第一篇：采油工程复习题+答案
采油工程复习题答案
一、填空题
1、井身结构下入的套管有导管、表层套管、技术套管和油层套管。
2、完井方式有裸眼完井、射孔完井、衬管完井、砾石充填完井四种。
3、射孔参数主要包括射孔深度、孔径、孔密。
4、射孔条件是指射孔压差、射孔方式、射孔工作液。
5、诱喷排液的常用方法有替喷法、抽汲法、气举法和井口驱动单螺杆泵排液法。
6、采油方法分为自喷井采油、机械采油两大类。
7、自喷井的分层开采有单管封隔器分采、双管分采、油套分采三种。
8、自喷井的四种流动过程是地层渗流、井筒多项管流、嘴流、地面管线流。
9、气相混合物在油管中的流动形态有纯油流、泡流、段塞流、环流、雾流五种。
10、自喷井的井口装置结构有套管头、油管头、采油树三部分组成。
11、压力表是用来观察和录取压力资料的仪表。
12、压力表进行检查校对的方法有互换法、落零法、用标准压力表校对三种。
13、油嘴的作用是控制和调节油井的产量。
14、井口装置按连接方式有法兰式、卡箍式、螺纹式。
15、采油树主要有总闸门、生产闸门、油管四通、清蜡闸门和附件组成。
16、机械采油法分为有杆泵采油、无杆泵采油。
17、抽油装置是由抽油机、抽油杆和抽油泵所组成的有杆泵抽油系统。
18、游梁式抽油机主要有动力设备、减速机构、换向机构、辅助装置四大部分组成。
19、抽油泵主要有泵筒、吸入阀、活塞、排出阀四部分组成。20、抽油泵按井下的固定方式分管式泵和杆式泵。
21、抽油杆是抽油装置的中间部分。上连抽油机下连抽油泵起到传递动力的作用。
22、抽油机悬点所承受的载荷有静载荷、动载荷。
23、抽油机悬点所承受的静载荷有杆柱载荷、液柱载荷。24、1吋=25.4毫米。
25、抽油机的平衡方式主要有游梁式平衡、曲柄平衡、复合平衡、气动平衡。
26、泵效是油井日产液量与_泵的理论排量的比值。
27、影响泵效的因素归结为地质因素、设备因素、工作方式三方面。
28、光杆密封器也称密封盒，起密封井口和防喷的作用。
29、生产压差是指油层静压与井底流压之差。
30、地面示功图是表示悬点载荷随悬点位移变化的封闭曲线.以悬点位移为横坐标，以悬点载荷为纵坐标
31、电潜泵由井下部分、中间部分、地面部分组成。
32、电潜泵的井下部分由多级离心泵、保护器、潜油电动机三部分组成。
33、电潜泵的中间部分由油管、电缆组成。
34、电潜泵的地面部分由变压器、控制屏、接线盒组成。
35、电潜泵的油气分离器包括沉降式、旋转式。
二、选择题(每题4个选项，只有1个是正确的，将正确的选项号填入括号内)1．井身结构中先下入井的第一层套管称为（C）。
A、技术套管 B、油层套管 C、导管 D、表层套管
2．导管的作用：钻井开始时，保护井口附近的地表层不被冲垮，建立起（C）循环。
A、油、水 B、油、气、水 C、泥浆 D、井筒与地层 3．表层套管的作用是（A）。
A、封隔地下水层 B、封隔油层 C、封隔断层 D、堵塞裂缝 4．油井内最后下入的一层套管称为油层套管，又叫（D）。
A、表层套管 B、技术套管 C、导管 D、生产套管
5．固井是完井中一个重要的工序，下面选项中不属于固井作用的是（D）。A、加固井壁 B、保护套管
C、封隔井内各个油、气、水层使之互不串通，便于以后的分层采油 D、保护裸眼井壁
6．当下完各类套管并经过固井后，便在套管与井壁的环形空间形成了坚固的水泥环状柱体，称为（B）。
A、套管深度 B、固井水泥环 C、套补距 D、油补距 7．裸眼完井法是指在钻开的生产层位，不下入（B）的完井方式。A、油管 B、套管 C、抽油杆 D、导管 8．对裸眼完井特点叙述错误的是（D）。
A、渗流出油面积大 B、泥浆对油层损害时间短而轻 C、不能防止井壁坍塌 D、可以进行分层开采与分层改造 9．小曲率半径的水平井其水平段位移超过（）m。A、300 B、1000 C、1500 D、3000 10．目前油井射孔常用的射孔器和射孔工艺是（C）。A、水力喷射射孔技术 B、机械钻孔射孔技术 C、聚能喷流射孔技术 D、子弹射孔技术
10、射孔条件指的是射孔压差、射孔方式和（D）。
A、射孔温度 B、射孔密度 C、射孔相位 D、射孔工作液 12．射孔参数主要包括射孔深度、孔径和（A）等。
A、孔密 B、孔口形状 C、孔壁压实程度 D、孔眼阻力 13．射孔相位指的是（B）。
A、射孔弹的个数 B、射孔弹的方向个数 C、相邻两个射孔弹间夹角 D、射出方向与枪身的夹角 14．射孔相位为4时，两个相位之间的夹角为（A）。A、90° B、120° C、180° D、270°
15．油田上的生产井，按其生产方式的不同，可分为自喷采油和（A）。
A、机械采油 B、抽油机井采油 C、电动潜油泵采油 D、电动螺杆泵采油
16．把依靠（C）将石油从油层推入井底，又由井底举升到地面的井称自喷井。A、气举能量 B、抽油泵 C、油层本身具有的能量 D、注水开发 17．井口装置各部件的连接方式为螺纹式、法兰式和（A）三种。
A、卡箍式 B、花键套式 C、穿销式 D、焊接式
18．采油树上的闸门没有（A）。
A、套管闸门 B、生产闸门 C、总闸门 D、清蜡闸门 19．在非均质多油层的水驱油开采油藏存在的三大差异不包括（A）。
A、井间差异 B、层间差异 C、平面差异 D、层内差异 20．分层采油主要是克服油井（B）。
A、井间矛盾 B、层间矛盾 C、层内矛盾 D、平面矛盾 21．一油井油层静压25MPa，井底流压23MPa，该井生产压差为（D）MPa。
A、5 B、4 C、3 D、2
22、单位生产压差下的日产油量是（B）
A、采油速度 B、采油指数 C、生产压差 D、采出程度
23．抽油机按照结构和工作原理不同可分为游梁式抽油机和(C)抽油机。
(A)链条式(B)塔架式(C)无游梁式(D)液压式
24、游梁式抽油机的减速器一般采用（A）减速。
A 三轴两级 B 两轴三级 C 一轴两级 D 两轴两级
25、有杆泵采油是通过地面动力带动抽油机，并借助于(D)来带动深井泵采油的一种方法。(A)驴头(B)毛辫子(C)光杆(D)抽油杆 26．有杆泵采油是由以(D)为主的有杆抽油系统来实现的。(A)电动机(B)减速箱(C)驴头(D)三抽设备
27、具有平衡相位角的抽油机是（B）
A 常规型游梁式抽油机 B 异相型游梁式抽油机 C 链条式抽油机 D 都不对
28、属于无杆抽油设备的是（C）
A 皮带式抽油机 B 游梁式抽油机 C 电动潜油离心泵 D 链条式抽油机
29、CYJ8—3—37HB中，“B”的含义是（B）
A 游梁平衡 B 曲柄平衡 C 复合平衡 D 气动平衡
30、判断游梁式抽油机是否平衡，现场最常用的方法是（C）
A 观察法 B 测时法 C 测电流法 D 三者都是
31、CYJ8—3—37HB中，“8”表示的是（D）
A 光杆最大冲程 B 光杆最大冲次 C 减速箱额定扭矩 D 驴头悬点额定载荷
32、CYJ8—3—37HB中，“8”的含义是（A）
A 悬点额定载荷80KN B 减速箱额定扭矩80KN.m C 悬点额定载荷8KN D 减速箱额定扭矩8KN.m
33、游梁式抽油机机械平衡方式中时，最常用的是（B）
A 游梁平衡 B 曲柄平衡 C 复合平衡 D 连杆平衡
34．通过对比上下冲程电流强度的峰值来判断抽油机的平衡，下面说法正确的是（D）： A、I上≠I下时，抽油机平衡 B、I上＞I下时，说明平衡过重 C、I上＜I下时，说明平衡过轻 D、I上＜I下时，说明平衡过重
35、在游梁式抽油机—抽油泵装置中，最常使用的泵的形式是（B）
A 杆式泵 B 管式泵 C 电潜泵 D 喷射泵
36、抽油机的实测示功图是（C）
A 计算得出的 B 人工绘制出来的 C 用仪器测得的 D 都不对
37．抽油机驴头的作用是保证抽油时(C)始终对准井口中心位置。(A)毛辫子(B)悬绳器(C)光杆(D)抽油杆 16．游梁抽油机的动力来自于(B)的高速旋转运动。(A)平衡块(B)电动机(C)曲柄(D)减速箱 38．游梁抽油机起变速作用的装置是(D)。
(A)驴头(B)游梁(C)曲柄连杆机构(D)减速箱
39．在抽油机游梁尾部装设一定重量的平衡块，这种平衡方式称为(B)平衡。(A)复合(B)游梁(C)气动(D)曲柄 40．每分钟抽油机驴头上下往复运动的次数叫(D)。(A)井下抽油泵的泵径(B)冲程
(C)地面减速箱的扭矩(D)冲速
41．电动潜油泵装置的井下部分（井下机组）由(D)四大件组成。
A、潜油电机、单流阀、油气分离器、多级离心泵
B、潜油电机、保护器、油气分离器、抽油柱塞泵 C、潜油电机、泄油器、油气分离器、多级离心泵 D、潜油电机、保护器、油气分离器、多级离心泵
42．电动潜油泵装置中，（A）是可以自动保护过载或欠载的设备。
（A）控制屏（B）接线盒（C）保护器（D）变压器 43．下列选项中，(D)是电动潜油泵井的地面装置。(A)多级离心泵(B)保护器(C)潜油电动机(D)接线盒
44．下列选项中，(B)是电动潜油泵井的井下装置。(A)控制屏(B)保护器(C)变压器(D)接线盒 45．电动潜油泵井的专用电缆属于(A)。
(A)中间部分(B)井下部分(C)地面部分(D)控制部分
46．潜油电泵装置中，(B)可以防止天然气沿电缆内层进入控制屏而引起爆炸。(A)保护器(B)接线盒(C)电机(D)分离器
47．压力表的实际工作压力要在最大量程的(C)之间，误差较小。(A)1／3～1／2(B)l／2～2／3(C)1／3～2／3(D)0～1 48．现场进行检查和校对压力表所采用的方法有互换法、用标准压力表校对法和(D)(A)直视法(B)送检法(C)实验法(D)落零法 49．采油方式中（C）不属于机械采油。
（A）无梁式抽油机井采油（B）电动螺杆泵采油
（C）自喷井采油（D）电动潜油泵采油 50．深井泵活塞上行时，（B）。
（A）游动阀开启，固定阀关闭（B）游动阀关闭，固定阀开启
（C）游动阀固定阀均开启（D）游动阀固定阀均关闭 51． 深井泵活塞下行时，（C）。
（A）游动阀、固定阀均关闭（B）游动阀关闭，固定阀开启
（C）游动阀开启，固定阀关闭(D）游动阀、固定阀均开启 52．一抽油井油稠，应选择的合理抽汲参数为（B）。
A、长冲程、小冲数、小泵径 B、长冲程、小冲数、大泵径 C、冲程、大冲数、大泵径 D、小冲程、小冲数、小泵径 53.抽油机井的实际产液量与泵的理论排量的（B）叫做泵效。
三种。
（A）乘积（B）比值（C）和（D）差 54．采油树的主要作用之一是悬挂（C）。
（A）光杆（B）抽油杆（C）油管（D）套管 55．采油树的连接方式有法兰连接、（B）连接和卡箍连接。
（A）焊接（B）螺纹（C）螺丝（D）粘接
56、油层在未开采时测得的油层中部压力称为(C)。
(A)饱和压力(B)目前地层压力(C)原始地层压力(D)流压
57、油田在开发以后，在某些井点，关井待压力恢复以后，所测得的油层中部压力
称()。
(A)原始地层压力(B)目前地层压力(C)流动压力(D)生产压差
58、油井正常生产时所测得的油层中部压力是(B)。(A)静压(B)流压(C)油压(D)压差
59、潜油电泵井作业起泵时，将(D)切断，使油、套管连通，油管内的液体就流
回井筒。
(A)泄油阀(B)单流阀(C)分离器(D)泄油阀芯
60、原油中含有腐蚀介质，腐蚀泵的部件，使之漏失，影响泵效。这个影响因素称为(A)。(A)地质因素(B)设备因素(C)人为因素(D)工作方
三、判断题(对的画√，错的画x)（×）1．裸眼完井方式是指在钻开的生产层位不射孔。（×）2．射孔完井包括套管射孔完井和衬管射孔完井。
（√）3．正压差射孔是指射孔时井底液柱压力大于地层压力的射孔。（√）4．对于胶结疏松出砂严重的的地层，一般应选用砾石充填完井方式。
（×）5．替喷法排液是用密度较小的液体替出井内密度较大的液体，从而降低井中液柱的高度。（√）6．抽汲法是利用专用工具把井内液体抽到地面，以降低液面高度，减小液柱对油层所造成的回压，达到诱导油流的目的。
（×）7．水泥塞分层试油适用于裸眼井试油。
（√）8．完全依靠油层天然能量将油采到地面的方法称为自喷采油法。（×）9．单位生产压差下的日产液量称为采油指数。
（×）10．自喷井可以通过调节生产闸门的开启程度控制油井产量。（×）11．单相垂直管流的条件是井口油压低于饱和压力。
（×）12.采油树的总闸门安装在套管头的上面，是控制油、气流入采油树的主要通道。
（√）13．采油树法兰盘顶丝的作用是防止井内压力太高时将油管顶出。()（√）14．采油树的作用之一是悬挂油管并承托井内全部油管柱重量。()(√)15． 普通型游梁式抽油机的支架在驴头和曲柄连杆机构之间。(×)16． 前置型游梁式抽油机的游梁支架位于驴头和曲柄连杆机构之间。（√）
17、异相型游梁式抽油机冲程孔中心线和曲柄中心线成一定的角度。（×）
18、抽油泵分为管式泵和杆式泵，在现场使用最多的是杆式泵。（√）
18、杆式泵检泵时不需要起出油管。（×）
19、动筒杆式泵又分为顶部固定和底部固定。（×）20．静载荷是悬点静止时承受的载荷。（√）21．泵效会大于1。
（×）22．对于稠油井，为提高泵效，宜采用大泵径，长冲程，快冲次。
（×）23．抽油机平衡装置的作用是在下冲程把悬点和电机的能量储存起来，在上冲程放出，帮助驴头对悬点做功。
（×）24．游梁平衡方式是将平衡重装在游梁后端，适用于大型抽油机。（×）25．复合平衡是在曲柄上和游梁后臂上都有平衡重，适用于小型抽油机。（√）26．型号CYJl0-3—37B中的“B”表示该抽油机的平衡方式为曲柄平衡。
（√）27.压力读数时，应使眼睛、指针、表盘上的刻度成一条垂直于表盘的直线，否则容易造成人为的误差。
（√）28.空心抽油杆可作为电加热抽杆、用于稠油开采（）。（×）29．沉降式分离器分离气体的效果比旋转式分离器高。
（√）30．电潜泵的多级离心泵入口装有油气分离器，出口装有单流阀和泄油阀。（√）31．电潜泵控制屏的用途是自动或手动控制潜油电泵系统的启动和停机。
（√）32.抽油机的驴头装在游梁最前端，驴头的弧面半径是以中央轴承座的中心点为圆心，这样它保证了抽油时光杆始终对正井口中心。
（×）33．抽油机井抽油参数是指地面抽油机运行时的冲程、冲速、扭矩。
（×）34．电动潜油泵井地面装置主要有变压器、控制屏、分离器、接线盒等。()（√）35.单流阀一般装在泵上2-3根油管处。
（×）36.电动潜油泵井的电流卡片有日卡片，月卡片之分。
（√）
37、动液面是指抽油机井正常生产时利用专门的声波测试仪在井口套管测试阀处测得的油套环空液面深度数据。
（√）
38、深井泵的活塞是由无缝钢管制成的空心圆柱体，且外表面有环状防砂槽。()
（√）39.抽油过程中，当泵筒压力下降时，固定阀被油套环形空间液柱压力顶开，井内液体进入泵筒内。
（×）40.当抽油泵泵筒内压力超过油管内液柱压力时，固定阀打开，液体从泵筒内进入油管。
四、问答题
1、射孔工程技术有哪些要求？ 答：（1）射孔的层位要准确。
（2）单层发射率在90％以上，不震裂套管及封固的水泥环。（3）合理选择射孔器。
（4）要根据油气层的具体情况，选择最合适的射孔工艺。
2、自喷井的井场流程有哪些作用？ 答：（1）控制和调节油井产量（2录取油井的动态资料
(3)对油井产物和井口设备加热保温
3、管式泵的工作原理是什么？
答：（1）上冲程：抽油杆柱带着活塞向上运动，活塞上的游动阀受阀球自重和管内压力作用而关闭。泵内由于容积增大而压力降低，固定阀在环形空间液柱压力与泵内压力之差的作用下被打开。井中原油进泵，同时在井口排出液体。
（2）下冲程：抽油杆柱带着活塞向下运动，固定阀关闭，活塞挤压泵中液体使泵内压力升高到高于活塞上方压力时，游动阀被顶开，泵中液体排到活塞上方的油管中去。
4、影响泵效的地质因素有哪些？ 答：（1）油井出砂（2）气体的影响（3）油井结蜡（4）原油粘度高
（5）原油中含有腐蚀性物质
5、电潜泵采油的工作原理是什么？
答：电动潜油离心泵(简称电潜泵)是一种在井下工作的多级离心泵，用油管下入井内，地面电源通过潜油泵专用电缆输入井下潜油电机，使电机带动多级离心泵旋转产生离心力，将井中的原油举升到地面。
6、游梁式抽油机的工作原理是什么？
答：抽油机由电动机供给动力，经减速箱将电动机的高速旋转变为抽油机曲柄的低速旋转运动，并由曲柄一连杆一游梁机构将旋转运动变为抽油机驴头的往复运动，通过抽油杆带动深井泵(抽油泵)工作。将油抽出井筒，并送入地面管汇。
7、抽油机井的分析应包括哪些内容？
答：(1)了解油层生产能力及工作状况，分析是否已发挥了油层潜力，分析判断油层不正常工作的原因。
(2)了解设备能力及工作状况，分析设备是否适应油层生产能力，了解设备利用率，分析判断设备不正常工作的原因。
(3)分析检查措施效果。
8、抽油机平衡的原则是什么？
答：（1）电动机在上下冲程中做功相等。（2）上、下冲程中电动机的电流峰值相等。（3）上、下冲程中曲柄轴峰值扭矩相等
第二篇：采油工程复习题答案
采油工程复习题答案
一、填空题
1、井身结构下入的套管有导管、表层套管、技术套管和油层套管。
2、完井方式有裸眼完井、射孔完井、衬管完井、砾石充填完井四种。
3、射孔参数主要包括射孔深度、孔径、孔密。
4、射孔条件是指射孔压差、射孔方式、射孔工作液。
5、诱喷排液的常用方法有替喷法、抽汲法、气举法和井口驱动单螺杆泵排液法。
6、采油方法分为自喷井采油、机械采油两大类。
7、自喷井的分层开采有单管封隔器分采、双管分采、油套分采三种。
8、自喷井的四种流动过程是地层渗流、井筒多项管流、嘴流、地面管线流。
9、气相混合物在油管中的流动形态有纯油流、泡流、段塞流、环流、雾流五种。
10、自喷井的井口装置结构有套管头、油管头、采油树三部分组成。
11、压力表是用来观察和录取压力资料的仪表。
12、压力表进行检查校对的方法有互换法、落零法、用标准压力表校对三种。
13、油嘴的作用是控制和调节油井的产量。
14、井口装置按连接方式有法兰式、卡箍式、螺纹式。
15、采油树主要有总闸门、生产闸门、油管四通、清蜡闸门和附件组成。
16、机械采油法分为有杆泵采油、无杆泵采油。
17、抽油装置是由抽油机、抽油杆和抽油泵所组成的有杆泵抽油系统。
18、游梁式抽油机主要有动力设备、减速机构、换向机构、辅助装置四大部分组成。
19、抽油泵主要有泵筒、吸入阀、活塞、排出阀四部分组成。20、抽油泵按井下的固定方式分管式泵和杆式泵。
21、抽油杆是抽油装置的中间部分。上连抽油机下连抽油泵起到传递动力的作用。
22、抽油机悬点所承受的载荷有静载荷、动载荷。
23、抽油机悬点所承受的静载荷有杆柱载荷、液柱载荷。24、1吋=25.4毫米。
25、抽油机的平衡方式主要有游梁式平衡、曲柄平衡、复合平衡、气动平衡。
26、泵效是油井日产液量与_泵的理论排量的比值。
27、影响泵效的因素归结为地质因素、设备因素、工作方式三方面。
28、光杆密封器也称密封盒，起密封井口和防喷的作用。
29、生产压差是指油层静压与井底流压之差。
30、地面示功图是表示悬点载荷随悬点位移变化的封闭曲线.以悬点位移为横坐标，以悬点载荷为纵坐标
31、电潜泵由井下部分、中间部分、地面部分组成。
32、电潜泵的井下部分由多级离心泵、保护器、潜油电动机三部分组成。
33、电潜泵的中间部分由油管、电缆组成。
34、电潜泵的地面部分由变压器、控制屏、接线盒组成。
35、电潜泵的油气分离器包括沉降式、旋转式。
二、选择题(每题4个选项，只有1个是正确的，将正确的选项号填入括号内)1．井身结构中先下入井的第一层套管称为（C）。
A、技术套管 B、油层套管 C、导管 D、表层套管
2．导管的作用：钻井开始时，保护井口附近的地表层不被冲垮，建立起（C）循环。
A、油、水 B、油、气、水 C、泥浆 D、井筒与地层 3．表层套管的作用是（A）。
A、封隔地下水层 B、封隔油层 C、封隔断层 D、堵塞裂缝 4．油井内最后下入的一层套管称为油层套管，又叫（D）。
A、表层套管 B、技术套管 C、导管 D、生产套管
5．固井是完井中一个重要的工序，下面选项中不属于固井作用的是（D）。A、加固井壁 B、保护套管
C、封隔井内各个油、气、水层使之互不串通，便于以后的分层采油 D、保护裸眼井壁
6．当下完各类套管并经过固井后，便在套管与井壁的环形空间形成了坚固的水泥环状柱体，称为（B）。
A、套管深度 B、固井水泥环 C、套补距 D、油补距 7．裸眼完井法是指在钻开的生产层位，不下入（B）的完井方式。A、油管 B、套管 C、抽油杆 D、导管 8．对裸眼完井特点叙述错误的是（D）。
A、渗流出油面积大 B、泥浆对油层损害时间短而轻 C、不能防止井壁坍塌 D、可以进行分层开采与分层改造 9．小曲率半径的水平井其水平段位移超过（）m。A、300 B、1000 C、1500 D、3000 10．目前油井射孔常用的射孔器和射孔工艺是（C）。A、水力喷射射孔技术 B、机械钻孔射孔技术 C、聚能喷流射孔技术 D、子弹射孔技术
10、射孔条件指的是射孔压差、射孔方式和（D）。
A、射孔温度 B、射孔密度 C、射孔相位 D、射孔工作液 12．射孔参数主要包括射孔深度、孔径和（A）等。
A、孔密 B、孔口形状 C、孔壁压实程度 D、孔眼阻力 13．射孔相位指的是（B）。
A、射孔弹的个数 B、射孔弹的方向个数 C、相邻两个射孔弹间夹角 D、射出方向与枪身的夹角 14．射孔相位为4时，两个相位之间的夹角为（A）。A、90° B、120° C、180° D、270°
15．油田上的生产井，按其生产方式的不同，可分为自喷采油和（A）。
A、机械采油 B、抽油机井采油 C、电动潜油泵采油 D、电动螺杆泵采油
16．把依靠（C）将石油从油层推入井底，又由井底举升到地面的井称自喷井。A、气举能量 B、抽油泵 C、油层本身具有的能量 D、注水开发 17．井口装置各部件的连接方式为螺纹式、法兰式和（A）三种。
A、卡箍式 B、花键套式 C、穿销式 D、焊接式
18．采油树上的闸门没有（A）。
A、套管闸门 B、生产闸门 C、总闸门 D、清蜡闸门 19．在非均质多油层的水驱油开采油藏存在的三大差异不包括（A）。
A、井间差异 B、层间差异 C、平面差异 D、层内差异 20．分层采油主要是克服油井（B）。
A、井间矛盾 B、层间矛盾 C、层内矛盾 D、平面矛盾 21．一油井油层静压25MPa，井底流压23MPa，该井生产压差为（D）MPa。
A、5 B、4 C、3 D、2
22、单位生产压差下的日产油量是（B）
A、采油速度 B、采油指数 C、生产压差 D、采出程度
23．抽油机按照结构和工作原理不同可分为游梁式抽油机和(C)抽油机。
(A)链条式(B)塔架式(C)无游梁式(D)液压式
24、游梁式抽油机的减速器一般采用（A）减速。
A 三轴两级 B 两轴三级 C 一轴两级 D 两轴两级
25、有杆泵采油是通过地面动力带动抽油机，并借助于(D)来带动深井泵采油的一种方法。(A)驴头(B)毛辫子(C)光杆(D)抽油杆 26．有杆泵采油是由以(D)为主的有杆抽油系统来实现的。(A)电动机(B)减速箱(C)驴头(D)三抽设备
27、具有平衡相位角的抽油机是（B）
A 常规型游梁式抽油机 B 异相型游梁式抽油机 C 链条式抽油机 D 都不对
28、属于无杆抽油设备的是（C）
A 皮带式抽油机 B 游梁式抽油机 C 电动潜油离心泵 D 链条式抽油机
29、CYJ8—3—37HB中，“B”的含义是（B）
A 游梁平衡 B 曲柄平衡 C 复合平衡 D 气动平衡
30、判断游梁式抽油机是否平衡，现场最常用的方法是（C）
A 观察法 B 测时法 C 测电流法 D 三者都是
31、CYJ8—3—37HB中，“8”表示的是（D）
A 光杆最大冲程 B 光杆最大冲次 C 减速箱额定扭矩 D 驴头悬点额定载荷
32、CYJ8—3—37HB中，“8”的含义是（A）
A 悬点额定载荷80KN B 减速箱额定扭矩80KN.m C 悬点额定载荷8KN D 减速箱额定扭矩8KN.m
33、游梁式抽油机机械平衡方式中时，最常用的是（B）
A 游梁平衡 B 曲柄平衡 C 复合平衡 D 连杆平衡
34．通过对比上下冲程电流强度的峰值来判断抽油机的平衡，下面说法正确的是（D）： A、I上≠I下时，抽油机平衡 B、I上＞I下时，说明平衡过重 C、I上＜I下时，说明平衡过轻 D、I上＜I下时，说明平衡过重
35、在游梁式抽油机—抽油泵装置中，最常使用的泵的形式是（B）
A 杆式泵 B 管式泵 C 电潜泵 D 喷射泵
36、抽油机的实测示功图是（C）
A 计算得出的 B 人工绘制出来的 C 用仪器测得的 D 都不对
37．抽油机驴头的作用是保证抽油时(C)始终对准井口中心位置。(A)毛辫子(B)悬绳器(C)光杆(D)抽油杆 16．游梁抽油机的动力来自于(B)的高速旋转运动。(A)平衡块(B)电动机(C)曲柄(D)减速箱 38．游梁抽油机起变速作用的装置是(D)。
(A)驴头(B)游梁(C)曲柄连杆机构(D)减速箱
39．在抽油机游梁尾部装设一定重量的平衡块，这种平衡方式称为(B)平衡。(A)复合(B)游梁(C)气动(D)曲柄 40．每分钟抽油机驴头上下往复运动的次数叫(D)。(A)井下抽油泵的泵径(B)冲程
(C)地面减速箱的扭矩(D)冲速
41．电动潜油泵装置的井下部分（井下机组）由(D)四大件组成。
A、潜油电机、单流阀、油气分离器、多级离心泵
B、潜油电机、保护器、油气分离器、抽油柱塞泵 C、潜油电机、泄油器、油气分离器、多级离心泵
D、潜油电机、保护器、油气分离器、多级离心泵
42．电动潜油泵装置中，（A）是可以自动保护过载或欠载的设备。
（A）控制屏（B）接线盒（C）保护器（D）变压器 43．下列选项中，(D)是电动潜油泵井的地面装置。(A)多级离心泵(B)保护器(C)潜油电动机(D)接线盒
44．下列选项中，(B)是电动潜油泵井的井下装置。(A)控制屏(B)保护器(C)变压器(D)接线盒 45．电动潜油泵井的专用电缆属于(A)。
(A)中间部分(B)井下部分(C)地面部分(D)控制部分
46．潜油电泵装置中，(B)可以防止天然气沿电缆内层进入控制屏而引起爆炸。(A)保护器(B)接线盒(C)电机(D)分离器
47．压力表的实际工作压力要在最大量程的(C)之间，误差较小。(A)1／3～1／2(B)l／2～2／3(C)1／3～2／3(D)0～1 48．现场进行检查和校对压力表所采用的方法有互换法、用标准压力表校对法和(D)(A)直视法(B)送检法(C)实验法(D)落零法 49．采油方式中（C）不属于机械采油。
（A）无梁式抽油机井采油（B）电动螺杆泵采油
（C）自喷井采油（D）电动潜油泵采油 50．深井泵活塞上行时，（B）。
（A）游动阀开启，固定阀关闭（B）游动阀关闭，固定阀开启
（C）游动阀固定阀均开启（D）游动阀固定阀均关闭 51． 深井泵活塞下行时，（C）。
（A）游动阀、固定阀均关闭（B）游动阀关闭，固定阀开启
（C）游动阀开启，固定阀关闭(D）游动阀、固定阀均开启 52．一抽油井油稠，应选择的合理抽汲参数为（B）。
A、长冲程、小冲数、小泵径 B、长冲程、小冲数、大泵径 C、冲程、大冲数、大泵径 D、小冲程、小冲数、小泵径 53.抽油机井的实际产液量与泵的理论排量的（B）叫做泵效。
三种。
（A）乘积（B）比值（C）和（D）差 54．采油树的主要作用之一是悬挂（C）。
（A）光杆（B）抽油杆（C）油管（D）套管 55．采油树的连接方式有法兰连接、（B）连接和卡箍连接。
（A）焊接（B）螺纹（C）螺丝（D）粘接
56、油层在未开采时测得的油层中部压力称为(C)。
(A)饱和压力(B)目前地层压力(C)原始地层压力(D)流压
57、油田在开发以后，在某些井点，关井待压力恢复以后，所测得的油层中部压力
称()。
(A)原始地层压力(B)目前地层压力(C)流动压力(D)生产压差
58、油井正常生产时所测得的油层中部压力是(B)。(A)静压(B)流压(C)油压(D)压差
59、潜油电泵井作业起泵时，将(D)切断，使油、套管连通，油管内的液体就流
回井筒。
(A)泄油阀(B)单流阀(C)分离器(D)泄油阀芯
60、原油中含有腐蚀介质，腐蚀泵的部件，使之漏失，影响泵效。这个影响因素称为(A)。(A)地质因素(B)设备因素(C)人为因素(D)工作方
三、判断题(对的画√，错的画x)（×）1．裸眼完井方式是指在钻开的生产层位不射孔。（×）2．射孔完井包括套管射孔完井和衬管射孔完井。
（√）3．正压差射孔是指射孔时井底液柱压力大于地层压力的射孔。（√）4．对于胶结疏松出砂严重的的地层，一般应选用砾石充填完井方式。
（×）5．替喷法排液是用密度较小的液体替出井内密度较大的液体，从而降低井中液柱的高度。（√）6．抽汲法是利用专用工具把井内液体抽到地面，以降低液面高度，减小液柱对油层所造成的回压，达到诱导油流的目的。
（×）7．水泥塞分层试油适用于裸眼井试油。
（√）8．完全依靠油层天然能量将油采到地面的方法称为自喷采油法。（×）9．单位生产压差下的日产液量称为采油指数。
（×）10．自喷井可以通过调节生产闸门的开启程度控制油井产量。（×）11．单相垂直管流的条件是井口油压低于饱和压力。
（×）12.采油树的总闸门安装在套管头的上面，是控制油、气流入采油树的主要通道。
（√）13．采油树法兰盘顶丝的作用是防止井内压力太高时将油管顶出。()（√）14．采油树的作用之一是悬挂油管并承托井内全部油管柱重量。()(√)15． 普通型游梁式抽油机的支架在驴头和曲柄连杆机构之间。(×)16． 前置型游梁式抽油机的游梁支架位于驴头和曲柄连杆机构之间。（√）
17、异相型游梁式抽油机冲程孔中心线和曲柄中心线成一定的角度。（×）
18、抽油泵分为管式泵和杆式泵，在现场使用最多的是杆式泵。（√）
18、杆式泵检泵时不需要起出油管。（×）
19、动筒杆式泵又分为顶部固定和底部固定。（×）20．静载荷是悬点静止时承受的载荷。（√）21．泵效会大于1。
（×）22．对于稠油井，为提高泵效，宜采用大泵径，长冲程，快冲次。
（×）23．抽油机平衡装置的作用是在下冲程把悬点和电机的能量储存起来，在上冲程放出，帮助驴头对悬点做功。
（×）24．游梁平衡方式是将平衡重装在游梁后端，适用于大型抽油机。（×）25．复合平衡是在曲柄上和游梁后臂上都有平衡重，适用于小型抽油机。（√）26．型号CYJl0-3—37B中的“B”表示该抽油机的平衡方式为曲柄平衡。
（√）27.压力读数时，应使眼睛、指针、表盘上的刻度成一条垂直于表盘的直线，否则容易造成人为的误差。
（√）28.空心抽油杆可作为电加热抽杆、用于稠油开采（）。（×）29．沉降式分离器分离气体的效果比旋转式分离器高。
（√）30．电潜泵的多级离心泵入口装有油气分离器，出口装有单流阀和泄油阀。（√）31．电潜泵控制屏的用途是自动或手动控制潜油电泵系统的启动和停机。
（√）32.抽油机的驴头装在游梁最前端，驴头的弧面半径是以中央轴承座的中心点为圆心，这样它保证了抽油时光杆始终对正井口中心。
（×）33．抽油机井抽油参数是指地面抽油机运行时的冲程、冲速、扭矩。
（×）34．电动潜油泵井地面装置主要有变压器、控制屏、分离器、接线盒等。()（√）35.单流阀一般装在泵上2-3根油管处。
（×）36.电动潜油泵井的电流卡片有日卡片，月卡片之分。
（√）
37、动液面是指抽油机井正常生产时利用专门的声波测试仪在井口套管测试阀处测得的油套环空液面深度数据。
（√）
38、深井泵的活塞是由无缝钢管制成的空心圆柱体，且外表面有环状防砂槽。()
（√）39.抽油过程中，当泵筒压力下降时，固定阀被油套环形空间液柱压力顶开，井内液体进入泵筒内。
（×）40.当抽油泵泵筒内压力超过油管内液柱压力时，固定阀打开，液体从泵筒内进入油管。
四、问答题
1、射孔工程技术有哪些要求？ 答：（1）射孔的层位要准确。
（2）单层发射率在90％以上，不震裂套管及封固的水泥环。（3）合理选择射孔器。
（4）要根据油气层的具体情况，选择最合适的射孔工艺。
2、自喷井的井场流程有哪些作用？ 答：（1）控制和调节油井产量（2录取油井的动态资料
(3)对油井产物和井口设备加热保温
3、管式泵的工作原理是什么？
答：（1）上冲程：抽油杆柱带着活塞向上运动，活塞上的游动阀受阀球自重和管内压力作用而关闭。泵内由于容积增大而压力降低，固定阀在环形空间液柱压力与泵内压力之差的作用下被打开。井中原油进泵，同时在井口排出液体。
（2）下冲程：抽油杆柱带着活塞向下运动，固定阀关闭，活塞挤压泵中液体使泵内压力升高到高于活塞上方压力时，游动阀被顶开，泵中液体排到活塞上方的油管中去。
4、影响泵效的地质因素有哪些？ 答：（1）油井出砂（2）气体的影响（3）油井结蜡（4）原油粘度高
（5）原油中含有腐蚀性物质
5、电潜泵采油的工作原理是什么？
答：电动潜油离心泵(简称电潜泵)是一种在井下工作的多级离心泵，用油管下入井内，地面电源通过潜油泵专用电缆输入井下潜油电机，使电机带动多级离心泵旋转产生离心力，将井中的原油举升到地面。
6、游梁式抽油机的工作原理是什么？
答：抽油机由电动机供给动力，经减速箱将电动机的高速旋转变为抽油机曲柄的低速旋转运动，并由曲柄一连杆一游梁机构将旋转运动变为抽油机驴头的往复运动，通过抽油杆带动深井泵(抽油泵)工作。将油抽出井筒，并送入地面管汇。
7、抽油机井的分析应包括哪些内容？
答：(1)了解油层生产能力及工作状况，分析是否已发挥了油层潜力，分析判断油层不正常工作的原因。
(2)了解设备能力及工作状况，分析设备是否适应油层生产能力，了解设备利用率，分析判断设备不正常工作的原因。
(3)分析检查措施效果。
8、抽油机平衡的原则是什么？
答：（1）电动机在上下冲程中做功相等。（2）上、下冲程中电动机的电流峰值相等。（3）上、下冲程中曲柄轴峰值扭矩相等
五、计算题
1.某抽油井下φ56mm的泵，冲程2.4m，冲次9次/min，日产液量35t，液体密度为0.9t/m3、求该井的泵效。
解：
Q液＝1440D2Sn液 4 3.14＝14400.05622.490.9 4 ＝68.（吨9/日）Q35 ＝实100％＝100％＝50.8％Q68.9 理答：该井泵效为50.8%
2、某井抽油泵下入深度为1500米，音标深度为300米，液面曲线显示从井口波到音标反射波距离为18cm，从井波到液面反射波距离为30cm，试求动液面深度和抽油泵沉没度。解：
H＝LH标＝30030＝500（米）液液L18 标
H沉＝H泵H液15005001000（米）
答：动液面深度为500米，沉没度为1000米。
1.先开下流闸门,再开上流闸门;2.站在上风口,侧身开闸门 2、202_.7.9.某注水站女工甄××开闸门,闸门及丝杠突然打出,高压液气流一起喷出,打在甄的身上,当场死亡。开关闸门应如何安全操作？ 答;答案： 选择题
1-5：DCDCB 6-10:DBAAB 11-15:BABDA 16-20:DBAAB 21-25:CBABD 26-30:CCBAB 31-35:CBDCD 36-40:DCDDD 41-45:ACACC 46-50:BAAAA 51-55:BACDD 56-60:BAABC 61-65:DDCDA 66-70:DDDDD 71-75:CCDCD 76-80:DBDAA 81-85:AADBA 86-90:ABAAD 91-95:CADAB 96-100:DCCDD
判断题
1-5： √√х√√ 6-10：х√хх√ 11-15：√х√√х 16-20：√√√√√ 21-25： √хх√√41-45： хх√√√61-65： хх√√√81-85： х√√√х
：√хх√х：√ххх√：х√ххх：х√√х√：х√√хх：√√х√х：√√х√х：х√х√√：√√хх√ ：х√√√√ ：√х√√√ ：ххх√√ 26-30 31-35 36-40 46-50 51-55 56-60 66-70 71-75 76-80 86-90 91-95 96-100
第三篇：采油工程实验
《采油工程》实验教学安排
本课程的实验教学部分要求学员根据在学习过程中学到的新知识，结合自身在实际现场工作中的实践经验和体会，撰写一篇关于采油工程相关的新理论、新技术、新方法、新工艺的报告，要求文字通顺、字迹端正，报告的内容涉及采油工程方面的前沿知识和研究方向，字数不少于3000字。
如以下有关采油工程的专题方向都可列为选题参考：油田开发总体建设方案；采油工程方案编制；采油工程方案设计的基础资料准备；完井工程设计；储层伤害与保护工艺技术；注水工程方案设计；自喷开采技术及采油方式确定；酸化压裂优化设计；油井防砂技术；堵水、调剖工艺技术；油管防腐与放垢工艺技术；稠油注蒸汽开采工程设计；采油工程方案经济评价；采油增产新技术等。格式要求：一律用A4纸手写，报告封面上应注明年级、专业、层次、姓名、学号、课程名称。
第四篇：采油工程工作汇报
“十一五”工作回顾及202_年及“十二五”
工作规划部署
金马油田开发公司 202_年3月3日
目录
前言
第一部分：“十一五”工作回顾
一、主要指标完成情况
二、主要工作及成果
三、取得的认识
第二部分：存在的主要问题及技术潜力
一、工艺技术
二、采油管理
第三部分：202_年工作部署
一、工作思路
二、工作目标
三、重点工作
第四部分：“十二五”工作规划
一、工作思路
二、工作目标
三、重点工作
前言
“十一五”时期，金马油田开发公司认真贯彻油田公司专业工作部署，紧密围绕公司“两保一降一提”工作主线，在专业主管部门的指导和支持下，工程系统按照“精细管理挖潜力、创新增效促发展、优质低耗上水平”的工作思路，真抓实干，锐意创新，全面实现了采油系统工作目标。以技术配套为重点，加强成熟技术的集成应用和技术攻关，工艺系统实现“3个转变”、形成“四大体系”、取得“5项技术突破”；以高效运行为重点，强化对标管理，采油注汽系统实现自动化运行；以质量安全为重点，完善制度建设和强化质量安全监管，作业系统向规范化、效益化推进。开创了油田持续稳定发展的新局面。
第一部分：“十一五”工作回顾
一、主要指标完成情况
“十一五”时期，以良好的业绩完成了生产、科研、采油、作业系统考核指标，有效推动了公司的主营业务持续稳定发展。
——生产业绩指标，公司累积生产原油万吨，对比业绩考核指标万吨，超产万吨。完成原油商品量万吨，对比业绩考核指标万元吨，超产万吨。投资万元，发生运行费用亿元。单位运行成本元/吨，对比油田公司考核指标降低元/吨。
——科研管理指标，共完成技术推广项目30项，1927井次，累计增油29.1×104t；开展新技术研究与试验35项，127井次，累计增油2.487×104t；优化措施结构节约资金596万元；取得油田公司级以上技术创新成果17项，取得授权专利4项；8人被聘为厂处级以上技术专家。
——采油管理指标，累积实施油井机采优化539井次，使整体系统效率由18.9%提高到25%。泵效达到59%，平衡率90.2%，躺井率7.7%，油井检泵周期延长56天。开展群众性挖潜5298井次，累积增油2.95万吨。
——作业管理指标，累积完成作业工作量1155井次，作业一交成功率99.1%，有效率90.2%。有效开展修旧利废活动，累计创效1236万元。
二、主要工作及成果
“十一五”时期是金马公司技术发展最快、成果取得最多、规模效益最大的 五年。五年来，采油系统管理一路工作取得丰硕成果，科技创效形成规模、生产效率明显提升，作业质量显著提高，人才培养富有成效，为油田质量效益发展提供了技术和人才保障。
（一）坚持技术完善与难点攻关并重，推动科研创新发展
1、立足开发实际，实现“三个转变”
一是由单项技术应用向多项技术集成应用转变。开展了“选层调剖”、“对应调堵”、“堵驱结合”、“防砂堵水一体化”技术研究与应用。五年累计实施163井次，累计增油92292t，降水90913m3。二是由单一介质驱动向多元介质驱动转变。开展了氮气采油技术、二氧化碳采油、微生物调堵试验。五年累计实施12井次，累计增油2716t。三是由直井配套开采技术研究向水平井配套开采技术研究转变。开展了水平井举升、注汽、控水技术研究与应用。“十一五”期间，围绕新海27块水平井二次开发，重点开展了水平井堵水技术攻关。阶段试验3口井，见到明显的降水效果，累积降水44923m3。
2、加强集成应用，形成“四大体系”
一是形成了以调堵为主导的“有效注水配套技术体系”。针对海外河油田注水开发，坚持“注、堵、调、驱”多元化技术集成应用，提高技术应用效果。5年来，累计实施调剖、堵水、分注、解堵、调驱有效注水配套技术5项，345井次，措施有效率86.4%，累计增油199113t，累计降水1271380m3，取得较好的开发效果。二是形成了以调排为主导的“有效注汽技术体系”。针对小洼油田注汽开发，坚持“调排一体化”的技术思路，进一步改善高轮次吞吐井生产效果。5年来，累计开展有效注汽配套技术，239井次，有效率83.5%，累计增油65312t，累积增排水14.11×104m3，提高油汽比0.03，回采水率55%。恢复长停井8口井，增油2063t。通过多元开发技术手段的规模应用，实现了“十一五”期间小洼油田生产形势的稳定，原油产量始终保持在500吨/d以上。三是形成了以防砂为主导的“油井防排砂配套技术体系”。针对两个老油田油井普遍出砂的问题。“十一五”期间，海外河油田形成了地层深部防砂为主导，防砂泵、螺杆泵为辅助的“防排一体化”技术体系。小洼油田形成了高温人工井壁防砂为主导，筛管挡砂为辅助的“防挡一体化”技术体系。通过规模实施，有效恢复了一批停关井，保证了油井的正常生产。5年来海外河油田累计实施防砂技术455井次，有效400 井次，有效率87.9%，累计增油248564t。四是形成了以注采为主导的“水平井采油配套技术体系”。围绕水平井开发，配套开展了水平井均匀注汽、大泵举升、驱油助排技术应用与试验，“十一五”时期，累计实施水平井配套措施3项176井次，有效165井次，措施有效率93.8%，累计增油372410t。通过水平井配套技术的开展，有效保证了油田水平井的高效开发。
3、注重难点攻关，取得“五项突破”
一是温固型油井防砂技术，满足了稠油油藏防砂工作的需求。针对洼38块稠油井防砂技术有效期短的问题，研发了适宜的温固型树脂防砂技术。其技术特点是：⑴ 抗压强度达到6～8MPa；⑵ 渗透率40～50μm2；⑶ 耐温350℃；⑷ 挡砂最小粒径0.07mm。⑸固化条件由酸固化转变热固化。⑹适有于稠油热采、水平井防砂。202_年以来累计应用44井次，有效率97.5%，累计增油64173t，平均无砂生产685d，阶段投入产出比1：5.5。二是可动凝胶+活性水调驱技术，实现了向多元开发的转换。针对注水油田“双高”开发阶段措施稳产难度加大的问题，“十一五”时期，应用该项技术在海外河油田共开展了9个井组的调驱试验。海1块调驱设计3个井组（H8-
16、8-
17、23），含油面积为0.34km2，地质储量为139.1×104t，对应采油井13口；海31块设计6个井组（H10-
31、11-
34、13-
35、13-
38、10-
37、10-35），含油面积为1.2km2，地质储量为165×104t。202_年以来9井组化学调驱试验累计增油85758t，降水1187793m3，投入产出比1：2.9。三是多级分层注水技术，提高了注水分注级别。针对注水分注级别低的问题，研发了三管四配技术和新型多级分注技术。在三管分注技术基础上形成了三管四配注水工艺。其技术优势：可实现对井段长、层数多、层间干扰大的注水井进行细分、定量注水，且不受油稠、出砂、水质影响。其缺点是：三管四配分注技术无法对中间两层实际注水量进行有效控制。为此，又开展了采用恒流堵塞器与偏心分注相结合的多级分注技术，其技术特点是：注水级别可达到四级以上，6个月内无须进行流量测试。累积试验三管四配、多级分注技术19井次，对应油井94口，分注合格率92.8%，累计增油5345t。四是聚合物微球调堵技术，改变了传统调驱的作用机理。针对油田调堵技术单一的问题，聚合物微球调堵技术是以白油作为分散介质的水溶性高分子微凝胶。聚合物微球具有尺寸小、易注入、选择性强、逐级封堵的特点，可以实现堵驱综合作用。202_年以来开展调剖试验8 5 口井，累积增油5110t；开展堵水试验7口井，措施有效率达到100%，累积增油2390t，降水7665m3。五是双基团二次交联调剖及定位投放技术，实现了真正意义上的深调。针对常规调剖技术适宜性变差的问题，研发了一种新型调剖技术。与常规调剖剂相比，双基团二次交联调剖剂性能指标明显提高，具有二次交联、稳定性好、处理半径大、封堵率高的特点。在50h左右完成一次交联形成有机铬弱冻胶，125h左右酚醛树脂开始二次交联，形成强度大的网状冻胶；成胶时间由72h提高到300h以上；突破压力由1MPa提高到10MPa以上，封堵率由95%提高到98%以上；140℃条件下，220d体系强度在G级以上；预测提高采收率15%以上。通过数学模型及可视化物理模型设计出深部调剖定位投放工艺。处理半径由注采井距1/10处提高到1/2处，调剖剂段塞长度设计为5%～10%。研究成果改善了调剖技术性能、增加了处理深度，又节省了药剂用量，是一项集经济性、适用性兼备的新型调剖技术，具有较好的应用前景。
（二）坚持对标管理与技术达标并重，促进生产协调发展
1、实行分级管理，油井泵效连续3年位列第一
根据各区块实际情况将所辖油井分为高泵效井、边缘井和不达标井，按照“保持高泵效井，稳定边缘井，提升不达标井”的工作思路重点针对不达标井严密监控，建立了油井动液面跟踪曲线图，通过建立坐标曲线找准泵效最佳点，同时以“措施提效、控套提液、降压增产、降参提效”为手段努力提高油井泵效，使得油井泵效达到59%以上，在油田公司一直处于较高的水平，已经连续三年名列第一名。
2、配备软件和节能装置，系统效率明显提高
“十一五”期间，公司累计投入专项资金300多万元配备机采系统效率优化设计、预测与评价软件，400多台变频器，用于抽油机井机采优化工作，累计实施油井机采优化539井次，使得整体系统效率由18.9%提高到了25%，提高了6.1%，输入功率降低至7.9kw，系统效率实现率达到72.7%；水平井机采优化48井次，系统效率由22.5%提高到27%，提高4.5%。稠油井系统效率位居油田公司第二名。
3、应用节能设备，吨液单耗有效控制
202_年公司吨液耗电19.7kW.h/t，在油田公司处于第二名，主要得益于节 能设备的广泛应用与资金投入，在产液量逐年上升的情况下，吨液耗电由24kW.h/t降低到目前的19.7kW.h/t。具体做了以下四个方面的工作：一是应用机采优化设计，并创新应用于水平井。二是全部应用井口变频装置和无功补偿装置，使采油系统的节电设备普及率达到较高水平。三是应用转油站输油自控技术。四是应用液体粘性调速离合器和高压变频技术。
4、完善管理制度，躺井率明显降低。
公司建立了日汇报、周小结、月通报的躺井管理制度，通过“一井一议”的方式对躺井原因梳理归纳；对检泵周期频繁、产量较高的油井建立预警档案，对进入危险期的油井重点加强维护管理；按照“四把关”、两围绕”原则加强井筒日常精细管理。202_年公司躺井率降至4.9%，取得了较好的经济效益。
5、依靠技术创新，生产系统全面实现自动化
“十一五”期间，通过对所属三个油田现有工艺的优化、运用PLC编程控制技术，50座采油站全面实现计量、加热、外输、注水、化验、资料录入等六项工作的自动化控制。一是规模应用称重式油井计量器，实现远程自动连续量油、无人职守、减轻劳动强度的目标。二是规模应用自控相变加热炉，热效率由原来的77.6％提高到90.3％，日均节气300m3。三是规模实施自控输油系统，实现转油站自动、连续、平稳输油，输油泵效提高了8.1%。四是全面实施掺稀油LZK流量自动控制系统，实现了掺稀油“五分六清”的精细化管理。五是首次实施GLZ高压注水流量自控系统，注水合格率达到100%，实现精确注水、平稳注水的目的。六是高效应用采油站资料录入系统，实现采油生产数字化管理，降低了工人的劳动强度。
6、开展对标管理，注汽单耗有效降低
注汽系统开展关键技术指标对标管理，针对燃料单耗、动力消耗，从可控因素入手制定强化措施降低注汽单耗。一是实施标准运行参数管理，由“两对比”确定出六个关键指标，把关键指标以标牌形式挂于锅炉操作盘，通过对标调整、定期分析、限期整改，以刚性操作保证燃料完全燃烧，各台锅炉热效率控制在82%以上；二是实施烟气监测对标管理，组织自控仪表管理小组每月应用烟气分析仪对每台锅炉进行监测，填写锅炉效率检测通知单，提出处理意见，制定调整方案，严格监督实施,锅炉含氧均控制在3.5以下；三是制定清理积灰标准，根 7 据自身生产管理经验，结合喷砂吹灰、人工清灰的方式，制定了燃稀油最少两个月清灰一次，燃天然气最少六个月清灰一次的关键管理制度，制定下限保证传热效率；四是实施烟温对标管理，通过数据的实时监控，掌握锅炉烟温变化规律，烟温变化过快则利用吞吐井转注、汽驱井检修时机，在五日内实施喷砂吹灰，确保烟温达标，减少锅炉排烟热损失，各台锅炉烟温均控制在220℃以下（燃油站控制在230℃以下），对比以往锅炉平均烟温下降10℃。目前公司注汽单耗分别为：渣油60kg/t，稀油57 kg/t，天然气70m3/t。
7、推进系统改造，注汽管理向自动化发展
通过自动化系统改造，实现了注汽锅炉、汽水分离器、吹灰“三项自动化”控制。一是全面应用ECHO5706锅炉控制系统，热效率平均提高3～5%，燃料单耗下降2～3%。达到更加安全、经济、可靠、节能的目的。二是有效应用汽水分离器自动控制系统，投入使用后小洼油田沙三段蒸汽驱油汽比由0.1上升到0.11，东三段蒸汽驱油汽比由0.08上升到0.14，效果非常明显。三是规模应用脉动吹灰系统，实现了不用停炉即可完成吹灰全过程，可根据烟温高低随时进行吹灰，通过实施脉冲吹灰技术后，烟温降低了100℃左右，时率提高0.5%，锅炉热效率提高了2～3%，注汽单耗下降1.5～2Kg/t。
8、开展防控研究，硫化氢隐患彻底消除
目前，小洼油田发现硫化氢油井127口，硫化氢含量超标116口，生产井硫化氢含量最高达到15×104mg/m3。硫化氢治理成为生产安全的重点。通过制定防治方案、完善生产管理制度、应用脱硫装置，使硫化氢得到有效防控。一是制定硫化氢防控方案，保障生产本质安全。二是制定“7项管理制度”，提升管理水平。三是规模应用脱硫装置，提升防控力度。采用干法脱硫技术进行脱硫，使得脱硫处理后的天然气中硫化氢含量为零，同时配发H2S检测仪108台，空气呼吸器67台，空气充气泵2台，防毒面罩152套，加强硫化氢监测和防护力度。四是推行“管理六法”，确保施工安全。管理六法：“四色两标”预警法、分级检测管理法、日常防范管理法、硫化氢区域施工监管法、施工区域“十严禁”管理法、工艺辅助控硫法、应急演练强化法。五是实施“五项举措”，落实安全责任。通过采取以上措施，彻底基本消除了硫化氢安全隐患。
（三）坚持制度建设与质量安全并重，推动作业稳健发展 “十一五”期间作业系统从完善作业管理制度，规范作业管理、技术创新入手，不断优化作业设计，强化现场检查与监督，加大疑难井方案论证，细化作业结算审核，推广应用作业新工艺，新技术，进一步提高作业修井质量，降低作业成本，稳步推进井控管理，加强井控培训，强化硫化氢作业管理，实现了作业费用逐年降低，保证了作业施工安全。
1、不断完善作业管理制度，实现作业规范化管理。
“十一五”期间，中国石油上市促进了企业管理制度化、规范化。为了提高作业系统管理水平和工作效率，杜绝管理漏洞，先后制定了《金马油田开发公司井下作业工具管理办法》《金马油田开发公司石油专用油管、抽油杆管理办法》，完善了《修井作业质量考核管理规定》，编制了《作业成本预算标准》等10项制度与规定，实现了作业管理规范化、标准化。
2、不断完善作业设计、优化作业工序，强化作业现场监督，实现作业降本增效。
一是作业设计实现了网上设计、网上汇签，提高了作业设计审批效率。二是成立了井下作业工程设计室，制定了作业设计审核、审批管理流程，实现了作业设计规范化、科学化管理；三是优化施工工序，根据作业修井目的及要求，合理设计施工工序；四是强化现场监督与检查，严格按照内控流程管理作业现场，每道工序要求验收合格后方可执行下一道工序，通过以上工作，五年来共减少无序工序592道，减少作业费用297万元，减少无效作业127井次。节省作业费用416万元。
3、结合公司特点，编制《作业成本预算标准》，提高作业资金使用效率。为提高公司资金的使用效率，作业工程科针对作业费用无预算根据，开展了《作业成本预算标准》编制工作，为公司资金委员会合理、科学、高效分配有限资金提供决策依据。一是以金马油田开发公司算度配产方案、注水方案和工艺方案、近三年采油区的检泵周期的编制依据，通过对各采油区的检泵周期进行回归，得出各油田的油井检泵周期，根据油田的开井数确定全年的检泵作业井次，通过全年注汽量和平均单井注汽量确定转注作业和下泵作业井次，根据油田公司作业结算价格可以计算出全年的常规作业费用；二是根据采油和注水方案及产能建设方案确定的井次和近三年单项作业平均费用，可以确定调层、压防的作业费用；三是根据不同作业类型所需的井下工具、收送管材数量及清洗单 价来确定每类型的作业所需的工具费用、清洗倒运费用，根据全年的作业井次计算出全年的作业服务费用。通过202_～202_年运行检验，《作业成本预算标准》与生产实际误差小于5%，达到了科学指导生产经营的目的。
4、广泛应用新技术、新工艺，解决作业难题。
为解决作业生产中的难题，“十一五”累积应用新技术新工艺7项，228井次。一是应用降滤失压裂工艺技术，加大前置液量，减少滤失；加粉砂降低滤失；提高排量的施工方法，有效解决了黄沙坨油田火山岩储层压裂液滤失严重，动态裂缝不充分，很容易产生砂堵的问题，提高压裂施工的成功率，累计实施10井次，增油24200t；二是综合应用RY361－201水平井注汽封隔器、水平井抽油泵技术、大通径水平井泄油器、水平井连续冲砂技术提高了水平井的开发效果，增加水平井的生产时率直，三是应用了流线型无磁防漏固定阀、蒸汽驱中心井高效注汽管柱、高温泵等技术，有效地保证了蒸汽驱的开发效果；四是应用了液压解卡技术、有效在解决了在小修作业过程中常出现管柱卡现象，而解卡负荷受地面、设备及油管限制造成因解卡负荷不够而转大修的问题，降低了作业成本，又存在大负荷解卡的安全风险。
5、加强生产周转材料管理，开展修旧利费，降低作业成本
一是完善周转材料管理办法，健全“周转材料库存”、“管杆损坏跟踪记录”、“井下工具回收”三个报表，结合油井作业需求，摸清库存，合理调配，充分利用现有周转材料，减少维修、购进费用，利用Φ48mm油管替代空心杆进行三管分注7口，节省空心杆1085根，间接节约资金19.75万元；建立井斜井跟踪记录，针对管杆损坏情况，采取使用防偏磨接箍和抽油杆铸塑工艺，有效解决了井斜造成抽油杆接箍、油管内壁磨损问题，实施32口井，避免管杆损坏3493根，减少维修费用28.23万元；二是健全井下工具回收台帐等相关软件资料，依据油井上次作业情况，定人定责对每次回收工具进行数量、种类核实，并采取以修带购、外委维修的方式，加大回收再利用率，使井下工具回收再利用管理程序化、规范化，提高了挖潜效率。以修带购2554件，节约资金80.8万元，直接再利用8209件，直接减少维修、新购进费用200.5万元。三是根据实际情况，利用自行研制的抽油杆除锈装置组织开展除锈工作，延长了抽油杆使用周期，特别是为缓解空心杆库存紧张压力，自行研制内壁除锈装置，减少了空心杆维修和购进费用，除锈23453根，其中空心杆内壁除锈202_根，节约资金38.2万元。通过不 断规范作业管理，广泛应用新技术，强化现场监督，“十一五”期间，作业工作量由1697井次减少到目前1155井次、作业费用由5921万元减少到3840万元、吨油成本由89.01元/t减少到70.47元/t。
三、取得的认识
通过“十一五”时期卓有成效的工作，在科研管理和技术创新方面共取得“六点认识”：
——观念创新是发展的前提
“十一五”时期，坚持技术由简单应用向集成应用的转变，形成了适应油田开发阶段的“四个技术体系”；坚持技术水平的提升，围绕油田开发现状及主要矛盾，掌握了一批关键技术，取得了一批研究成果，完善了技术体系，形成了规模化效益，实现了油田稳产的目标。——技术进步是发展的关键
“十一五” 时期是油田发展阶段取得成果最为突出的五年。五年来，开展基础研究和新技术试验35项，127井次，累计增油2.487×104t。荣获油田公司级以上科技成果奖35项，其中省部级奖4项，另外还获得其它学术成果奖9项，取得授权专利4项。公司通过对采油、注汽系统自动化控制技术技术的综合研究，油田生产系统自动化管理向着油田地面系统数字化迈进了坚实的一步，自动化程度的提升，促进了工作效率的提高，增强了现场管理的连续性、及时性、精确性、可靠性，达到了安全、高效、低耗、平稳运行的目的。
——必要投入是发展的保证
“十一五”时期，工艺措施费用投入呈明显递减形态。202_年公司退市前三年，措施费用充裕，扩大了技术实施规模，研究储备了一批技术。202_年面对国际金融危机，油价下跌，成本紧缩的不利影响，近两年公司措施投入锐减。为保证油田的正常生产，将有限资金合理配置在注水、水平井、蒸汽驱、防排砂配套技术上，砍掉了综合效益不明显的维护性措施。同时，积极争限油田公司重大、重点项目资金的支持，有效缓解了资金紧张的矛盾，满足了油田生产对措施保障的需求。
——规模应用是发展的目标
“十一五”时期，围绕油田注水、注汽开发，加强配套措施的完善集成，形 成了“四个配套技术体系”，应用成熟适用性技术，取得了较好的规模化效益。累积完成科研项目30项，规模实施1927井次，累计增油30×104吨，油田年产量始终保持在50×104吨以上。——重大专项是发展的支撑
202_年油田公司启动了重大项目研究机制。重大专项是为实现油田稳产，通过核心技术突破和资源集成，在一定时限内完成的关键技术和重大工程，是科技发展的重大举措。金马公司承担了《海外河油田普通稠油注水油藏提高采收率配套技术研究与应用》项目，通过一年来的实效运行，取得5项技术创新成果，共开展课题12项，110井次，阶段增油1.87×104t，增注3×104m3，为注水区块的稳产提供了技术支持和保障。——人才培养是发展的动力
人才是企业发展的动力，是技术创新的源泉。拥有人才也就增强了企业抵御风险的能力。以人为本，注重专业技术人才培养，着力发挥技术骨干的引领作用，不断提升技术创新水平，是公司各级领导的共识。“十一五”时期，工艺研究所1人被聘为油田公司专家，3人被聘为厂处级技术专家。
第二部分:存在的主要问题及技术潜力
一、工艺技术
围绕金马油田开发公司“十二五”时期“45万吨稳产5年”的原油生产目标，认真梳理了目前公司所属两个主力油田在配套技术研究方面的关键技术难题，明确了“十二五”科研攻关所面临的11个技术挑战和技术潜力。
1、油田注采矛盾深化，化学调堵技术急需升级
油田油水粘度比平均在200以上，渗透率变异系数大于0.7的强非均质储层占68%，突进系数大于3的不均匀储层占46%。受油水粘度比大和储层非均质性的影响，注水三大矛盾突出。海一块油井综合含水86.1%，油井高含水大于90%的油井有31口，占生产井的35.2%。开井88口，平均单井产量3.1t。深部调剖技术最高应用轮次达8轮，平均单井增油量从202_年的849t降到目前的572t。
技术潜力：一是化学调驱技术具备前期研究试验基础。二是新型深部调剖技术取得研究成果。技术优势是：化学调驱技术增加了注水粘度，增大了水驱压力梯度，可有效改善流度比、调整剖面、提高原油采收率，工业化试验预测可提高海一块采收率3.6%。新型调剖剂和深部定位投放工艺，具有二次交联、稳定性好、处理半径大、封堵率高的特点。是一项集经济性、适用性兼备的新型调剖技术，具有较好的应用前景。技术缺点：调驱和调剖技术投入费用较高。
2、注水井分注级别低，多级分注技术和薄互层分注技术攻关急待试验 海外河油田由于注水井井段长、单层薄、层间矛盾突出、油稠、出砂及测试手段等因素影响，制约了多级别分注技术的有效开展，油田注水分注级别低，最高分注级只达到3级4层。有2口井需开展4级以上的级别注水。例如：H23井计划分注4级5段、H6-14和H11-18计划分注5级6段。此外，薄互层发育的注水井细分注水难大。海1块边部有8口注水井薄互层发育，夹层厚平均在2m左右，目前为笼统注水，细分注水难大。目前海1块分注率为各区块最低为88.2%，全油田目前有注水井146口，分注井有108口，其中一级两层32口中，两级3层58口，三级四层18口。细分注水工作仍任重道远。
技术潜力：一是开展高级别分注试验，满足油田细分注水的需要。目前，新型多级分注技术已具备进一步增大分注级别的技术基础，理论上可以实现高级别分层注水。其技术优势是：多级分注技术可提高分注级别，采用恒流配水器对各层进行定量注水，减少测试投捞所造成的作业及周期长问题。其技术缺点是注水杂质、井筒内死油、砂等易堵塞水嘴，造成注入量达不到配注要求。二是开展薄互层分层注水技术攻关。对于薄互层发育细分注水难度大注水井，计划研制长胶筒封隔器，改变目前薄互层注水井笼统注水的现状。
3、海26块水驱效率差，多元配套开采技术急需研究与试验
海26块水驱地质储量占海外河油田水驱储量的40.6%，居各注水区块之首。区块年产量8.53×104t，占油田水驱年产量的44.5%，采出程度19.38%，标定采收率22.2%，综合含水91.7%。目前有油井240口，171口，开井率71.3%，平均单井日产液18.4m3，单井日产油仅有1.5t。由于构造复杂、储层连通性差（连通系数63%），油稠、出砂严重，导致水驱调堵技术难以规模实施。202_年以来累计实施化学堵水和调剖9井次，累计增油仅有992t。
技术潜力：一是注气采油技术具备前期研究基础。“二氧化碳和氮气+泡沫驱”采油技术在海1块和海26块试验成功。在海一块H11221井和H1122井二氧化碳驱试验累积增油476t。在海26块H18129和H22233井氮气+泡沫驱试验对应井增油1336t。注气采油技术优势是：具有降粘、驱油、补充地层能量、压水锥的作用，适于提高低渗层原油采收率，技术缺点：投入费用较高。二是微生物采油适于复杂断块的开发。微生物采油技术技术优势：具有原油降粘、改善流度比、解堵作用，适用于低渗层开采，且安全环保无毒害。技术缺点：投入费用较高。
4、部分注水层段次注，多氢酸解堵技术和聚合物解堵技术急需研究。海外河油田202_年注水量完成152×104m3。目前有注水井147口，开井109口，日注水量4021m3，因注不进关井26口。统计欠注井有19口27层段，日配注量810m3，实际日注入量261m3，日欠注549 m3。其中有11个层段低渗注不进水，平均渗透率在50×10-3μm2。海1块欠注井7口，海31块欠注井7口，海26块欠注井5口。水井欠注的主要原因有四个方面：一是东三层系储层物性差，分层注水后对应层位造成注水压力上升；二是受长期注水影响，注水井近井地带存在机杂堵塞问题。三是调剖、调驱等措施封堵了高渗透层，液流改向提高了注水压力；四是干线压力低（11.5～12.5MPa），不能满足注水工作需要。
技术潜力：一是扩大多氢酸解堵技术试验，恢复低渗透层注水。202_年，多氢酸解堵技术在H8-24井试验成功，试验1口，注水压力降低2MPa以上。其技术优势是：采用压裂车组施工，压力高、排量大、处理半径大，具有酸压效果，可有效解决储层连通性差、水质污染形成的堵塞和注入压力高的问题。技术缺点是：投入大，不能解决聚合物污染堵塞。二是开展聚合物解堵技术攻关。随着调剖调驱注聚规模的扩大，聚合物近井堵塞现象日趋严重，计划开展配套技术研究，以降低注水压力。
5、新海27块水平井高含水，堵水技术急需突破
目前新海27块有水平井39口，开井37口，日产液3413m3，日产油225.6t，综合含水93.4%。含水60～70%的油井5口，含水80～90%的油井1口，含水90～95%的油井19口，含水95～98%的油井11口，高含水关井3口。高含水问题成为水平井高效开发的一只“拦路虎”。
技术潜力：一是水平井堵水技术研究启动较早，具备前期试验基础。试验3 14 口井见到明显的降水效果。二是明确了存在的问题和技术突破方向。计划配套开展二氧化碳采油技术，降低油水流度比。技术优势：找水、堵水、采油一体化实施，技术针对性强，节省措施投入。技术缺点：水平井堵水投入费用较高，工期较长、工序复杂。堵水方案上缺少配套的采油技术。
6、水平井出砂，防砂技术急需完善
油藏压实作用差，胶结疏松，在开采过程中地层应力结构受到破坏，油稠拖拽力强，油层出砂严重。金马公司现有83口水平井，目前发现出砂井10口，其中小洼油田出砂发现出砂水平井8口，占水平井数30.8%。海外河油田发现2口井。出砂10口井，油井正常生产能力日产油70.4t/d，日产液357m/d。通过检泵维持正常生产有8口井（日产油40.5t/d，日产液360.8m3/d），出砂严重关井2口（洼38-东H1、洼38-东H306）。水平井出砂问题日趋严重。
技术潜力：水平井防砂技术已开展了前期基础研究，待条件成熟投入现场试验，重点解决小洼油田水平井出砂问题。
7、蒸汽驱井纵向动用不均匀，高温调剖技术急需试验
小洼油田汽驱试验区年产量约占小洼油田年产量的28.6%。目前有蒸汽驱井12口，开井9口。对应生产井55口，开井48口，日产油145t，日产液1333m3，小洼油田蒸汽驱采用笼统注汽方式，生产过程中，中心注汽随注汽时间延长，主力层采出程提高，储层纵向上吸汽剖面不均匀，致使对应井汽窜、含水上升、产量递减，油汽比、采注比降低。随着小洼油田汽驱规模的扩大，急需配套开展高温调剖技术研究。
技术潜力：钻采院已完成了新型调剖技术的前期研究工作，待条件成熟将进入现场试验。其技术优势是研制的蒸汽驱调剖技术高温稳定性好。技术缺点是单井投入较高。
8、洼38块低效吞吐井增多，稠油深部热采技术急需储备
目前洼38块有油井421口，开井191口，日产油485t。已采出可采储量的87.6%，平均注汽周期11.3次，平均单井产液量29.8m3，平均单井产油量2.5t。产量呈逐年下降趋势，累计油汽比由202_年0.54下降到202_年0.53；年产油量由18.3×104t下降到目前的17.51×104t；油汽比低于0.2的采油井有72口。油汽比在0.2～0.3的采油井有21口，占开井数的48.7%，老井稳产难度加大。15 技术潜力：与中国石油大学（华东）合作开展了洼38块稠油凝胶泡沫调堵与催化降粘技术研究，试验2口井，增油370t。为稠油深部热采技术的研究提供了技术基础。技术优势：稠油深部热技术具有处理半径大、选择性好、驱油效率高的特点，还可以提高蒸汽的利用率。
二、采油管理
1、天然气组分发生变化，二氧碳浓度逐年增加
202_年以来，小洼油田采油站频繁出现加热炉熄火事件，在冬季尤为突出。给安全生产带来了极大的隐患，在熄火的同时取样化验，二氧化碳浓度高达62.92%。
2、设备和管线腐蚀严重，腐蚀穿孔事故频发
小洼油田的设备和流程使用年限都超过了16年，近年硫化氢的出现更加剧了材料腐蚀状况，目前单井和站间输油、输气管线腐蚀泄漏的事故时有发生，仅仅202_年10月份就发生5起进站管线腐蚀穿孔事故，由于发现处理的比较及时没有发生危险。但是作为高含硫化氢段的泄露，其危险性不容忽视。
3、含聚污水处理难度大，水质达标不能保障
随着海一块调驱和海31块“2+3”采油试验的深入，在提高原油产量的同时也增加了含聚合物污水的处理难度。海一联污水中因含有聚合物，水中油滴及固体悬浮物的乳化稳定性增强，进而导致油、水分离难度加大。存在的主要问题是机杂超标（最高为69mg/L, 最低为27mg/L均高于油田公司考核指标10mg/L）。为解决海外河油田含聚合物污水处理难题，公司组织大庆油田采油一厂聚南1-1污水处理站进行含聚合物污水处理工艺与技术调研，并制定了相关的整改措施，保证了污水处理效果。但随着海一块深度调驱工作的进一步开展，联合站污水处理将会迎来新的难题。
三、作业管理
小洼油田目前有10个汽驱井组，其中沙三油层5个，东三油层5个，需要定期对中心注汽井进行更换注汽管柱、调整注汽方式等作业。存在着地层温度高（200℃左右），地层压力低（2MPa左右），硫化氢含量高，作业时间长的问题，目前在作业前采用高温暂堵剂、水泥压井的方法来安装防喷器，并在作业过程中一直往套管内灌水降低井筒温度的做法，风险大、成本高、对地层伤害大。第三部分: 202_年工作部署
一、工作思路
202_年，认真落实油田公司专业工作部署，继续围绕公司“两保一降一提”和“工作对标准、管理讲效率、经营要效益”的工作要求，以实现油田有效注水、注汽和保证油水井正常生产为工作重点，深入开展采油工程精细化管理活动，依托油田公司重大科研项目，进一步提升科研管理水平。加快科研成果转化，推进化学调驱试验；加强难点技术攻关，开展 “十项研究”；做好 “四篇文章”，夯实发展基础，为油田质量效益发展提供技术支撑。
二、工作目标
全面完成各项科研、生产任务。202_年计划开展工艺措施23项，205井次，措施有效率80%以上，增油2.1×104t，投入产出比达到1：1.5以上。预期取得油田公司科技成果1项，申报专利2项；形成稠油注水核心技术2项，力争在化学调驱、水平井防砂、水平井堵水研究方面取得进展。采油系统实现生产管理指标全面达标。作业系统计划完成作业工作量1217井次，作业一次成功率大于98%；作业有效率大于95%；杜绝作业过程中井喷失控、硫化氢中毒、作业污染等事故的发生。
三、重点工作
（一）采油工艺
一是以油田效益发展为目标，规模应用“四个体系”，进一步提高油藏采收率。
——注水配套工艺技术。依托油田公司重大科研项目《海外河油田普通稠油注水油藏提高采收率配套技术研究与应用》，按照“注、堵、调、驱”的技术思路，配套应用多元注水技术，提高油藏采收率。形成3项关键技术：多级分层注水、精细调堵、化学调驱；开展2项技术试验：新型深部调剖、薄互层分层注水。
——注汽配套工艺技术。针对小洼油田吞吐轮次高、采出程度高和有效吞吐井减少的问题，按照”注、调、排”的技术思路，综合应用注汽配套技术，改善 蒸汽吞吐、汽驱开发效果。应用3项配套技术：分注选注、化学辅助吞吐、高温泵采油技术；开展1项试验：解除小洼油田蒸汽驱高温堵塞。
——油井防排砂技术。根据油井出砂状况，按照“固、挡、排”的技术思路，保证油井正常生产。应用2项主导技术：地层深部防砂、高温人工井壁防砂；实施2项配套技术：筛管防砂、螺杆泵；开展1项试验：温固型树脂水平井防砂。
——水平井配套工艺技术。以提高水平井动用程度为目标，应用水平井配套技术，改善水平井开发效果。应用2项注汽技术：多点注汽、双管注汽；实施2项举升技术：大斜度水平井抽油泵、大排量螺杆泵；开展3项技术试验：水平井堵水、水平井防砂、水平调剖驱油。
二是以难点技术攻关为目标，重点开展“十项研究”，实现科研新进展。
围绕油田开发的难点问题，重点开展“十项新技术研究”，为油田稳定发展提供新的技术支持。
——水平井配套技术。开展水平井防砂技术、水平井堵水技术、水平井调剖助排技术研究，解决水平井出砂、高含水、水平段动用不均的问题，保证水平井高效生产。
——海26块提高水驱效果技术。开展氮气驱油技术、二氧化碳采油技术、化学调剖技术、微生物采油技术研究与试验，探索改善海26块复杂断块多元开发的技术方法。
——薄互层油藏分层注水技术。海1块边部油藏平均单层厚度2.84m，单井注水层数平均7.7层，最多注水层数27层，薄互层发育，细分注水难度大。研制适宜的长胶筒封隔器，提高分注级别。
——有效注汽技术。一是开展小洼油田蒸汽驱中心井改善注汽剖面技术研究，提高蒸汽纵向波及体积；二是开展蒸汽通道控制深部热采技术研究，改善小洼油田高轮次吞吐井开发效果。
三是以争创一流团队为目标，认真做好“四篇文章”，营造发展大环境
——加强项目对标管理，提升工作水平。严格执行《金马公司科技项目管理 办法》等四项规定，加强项目立项和成本管理，优化措施结构，加快技术成果应用与转化，提高技术创新水平和经济效益。
——严细工程设计审核，确保井控安全。严格执行《辽河油田井下作业井控实施细则》要求，加强小洼油田含硫化氢有毒气体工程设计及审核，设计符合率达到100%，为公司实现安全环保提供有力的技术保障。
——加强人才队伍建设，提升综合素质。编制培训计划，建立内部交流平台，加强技术调研，拓展工作思路，提升开拓创新、业务交流、论文写作和总结提炼“四种能力”，为公司发展提供技术人才保障。
——强化HSE管理体系，实现安全环保。落实有感领导、直线责任，严格执行安全环保责任制，加强施工过程监督，确保HSE管理体系有效落实，实现安全环保零事故。
2、采油工程
——做好两项推广。一是资料录入系统完善和推广。在采油站系统实施完善网络工程后，对所有50座采油站资料全部进行网上操作，实现采油站资料的计算机录入。自动生成数据汇总表，实现数据自动采集确保了及时性、准确性。有效降低工人填写各类报表的劳动强度。二是机采系统能耗对标管理方法推广使用。将《能耗最低机采设计与评价软件》配备到作业区和工艺研究所，实现对标管理软件功能网络化、油井数据库网络化，形成机采优化工作实现全方位、全过程的管理，全面提高系统效率和最佳系统效率实现率。
——夯实四项基础工作。一是夯实油田技术指标管理，努力实现“三提两降一延长”。针对躺井率指标重点研究油井出砂、泵漏、偏磨等成因、特点及规律，规范躺井分析制度，突出问题井、疑难井管理，力争躺井率由目前的5%降低至4.5%，检泵周期达到560天以上；通过优选泵型、应用特种泵等方法降低泵筒漏失，根据动液面变化动态调整油井参数，将油井泵效指标由59%提高至60%；引进系统效率预测与评价软件，建立油井系统效率网络档案，优化管杆组合，严格执行优化设计方案，系统效率指标由25%提高至25.5%；精细油井清防蜡管理，强化热洗过程监督和热洗效果评估与预测工作，做好油井的控、憋、碰、调、洗等维护性挖潜措施，细化生产技术管理，从而实现提高机采效率、提高泵效、提高一泵到底率、降低躺井率、降低吨液耗电、延长检泵周期。二是夯实油田生产 19 数据管理，不断完善管理制度和操作规程。在加强采油系统资料录入系统完善的基础上，对集输、注汽系统的资料录入进行研究，以实现整个生产系统的数据实现网络集成化管理。同时收集和整理与生产技术管理相关的理论资料、操作规程和技术介绍等专业资料，清理和完善公司操作规程，并将操作规程和管理制度上升为局级企业标准和厂级企业标准。三是夯实油田蒸汽驱生产管理，努力提高采注比。针对小洼油田汽驱井组的变化，及时协调汽驱项目组的有关人员对两个汽驱井组进行分析和调整，有效提高采注比。同时通过调研，论证等方法，对今后两个井组的方案进行研究，为汽驱井组的长期有效开展打下基础。保证井组产量的稳定工作。四是夯实油田稀油管理，确保稀油合理使用。根据油田公司统一安排部署，兴二联供给小洼油田的稀油量将降低为450t/d，结合小洼油田的开发现状和生产特点，生产技术科以保证采油二区掺稀油生产为核心编制了运行方案，按照季节特点，适量调整洼一联掺油量和注汽燃油量，同时积极争取注汽锅炉的燃气量，减少注汽烧油的缺口。在202_年的运行中要通过实际运行，摸索出更加合理的参数，以保证小洼油田各系统的平稳运行。
3、作业工程
——严格执行作业管理制度，提高作业管理水平。一是严格执行《金马油田开发公司石油专用油管抽油杆管理办法》、《金马油田开发公司井下工具管理办法》、《金马油田开发公司水平井作业暂行管理办法》三个试行文件，以指标考核、现场检查为重点，提高井下工具标准化、规范化管理。二是严格执行《作业增加工序(设计)审批制度》，对作业过程出现的增加工序，要求采油区、作业科、施工单位三方审批签字后才能执行，并以此为作业结算依据，从源头上控制好作业成本。三是严格执行《含硫化氢井施工作业标准“八条”规定》、《辽河油田井下作业井控实施细则》、《作业开工许可和施工审批制度》等作业规定和制度，杜绝作业事故发生。
——多方位入手，齐抓共管，实现作业降本增效。一是从工程设计入手，科学优化作业施工工序，从源头减少无效工序,提高作业一次成功率和措施有效；二是加强现场监督与检查，做好重点井、重点施工工序的监督检查，提高修井质，量保证作业质量，减少无效作业；三是针对疑难井，科学决策，准确判断井下情况，减少作业施工程序；四是精细审核，提高结算质量；五是开展节能挖潜、修 20 旧利废等降本创效活动，实现节约创效。
——强化“大井控”管理意识，联防联治，实现作业安全。一是做好作业井控培训工作，提高现场操作人员、采油站、作业监督、设计人员和技术管理人员的综合素质，计划202_年井控培训人员90人次，作业监督培训20人次；二是通过现场井控监督检查，加强一级、二级井控、工程设计检查以及作业现场标准化管理，消除事故隐患，杜绝违章指挥、违章操作和井喷、火灾和污染事故的发生。三是规范作业设计，推广应用《QSY1142-202_ 油气水井井下作业设计规范》标准，杜绝设计中的井控缺项和漏洞。四是加大“大井控”理念的学习与推广，对停产井、生产井的日常管理增加井控管理内容，重点对采油树、套管、采油阀门进行监督和管理，并开展套管治理工作。五是针对小洼油田中心注汽井开展低密度压井液压井作业试验，并与相关单位研究高温带压作业，确保中心注汽井作业安全。六是与工程处联会开展硫化氢井井控防喷演习，提高职工的井控风险意识。
——应用作业新技术，解决作业难题，降低作业成本。重点应用好水平井、特殊井连续冲砂技术、液压解卡技术，不断改进和完善水平井注汽封隔器的密封性能和中心注汽井注汽井封隔器的解封及密封能力，并与钻采院开展无磁阀技术研究与试验，提高抽油泵泵效，延长油井检泵周期，降低公司躺井率。
——积极做好大修、安全隐患井、弃置井的封井工作。按照油田公司统一部署，主动向油田公司申请汇报，争取更大支持，并做好作业预算，加大现场监督与技术指导，降低作业成本，为公司创更大效益。全年计划实施大修井15口，计划实施弃置井15口，计划实施安全隐患井治理10口。
——加大作业费用审核与预算工作，有效控制作业费用。以“大预算”为统领，做好202_年作业成本费用预算标准，严格执行设计及增加工序审批制度，实行作业费用月度结算，有效保控制作业费用证作业系统内控、审计无例外事项。第四部分：“十二五”工作规划
一、工作思路
“十二五”期间，认真落实油田公司专项工作部署，坚持“提高油藏采收率和稳定并提高单井产量”的工作目标，坚持“基础研究重创新，技术配套重实效，转换方式重长远，过程控制重标准，规模实施重效益”的工作思路，大力实施工程“144”科技工程，即：积极推进海外河油田“化学调驱”一项重点试验；着力完善有效注水、有效注汽、水平井配套、油井防排砂“四个技术体系”；重点开展复杂断块多元开发、蒸汽驱调剖、水平井控水、水平井防砂、注水系统效率、含聚污水处理、硫化氢腐蚀防治、高含硅污水回用、油田数字化管理“九项关键技术”研究，为金马公司长期稳定发展提供新的技术支持。
二、工作目标
围绕油田勘探开发面临的11项关键技术挑战，组织实施11项重点技术攻关，集成应用成熟配套技术18项，形成具有自主特色的化学调驱、水平井堵水、水平井防砂、蒸汽驱调剖、复杂断块多元开发等5项关键开发技术，取得技术专利5项，7项油田公司级以上科技成果。确保“十二五”期间年产量在45×104t以上，实现科技增油15.9×104t。确保海外河油田注水区块综合递减率控制在8%,自然递减控制在13%以内，综合含水上升率控制在1.5%以内；到202_年,科技进步贡献率达50%以上,核心技术自主创新比例达到30%以上,形成一整套适合金马油田发展特色的开发配套技术。
三、重点工作
一是推进开发方式转换，实现油田高效开发。通过化学调驱研究试验，完善调驱工艺，为海一块构造主体扩大调驱规模、落实25个井组调驱整体方案积累经验，在海一块逐步形成以化学调驱为主导的核心注水稳产技术。通过洼38块东三段油藏蒸汽驱扩大部署研究，实现东三段油层吞吐末期产量的有效接替。在东三段逐步形成以蒸汽驱为主导的核心注汽开发技术。
二是加强难点技术攻关，形成自有特色技术。通过水平井堵水、防砂、调剖助排等3项水平井配套技术攻关，提高水平井开发效果。通过微生物采油、二氧 22 化碳驱油、氮气泡沫驱油等3项技术研究，进一步提高海26块复杂断块原油采收率。通过稠油吞吐井蒸汽通道控制深部热采技术攻关，进一步提高小洼油田高轮次吞吐井油汽比。通过双基团二次交联调剖技术的试验，进一步改善多轮次吞吐井注水开发效果。
三是集成应用成熟技术，支撑油田效益发展。依托油田公司重大科研项目的支持，在海外河油田配套开展了分层注水、深部调剖、化学堵水、注水井解堵、地层深部防砂、防砂泵等6项有效注水技术的规模应用，进一步提高了注水油藏采收率。通过分层注汽、化学辅助吞吐、高温人工井壁防砂、筛管挡砂等4项有效注汽技术的规模实施，进一步提高小洼油田稠油热采油藏采收率。通过地层深部防砂、防砂泵、高温人工井壁防砂、筛管等4项油井防排砂技术的有效应用，保障两个油田油井的正常。通过多点注汽、双管注汽、举升、电加热等4项水平井配套技术的有效开展，保障两个油田水平井的高效开发。通过有效注水、有效注汽、油井防排砂、水平井配套“四个技术体系”18项成熟技术的集成应用，从而保障公司“十二五”原油生产目标的实现。
四是加强采油系统技术攻关，提升管理水平。一是开展油田注水系统效率研究。针对海外河油田注水开发时间长，含水量平均已达85%以上，注水已成为油田最大的耗能点，通过系统效率测试形成模拟形态，实现注水系统低能耗运行。二是联合站含聚污水处理研究。随着化学调驱规模的扩大，污水中聚合物含量增加导致水质不达标。需要对含聚污水处理研究，保证系统平稳运行。三是小洼油田硫化氢腐蚀机理研究。确定小洼油田硫化氢腐蚀速率，确保小洼油田在用管线及压力容器的安全平稳运行，杜绝管线及压力容器泄露事故及硫化氢外泄事故的发生。四是开展高含硅污水回用注汽锅炉研究。除硅剂不但运行成本较高，而且造成后段过滤及软化系统结垢严重。计划洼一联实施高含硅污水进注汽锅炉，海一联将停运“南水北调”，剩余污水将进行污水回注。五是开展采油数字化管理的研究。建立统一的生产管理、生产运行、决策指挥的数字化管理系统，重点面向生产前端，以井、管线、站等组成的基本生产单元的过程管理为重心和基础。
五是提高设计效率，加强新技术研究。针对当前作业设计与作业修井总结不在同一软件下运行，并且工程设计与地质设计在同一平台运行造成工作效率低的问题，把作业设计与修井总结重新开发整合成一套软件，并可调用开发数据库，23 以提高作业设计效率。针对小35平1井的多支水平井，在作业过程中，无法判定油管进入分支的问题，要开展多支井作业技术研究。
第五篇：采油工程终极版
一．抽油杆柱设计步骤 1.最轻杆柱方案
除最上面一级，以下各级杆顶断面的疲劳强度均等于最大许用强度 2.等强度设计方法
PLi100%
PL1PL2......PL应保持较高的数值，以更有效地
使用抽油杆 抽油杆柱设计步骤①首先选定抽油杆的材料,确定抗张强度，并在0.8～1的范围内确定设计许用最大应力范围比。
②根据现场实际情况确定最小杆径，第一级(最下一级)杆径，取泵深L为杆柱长度
③将杆柱分为小段，计算各小段顶端面的应力范围比。若最后一小段顶端面的应力范围比大于设计许用最大应力范围比，则停止杆柱设计，杆柱为单级杆； 若第一小段顶端面的应力范围比即大于设计许用最大应力范围比，说明此杆强度不够，需换大杆重新设计； 若中间某小段顶端面的应力范围比大于设计许用最大应力范围比，且则可内插求得对应顶端面应力范围比为许用最大应力范围比的第一级杆长度。④将杆径增加3mm(我国抽油杆尺寸系列的直径差)作为第二级杆，若杆径大于28mm，则停止杆柱设计，说明此组抽汲参数太大，超应力范围比；否则可取剩余长度为第二级杆。
用（3）计算各小段顶端的应力范围比，若第二级抽油杆最上面应力范围比小于许用应力范围比，且两级抽油杆顶部应力范围比接近，则停止杆柱设计，杆柱为两级杆；
若两级抽油杆顶部应力范围比差异过大，则可减小许用最大应力范围比，重新设计杆柱。
⑤若中间某小段顶端面的应力范围比大于设计许用最大应力范围比且则可内插求得对应顶端面应力范围比为许用最大应力范围比的第二级杆长度。增加3mm作为第三级杆径，设计方法同第二级杆柱。
一般最小杆径取19mm，最大杆径取=25mm，两级抽油杆顶端面应力范围比的最大允许差值为0.05，每段长度一般为50～100 m，深井多采用三级或四级杆柱。
二有杆抽油井生产系统设计有杆抽油系统设计内容
(1)油井流入动态计算；(2)采油设备(机、杆、泵等)选择；(3)抽汲参数(冲程、冲次、泵径和下泵深度等)确定(4)工况指标预测。有杆抽油系统设计目标： 经济、有效地举升原油。有杆抽油系统设计依据： 油藏供液能力 有杆抽油系统设计理论基础： 有杆抽油系统设计基础数据： 油藏供液能力 节点系统分析方法(1)油井和油层数据；(2)流体物性参数；(3)油井生产数据。
定产量有杆抽油井生产系统设计思路：(1)IPR计算(3)温度场计算(2)Qi-qwfi(4)Pwfi-Pin-0(5)计算 Hf(6)初设杆径Pt-Pout(7)给定泵径和初定泵效确定冲程与冲次若不满足要求重新选择抽汲参数或换抽油杆(8)泵效分析(9)得多满足产量的所有组合(10)工况指标计算
三．Vogel 方法
qp2
wf
q10.2pwf
利p0.8omax
rpr
用Vogel方程绘制IPR曲线的步骤 已知地层压力和一个工作点：a.计算
qomax
b.给定不同流压，计算相应产量：
c.根据给定的流压及计算的相应产量绘制IPR曲线。
组合型IPR曲线（prpbpwf 时的流入动态）当 时，油藏中全部为单相液体 流动，流入动态公式为：当
prpb 时，油藏中全部为单相液
体流动，流入动态公式为：
流压等于饱和和压力时的产量qb为
当
pwfpb时，油藏中为气液两相流
动，流入动态公式为：在pwfpb点上述两个导数相等即：
将J=代入得
综合IPR曲线的实质: 按含水率取纯油IPR曲线和 水IPR曲线的加权平均值。当已 知测试点计算采液指数时，是 按产量加权平均；当预测产量 或流压时是按流压加权平均。
鲁公网安备37028302000876号