常见问题解答.doc

常见问题解答稠油热采知识1、 稠油的分类 类型：普通稠油、特稠油、超稠油普通稠油：原油粘度5010000mpa.s，比重0.92；特稠油：原油粘度1000050000mpa.s， 比重0.95；超稠油：原油粘度50000mpa.s，比重0.98。2、 稠油的开采方式是什么？稠油开采方法较多，大体上可以分为：降压开采（常规天然能量，出砂冷采），热力驱（包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、热水驱、火烧油层），化学驱（包括聚合物驱、碱水驱、表面活性剂驱），气驱（包括二氧化碳驱、烟道气驱、干气驱、湿气驱）。3、 稠油的一般特性是什么？ 稠油中的胶质与沥青含量高，轻质馏分少；稠油的粘度对温度非常敏感，随温度增加，粘度急剧下降；稠油中的硫、氧、氮等杂原子含量较多；稠油中含较多的稀有金属。如镍(Ni)与钒(V)；稠油中的石蜡含量一般较低；同一稠油油藏，原油性质在垂向油层的不同井段及平面上各井之间常常有很大的差别，在同一油田或油区，原油性质相差更大。4、 衡量热采周期吞吐效果的主要指标4.4.1 油汽比 ：采油量与注汽量之比；周期油汽比 ：周期累积采油量与周期注汽量之比；年油汽比：年采油量与年注汽量之比；累积油汽比：累积采油量与累积注汽量之比； 经济油汽比一般要求大于0.3。4.4.2 采注比：采出体积与注入体积之比。周期采注比、累积采注比、年采注比4.4.3 回采水率：采出水体积与注入体积之比（%），主要是减少地下层水。4.4.4 采收率：采出原油产量与地质储量之比。4.4.5 阶段采收率：阶段原油产量与地质储量之比。5、 蒸汽吞吐概念蒸汽吞吐，也叫蒸汽激励、循环注蒸汽。它是先将一定数量的高温高压湿饱和蒸汽注入油层，接着关井几天，进行焖井，加热油层中的原油，然后开井生产，整个过程是在同一口井中进行的。当瞬时采油量降低到一定水平后，进行下一轮的注汽、采油，如此反复，周期循环，直至增产油量经济无效或转变为其他开采方式为止。6、 蒸汽吞吐机理利用注入蒸汽的热加热井底附近的油层和原油，使油的粘度降低，从而在油藏天然能量驱动下流入井筒。7、 蒸汽驱技术概念蒸汽驱：是指按优选的开发系统 开发层系、井网、井距、射孔层段等，由注入井连续向油层注入高温湿蒸汽，加热并驱替原油由生产井采出的开采方式。当瞬时油汽比达到经济界限时，蒸汽驱结束或转变为其他开采方式。8、 蒸汽驱的采油机理蒸汽驱过程中，有多种机理在不同程度的起作用，蒸汽驱的驱油效率比较高，一般在80-90，由于蒸汽前沿的稳定性比水要好，所以在非均质油层中的波及效率比水要大的多，因此，蒸汽驱的最终采收率一般可达50-60。 现场常见故障1、 采油井井口温度升高或降低的诊断与处理采油井井口温度是采油工必须取准的一项资料，油井井口出油温度是油田集输工艺中的重要参数之一，反映油井采出介质温度动态变化，同时也为单井正常平稳生产、防止堵线事故发生提供依据。通常情况下，在油井正常生产中，井口温度应该保持相对稳定，当热采井放喷转抽生产、受汽窜干扰、地面管线配热参数变化（常采掺水参数的变化）、环境温度及保温情况的变化等因素，都会造成单井温度的升高或降低。岗位职工应加强巡回检查，资料录取，预防汽窜井喷、管线穿孔及管线堵塞等生产事故的发生。岗位职工应对比井口温度变化趋势，对于温度变化超过5时，应重点关注并进行相应诊断处理。1.1 对于采油井井口温度突然升高的诊断与处理对于热采井转抽后，正常温度应保持到100以下，才能保证盘根不失效，产出液能安全输送。第一步：检查温度计是否正常；第二步：检查单井配热是否正常；单井是否采取配热及配热温度控制，应执行采油队相关生产运行管理规定；第三步：对温度上升趋势较快的油井，应及时汇报，并加强巡回检查，防止因管线温度变化过快，造成管线伸缩引起的穿孔事故发生；2、 对于采油井井口温度突然降低的诊断与处理第一步:检查单井配热量是否足够，配热管线是否畅通，配热温度是否达到采油工艺和制度要求。第二步:当温度下降且回压呈升高趋势时，应重点预防管线堵线事故的发生，并及时向值班干部或站长汇报，采取调整配热量、扫线等措施，直至油井恢复正常生产。3、 采油井量油无液量显示的原因分析及处理油井产量是对采油井工作状况最直接的反映，量油操作是采油工应知应 会必备技能。3.1量油无液量显示的原因一是计量器具（分离器或计量罐）原因；二是单井集输工艺（管线或流程）原因；三是井下管柱原因；四是油层供液原因。3.2 处理方法第一步 检查计量器具：检查气平衡阀门是否打开（观察计量分离器的压力是否高于干线压力），然后判断玻璃管上下引线是否堵塞，按照量油操作对分离器进行灌水（加底水）操作，玻璃管液位能正常上升，说明上下引线正常。若玻璃管液位不上升，说明上下引线堵塞，必须对分离器上下引线进行解堵。对于磁翻板液位计要检查浮筒是否完好和浮筒室是否进油。翻斗量油器具要用掺水实验翻斗的动作次数。第二步 检查地面流程：通过录取井口回压、温度，判断生产管线是否畅通；若管线畅通要及时巡线判断有无穿孔发生，如有穿孔及时汇报。第三步 检查油井管柱：如果管线正常，班站人员必须到井口碰泵和蹩压，查看油井产状情况；（参见井下故障判断）及时向值班干部或技术员汇报油井情况。4、 计量站外输汇管压力突然上升或下降的故障分析及处理计量站外输汇管压力是反映原油集输系统是否正常的重要生产参数，汇管压力变化一般受以下几个方面影响，一是集油站系统压力变化影响，二是气井生产、洗井、扫线、开井数变化或单井穿孔等单井液量变化影响，三是汇管闸门法兰垫子刺漏、外输干线发生穿孔或者堵线时影响。在判断压力异常时，首先考虑本站产液量的变化，压力是否在其波动范围之内，其次考虑流程工艺原因引起变化。若出现偏离正常运行参数1/3以上应立即汇报。4.1 计量站外输汇管压力突然上升故障分析及处理汇管压力突然上升时，两个原因引起，一是来液量突然增大(例如单井的清蜡、洗井、放喷等)，此时应和施工人员协调或调整放喷井参数，防止压力猛增造成单井或汇管管线穿孔；二是集油站出现工艺故障，此时应及时汇报队部，防止造成汇管穿孔。4.2 计量站外输汇管压力突然下降故障分析及处理汇管压力突然下降时，一是汇管管线穿孔，此时应立即巡线，检查管线是否穿孔，若发现穿孔要立即汇报并采取相应的措施。二是集油系统压力下降，发现下降后应立即汇报，验证两端压力是否正常。5、 计量站掺水汇管压力突然上升或下降的故障分析及处理计量站掺水汇管压力是反映原油配热系统是否正常的重要工艺参数，掺水汇管压力高低取决于两个方面，一是集油站掺水系统压力变化影响计量站掺水汇管压力参数变化，二是单井配热量变化引发站内掺水汇管压力参数变化。5.1 计量站掺水汇管压力突然上升故障分析及处理汇管压力突然上升时，两个原因引起，一是来液量突然增大(例如集油站增加流量、其他站停用掺水等)，此时应汇报，防止压力猛增造成单井掺水管线或掺水总管线穿孔。二是站内用水量减少或出现工艺故障，此时应及时汇报队部，防止造成穿孔。5.2 计量站掺水汇管压力突然下降故障分析及处理掺水汇管压力突然下降时，一是掺水汇管干线穿孔，此时应立即巡线，检查管线是否穿孔，若发现穿孔要立即汇报并采取相应的措施。二是集油站供水压力下降，发现下降后应立即汇报，验证两端压力是否正常。6、 采油井洗井不通的原因分析与处理（正洗与反洗）采油井洗井的目的：一是验证泵及管柱是否正常；二是对井筒、油管及泵进行清洗、解卡；三是验证是否砂埋全部生产油层。洗井不通是指在流程及工艺正确的情况下，洗井泵车正常工作时，泵车流量小且压力逐步上升，地面无液体返出的现象。6.1 反洗井不通的原因分析与处理在反洗井时，泵车压力逐步上升，排量小，则砂埋管柱需作业解堵。6.2 正洗井不通的原因分析与处理在正洗井时（针对抽稠泵），泵车压力逐步上升，排量小，且套管无返出液，排除封上采下井。一是杆或活塞脱；二是油管沉砂或砂埋管柱；需作业维护。7、 采油井清蜡后产液量下降的原因分析及处理采油过程中,油管内原油粘度随油温下降而升高,当油温降到一定值后出现结蜡现象，造成油管内结蜡，油管内有效容积变小，产出液的通过能力下降，引起产液量下降，严重时造成从泵到油管上部都有结蜡现象，进而发生蜡卡。清蜡施工是对采油井进行的日常维护措施之一，目的是解除油井结蜡对产量的影响。在清蜡施工过程，油井的出口温度变化经历三个过程，即：上升、下降、上升。压力经过两个过程，即：先上升再下降。7.1 产液量下降原因当清蜡后油井产状未恢复正常时，主要是井筒内蜡未溶解完全或蜡未完全排出，影响了井筒的有效容积，降低了原油的通过能力，致使油井产液量下降。7.2 处理方法：第一步：预防措施，在清蜡施工中必须严格按照操作规程操作，进泵热源达到95，油井出口温度整个过程不低于70，排量要求从小到大，即：初期加热阶段每小时排量8 m3，融蜡阶段每小时排量8 m3，提升排蜡阶段每小时15 m3。第二步：补救措施,清蜡后产状下降，结合示功图和动液面，若发现结蜡影响，应返工处理。第三步：返工仍无效，则需作业落实原因。8、 采油井产液量突然上升和下降的原因分析及处理采油井液量的变化反映油井生产情况的变化，是采油工必须取准的一项资料，为油井正常生产提供依据。通常情况下，在油井正常生产中，液量相对稳定，当热采井放喷转抽生产、井下故障、地层供液等因素，都会引起单井液量突然上升和下降。岗位职工应按照标准操作进行量油，对比油井口液量变化趋势，对于液量变化超过5的井，应重点关注并进行相应诊断处理。8.1 采油井产液量突然上升的诊断与处理第一步：检查单井量油流程是否正确；第二步：检查单井掺水闸门是否在量油时关闭；第三步：检查单井温度、回压是否正常，如果发生汽窜应及时汇报值班干部，进行停井，并采取防喷措施；第四步：对于无法判断具体原因的井，应及时汇报值班干部，结合工程、地质等资料进行综合分析；8.2 采油井产液量突然下降的诊断与处理第一步：检查单井量油流程是否正确；第二步：检查单井温度、回压是否正常； 第三步：按照憋压操作规程对单井进行憋压，检查泵况是否正常；第四步：检查单井井口到计量站管线是否正常； 第五步：对于无法判断具体原因的井，应及时汇报值班干部，结合工程、地质等资料进行综合分析；9、 采油井口取不出样的诊断与处理采油井井口取样是采油工必须掌握的一项技能，样品反映油井采出液情况，含水变化情况，及CL浓度变化情况，为单井正常平稳生产提供地质依据。通常情况下，在油井正常生产中，油井是可以取到样的，当采油井井下故障、地层变化、取样阀冻堵等因素，都会造成单井取不出样。岗位职工应按照标准录取井口油样，对于取不出样的井应重点关注，并进行相应诊断处理。第一步：检查井口取样闸门、管线是否正常；第二步：检查单井温度、回压是否正常；第三步：对于在线降回压生产的井，应检查干线压力是否过低； 第四步：按照憋压操作规程对单井进行憋压，检查泵况是否正常；第五步：对于无法判断具体原因的井，应及时汇报值班干部，结合工程、地质、测试等资料进行综合分析；10、 采油井井口回压突然升高或降低的原因分析与处理采油井井口回压是采油工必须取准的一项资料，反映井口到计量间压力情况，同时也为单井平稳生产、防止堵线事故发生提供依据。通常情况下，在油井正常生产中，井口回压应该保持相对稳定，当热采井放喷转抽生产、受汽窜干扰、地面管线配热参数变化（常采掺水参数的变化）等因素，都会造成单井回压突然升高或降低。岗位职工应加强巡回检查，资料录取，避免汽窜井喷事故、管线穿孔事故及管线堵塞事故的发生。岗位职工应对比井口回压变化趋势，对于回压变化超过20时，应重点关注并进行相应诊断处理。10.1 采油井井口回压突然升高的诊断与处理第一步：检查压力表是否正常；第二步：检查单井配热是否正常；单井是否采取配热及配热量的控制，应执行采油队相关生产运行管理规定；第三步：检查回站管线是否畅通，如果管线由于温度、掺水、伴热等原因而堵塞，应及时汇报值班干部，并按照操作规程进行扫线操作；第四步：对回压上升趋势较快的油井，应及时汇报，并加强巡回检查，防止因管线压力变化过快，引起穿孔事故的发生；10.2 采油井井口回压突然降低的诊断与处理第一步：检查压力表是否正常；第二步：检查单井管线是否完好，如果管线发生穿孔，应及时汇报值班干部；第三步：对单井进行量油、蹩压，并及时汇报；11、 计量站对单井洗井操作过程中的事故防范11.1 单井洗井操作过程中存在的危害因素有：一是未穿戴好劳保造成的人身伤害；二是起泵时未试压造成刺漏伤人；三是压力过高融蜡过快造成的泵卡、杆断；四是恢复流程时闸门关闭不严造成污染。11.2 洗井过程中的事故防范处理方法：第一步：严格执行“两穿三戴”；第二步：清理井场及道路，操作人员站在上风口，打开油井套管测试闸门放净套管气，关闭套管闸门，试压5MPa,停泵不刺不漏为合格；第三步：严格执行洗井操作规程（点炉介质进口温度90，返出温度55，洗井排量由小到大，逐步升高温度，洗井时间2小时）；第四步：洗井完毕后，关闭套管闸门泄压，检查流程，观察油井生产情况；12、 防止计量站量油分离器或量油罐玻璃管进油的方法分离器或量油罐是油田开发生产过程中最常用的设备之一，是将每口油井的油、气、水分开或采用两相分离器将气、液相分开，然后分相计量，这种传统分离器测量方法通过间断性的进液排液计量产液量，油井计量的任务是动态监测油井的产液量、产油量和产气量，并通过产量的动态分析得知井下油藏地质情况变化和生产异常，为生产决策提供准确的数据支持，一旦玻璃管进油，会影响量油的准确性，油井的变化不能及时掌握，所以必须正确维护。第一步：在量油玻璃管设置安全液位和警戒液位，；第二步：打油时接近安全位液时，停止打油；第三步：每月冲清砂一次，四月、十月更换盐水包的盐水。13、 热采井转注时，预防井喷、地冒的注意事项 热采井生产到周期末时，因地层能量下降使得产量下降，为改善油井生产状况，对油井实施注汽补充地层能量。在注汽的前、中、后期要采取防范措施，避免附近油井正常生产时，因封隔器失效、注汽井管外窜槽、层间互窜等，造成附近油井井口温度升高、压力上升、产液量上升等异常现象，严重时致使油井无法正常生产、井口刺漏、井喷、地冒等事故的发生，给生产带来不必要的经济损失，给安全环保带来隐患。13.1 注汽井的注意事项13.1.1注汽前的准备13.1.1.1. 必须认真检查注汽干线、支线、井口及所有连接部位和各热采闸门是否齐全、完好、紧固，闸门是否密封。13.1.1. 2 油、套压力表量程合格，压力表闸门耐压符合要求，闸门必须安装牢固，密封不漏，闸门上面必须安装高压蛇形管，压力表装在蛇形管上。13.1.1.3吞吐井不动管柱生产，注汽前必须上提光杆，把活塞提出工作筒，（可以用刹车提，也可以用吊车提）上提高度一般为56米。13.1.1.4 光杆提到位后，卸掉低压盘根盒，加高压石墨盘根，盘根一定要加满、砸实，然后压紧格兰，戴上低压盘根盒,更换低压盘根，上紧。把方卡子坐在低压盘根盒上，打紧光杆，使抽油杆柱悬挂在井口上。注意：加盘根过程中，特别是盘根加好后，一定不能上下活动光杆，如果盘根加好后，光杆上下活动，必须重加高压盘根。13.1.1.5 倒好流程，检查流程是否正确。注汽时，井口生产闸门、回压闸门、压力表闸门处于开启状态，一个套管闸门处于控制状态（测套压用），其余闸门必须处于关闭状态。13.2 注汽13.2.1 注汽时，必须先关闭井口生产闸门，预热地面管线，试压，检查是否渗漏，如有问题必须整改后再注汽。13.2.2 试压完毕后，应控制生产闸门注汽，压力控制在24Mpa，预热12小时，然后缓慢打开生产闸门，逐渐达到注汽设计方案要求。13.3 巡回检查及资料录取13.3.1 巡回检查：每两小时巡回检查一次各注汽干线、支线、各注汽闸门，压力表、温度计及各连接部分工作是否正常，有无刺漏现象发生。要加强周围开抽井的巡查,特别是有气窜史的油井,巡回检查油井的温度、压力，若发现异常情况应及时汇报并根据情况及时采取停井措施，井史气窜严重的井要提光杆防喷。注意：停井后必须关闭生产闸门或回压闸门，并检查其余常关闸门必须处于关闭状态，盘根必须保证不刺不漏。13.3.2 资料录取：每两小时严格按操作规程录取井口注压、套压、温度、套管伸长高度、蒸汽干度各一次，每班记录一次注汽时间，中途停注要写明原因及时间。13.4 注汽井周围井的注意事项（尤其是同层位井及有汽窜史的油井）13.4.1 采油井必须加好井口盘根。13.4.2 必须保证采油树各连接部分严密不漏。13.4.3 测试闸门、套管闸门、放空闸门、连通闸门等常关闸门必须关牢且灵活好用，定期监控放套管气。13.4.4 同层位因各种原因的停产井、报废井必须保证油套闸门齐全完好，各连接部分连接可靠，同时各闸门必须处于关闭状态，抽油井盘根密封完好。（报废井井口可以直接封死）。13.4.5 按照注汽预案进行监控。14、 清蜡过程中采油井回压升高的原因分析及处理清蜡可分为机械清蜡和化学（药剂或热力）清蜡两种；采油现场主要使用的是热力清蜡。清蜡车(热力)清蜡就是利用清蜡车将热水加热到不低于95从油井的套管测试闸门注入井内，使套管和油管内的蜡融化，随着油井的正常生产利用抽吸的液流将蜡携带出井口，达到清蜡的目的，减少油井结蜡对油井生产的影响。油井在清蜡的过程中要注意观察井口回压的变化情况，一般情况下油井清蜡时由于油井的蜡块被油井产出液携带进入地面管线造成回压升高，井口回压会先升高0.1-0.3MPa，然后稳定后、最后随着清蜡的结束井口回压低于或恢复到原来的水平。如清蜡的过程回压上升超过0.5MPa，且无下降趋势，应及时采取措施疏导，防止管线堵塞及穿孔。14.1 清蜡过程中采油井回压升高的诊断与处理第一步：检查井口压力表是否正常；第二步：检查清蜡车泵出口流量的泵压和温度；清蜡过程严格按照清蜡管理规定的参数执行，达不到要求的及时要求施工人员进行调整。第三步：当清蜡时回压超过1.3MPa时，通过切换井口流程利用清蜡车对油井的生产管线进行扫线，待压力恢复到正常回压时切换井口流程继续进行清蜡。若清蜡结束后井口回压仍没有恢复到清蜡前的回压，应增加清蜡的水量（多清1罐车），保证蜡全部融化并替出油井的生产管线。14.2 清蜡过程中油井光杆滞后或下不去的原因及处理光杆滞后是指抽油机在下冲程时，光杆的下行速度小于抽油机驴头的下行速度，造成下冲程时光杆的方卡子与悬绳器脱开；当抽油机上行时悬绳器会撞击光杆的方卡子。此时会产生很大的冲击载荷，长时间光杆滞后会造成光杆方卡子和抽油机设备的损坏。光杆下不去是指抽油机在下冲程时当光杆下行到某一位置后，不能继续向下运动，这时抽油机的悬绳器会和光杆卡子脱开；当抽油机上行时悬绳器会突然撞击方卡子产生冲击载荷。清蜡过程中随着油套环空和油管的温度升高凝析在管壁上的蜡逐渐融化为小蜡块，被向上运动的液流携带逐步从井口排出；当清蜡温度不够时蜡块未被充分溶解或清蜡泵压过高（清蜡速度快）会造成蜡块聚集在抽油杆和油管之间，造成抽油杆下行阻力增大，严重时会出现抽油杆柱光杆滞后或下不去。当出现这种情况时现场操作人员要及时的进行处理。清蜡过程中油井光杆滞后或下不去的诊断与处理第一步：落实清蜡施工参数。第二步：应通知现场施工人员降低清蜡车的输出排量，提升清蜡车出口的温度，待光杆运行正常后恢复正常清蜡。第三步：如果调整清蜡的温度和泵车的排量仍没有解决问题，应立即向队部汇报，增加清蜡的水量，直至光杆运行正常。15、 气温骤降时采油生产管理的注意事项环境温度骤降时，会造成油井和系统不能平稳运行；表现在油井回压升高，堵塞集输管线，停用机泵管线存水冻堵；管线穿孔；输电线路损坏造成躺井等。环境温度骤降时采油生产管理的预防和注意事项15.1 日常做好设备管线防腐保温。15.2 停用设备、管线及时放水。15.3 特殊野外配电设备等及时做好防护措施，备用设备及时试运行等。15.4 严格执行生产运行参数，使单井和系统运行平稳。15.5 密切关注气温异常变化，及时采取预防措施。15.6 当环境温度骤降时及时合理的调配掺水。15.7 特殊井可以合理配热。15.8 大面积停电时，利用蒸汽管线内的余压对单井进行扫线。16、 抽油井光杆滞后或光杆卡的诊断与初步处理抽油井光杆是连接在抽油杆柱顶端的，通过光杆卡子把整个抽油杆柱悬挂在悬绳器上，承受全部杆柱重量，并和井口盘根配合密封井口。光杆滞后是指抽油机在下冲程时，光杆的下行速度小于抽油机驴头的下行速度，造成下冲程时光杆的方卡子与悬绳器脱开；当抽油机上行时悬绳器会撞击光杆的方卡子。此时会产生很大的冲击载荷，长时间光杆滞后会造成光杆方卡子和抽油机设备的损坏。光杆卡是指抽油机在运行中，光杆在某一位置不能上提下行，深井泵活塞无法正常工作，此时表现为油井负荷急剧增加，抽油井无法运行。16.1 光杆滞后诊断光杆下行缓慢，悬绳器到下死点时，光杆卡子与悬绳器之间存在一定的距离，悬绳器过下死点后上行时，悬绳器与方卡子有撞击现象，即悬绳器和光杆的下行不同步，容易造成抽油机的负荷在上下行时差异过大，毛辫子断股，抽油机设备损坏，盘根漏油加剧。16.1.1 光杆滞后的原因油稠、油层轻微出砂、盘根盒过紧、井下杆柱脱。16.1.2 光杆滞后处理16.1.2.1 油稠时可采用套管掺蒸汽降粘、短时间进行热处理等方法进行解决；16.1.2.2 油层轻微出砂可采用热洗井方法进行解决；16.1.2.3 盘根盒过紧时可采用调整盘根盒的松紧度、光杆上涂抹润滑油方法进行解决；16.1.2.4 出方案上作业。161.2光杆卡的诊断光杆在某一位置不再上行或下行，抽油机无法正常运转。1.21.2.1 光杆卡原因 油井严重出砂，聚合物卡、蜡卡死1.21.2.2光杆卡的处理 吊车活动光杆，洗井冲砂，热洗清蜡等，若无效果，上作业解卡。17、 易出砂采油井的现场生产管理要点采油井出砂主要表现在放喷期出砂和转抽期出砂，砂粒从地层进入井筒，会在各个流动过程中沉积，从而造成砂埋油层，井筒堵塞，地面管线和储油罐积存大量沉砂，降低了油井产量，常被迫起油管清除砂堵、冲洗砂埋油层、清理地面管线和储油罐。不管是冲砂解堵、清理管线，还是检泵、维修设备，都严重影响了油井的正常生产，降低了油井的生产时率，增加大量的生产成本。因此为了避免或减少油井因出砂造成的危害，我们在油井生产管理中要针对油井各个生产阶段的特点，严格操作，精细管理。易出砂采油井的现场生产管理要点：17.1 放喷期出砂管理17.1.1 井下有防砂管的放喷井放喷前3天按古城油矿防砂井放喷管理规定，控制合理生产压差，初期使用1.5mm油嘴放喷，控制液量在防砂井放喷管理规定之内，如果使用1.5mm油嘴液量大于防砂井初期液量规定，可采用间隙放喷生产，防止油井出砂。17.1.2 焖压小于2MPa，先选用3mm油嘴放喷；17.1.3 焖压大于2MPa（含2MPa），先选用2mm油嘴放喷；17.1.4 产液温度低于80或产液量低于15吨/天，换油嘴放喷，按照2mm、2.5 mm 、3mm、5mm、7mm、9mm由小到大逐级更换油嘴。17.2 机械防砂井生产管理要求17.2.1 放喷：前24小时采液强度2.0m3/md，至48小时3.0m3/md，后期4.0m3/md。17.2.2 转抽后初期采液强度5.0m3/md，后期采液强度6.0m3/md。17.2.3 对于有出砂历史的油井，制定合理的热洗周期，减少油井出砂造成的停产作业。17.2.4 出砂间开井，停井时应将抽油机驴头停在上死点，避免出砂造成深井泵活塞卡，开抽前视情况进行洗井。17.2.5 对汽窜严重油井在防窜时应及时将活塞提出工作筒，防止油井出砂造成深井泵砂卡。17.2.6 油井转抽后放套管气时合理控制放气速度，防止速度过快激励油层出砂。 18、 氮气隔热助排工艺18.1 原理18.1.1氮气性质 氮气是惰性气体，不易燃、干燥、无爆炸性、无毒、无腐蚀性。压缩系数较大（0.291）是二氧化碳的3倍，且受温度影响小，这一特性体现在注入相同体积的气体，氮气可驱替更多的油气，且对蒸汽的热能损失较小。在相同温度压力条件下，氮气的密度比二氧化碳、烟道气的密度小，比甲烷的密度高，但比其他烃类气体密度要低得多，一般情况下， 氮气的密度低于气顶气密度， 这一特征有利于注氮气重力泄油作用。18.1.2 氮气隔热原理 氮气导热系数为0.028 W/ （m.k） ，在蒸汽吞吐过程中不再采用隔热管加封隔器的隔热方式 ,而是采用光油管 ,管内注入蒸汽 ,制氮注氮装置通过油套管环形空间连续向地层注入氮气在井眼内起到隔热作用，从套管反注，减少蒸汽热损失，保证蒸汽注入质量，保护套管不受持续高温的损害，延长使用寿命。进入地层后，由于氮气的导热系数低，还可以抑制蒸汽热量传入上下围岩，提高蒸汽利用率。18.1.3 氮气助排原理 氮气是可压缩气体，氮气在高压条件下进入地层，压缩后蓄积能量。放喷、转抽后，地层压力下降，储存地层中的氮气体积迅速膨胀，产生巨大的推动力，强力排出地层中的油、水。由于氮气具有粘滞性，在高压下与水及其它物质作用，产生泡沫，作为载体扫过油层，使热能充分利用，提高产液量。机 械 篇1、 抽油机类型及工作原理简介1.1 抽油机分类抽油机分为游梁式抽油机和无游梁式抽油机。这两种是目前应用量最大、面最广、使用最普遍的采油设备，目前已投入使用是游梁式抽油机和皮带链条式抽油机。1.1.1 游梁式抽油机分为：常规型游梁式抽油机、异相型游梁式抽油机、前置型游梁式抽油机、气平衡游梁式抽油机、旋转驴头游梁式抽油机、倍增冲程游梁式抽油机、双驴头游梁式抽油机、斜直井抽油机。1.2 抽油机的结构1.2.1 游梁式抽油机的结构主要结构有底座、支架、悬绳器、驴头、游梁、衡量总成、衡量、连杆、曲柄销装置、曲柄装置、减速箱、刹车保险装置；、刹车装置、电动机、配电柜。1.2.1.1 皮带链条式抽油机，其主要结构包括以下部分： 1.2.1.2 传动系统：包括电动机、皮带轮、减速箱、上下链轮、链条。 1.2.1.3 换向系统：往返架总成、平衡箱总成。 1.2.1.4 悬挂系统：承载皮带、顶部滚筒、悬绳器。 1.2.1.5 刹车系统：盘式刹车总成、手动刹车控制系统。 1.2.1.6 电气系统：启动开关箱、控制柜、速度监控系统。1.2.1.7支持系统：塔架、底座、水泥基础。1.3抽油机工作原理 抽油机的工作原理是：电动机通过皮带和减速箱带动曲柄作匀速圆周运动，曲柄通过四连杆机构的游梁以支架上中央轴承为支点，做上下摆动运动，带动游梁前端驴头悬点连接抽油杆、油泵柱塞做上下往复直线运动，实现机械采油。1.4 抽油机结构图游梁式抽油机结构图如图中:1底座; 2支架;3悬绳器; 4驴头;5游梁; 6横梁轴承座;7横梁;8连杆;9曲柄销装置;10曲柄装置;11减速箱;12刹车保险装置;13刹车装置;14电动机;15配电箱。 皮带链条式抽油机结构示意图2、 抽油机巡回检查的要点剖析目前，我们采油现场主要使用游梁式抽油机。抽油机的工作原理是把由电动机供给动力，经减速箱将电机的高速旋转变为抽油机曲柄的低速运动，并由曲柄-连杆-游梁机构将旋转运动变为抽油机驴头的往复运动。挂在驴头上的悬绳器通过抽油杆带动抽油泵柱塞作上下往复运动，将井液抽吸至地面。因此抽油机能否连续正常工作是保证油井采油实率的一个重要组成部分，而采油工对抽油机正常的巡回检查提前发现问题、汇报问题、解决问题就显得尤为重要，下面对抽油机巡回检查的要点进行简介。2.1 对抽油机及曲柄销子正反转的检查要点2.1.1 抽油机减速箱轴承多采用飞溅润滑，抽油机反转会造成轴承得不到充分润滑而造成轴承的失效等机械事故。检查方法：一般抽油机减速箱一侧标有旋转箭头，计量站小班工人只需按箭头指示方向检查即可。一般情况下抽油机正确旋转方向为：站在抽油机大皮带轮一侧，面对大皮带轮，曲柄此时旋转方向为顺时针旋转是正转。通常在电路检修后或更换减速箱后要重点检查曲柄旋转方向。2.1.2 曲柄销子装反会造成冕形螺帽松动、销子退扣脱出、连杆断而出现翻机事故。抽油机保养及维修人员更换曲柄销子时一定要重点检查曲丙销子的安装是否正确，现场抽油机曲柄销子必为一正扣一反扣配合使用，一个简单的判断曲柄销子正转方法是：当维修人员用扳手紧固冕形螺帽时，扳手的旋转方向和曲柄的旋转方向一致时说明曲柄销子正转。通常为便于小班工人巡回检查，在销子轴端面上画一条连接曲柄的直线，俗称“安全线”，日常检查时一旦发现安全线错位要立即停机汇报。注意：安全线划时一般在冕形螺帽二次紧固运转几天后进行。2.2 对抽油机电动机的检查要点电动机是抽油机正常运转的动力设备。采油工巡回检查时，应重点从以下几个方面依次进行检查。2.2.1 绝缘检查 “看”进接线盒处电缆及护套有无破损，用验电器“验”电机有无漏电。发现问题及时汇报队部由专业电工处理后恢复开抽。2.2.2 温度检查正常电机的温度应在80度以下，过高会造成线圈短路烧毁电机。在确认电机不漏电时用手抚摸电机外壳，可短暂停留表明电机温度在正常范围。温度过高一般因为风扇叶子损坏，散热效果不好造成，发现这种情况应立即停机汇报待更换风扇叶轮后再开抽。2.2.3 声音检查电动机一般出现两种非正常声音，一是粗壮的“嗡嗡”响声，主要是由于电机缺相电流不平衡造成的，是电动机烧毁的主要原因。遇到这种情况应立即停机，检查是否有变压器另壳掉等原因缺相问题，同时汇报队部、待排除故障后再投入运行。二是金属摩擦“咝咝”声音，一般是轴承缺油干磨所造成的，应拆开轴承添加润滑脂即可。 2.2.4位置检查主要检查电机和皮带是否四点一线，松紧度是否合适，“四点一线”是指从减速箱皮带轮边缘与电动机皮带轮边缘拉一条通过两轴中心的直线，若这4个点在一条直线上，则就叫做“四点一线”。若游梁式抽油机的传动皮带未达到“四点一线”，应用前后顶丝调整电动机位置，若达不到要求，应再调整滑轨的位置。检查游梁式抽油机三角皮带的松紧度的方法有两种：一是手压法：用手下按，可按下12指者为合格；二是上翻法：用手翻皮带，能将皮带背面翻上且松手后即恢复原状者为合格。值得说明的是采油现场为防止电机接线盒进水烧坏电机，采油工经常要对电机接线盒用塑料布进行包扎，巡回检查时要看看是否损坏及时进行更换。2.3 对抽油机减速箱的检查要点2.3.1 对抽油机减速箱润滑油的检查首先检查减速箱是否缺油，减速箱缺油会造成短时间内齿轮损坏或磨平。正常范围减速箱机油应加到中间视油孔与上部视油孔之间比较合适。其次检查润滑油是否乳化变质，造成机油乳化的原因有二，一是减速箱盖板被盗不能及时发现，造成雨天雨水进入使机油乳化，二是盖板长期使用后边缘密封性变差，雨雪天气进水所致。当发现缺油和机油乳化时应停机汇报队部待补加或更换机油后重新开井生产。2.3.2 对抽油机减速箱是否轴窜的检查轴窜发生的原因是两半从动齿轮中有一个或两个同时过盈量不够时，在正负扭矩作用下发生轴窜。现象：当站在抽油机后，垂直面向减速箱轴时，会发现大皮带轮左右来回位移。这时应汇报队部待技术人员现场鉴定判断后决定停机或继续开抽。2.4 井下抽油泵的工作原理简介抽油泵也称深井泵，它是抽油井装置中的一个重要组成部分，是通过油管和抽油杆下到油井中，沉没在液面以下一定深度，靠抽汲作用将油抽至地面的井下设备。根据油井的深度、生产能力、原油性质不同，所需要的抽油泵的类型也不同。目前国内各油田采用的抽油泵基本类型可分为管式泵和杆式泵。我矿目前应用的泵型号有管式泵、抽稠泵、螺杆泵、水平泵。2.4.1 管式泵管式泵的结构特点是泵筒连接在油管下部，随油管起下。按阀的数目分为双阀和三阀管式泵。双阀管式泵结构简单，在活塞上部只有一个排出阀(游动阀)，而三阀管式泵在活塞上装有两个排出阀。当活塞上行时,游动阀受油管内液柱内液柱压力的作用而关闭,排出活塞上部泵筒内液体。同时活塞下面泵筒内压力降低，固定阀在油套环形空间液柱压力的作用下被顶开，井内液体进入泵筒，充满活塞上行所让出的空间。抽油杆工作筒丝堵筛管固定凡尔游动凡尔油层套管油管管式泵当活塞下行时，泵筒内液体受压，压力增高，当此压力等于或大于油套环形空间的液柱压力时，固定阀关闭，活塞继续下行，泵筒内压力继续上升，当泵筒内压力超过油管内液柱压力时，游动阀被泵内液体顶开，液体从泵筒内经过活塞上行进入油管。在一个冲程中，深井泵完成一次进油和一次排油过程。这样在活塞不断上下运动，游动阀与固定阀不断的交替关闭和打开，井内液体就不断进入工作筒，从而上行进入油管，使油管液面不断上升到井口排入出油管线。泵的工作原理也可以简单地概括为：活塞上行时吸液入泵，排液出井；活塞下行时泵筒内液体进入油管，不排液出井。2.4.2 56/38mm抽稠泵抽稠泵是由两台不同泵径的抽油泵串联而成，中心管将上下两个柱塞联接，进出油阀均装在柱塞上。工作原理：工作筒丝堵筛管油层套管油管进油凡 尔出油凡 尔下冲程时，环空体积减小，压力增大，环空内的井液被排到柱塞内，将出油阀打开，同时将进油阀关闭，这时，泵上油管内的液柱重量全部作用在进油阀上，增加了柱塞的下行力；上冲程时，柱塞上行，环空体积增大，压力降低，进油阀打开，出油阀在泵上液柱作用下关闭，井液进入环空，完成进油过程。目前使用的56/38mm抽稠泵具有不动管柱转抽、单泵阀、结构简单、可悬挂尾管等优点。进液通道为内径18mm、长度4m的细长孔，进液阻力大，在原油粘度为500mpa.s时，需要50.7m的沉没度原油才能进入泵的吸液腔；泵的固定阀和游动阀结构上存在阀球上座问题，当井斜角比较大时（33）时，泵阀存在开启、关闭滞后影响泵效，而且泵阀过流面积小，影响进液和排液。2.5 防止抽油机皮带磨损过快的基本方法抽油机由电机供给动力，通过皮带与抽油机减速箱的输入轴连接，传递动力，带动四连杆机构运行。抽油井用的皮带有两种类型：单根皮带，联组皮带。皮带的型号有：4830型带、5080型带。皮带磨损主要由传动时受的摩擦力所致。在一定条件下，摩擦力有一定的极限值，如果工作阻力超过极限值，皮带就在轮面上打滑，不能正常工作，打滑将造成皮带的严重磨损，并使皮带的运动处于不稳定状态，产生大量的热量，最终使皮带磨断。2.5.1 皮带磨损的主要原因2.5.1.1 皮带四点一线未调好2.5.1.2 皮带松紧度调节不合适2.5.1.3 皮带老化或皮带新旧程度不一致2.5.1.4 皮带型号和轮槽不匹配2.5.1.5 油井负荷过重或严重抽油机不平衡2.5.2 处理方法2.5.2.1 皮带四点一线未调好大小皮带轮应保持“四点一线”， 防止由于皮带轮的错位导致皮带扭曲而产生的附加应力，减小皮带的疲劳磨损；“四点一线”是指通过皮带轮与电动机轮的中心引一条直线，与皮带轮和电动机轮的边缘相交成四个点，这四个点在一条直线上，实质是指皮带轮与电动机轮在同一个平面上。2.5.2.2 皮带松紧度调节不合适调整皮带松紧度，维持适当的张紧力，皮带松弛则张紧力过小，摩擦力小，容易发生打滑；皮带紧则张紧力过大，皮带承受的外力大，寿命降低。2.5.2.3 皮带老化或皮带新旧程度不一致造成皮带受力不均匀选择长度相同、新旧程度一致的皮带。2.5.2.4 皮带型号和轮槽不匹配或皮带轮槽有损伤加工选用皮带轮槽及皮带带型一致的皮带轮；安装使用合格的皮带轮。2.5.2.5 油井负荷过重或抽油机严重不平衡查找负荷过重的原因，采取相应的措施，使抽油机的平衡率保持在85%115%之间，避免因载荷的剧烈变化导致磨损加剧，降低皮带的使用寿命。2.6 阀门工作状态异常的原因分析与处理方法在生产过程中，开关阀门、切换流程是最基本的工作，经常会出现阀门各种异常状态，因此，如何快速准确的判断阀门的工作状态是否正常，也就成为现场操作人员最基本的工作技能。通常会遇到以下几种异常情况：2.6.1 开关异常费力或打不开可能存在的原因：阀门丝杆变形弯曲、由于长时间没有开关丝杆锈蚀严重。处置措施：若是丝杆轻微变形弯曲，可首先校正弯曲部位，再对变形的丝扣进行修复即可；若是丝杆严重变形弯曲，则需要更换丝杆或直接更换阀门；若是丝杆锈蚀，可先去除铁锈，然后涂抹润滑油进行润滑保养。2.6.1.2 阀门关闭后仍然有咝咝的过流声音可能存在的原因：闸板密封部位磨损严重，失去了密封功效；或是密封部位被异物卡阻，影响了密闭功能，致使阀门关不严，造成阀门内漏。处置措施：若是闸板密封部位磨损严重，阀门则缺失了应有的功能，则需更换闸门；若是密封部位被异物卡阻，则需要清除异物，直至关闭后过流的声音消失为止，若无法消除，则更换闸门。2.6.1.3 油气水从阀门本体或阀门两端法兰连接处流出2.6.1.3.1 油气水沿阀杆流出可能存在的原因：阀杆密封盘根磨损，失去密封功效处置措施：重新添加盘根压实，直至完全密封2.6.1.3.2 油气水沿阀门压盖流出可能存在的原因：压盖密封垫破损，失去密封功效处置措施：更换新的压盖密封垫2.6.1.3.4 阀门开关不费力，且开启后无流体通过可能存在的原因：闸板脱落处置措施：用管钳转动丝杆，若丝杆能连续旋转即为闸板脱落，这种情况下要打开阀体，取出闸板，看是否能够重新安装使用，不能用的话更换阀杆或闸板，必要时更换阀门。 常见故障诊断1、 油井井下故障的一般判断方法油井井下故障是采油现场最常见的故障之一，其往往伴随油井液量突降或油井不出液的现象发生，当故障出现后，采油工应在第一时间内立足现场进行诊断排查，为该井尽快消除故障、制定正确措施提供充分依据，通常应从油管、抽油杆、抽油泵和地层几个方面进行排查。1.1 首先排除油管是否漏失。可现场用掺水验油管，其方法是停抽油机关闭回站阀门后开井口掺水阀门，这时掺水进入井下油管内，待井口压力上升和掺水压力持平时，及时关闭掺水阀，观察井口压力变化情况，如压力持续稳定，说明油管良好；如压力下降较快说明管柱漏失；压力长时间不起，且伴随套管轻微出气，说明管柱严重漏失可直接汇报建议作业检管。1.2 其次排除抽油杆是否断脱其方法一是现场测电流法，抽油杆断脱后抽油机电流会出现变化导致上下冲程电流严重不平衡，二是可参照用掺水验油管的方法停抽油机关闭回站阀门后开井口掺水阀门，待井口压力上升和掺水压力持平时关闭掺水阀，重新开启抽油机进行憋压操作，如上行程压力轻微下降下行程压力轻微上升，说明抽油杆断脱，可直接汇报建议作业检泵。1.3 最后应初步排除油层是否供液不足和泵况是否变差其方法是放大掺水量向套管灌掺水，时间可根据需要自定(5寸半套管配2寸半油管油井的环空每113.9米长其体积为1立方米，7寸套管配2寸半油管油井的环空每57.2米长其体积为1立方米)，目的是保证油井有绝对真实的沉没度，然后开井憋压，如憋压不好说明泵况有问题，如油井开抽正常说明该井地层能量不足，现场工人应将判断情况详细汇报队部，供技术人员对该井采取下步措施提供依据。2、 抽油机运转时声音异常的分析与诊断抽油机的正常运行，是保障油井时率的最基本因素，采油工对抽油机应每4小时巡回检查一次。在巡回检查过程中，依靠对抽油机运转时发出声音的判断，来确定抽油机是否正常运行，是采油工应具备的基本技能。一般来讲，抽油机正常运行时，只有电机做功发出的声音，如果出现异常的声音，说明抽油机已经带病运行，是出现机械事故的前兆，如不及时检查确定声音异常的原因，将会造成机械零件磨埙，严重时造成翻机事故的发生。所以，采油工在巡回检查中，对出现异常声音的抽油机，一定要查清异响的原因，才能保障抽油机的正常运行。2.1 对于抽油机运行时，减速箱出现声音异常的诊断及处理第一步：岗位职工检查时，发现抽油井减速箱出现异常声音，是由于轴窜或轴承出现故障造成抽油机共振异响，并且声音极大。第二步：停机，刹紧刹车，断电，挂牌，检查减速箱轴窜及轴承损坏程度，判断减速箱各受力轴承损坏严重，把检查情况汇报队部。2.2 对于抽油机运行至上下死点位置时出现异响的诊断及处理第一步：岗位职工检查时，抽油机运行至上下死点位置时出现异响，一般有下列几种情况：（1）、抽油机中尾轴连接螺栓及定位螺栓松动造成异响；（2）、减速箱输出轴锁紧螺栓松动，造成曲柄键外移，碰擦连杆造成有节奏的异响；（3）、抽油机驴头销子不匹配，两条定位螺栓未锁紧，上下死点驴头承受交变载荷时发生异响。第二步：出现异响对照上述原因进行对比分析，停机上报队部等待维修人员进行维修。2.3 对抽油机上下运行时，出现整机震动的诊断及处理第一步：岗位职工检查时，发现抽油机整机震动，一般有以下几种情况：（1）、底座与基础有悬空；（2）、压杠有缺失、压杠穿条螺栓断等；（3）、各连接固定螺栓松动或装配不合格；（4）、游梁不正；（5）、驴头与井口中心出现严重偏斜；（6）、抽油机负荷过大、平衡状况不好第二步：前5项在运行过程通过观察即可发现，若都正常时测量电流看平衡率是否在85%-115%之间，然后停机，将检查结果上报队部等待维修人员进行维修。3、 光杆滞后或下不去的原因分析及初步诊断与排除油井正常开抽时光杆由方卡子固定坐在悬绳器上，随抽油机驴头做上下往复运动。正常时光杆的运行速度和驴头的运行速度一致。当油井出现故障时光杆的下行速度与驴头下行速度不一致，光杆一直下行但下行速度低于驴头下行速度，