液浓度、溶剂性能、溶液含盐量）注表面活性剂溶液驱油，表面活性剂的特性（界面吸附、降低界面张力、形成胶束）表面活性剂的作用（润湿作用、乳化作用、起泡作用、增溶作用）蒸汽驱主要用于稠油油藏，利用蒸汽加热使稠油粘度降低，流动性能改善，从而提高采收率。蒸汽驱的两个阶段（蒸汽吞吐、蒸汽驱）采收率=波及系数×洗油效率
保护油气层 保护油气层的重要性（资源有限且不可再生、供求缺口大、采收率低、有利于油气田的发现、有利于提高油气产量、有利于长期稳产和增产）保护油气层的含义：保持油气层的原始状态，防止地层损害。保护油气层的主要工作（地层岩石和流体性质分析与测试；地层损害评价室内实验；油气层损害机理分析和系统保护方案设计；钻井、完井、油气开采过程中保护油气层技术；油气层损害现场诊断和矿场评价技术；保护油气层总体效果评价和经济效益综合分析技术）地层损害的内部原因(岩石的孔隙结构、油气层中的敏感性矿物、地层中流体的性质)地层损害的外部因素(外来固体进入地层、外来液体进入地层、压力温度等环境条件改变)地层损害的主要影响因素(固相侵入、粘土水化膨胀、微粒运移、形成无机或有机沉淀、贾敏效应或水锁、形成乳状液增加流动阻力、改变地层润湿性或油气水分布)岩心分析的技术方法（X射线衍射、扫描电镜、薄片技术、压汞实验、红外光谱、CT扫描）室内评价试验（敏感性评价试验、工作液评价实验）矿场评价技术（试井评价、产量递减评价、测井评价）
矿场油气集输流程（指将各井生产出的石油和天然气进行收集、计量、输送和初加工的全过程的顺序。）油气分离和稳定（原油和天然气的分离、原油的净化、原油的稳定、天然气的净化和轻油回收、油田污水处理）油气分离方式（一次脱气（接触分离）：一次或几次将系统的压力降到指定的脱气压力，但在油气分离过程中分离出来的气体与油始终保持接触，系统的组成不变。多次脱气（多级分离）：多次将系统的压力降到指定压力，每一次降压后，分离出来的气体都从容器内排出，使气液分开，即脱气是在不断降压、不断排气，系统组成也在不断变化。）原油稳定（原油稳定是通过一系列工艺措施，比较完全的从原油中脱除所含的挥发性强的轻烃，降低原油的挥发，保持原油稳定，以减少原油在集输和储运过程中的挥发损耗。大罐抽气法、闪蒸稳定法、原油分馏稳定法、负压稳定法）污水来源（含油污水或原水：油水分离后污水。洗井水：注水井反冲洗产生的污水）净化采出水回注（目的是保持油藏压力）注水开采的优点（含有表面活性剂，具有洗油功能；注入的含盐净化采出水与油层的泥土 接触，不降低油层渗透性。提高井底压力；较高温度的净化采出水具有洗油功能；防止地表污染。）净化采出水的要求（化学组分稳定，不形成悬浮物；严格控制机械杂质和含油；有高洗油能力；腐蚀性小；尽量减少采出水处理费用）污水处理技术（回注水、生化处理）热沉降脱水的主要设备是沉降罐（通过加热降低或削弱油水界面膜的强度，增加水滴的碰撞机会，破坏原油乳状液的稳定性。通过加热增大油水密度差，加快水滴沉降速度。通过加热降低原油黏度，加快水滴沉降）采出水的防垢（用防垢剂：无机磷酸盐、有机磷酸、聚丙烯酸聚合物）、缓蚀（降低水的腐蚀性，常用缓蚀剂：铬酸盐、锌盐、聚磷酸物、硅酸钠、有机磷酸盐和有机胺类）、杀菌（杀菌剂，无机和有机两类）和密闭（降低溶解氧浓度）氧是污水处理系统重要腐蚀因素。目前油田上油、气的计量分为三级（一级：油田外输计量。二级：联台站(处理场)内部交接计量。三级：油井计量站计量）油气水的两相分离（在外力作用下，使密度不同的两相发生相对运动而实现分离的操作称为沉降。根据外力的不同，沉降分为重力沉降和离心沉降。因此两相分离器又分为重力式和离心式。）天然气脱水的方法（低温冷凝法、溶剂吸收脱水法、固体吸附脱水法）天然气中或多或少含有硫化氢（H2S）、二氧化碳（CO2）和有机硫化合物等酸性气体。天然气脱硫（干法和湿法两大类；在习惯上将采用溶液或溶剂作脱硫剂的方法统称为湿法，将采用固体作脱硫剂的脱硫方法统称为干法。就其作用机理而言，可分为化学溶剂吸收法、物理溶剂吸收法、物理—化学吸收法、直接氧化法、固体吸收/吸附法及膜分离法等）从天然气中脱硫装置出来的酸气主要含有H2S、CO2和H2O以及少量CH4等烃类。硫磺回收（酸气生产单质硫普遍采用氧化催化制硫法，通常称之为克劳斯(Clous)法。在天然气工业中随酸性气体的组成不同，又有不同的制硫方案,即所谓单流法、分流法硫磺回收工艺）单流法的硫回收率较高，可达95%左右。轻烃回收（轻烃回收工艺主要有三类：油吸收法；吸附法；冷凝分离法。当前，普遍采用冷凝分离法实现轻烃回收。利用原料气中各组分沸点不同，冷凝温度不同的特点，在逐步降温过程中，将沸点较高的烃类冷凝分离出来。该法的特点是需要提供足够的冷量使气体降温。冷量有用冷剂制冷的，有用气体膨胀制冷的，或者联合应用两种制冷工艺的。根据所提供冷量的级位可将其分为浅冷和深冷）冷量可有两种冷源产生，即外加冷源，膨胀机自身制冷。工艺流程（原料气预处理-除油、游离水和泥砂；原料气增压、净化、冷凝分离、制冷、凝液的稳定与切割、产品储罐）目的：降低气体露点
增产增注 油气井产量的主要影响因素（产层的能量(压力)、产层的渗透性、流体的流动性能）水力压裂是利用地面泵组，将高粘液体以大大超过地层吸收能力的排量注入井中，在井底蹩起高于地层强度的压力，使井底附近地层产生裂缝。压裂液作用：传递和施加压力，使地层破裂；加砂压裂。压裂液是一个总称，根据其在压裂过程中的任务不同可分为前置液（破裂地层、造缝、降温作用。一般用未交联的溶胶。）、携砂液（携带支撑剂、充填裂缝、造缝及冷却地层作用。必须使用交联的压裂液(如冻胶等)）和顶替液（中间顶替液：携砂液、防砂卡。末尾顶替液：替液入缝，提高携砂液效率和防止井筒沉砂）类型（水基压裂液、油基压裂液、酸基压裂液、多相压裂液）支撑剂性能要求：粒径均匀、密度低、强度高、圆球度高、杂质少、货源广、价廉。支撑剂常用类型：天然砂、人造支撑剂、树脂包层支撑剂压裂设计主要内容：裂缝几何参数优选及设计；压裂液类型、配方选择及注液程序；支撑剂选择及加砂方案设计；压裂效果预测和经济分析等。压裂工艺过程（循环？试压、试挤、压裂、加砂、替挤、反洗）压裂设备与材料（压裂车；压裂液罐车；供砂车；支撑剂）酸化的原理是利用酸液对岩石胶结物或地层的孔隙、裂缝内的堵塞物的溶解和溶蚀作用，恢复或提高地层孔隙和裂缝的渗透性。有酸洗、基质酸化和压裂酸化三种工艺。酸化反应影响因素（接触面积、酸液类型与浓度、流速、温度、压力）酸化压裂：用酸液作为压裂液实施不加支撑剂的压裂。压裂后通过酸液的不均匀溶蚀作用，防止卸压后裂缝愈合。主要用于碳酸盐岩地层。技术措施：酸液的滤失、降低反应速度。酸化工艺（选井选层、确定酸化方式、方案设计与施工、残酸返排）酸化施工（将酸化管柱下到预定位置，装好井口。接好地面注酸管线，并进行试泵；配制酸液。一般在配酸站配制好拉到井场；挤注酸液。反排。自喷或人工排液）地层出砂的危害（使井下和地面设备严重磨蚀，增加维修工作量和生产成本；造成砂卡、砂埋油层或井筒砂堵，导致停产；出砂严重时会引起井壁坍塌、套管挤毁甚至油井报废）地层出砂的原因（地层岩石胶结强度低；地应力作用；开采工艺措施不当：压差过大、流速过大）防砂工艺（机械防砂 筛管防砂 砾石充填防砂 砾石预充填筛管；化学防砂；焦化防砂；砂拱防砂）清砂方法(1)冲砂（2）捞砂。冲砂方式：正冲砂（冲管冲砂）；反冲砂；正反冲砂；联合冲砂。结蜡：温度低于原油析蜡点时，蜡以结晶形式析出，随着结晶长大，蜡晶体沉积于管道和设备表面；结蜡的影响因素：原油组分、压力和溶解气油比、水和机械杂质含量、流动速度、管壁粗糙度及表面性质。防蜡方法1）阻止蜡晶的析出2）抑制石蜡结晶的聚集3）创造不利于石蜡沉积的条件。清蜡方法：机械清蜡、热力清蜡（热流体循环清蜡、电热清蜡、热化学清蜡）、冼井清蜡车。油井出水来源（注入水及边水、底水、上层水、下层水及夹层水）油井防水措施：应以防为主，防堵结合 油田开发阶段：开发准备阶段、开发设计和投产、开发调整和完善；投产阶段、稳产阶段、产量递减阶段、低产阶段 一次采油阶段（利用油藏自然能量进行开采）二次采油阶段（补充并保持地层压力（注水）开采）三次采油阶段（进一步改善驱油方法提高采收率）油气开发的基本目的：尽可能将储存在油、气层深处的油、气开采出来，提高采收率，降低成本。在油田的整个开发过程中，需要根据产量、地层压力、含水量、油气比、采油速度等主要开发指标的变化，采取相应的工艺技术措施，以达到增产、稳产，最大限度的提高采收率的目的。
第五篇：石油工程概论
《石油工程概论》
中国石油大学（北京）
一、综述题
1.阐述井身结构的主要内容，说出各内容所包括的具体知识，并画出基本的井深结构图。知识点提示：井深结构的主要内容包括套管的层次、各层套管下入深度、相应的钻头直径、套管外水泥返高等，请详细列出各内容所包含的具体内容，并画出简单的井深结构图。
答：井身结构是指由直径、深度和作用各不相同，且均注水泥封固环形空间而形成的轴心线重合的一组套管与水泥环的组合。包括井中套管的层数及各种套管的直径、下入深度和管外的水泥返深，以及相应各井段钻进所用钻头直径。井身结构是钻井施工设计的基础。
（一）井身结构的组成及作用
井身结构主要由导管、表层套管、技术套管、油层套管和各层套管外的水泥环等组成。
1.导管：井身结构中下入的第一层套管叫导管。其作用是保持井口附近的地表层。
2.表层套管：井身结构中第二层套管叫表层套管，一般为几十至几百米。下入后，用水泥浆固井返至地面。其作用是封隔上部不稳定的松软地层和水层。
3.技术套管：表层套管与油层套管之间的套管叫技术套管。是钻井中途遇到高压油气水层、漏失层和坍塌层等复杂地层时为钻至目的地层而下的套管，其层次由复杂层的多少而定。作用是封隔难以控制的复杂地层，保持钻井工作顺利进行。
4.油层套管：井身结构中最内的一层套管叫油层套管。油层套管的下入深度取决于油井的完钻深度和完井方法。一般要求固井水泥返至最上部油气层顶部100～150米。其作用封隔油气水层，建立一条供长期开采油气的通道。
5.水泥返高：是指固井时，水泥浆沿套管与井壁之间和环形空间上返面到转盘平面之间的距离
（二）相关名词及术语
1.完钻井深：从转达盘上平面到钻井完成时钻头所钻井的最后位置之间的距离。
2.套管深度：从转盘上平面到套管鞋的深度。
3.人工井底：钻井或试油时，在套管内留下的水泥塞面叫人工井底。其深度是从转盘上平面到人工井底之间的距离。
4.水泥塞：从完钻井底至人工井底的水泥柱。
2002年12月29日，渤海四号平台在印尼SURABAYA海域KE38-1井的12-1/4”井眼钻进作业中，钻至井深4169ft。此时正好35柱钻杆钻完，划眼过程中各种参数正常。17:54停泵，开始接立柱，17:59分立柱接完后，井口两名钻工提出卡瓦。18:00开泵泵入稠泥浆，当地钻工KAREL在盖转盘钻杆防磨板时发生井喷，转盘小补芯和钻杆防磨板瞬时飞出，领班立即停泵，关闭上闸板防喷器，发出警报。观察套压，1400psi，钻杆压力0psi（钻具内有单流阀）。随后进行压井作业。于此同时，电器人员切掉钻台附近电源，机舱启动消防泵，平台进入井喷应急状态。经提高压井泥浆比重从8.5PPG至9.4PPG将井压住，恢复作业。
危害：某钻工的右手掌被飞出的转盘小补芯击伤。事故原因：
1、预计高渗地层提前500ft，未预测到存在高压层；
2、直至接立柱前的钻进中未发现任何井涌显示，使人员产生麻痹；
3、泥浆比重偏低，8.5至10.1PPG；
4、气测人员发现异常，但没有通知钻台和监督；
5、接立柱时由于停泵后，返出流量计被堆积岩屑垫高，不能回零，因此给溢流的判断造成失误。
6、转盘小补芯没有锁销,造成被强大的井喷流体顶出。
造成的危害：延误工期，并且某钻工的右手掌被飞出的转盘小补芯击伤。预防措施：
1、经常调校井口返出流量计，避免判断失误；
2、提高人员的井控意识，接立柱时安排专人观察井口返出，增强防范手段；
3、要求气测人员将钻井参数的异常变化及时通知钻台；
4、在平台范围内展开学习讨论，同时加强井喷应急程序的训练。
中国石油的二次开发是一项战略性的系统工程,是“油田开发史上的一场革命”,是近期主要任务之一。经初步研究,中国石油二次开发一期工程预计增加可采储量9.1亿吨。所谓油田二次开发,是指当油田按照传统方式开发基本达到极限状态或已接近弃置的条件时,采用全新的概念和新的“三重”技术路线,对老油田实施二次开发,重新构建油田新的开发体系,实施再开发,大幅度提高油田最终
采收率,最大限度地获取地下油气资源,并实现安全、环保、节能、高效开发。
简言之,二次开发的对象是“老油田”,条件是“传统的方式开发基本达到极限状态或已接近弃置的油田”,观念是“全新的”开发观念,中心工作是“重新构建油田新的开发体系”,目的是“大幅度提高油田最终采收率”,最大限度地获取地下油气资源,效果体现在“安全、环保、节能、高效开发”上。老油田二次开发的根本宗旨是建设“科技油田、绿色油田、和谐油田”,其思路也可以扩展到老气田上
二次开发与传统的开发相比，其最大变化和最大难点，就是要面对已开发了20年以上的老油田，而这些油田剩余油高度分散，油水关系及其复杂，总体上表现出“两低”、“双高”和“多井低产”的极难特点。要采用不同于传统的开发理念，才能走出油田开发的新路。
辽河、克拉玛依、玉门等油田“二次开发试点”的初步成果表明:二次开发可在老油田分批次逐步推广,是老油田再生的一条全新出路;二次开发可以创造可观的经济效益。初步预测中国石油二次开发一期工程可增加可采储量9.1亿吨(约合66.43亿桶),按油价80美元/桶计算,可实现产值41608亿元;按照2006年的纳税方法计算,可为国家创造税收18376亿元。
“二次开发”还可以从根本上改变目前老油田的开发面貌，提高采收率并创造巨大的经济价值，是当前中国石油油田开发的一项战略性的举措，同时，也是一项战略性的系统工程，对于中国经济的快速发展，实现“小康社会”目标，极具资源保障的战略意义。老油田是个宝，老油田“焕发青春”是当今国际石油行业的热门课题，国外公司在老油田的投入约占开发投资的70％以上，以实现老油田的长时间可持续开发。老油田采收率超过70%已经不是神话，大庆油田、峡湾油田、克恩河油田已经接近证实。
石油工程学的基础是十九世纪九十年代在加利福尼亚建立的。当地聘用了一些地质学家来探查每口油井中产油区与水区之间的联系，目的是防止外部水进入产油区。从这时开始，人们认识到了在油田开发中应用技术的潜力。“美国采矿与冶金工程师学会”(AIME)于1914年成立了石油技术委员会。1957年，AIME改名为“美国采矿、冶金和石油工程师学会”。石油工程是对石油资源进行开发、使用、研究的一种系列工程，主要针对油气田的工程建设，如油气钻井工程、采
油工程、油藏工程等，下面就三大工程谈一下自己的认识。
一、对钻井工程的认识
钻井是石油工业的龙头，钻井工程是油气勘探开发的主要手段，钻井工程的实施对于油气勘探开发的成败起着决定性的作用。作为勘探开发的重要一环，合理的钻井工艺、适用的钻井技术和完井方法是提高油气勘探成功率、发现油气田、提高产量、提高采收率，推动并实现油气田勘探开发经济目标的重要保证。
（一）石油钻井是指利用专业设备和技术，在预先选定的地表位置处，向下或一侧钻出一定直径的孔眼，一直达到地下油气层的工作。
（二）从钻井发展过程来看，钻井方式主要有四种：人工掘井、人工冲击钻、机械顿钻、旋转钻。
（三）钻井施工工序主要包括：钻前施工、钻井施工、完井施工。
（四）钻井新技术主要包括：
1、定向井、水平井、大位移井技术；
2、分枝井技术；
3、深井、超深井、特超深井；
4、深海钻井；
5、欠平衡钻井技术；
6、小井眼钻井技术；
7、地质导向钻井技术；
8、挠性连续管钻井技术；
二、对采油工程的认识
采油工程是油田开采过程中根据开发目标通过生产井和注入井对油藏采取的各项工程技术措施的总称。它所研究的是以提高油井产量和原油采收率的各项工程技术措施的理论、工程设计方法及实施技术。
采油工程的任务是通过一系列可作用于油藏的工程技术措施，使油、气流入井底，并高效率地将其举升到地面进行分离和计量，其目的是经济有效地提高油井产量和原油采收率。
采油方法是指将流入井底的原油采到地面所采用的工艺方法和方式。采油方法分为自喷采油和人工举升采油。
自喷采油是利用油层本身的能量将原油举升到地面的方式。人工举升采油主要包括：气举采油、有杆泵采油和无杆泵采油气举采油是利用从地面向井筒注入高压气体，将原油举升至地面的一种人工举升方式，该方式主要适用于高产量的深井、油气比高的油井、定向井和水平井。有杆泵采油：由抽油机、抽油杆、抽油泵和其它附件组成。抽油机包括游梁式抽油机和无游梁式抽油机两种。其工作原理是：工作时动力设备将高速旋转运动通过减速箱传递给曲柄，带动曲柄低速旋转，曲柄通过连杆带动游梁作上下摆动，挂在驴头上的悬绳器通过抽油杆带动井下深井泵作上下往复运动，把原油抽到地面。
无杆泵采油：电潜泵电动机和泵一起下入油井内液面以下进行抽油的井下采油设备。增产措施：水力压裂、酸化、酸化压裂。水力压裂是用压力将地层压开一条或几条水平的或垂直的裂缝，并用支撑剂将裂缝支撑起来，减少油气的流动阻力，沟通油、气、水的流动通道，从而达到增产增注的目的；酸化是利用酸液溶解岩石中的所含盐类物质的特性，扩大近井地带油层的孔隙度，提高地层渗透率，改善油气流动状况，以增加油气产量的一种增产措施；酸化压裂是依靠酸液对裂缝壁面的不均匀溶蚀产生的一定导流能力。
三、对油藏工程的认识
油藏工程的主要内容：研究油藏内流体性质和流体运动规律的方法。一般包括油层物理、油气层渗流力学、试井解释、数值模拟、油藏动态分析方法等。主要包括以下几个方面：开发方案设计、水驱油理论基础、开发动态分析、油藏动态监测与调整。最后，石油工程专业就业前景堪为乐观。石油作为一种重要的能源，可以说是现代经济的血液。我国是石油消费大国，同时又是世界排名第五的石油生产大国。石油工业作为一种基础工业，需要大量的技术人才。石油生产领域具有科技含量高、技术性强的特点。随着生产的发展和石油企业人员的不断更新，在石油生产管理与技术应用方面，将需要大量的具有较高科学文化素质和职业技能的高级技术应用型人才，所以我要学好石油工程各项技术，更好为我国油气田发展做出自己的贡献。
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