时间：2022-10-06 03:16:09
1.1储层物性差，属中低孔、低渗-特低渗油藏。这类油藏岩石受压后,其渗透率随压力的增加而降低,虽然岩石在卸压后,渗透率有一定程度的恢复,但不能恢复到初始值。多次围压和松弛作用使渗透率不断下降,在近井地带形成压敏低渗区。因此在开发这类油藏时应特别注意保持合理的地层压力,优化机杆泵设计，以避免生产压差过大产生压敏效应,从而降低采液指数。
1.2原油动力粘度大，油品性质较差。该区块单井产液低，有些生产井在停机一段时间后再启机时，发生光杆被拉弯。针对区块原油粘度高的特点，开展井筒加热降粘工艺研究。
2采油工艺设计
2.1生产压差的确定
合理的生产压差应在满足区块配产的前提下，避免形成水锥、油层出砂和油藏脱气。为提高泵效，防止原油在地层中脱气，根据地层原油饱和压力，确定井底最小流压。该块饱和压力3.32MPa，Q3块最小井底流压3.32MPa。另根据达西渗流公式，在采油指数0.0215m3/d.m.MPa，单井产能4t/d的情况下，区块生产压差为11-13MPa。
2.2下泵深度的确定
由于该区块储层物性差，压力传导慢，易在近井地带形成一个压力亏损带，结合井底最小流压及生产压差研究情况，确定区块常规井下泵深度1800-2300m,水平井下泵深度1600-1800m,单井下泵深度根据实测资料和试油情况确定，并随注水受效情况及时调整。
2.3工作制度的确定
由于该区块原油粘度较高、流动阻力大，为降低原油进泵阻力，提高抽油泵充满系数，应尽可能选择大泵径。但同时考虑到随泵挂深度加大，泵径越大，冲程损失和悬点载荷的增加幅度越大，在深抽时宜选择小泵。确定区块采用￠32mm/￠38mm泵，冲程3-5m，冲次3-6n/min。
2.4抽油杆设计
针对区块原油粘度大，流动阻力大，开展电热抽油杆加热降粘工艺研究。
2.4.1井筒流体变化分析
根据储层流体特点，预测不同产液量和不同含水时井筒流动温度剖面。Q3断块凝固点35-36度，单井日产液2t左右,含水4.9%，原油流至井口的温度在30度左右，因此该区的低产井可以采用井筒电加热工艺降低井口油流阻力。
2.4.2原油热敏性分析
由室内原油粘温曲线，可以看出温度对粘度的影响较大，在40度左右曲线出现拐点，原油粘度开始明显变大，由40度的344mpa.s升至35度的1902mpa.s。通过对区块井筒流体温度和原油热敏性分析可知，通过加热油管内的流体，可以达到降低原油粘度、清防蜡的目的
3结语
关键词：螺杆泵；采油工艺；发展现状；特点；实际应用
中图分类号：TE143 文献标识码：A
井下螺杆抽油泵和地面的驱动装置是组成螺杆泵抽油装置的两个主要组成部分。其中井下螺杆泵是由转子和定子组成的，而地面的驱动装置则主要是由螺杆泵驱动装置和电控箱以及光杆卡具和供电系统组成。其中定子则是由钢制的外套和橡胶制的衬套共同组合形成，在其内表面是双螺旋曲面的，与转子外表面互相组合。螺杆泵的工作原理，简单的说就是在密封室内不断形成、推移和消失的过程，在这个过程中，主要是产生一种抽吸的作用力，将地下的石油抽出，同时将井内液体不断的排出。做一个形象的比喻，可以把把螺杆和所输送的介质看作是螺钉和螺母的相对运动。
随着科技的快速发展，我国的螺杆泵采油技术已经越来越成熟和完善，并能够在地貌环境复杂的地区得到广泛的使用。本文就以下几个方面对我国的螺杆泵采油工艺进行详细的介绍。
1 螺杆泵采油工艺的现状
目前我国所使用的螺杆泵采油工艺主要有：第一，连续杆配套的采油工艺；在螺杆泵开始工作和停止的过程中，由于其扭转力很大，很容易导致螺杆泵的断裂。而使用连续杆配套工艺则可以有效的避免这一现象，同时还可以减少采油作业的时间，大大缩短了人力劳动的时间。其次，直驱式螺杆泵采油工艺；在根据不同的地形特征和实际的采油情况，在一些岛上进行采油大都使用这种技术，在传统螺杆泵的基础上，去掉皮带传动的机械部分， 采用立式空心轴电机直接螺杆泵光杆， 电机为永磁电机， 由专用无刷直流控制器进行控制，大大的提高了采油的工作效率。第三，高抗扭矩抽油杆；这也是在传统的螺杆泵基础上研究设计的，其主要的特点是很大程度的提高了抗扭强度，而且使用寿命也有了很大的提高，并能在作业的时候产生较大的预紧力，有效的防止下井时发生脱扣。第四，大排量螺杆泵采油工艺；在采油的后期，大排量螺杆泵的使用是很有必要的，它可以有效地稳定后期的采油量，有效的控制噪音的产生和大面积的占地。
于此同时，螺杆泵采油工艺还存在着一些需要解决的问题。首先，油管的锚定工艺；在螺杆泵工作的时候，由于井下泵作业过程中产生的扭矩使得油管产生斜扣的作用，所以在采油的过程中需要对油管进行锚定，这就需要考虑选用适当的油管锚。其次，驱动装置防反转的工艺；防反转装置的失效会造成螺杆泵井下作业过程中发生脱扣的现象，这样在采油过程中要尽量选择较优的防反转装置。
2 螺杆泵采油工艺的特点
螺杆泵采油工艺区别于其他的采油设施，有着自己的特点：首先，投资小；因为螺杆泵的结构简单，和电动潜油泵以及水力活塞泵相比，安装的过程也较为简单，所以投资较少，而且维护所需的费用也相对少。其次，安装方便；安装所需要的占地面积小，只需要直接坐在井口套管的四通上，不需要其他，而且可以方便的罩上一个防盗的井口房。第三，工作效率高，节能，管理所需的费用很低；同游梁式抽油机比，因为螺杆泵不存在由于液柱和机械转动而产生的惯性损失，而且它的流量也不存在脉动，流动很平稳，流速也很稳定，这样就使得泵容积的效率可以达到90%左右。第四，可以广泛的应用在粘度范围广的稠油；在一般的情况下，螺杆泵可适用于8000mPa·s（50℃）以下的各种原油，所以在稠油的开采中有着广泛的使用。第五，可在高含砂井和高含气井中使用；在含砂和含气量较大的油田中均可以使用螺杆泵采油工艺技术，这主要是因为螺杆泵不会气锁，相对适用于油气混合的油田。第六，在井口可以有较高的回压；在不影响抽油作业正常进行的情况下，可以将井口的回压控制在1.5MPa以内或是更高，这样做的话对边远井集运输是很有利的。第八，当地面的电力驱动装置停止转动时，同有杆泵相比较，螺杆泵恢复工作的可能性要更大一些。
除了上述优点的外，螺杆泵采油工艺技术还有一定的局限性：和有杆抽油泵相比较，螺杆泵的总压头较小；操作不当或是不规范很容易损害螺杆泵的主要设施，所以对操作人员的操作技能要求较高；螺杆泵需要定期进行流体；螺杆泵的定子是最容易损坏的零部件，而且维修时相对繁琐。
3 螺杆泵采油工艺在实际中的应用
螺杆泵在实际工作中的应用主要依据油田的实际情况，根据具体的作业环境选择最佳的螺杆泵采油工艺。首先，我们要对螺杆泵进行适当的优化设计，这主要是为了满足油井的产油需求，以及能够确保螺杆泵采油系统能够稳定的运转，在设计的过程中，首先要估计油田的产油量，然后在制定相应排量范围的螺杆泵，最后，选择其他的最佳配套设施。这个过程可以总结为螺杆泵的选择（包括螺杆泵排量的选择，首先要确定转子每转一周时螺杆泵的理论排量；螺杆泵扬程的选择）、地面驱动装置和电控装置的选择、井下锚定器的选择、井下杆柱的优化设计这几个步骤。其次，要对采油现场的情况进行分析，采油区油井的深浅是选择哪种螺杆泵进行作业的一个主要的影响因素。在深井采油区还要定期的对螺杆泵的生产情况进行分析，根据各个井的抽油量不同，适时的调整螺杆泵的深度。再次，要适时的监控螺杆泵的耗能情况。除此之外，在实际的应用中，还要不断的完善和改进螺杆泵采油的配套工艺技术，并建立相应的螺杆泵采油应用管理系统，充分发挥出螺杆泵在采油过程中的潜能，以获得最大的收益。
结语
螺杆泵采油是20世纪80年展起来的一种新型机械采油技术，螺杆泵采油工艺具有离心泵液流平稳、安装简单、适应性强以及维护较为方便等特点。在螺杆泵采油的过程中，还要适时的采用清防蜡技术，可以在原有的基础上，再次的提高油井产量，并能够有效的增加螺杆泵的使用寿命，也可以有效的降低螺杆泵在使用期间的维护费用，从而大大降低了生产的成本，提高了企业的利润。
螺杆泵采油工艺技术在现场实际的采油作业中发挥着重要的作用，目前已证实在新疆等偏远地区以及深海油井的开采过程中，螺杆泵都起到了关键的作用。同时随着采油工艺技术的不断改进和完善，相信会有耗能更低，效率更高的采油工艺出现，为我国的采油事业做出应有的贡献，为社会的发展和进步做出贡献。
参考文献
[1]陈涛平，胡靖邦.石油工程[M].北京：石油工业出版社.2000.
[2]何生厚，张琪主.油气开采工程[M].北京：中国石化出版社.2003.
[3]大庆油田采油工程研究院.螺杆泵采油技术培训教材[R].大庆油田.2004.
关键词:油田 机械采油 工艺技术
中图分类号:TE35 文献标识码:A 文章编号:1672-3791(2012)05(b)-0123-01随着我国石油对进口依赖程度逐渐加深以及传统老油田持续开采可能性的降低,除再继续寻找新的油田的同时,采用新的开采工艺对提高石油开采率和挖掘油田潜能具有十分重要的意义,此外因地层能量的下降和含水的上升,大量自喷井逐渐转为机械采油方式生产,机采井的产量在塔河油田所占比例越来越大。本文通过对机械采油工艺进行分析,针对不同的举升方式并结合工作实际提出了当前石油开采中常见的若干种工艺技术。
1 当前石油开采中常见的若干种工艺技术
1.1?抽油泵效分析
泵效大于80%的油井数为51口,平均泵效高达102%左右,由此可以看出目前存在着相当部分的连抽带喷井情况,并且一般沉没度平均值都能达到1376m左右,由此揭示了该部分井地层能量相当丰富,有很强的供液能力;另一方面也可以认为该类情况或许存在工艺选择不恰当、抽油泵及抽汲参数的选择偏小等要素形式,我们认为对于连喷带抽的油井一般情况下可以利用大泵径、快冲次快速抽汲来达到增加诱喷的效果。
泵效低于30%的油井为10口,该类油井因其特殊原因普遍效率能偏低,究其原因,我们认为大致有以下几个方面,一是部分油井供液超级短缺;少数油井油气比较高;原油粘度影响泵效,低泵效井中有6口井配合掺稀进行,在选择相应的抽油泵及参数是有很大的活动空间。
1.2?从适应性角度进行的工艺分析
管式泵因构造简单且适用于各种供液能力的油井,因此能够在国内外各处技术使用中有很好的适应度。但是,我们也不可以忽视的是,在日常的生产过程中常常会碰到这样那样的问题,比如出砂、稠油、高含汽油井抽吸效果差等不足影响到了其在实际运用中相应配套技术的采用。总的来说,管式泵相比低粘度稠油井的开采来说比较适应现场的运用,突出的表现在其良好的适应性和液力反馈成效,一般来说这可以从技术上解决抽油机上下冲程载荷变化的广度和范围,为此能够在减少抽油杆断脱事故的前提下发挥有效泵效;一方面利用相关机械工作原理,充分发挥其现场的电潜泵扬程极限,利用相应的技术参数的要求,在复杂的工作环境下达到有效防气蚀和有效承受频繁开关电机对保护器的副作用。
1.3?沉没度分析
从对沉没度的统计结果可以看出,油田抽油机井的沉没度设计偏高,沉没度大于600m的油井有95口,这部分井的平均沉没度高达1385.6m。我们应该适时注意发挥其设计中应该考虑的有力因素,大大减少不应该造成的不利效果,主要是指一下几个方面的内容:一是对于碳酸盐岩油藏超深井来说,产能预测不准确,设计较大的沉没度可减少后期因加深泵挂造成检泵的修井费用。二是通过沉没度增加,十分有利于增大生产压差,改善泵效。三是适量排除气体对泵效的影响。
2 油田机械采油工艺技术情况分析
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、气畅流入井,井高效率地将其举升到地面进行分离和计量。通过相应技术参数和技术工艺的原理分析,根据实际运行和操作过程中的问题,排除一般人为的原因,我们得出应该能够指导我们实践的相应现实工艺,主要是符合相应工艺条件的技术工艺。现特介绍以下几点。
2.1?防砂式稠油泵采油工艺
(1)结构:防砂式稠油泵结构由泵筒、抽稠结构和环空沉砂结构等组成。其特点是泵筒为一整体缸筒,由双通接头和扶正固定在泵的外套中间,方便拆装。重点突出油田勘探开发知识的广度,不强求深度,使各级管理和工作人员能够快速便捷地了解石油勘探开发的全过程,初步掌握油气田勘探开发的相关基础知识,增强管理决策的科学性。
(2)工作原理:上行程时,下柱塞的进油阀关闭,泵筒储油腔中原有油井液体随着腔室减小,压力增大,液体打开反馈长柱塞的排油阀排至泵上油管内,完成泵的排油过程;下行时,反馈长柱塞的排油阀关闭,下柱塞中的机械开启式进油阀打开,井内液进入泵储油腔室,完成一次进油过程,随着泵的不断抽汲,将井内的液体排至地面。泵在抽汲中或停抽时,如果砂子下沉,由于泵上柱塞挡在泵筒上部,使砂子不能再落入泵筒内,而是通过泵筒与外管之间的沉砂通道沉到泵下沉砂管内,从而可防止泵在抽取或停抽时砂卡。
2.2?螺杆泵采油工艺
目前,油田使用螺杆泵采油工艺的国内外油田实际机械采油过程的比较少,主要由于其特殊的应用原理以及操作实践中遇到的不可预测的问题,我们对其产生的问题简要进行分析,以期找到合理解决该问题的有效途径。我们知道,由于使用该工艺过程中检泵比较频繁,常常出现抽油杆断裂和脱螺纹。螺杆泵具有结构简单、质量轻、体积小、节能效果显著、维修保养方便等优点,在高粘、高含砂、高含气原油的开采过程中适应能力比较强,一般来讲由于其普遍的有限而能够得到广泛的应用,但是我们也在实际操作过程中发现抽油杆断脱和泵筒橡胶内垫容易出现老化的情况。我们在使用一段时间后,就可以明显看到其不足之处,螺杆泵的不适应性逐渐暴露出来,主要表现在抽油杆断脱、泵筒橡胶内垫使用寿命短,造成检泵周期短,严重影响油井的生产时效。
2.3?相应的工作机理分析
螺杆泵由井下螺杆泵和地面驱动装置两部分组成。其中电控箱将电流传给电机,通过皮带传动将动力传给减速箱的输入轴。井下螺杆泵由转子和定子组成,在二者间形成一个个密闭的空腔,当转子在定子内转动时,空腔就会从一端向另一端转移,从而起到泵送提液的目的。
3 相应的理论反思和认识成果
一是我们应该理论联系实践,根据变化了的实际,始终坚持对机采井的生产进行实时跟踪,并且要结合相应的参数和数据模型制定有效的动态分析模式,进行比对性的动态分析,要因地制宜,具体的采取有针对性地哦措施给予相应的技术操作,比如要进行定期的机械采油的工艺生产的动态分析。
其次是我们要不断的对作业现场的参与性分析,提高其机制的协调反馈沟通和谐处理相应的跟踪问题,对存在的工作实际的作业问题充分摸底,要针对存在的出砂、腐蚀、偏磨、含蜡高粘、油气比偏高等问题的机械采油井适应地进行配套工艺的分析比对,有效提出恰当的分析方法。
参考文献
关键词：采油工艺；计量管理
计量是采油厂原油生产的基础性工作，是原油生产的“眼睛”，是保证科学、公正、准确、统一的有效手段。计量数据的准确与否与原油生产息息相关。只有不断加强计量管理，完善计量体系，才能为采油厂降本增效做好技术保证。
一、计量与采油工艺技术研究的关系
计量贯穿于采油工艺技术研究工作的各个环节。在采油工艺技术研究中，涉及到计量的各方面内容，如：计量单位与单位制、计量器具、计量检定、标准物质、材料特性的测定、测量理论与数据处理、计量监督等等。
1、室内试验中的计量
大量实验数据的取得都是通过对各个量的测定或在测量的基础上进行计算而得到的。开展采油工艺技术研究的室内试验，必须首先根据相关标准编写试验方案，选择正确的测量方法，选择合适的计量器具；在试验过程中，必须尽力降低系统误差、随机误差、避免粗大误差，必须准确进行读数；除必要的试验数据外，对实验环境、条件的相关“量”也应该进行计量，如：温度、压力、时间等等。对实验结果的处理也离不开计量理论，分析人员必须排除粗大误差，对测量结果进行修正。室内仪器是室内试验中重要的硬件，其正常运转与否直接影响到测量结果的可靠性，准确性。实验人员是室内试验中的另一要素。对实验人员来说，掌握计量知识十分必要。第一、实验人员必须了解相关“量”的测定理论和方法；第二，实验人员必须了解所用试验仪器的计量特性，包括标称范围、量程、测量范围、灵敏度、分辨力等等；第三，实验人员必须利用计量理论正确处理测量结果。
2、方案设计中的计量
采油工艺技术研究人员编写设计方案中，需要用到大量的地质、采油数据，这些数据的取得很多是通过测量实现的。如大量的测井资料，如油井采油过程中的油压、套压、产油、含水、原油物性，如水井注水过程中的套压、回压、注水量、水质状况等等。另外，设计人员在设计中要正确使用计量单位，也必须使用到计量知识。计量结果对制定工艺技术方案具有不可轻视的作用。
3、现场施工中的计量
进行采油工艺技术研究，在现场施工过程中，需要测量很多重要的施工数据，如温度、压力、时间、使用材料的数量等等。准确测量并记录这些数据具有重大意义。一方面，现场技术人员要根据现场测量结果适时对施工设计进行合理的调整；另一方面，这些施工数据对以后开展效果分析是必不可少的。
4、效果分析中的计量
进行采油工艺技术研究效果分析，必须利用施工前数据、施工过程中的数据以及施工后的数据。这些数据必须通过正确的测量而得到。例如：开展水井调剖技术研究，在效果分析中，必须利用施工前各个预期见效油井的油压、产油、产液、含水、液面等测量结果，也须知道施工过程中的压力变化、使用堵剂数量等指标，还必须详细分析施工之后测得的相关油井的油压、产油、产液、含水、液面等生产数据。分析人员要使用正确的数据处理方法，分析措施效果。
二、计量在采油工艺技术研究中的作用
通过分析计量与采油工艺技术研究的关系，可以看出：计量在采油工艺技术研究中具有十分重要的作用：
1、提高工艺设计的科学性、准确性
设计人员利用正确测量的前期生产数据，利用室内试验的测量结果，可以科学、准确地编写工艺设计，正确选择使用的材料，从而使得工艺设计更加合理、科学、准确。
2、提高采油工艺措施有效率
正确的测量结果可以让现场施工技术人员及时合理调整施工工序，把握施工动态，可以让效果分析人员对措施效果进行正确分析，了解实施本次工艺措施的成败得失，从而指导下次工艺措施的实施。这样必然能提高工艺措施有效率。
三、采油工艺技术研究中提高计量水平的措施
采油厂的计量直接影响到采油厂的投资效果和经营效益，计量结果的正确与否关系到工艺措施的成败，因此，要提高采油工艺技术研究中的计量水平，就必须加强计量管理工作，建立严格的计量管理程序，形成严谨的计量管理制度体系，使计量工作更加规范化、制度化。
1、建立质量保证体系
质量手册是检测机构最主要的质量体系文件，也是计量检测管理的法规。建立与采油厂接轨的质量体系，是搞好计量工作的重要途径，检测机构将以此为准则，使质量管理体系持续有效地运行并不断改进，以保证检测工作的科学公正及其结果的准确可靠。
2、实验室的计量认可管理
实验室认可是确定实验室从事特定类型检测技术能力的一种方式。使检测能力得到正式承认。从而为采油工艺研究提供可靠的检测服务。为了保持其认可资格，实验室定期接受认可机构对其进行的复评审以确保其持续符合要求并核查其运作标准是否得到维持。
3、计量标准管理
标准是一种技术规范，是科学技术和实践经验的结晶。严格遵循标准是为了促进技术进步。先进的标准规范是计量检测工作执行的依据，因此，加强计量标准管理是为了进行量值溯源，保证采油生产计量的准确和一致。
4、计量人员管理
计量管理的核心问题是人员问题，采油工艺技术研究工作中的测量比一般的测量要严格得多，对测量结果的可靠性、科学性、准确性有更高的要求，因此必须加强计量人员的管理、建立计量人员档案，积极探索先进的计量技术，了解最新的计量科技成果，。通过提高计量人员的素质、规范计量人员的行为来提高计量水平
关键词：防砂绕丝油井 工艺失效原因 对策
1 前言
绕丝防砂工艺已成为孤岛油田主要防砂工艺，2012年孤岛采油厂作业（东区）防砂防砂施工120口，采用一绕丝防砂的有112口，防砂一次成功率达到93.3%，远远高于其它防砂方法，绕丝防砂工艺还具有防砂成本低的优点。
从理论上讲，绕丝防砂工艺有效期可以达到8--10年，但孤岛油田多数井没有达到理论上的有效期，表现在绕丝更换频繁，换绕丝工作量还较大。
绕丝失效主要表现在油井供液变差，即使地层能量充足，但油井产量却较低，动液面下降，不得不拔出绕丝重新防砂。绕丝井供液变差又分两种情况：
（1）绕丝防砂后开抽液量达不到作业前正常生产液量，这种情况在绕丝高压充填推广初期较多，据’统计2012年1-8月，作业（东区）施工的绕丝防砂井有6口完井后供液变差，由于作业前油井产量较高，但防砂后液量达不到修前液量，说明充填过程对油井供液能力产生了影响，只能从施工过程中找问题。刮管洗井工序不合格，高压充填参数掌握不好，油层污染等都能产生上述结果，所以只要通过加强作业质量控制，提高充填质量，这类问题可以避免。
（2）高压充填后油井初期生产正常，但在不长的时间内。产液量下降，液面下降，供液能力变差。
据统计，2012年，采用绕丝防砂后油井动液面平均下降200米，部分井产量逐渐降低，直到供液不足，本文主要对这类问题进行分析讨论。
2 绕丝管高压充填防砂工艺存在的问题与对策
绕丝筛管下入井内，正对油层部位，再通过高压大排量携砂液把充填砂带入地层，在地层及油套环形空间形成连续的充填砂体，绕丝筛管把充填砂挡住，充填砂体把石英砂挡住，这就是绕丝防砂机理。
在这一体系中，可能发生堵塞的原因有：
（1）充填砂体被侵入：孤岛油田以0.4-0.8的砾石作为充填材料，这种材料渗透率很高，达到121um2，但是，当砾石与地层砂混合量时，会造成充填砂体渗透率大大降低，造成油井供液变差.
（2）填砂体被破坏，由于各种原因，油井生产过程中，充填砂体可能发生失稳现象，充填砂体被全部或部分破坏，地层砂直接到达绕丝管，造成绕丝管堵塞，同样造成油井供液变差。
发生充填砂休破坏及被侵入的原因有多种，下面对几种常见原因做分析：
（1）砂桥形成与失效
下绕丝前，一般冲砂到油层以下15-20米，绕丝充填时，特别是高压充填施工，施工排量达到1方/分钟以上，携砂液在油层转变方向，由垂直向下转向水平方向，充填砂在携砂流的携带下也发生转向，这样很容易在油层下部形成砂桥，油层以下口袋内形成专亏空。如图1所示，这种体系是很不稳定的，生产参数的改变、采液强度的增大或减少，都可能影响砂桥的稳定，充填砂下沉，地层砂进入到、油套环空之间，充填砂与地层砂混合，渗透率下降，油井供液变差。
这种现象在作业过程中己经得到证实，如GD2-34N36井，2011年7月15日作业，施工采用绕丝防砂工艺，下绕前冲砂到油层以下15米，施工后生产正常，生产液量达到55方，由于窜聚关井，8月25日，对该井改层施工，捞上绕丝解卡成功，解卡后绕丝可以下放十多米。这种现场足以说明砂桥的形成、亏空的存在，当然并不是一口井发现了这种情况。
（2） 砾石的选择
砾石选择对充填效果有较大影响，砾石要把砂子过滤掉，又不过分限制液流能力。孤岛油田地层砂较细，以泥质砂.粉细砂为主，采用0.4-0.8的充填砂，地层砂可以穿过充填层，进入充填砂体孔隙内，特别在泥质含量高的井中，采用绕丝充填防砂液量都较低，如，孤岛汕田六区高压区，该区地层压力高达17-20Mpa，能量充足，但防砂后液量不高。如GDD4-22井，生产层位3132， 2012年3月25日采用绕丝高压充填防砂，开抽初期液量为40方，动液面550米，液量逐渐下降，三个月后液量只有12方，动液面测900米。采用绕丝高充工艺是目前治理高压井效果最有效的工艺，先后施工10多口井，液量都不高。
（3）施工参数的影响
长期以来，孤岛油田防砂施工强调低砂比施工，认为砂比过高会造成加入砂量减少。随着防砂工艺认识的加深，这种认识得到改变.孤岛油田地层埋藏浅，破裂压力低，一般情况下16-19MPa，就能把地层压开，充填砂进入地层裂缝，当砂比较低时，裂缝内铺砂浓度过低，不能形成有效支撑，当裂缝闭合时，充填砂钳入地层，渗透率下降。例如，如果压开裂缝宽度为5cm，砂比为10%时，只能造成0.5cm的支撑，当砂比为30%时.可以形成1.5cm的支撑，在软地层中，有部分充填砂被钳入地层，降低渗透率大大降低。
3 结论与建议
（1）充填施工在口袋内形成亏空事实存在，解决这一问题有两个办法，一是下绕前不留口袋，绕丝直接下在砂面上，但是，孤岛油田出砂较重，绕丝往往下不到位，造成工序浪费，作业队对这一办法不容易接受，也不容易实施。另外一种方法就是采用托砂工具，充填时促使砂桥形成，充填施工在高压下进行，为保证施工中皮碗不受力损坏，在皮碗下部设计0.3mm割缝数条，充填施工时，皮碗上下压力平衡，皮碗不受力，又保证充填砂不能通过割缝。
（2）重新评价孤岛油田地层砂，对不同区块地层砂进行筛分析，得出粒度中值、不对称性、均匀系数等资料，根据有关公式，重新设计孤岛油田充填砂体系。建议采用更细的充填砂，特别针对六区高压充防砂问题。
（3）提高砂比与施工排量，改进携砂液性能.只有携砂液得到改进，才能有效地提高携砂比，提高携砂一方面能提高地层裂缝的铺砂浓度，形成有效支撑，同时还可以减少携砂液用量，减少地层污染，缩短大型施工时间，减少设备磨损.普通的携砂液体系，如田莆携砂液，价格低廉，伤害小，可以在我厂应用。
（4）优化生产参数，减少生产压差，当生产压差过大，流速较大时，地层砂受到的作用力较大，地层砂容易进入充填砂缝内造成堵塞，形成不供液。
（5）开展油井生产能力评估工作，作业前通过计算确定油井的生产能力。根据计算结果一方面可以确定合理生产参数，另一方面可以评价防砂效果，分析绕丝是否堵塞。
参考文献
【1】周广山 高压一次充填防砂工艺技术《内蒙古石油化工》2008年第10期
关键词：振动工艺；分层挖潜；选井选层；分层振动
一、振动工艺技术应用现状
常规措施工艺在选井上往往注重分析油井动态变化，产量递减、压力下降等来判断油层的堵塞类型、污染状况。而对每口油井主力油层开发多年来，经多次压裂、长期注水、结垢、脱气等因素影响，造成油井层间矛盾突出，油层物性及压力差异会更加明显。分层差异工艺在油田见到一定工艺效果，以常规酸化措施为例，按油层厚度等参数计算的处理半径一般大于1米，20-30方的处理液理论上足满足设计要求，酸液先进入“低压”层或高渗带，也是主力出液、出油层。如果油层结垢特别严重，难以处理近井地带的结垢。针对这一问题，为了有效利用药剂，达到理想的酸化效果，曾经用压裂投蜡球方法进行尝试过，酸化效果不明显。原因是压裂蜡球密度是根据施工时排量与压力设计的，而酸化时的排量与压力远低于压裂时设计的排量与压力，所以蜡球难以在炮眼起到暂堵作用。要想解决此矛盾可根据酸化施工排量与压力针对性研发酸化专用蜡球，才能有效解决酸化时暂堵工艺问题。尤其对于“三低”的吉林油田，随着开发时间的延续对工艺的需求更加紧迫，就增产措施而言，如果不在措施强度上提高，在选井选层上做好工作，难以保持油田的稳产高产。
二、水力振动工艺效果分析
（一）水力振动分层压力认识。为了提高水力振动措施工艺效果，开展了水力振动分层处理工艺工作。施工时对油层自下向上处理，为了对比分层压力，要求泵车每层泵入工作液均为4档中油门。结论如下：
1、新木、新立层间压力差异在4-5兆帕，而新民层间压力差异在15兆帕左右，压力差异非常明显。
2、由现场数据分析新木、新立油层的堵塞类型以有机堵塞为主，而新民油层结垢严重，属典型的无机堵塞类型。这与该地区管柱腐蚀结垢相对较重现象吻合。
3、本着注入时的高压层必是采油时的低压潜力层这一理论，振动工作液现场使用上重点放在高压堵塞层，目的是对堵塞层针对性处理。
4、新木、新立两口井振动处理后，起出措施管柱时地面井口自喷，这是常规振动措施不常见的，说明油层堵塞被彻底解开，导通液流通道提高油层渗流能力见到了理想的措施工艺效果。
5、同样的工艺方法，新民油层起出措施管柱时地面井口未见自喷，说明因油层的结垢、堵塞类型不同，分层压力差异的客观存在，水力振动工艺未能解开结垢严重的堵塞。
表1 油田水力振动措施施工情况
（二）分层水力振动效果。共实施9口井分层水力振动后，平均日产量由4.1/1.2上升到6.4/1.8吨，累增油540.2吨达到了理想的措施工艺效果。
例：吉1-7井措施后日产量由4.2/0.9吨上升到6.2/1.3吨，累增油130.1吨，目前仍有效果。对于以有机堵塞为主的非结垢油层，分层水力振动处理工艺与常规的全井水力振动工艺比较，效果相对提高。
三、水力振动工艺改进设计
（一）工具改进设计。目前水力振动器工作排量0.2-0.6方/分，工作压力0.5-6.5MPa，振幅0.45-3 MPa，振动频率120-320Hz。其参数是根据红岗、新立、新民、扶余岩心室内振动试验数据综合设计的结果。而试验报告同时给出了对于不同井深、不同油层类型，振动增产最佳频率带很窄且接近油层固有频率段。因此，用一套频率不变的工具面对不同类型油井显然是不科学的。现场发现起出的振动器因轴承密封差导致工具无法重复利用，在降低工艺成本上潜力可挖。
新型水力振动器设计，一是在轴承密封上采取了工艺改进，保正了工具重复利用问题，降低了措施成本。二是在出水槽两端加设了活动可调螺帽，根据不同不类型油井灵活调整，出水槽面积越小其振动器的振幅、频率越大越高，巧妙解决了工具的适应性问题。
图1 新型水力振动器
（二）工艺复合设计。即使水力振动工艺借助化学药剂可溶蚀、推散近井地带有机、无机堵塞，但在油井生产后必然遵循径向渗流理论，未溶蚀掉的垢粒、地层砂等颗粒仍然存在二次污染、堵塞油层，因此设计了水力振动与强负压一次复合工艺管柱解决了这一问题。
图2 水力振动与强负压一次复合工艺管柱
四、结论与认识
1、分层处理工艺针对性强、低本高效，有利提高措施工艺效果。
2、分层振动工艺技术对严重结垢堵塞的油层，提高了导流能力和油层的渗流能力。
3、有效提高了单井产油量，减缓了递减。
4、少投入低成本，多产出，高效益，有很好的推广前景。
5、各区块油井层间压力差异大小与油田堵塞类型相关，腐蚀、结垢地区差异较大。
6、有针对性的化学配方体系研究，为深部解堵提供必要条件。
7、水力振动与强负压一次复合工艺管柱解决了二次污染。
参考文献：
【摘要】近年来热泵技术越来越多的被用于工业、农业和社会中的各个领域。大港油田第六采油厂于2011年11月采用直燃型吸收式热泵技术为孔大站系统来液、掺水，外输原油和采暖等工艺加热。运行一年来，节能与加热效果显著。
【关键词】余热回收 直燃型吸 收式热泵 油田污水 安全
1 概述
热泵技术越来越多的已被用于工业、农业和社会中的各个领域，作为集体制冷采暖，工业外排污水余热回收等的工艺方法，以其高效的换热效率、超高的安全系数，简单的操作和较高的自动化控制被众多用户所青睐。热泵技术在大港油田被用于工业生产（不仅采暖）是国内第一家。作者系热泵生产一线员工，参与热泵投产与运行。本文可为同行在工艺规划或生产运行时等起一个借鉴参考作用。
大港油田第六采油厂于2009年9月规划采用直燃型吸收式热泵技术为孔大站系统来液（高含水原油）、掺水，南部来油、外输原油和日常采暖等工艺加热。2011年11月正式投产运行，使用油田伴生气（孔店油田日产气8000方左右）作为驱动源，提取外排污水（日外排45-50℃污水4500方左右）中所蕴含的余热作为热源。运行一年来，节能与加热效果显著。
2 应用效果分析
本文将重点从工艺、安全、节能、和环保四个方面讲解热泵技术在大港油田第六采油厂孔大站的实际应用效果。
2.1 工艺
大港油田第六采油厂孔大站位处河北黄骅西北方向20公里处，站内设有原油计量、脱水、加热炉、外输、注水、污水处理和消防等多个岗位。日常工作一是负责孔店油田地区原油、和污水处理等工作；二是负责南部采油厂来油处理及外输等，起“南油北调”桥梁的作用。
孔店油田因已到开发后期，含水较高。原油具有易凝高粘的特性（45 ℃粘度2000mPa・s左右）在热泵投入使用之前，孔大站使用6台转杯式油气混烧炉，总功率16000KW，分别是：枣园炉、脱水炉、系统炉、外输炉、掺水炉和采暖炉。其中系统炉、枣园炉、外输炉和脱水炉通过燃烧原油或者伴生气负责采用直接式传热方式给原油加热。
新工艺使用直燃型吸收式3000KW热泵两台，日耗天然气量8000m3，使用45-50℃的外排污水4500m3作为热量来源，外排污水通过板式换热器（简称板换）将热量存储在了板换之中，中介水以相反方向通过板换时，带走热量，进入热泵将热量a（假设热量值大小为a，以下同理）留在了热泵之中，热泵通过燃烧天然气获取热量b，此时热泵将热量a与热量b集中起来给系统热媒水进行加热，获得高温热媒水，然后系统利用高温热媒水给需要加热介质在换热列管中进行水浴加热，提升需加热介质温度。工艺走向示意图如下图所示。理论情况计算热泵工艺可取的效果，见表1。热泵工艺实际实际取得效果，见表2。事实证明热泵技术在孔大站实际生产中所起到的作用是非常明显的。
[关键词]石油工程，机械堵水，施工工艺，堵水剂
中图分类号：TE358.3 文献标识码：B 文章编号：1009-914X（2016）28-0360-01
一，探讨石油工程中机械堵水出水的类型和危害
（一），石油工程机械堵水的出水一般分为两种：
1，底水脊进，切由于水平段上出水区域的不同，又细分为点状，线状和曲面状。
由于地形的原因在布施油管时所造成的水平油管的高低不平，以及大地压强所造成的同一油层的垂向渗透率不同，使得早期底水从接近油水界面的拐点或者高垂向渗透区域进入油井，这就是点状出水。
2，裂缝突进，由于水平井并不是一个整体，所以在其联通的地方就会留下裂隙，地层水沿裂隙进入油井也是油藏出水的主要原因。其实在开采初期裂缝是油的通道，但后期由于开采实施后，压力降低，裂缝就自然变成了水的通道。出现此类问题后会在短短几天或者一个月后产水急剧增加，产油急剧减少。
（二），石油工程中机械堵水有点产水的危害
油田产水不仅是降低油田产量的问题，甚至可以损失油的储量。而如今我国的塔里木油田，冀东油田等采用水平井采油的油田都会面临油田出水的困扰。中国石油塔里木油田分公司190口水平井中， 因高含水而关井 17 口， 含水率大于 90%的达 20 口; 轮南、塔中等油田水平井平均综合含水率超过70% ;冀东油田的113口水平井平均含水率也达80%以上所以不论在哪一方面对于油田堵水的研究都是刻不容缓的事情。
二，探讨石油工程中机械堵水的技术特点
如今通用的石油工程中机械堵水完工方式大致可以分为三种，即：射孔完井，尾管射孔完井，割缝衬管完井。而其中对于射孔完井和尾管射孔完井而言，由于其没有复杂的工艺可以使用分层堵水，即将层段分隔开进行分段处理。反观由于割缝衬管完井与岩石壁面之间没有阻隔，其中的流体可以自由的径向或横向流动，所以分层堵水技术变得困难，且成功率很低。
如今我国各油田产量虽然庞大，但同时对于油田出水带来的危害也一直困扰着我们。与此同时，对于油田堵水技术的研究的需求就日益彰显出来。经过借鉴国外的经验，以及考虑我国油田特殊的地方，一般对于水平井油田的出水问题我们从三个方面进行治理：
1，油藏研究;
2，施工工艺的改进;
3，堵水化学剂的研究。
三，研究石油工程中机械堵水的方法
（一），对于油藏的研究
水平井出水中，地层和油藏的因素起到了主要作用，且其复杂性也相比另外两个复杂的多。例如，底水，边水或者高渗透层等。所以，我们可以利用用藏研究的成果找出油井出水的机理和规律，从而解决问题。
在大庆油田日常开采的经验中，我们可以发现一些现象：单层含油砂岩厚度达到6m，储层中具有比较发育的天然裂缝，且目的层分布面积大于0.5平方千米的油层，其用水平井开采时增油效果有显著的提高。
所以，我们可以根据油田的分布，以及地形的合理利用采用不同的油井进行开采，以减少因地势和技术的不符而产生的油藏出水问题。
（二），对于施工工艺的改进
我们现在所运用的施工工艺一般包括：尾管过滤，机械封隔器，水泥塞，笼统注入等，其统一的一点就是，不论哪一种都必须根据井身不结构，出水的层为和类型来进行必要的改进。但也有其一定的局限性。例如：机械式封隔器和水泥塞仅仅可以用在射孔完井或者少数的裸眼完井中。而笼统注入，介于其不确定性本身就有一定的风险，而且，一般油田出水后水层位的压力比油层位的压力高，反而使得笼统注入有时事与愿违。虽然尾管过滤工艺是对割缝衬管完井堵水工艺的创新，但是其复杂性以及施工难度也赫然呈现在我们眼前。
但最近的研究表明，水平井的工艺水平仍可以在另外两个方面进行改进：
1，油层的驱动类型的均质性，是的水平段在油层的设计位置有所变化。一般我们为了最大目的的动用层储量，采用斜交的方式，即在水平段是我们与目的层斜交。这样我们不仅可以贯穿上下岩层，并且还可以使得由于压力不均而导致的高渗透层进水的问题。并且由单一的油井使用，改为多种配套完井的组合使用。由于油藏类型会在各个油田有不同的特点，且不同油藏其存储特点也不能一概而论，所以，改变以往单一的完井方式，使用多种完井配套的工艺，对改善堵水技术有很大的提升。
2，对现有采油技术的改进。最近我国所执行的分段开采工艺，以其分段采油，分段卡堵水的优良性能使得采收率明显提高。
同时我国对于水平井完井提出的十项配套技术的研究以及应用，也是的水平井的堵水技术提高了一个层面，取得了油田堵水的新进展，新成果。
（三），对于堵水化学剂的研究
1，无机堵水剂也分为无机硅胶材料和无机非硅胶材料。其中无机硅胶材料包括有：水泥，石膏，煤灰粉，高水材料，水玻璃等，其中高水材料的优点多于其他的。
高水材料是一种高水速凝材料，即使在水灰比高达3.0的时候，也可以展现出其速凝的效果。其”点水成石“的功效也一直为人们所认同。最近科研人员所研究的高达90%含水率的高水材料更是一大突破，它可以保持液体的流动形态高达5h，但是一旦在油井中静止下来是，其凝结时间却只有短短的不到15min，其高效性让人们津津乐道。
2，有机材料在堵水剂中也有广泛的应用，而目前较为主流的就是延缓交联凝胶体系。其方便性体现于其产出的便捷，一般使用高分子量聚丙烯酰胺作为交联主剂。可以提取的有机物众多，例如：单宁，木质素等天然聚合物;羧甲基纤维素，聚丙烯酰胺，聚乙烯醇等多元共聚物或高分子聚合物。在现场实用时，也需根据地层及生产状况选择凝胶强度。并且凝胶在一定条件下可运移，使其具有深部调驱双重的功能，在凝胶中加入泡沫形成泡沫凝胶也是一种很实用的手法。
四，结语
总之，水平井堵水技术是国内外衡量水平井井下作业技术的一大考量，也是对我国油藏的重要研究方向。我们不仅要对现有技术进行改善，还应具有创新意识，创新才是一切发展的动力。
参考文献：
【摘要】 目的： 研究天泉通颗粒中挥发油的提取及β环糊精包合的最佳工艺。方法： 采用单因素分析考察最佳提取工艺，以收油率作为提取工艺的指标；采用正交试验考察最佳包合工艺，以包合物收得率和挥发油包合率作为评价包合工艺的指标。结果： 挥发油提取的最佳工艺为加12倍量水，浸泡0.5 h，提取4 h；最佳包合工艺为：挥发油和β环糊精包合比例为1 ml∶6 g，包合温度40℃，搅拌时间2 h。结论： 所选提取工艺收油率高，包合工艺合理，节约成本。
【关键词】 天泉通颗粒 挥发油 环糊精类 工艺学 制药
天泉通颗粒来源于民间经验方，由赤芍、泽兰、三棱、乌药、荜澄茄、皂角刺及黄精六味中药组成，具有活血散瘀、消积止痛之功效。根据文献[1～3]报道，处方中泽兰、三棱、乌药、荜澄茄四种药材所含挥发油为主要有效成分，故提取工艺中该四味中药挥发油，为避免挥发油在制剂制备中损失而影响效果，采用β环糊精进行包合[4，5]，既可掩盖方中挥发油的不良气味，又能防止挥发性成分的损失，增加稳定性和水溶性，提高临床疗效。
1 仪器和材料
CJJ型恒温磁力搅拌器（江苏南通县电子分析仪器厂），DZF-6050型真空干燥箱（上海精宏实验设备有限公司），UV-2401PC紫外可见光光度计(日本岛津)，β-环糊精（江苏味精厂，纯度95%）、石油醚（30～60 ℃）、无水乙醇、醋酸乙酯均为分析纯。泽兰，三棱，乌药，荜澄茄等药材购于贵阳同济堂药店，经贵阳医学院药物研究开发中心临床药物研究所生药学教研室鉴定，符合2005年版《中国药典》一部标准的规定。
2 方法和结果
2.1 挥发油的提取工艺
2.1.1 提取方法 采用《中国药典》2005年版一部，附录XD挥发油测定法（甲法）提取。按处方比例量称取泽兰、三棱、乌药及荜澄茄4种药材，混合，浸泡一定时间，加一定量的水回流提取至挥发油体积不再发生变化，收集挥发油，读取挥发油体积，与所加药材总量相比，得收油率。
2.1.2 加水量考察 按处方比例量称取泽兰、三棱、乌药及荜澄茄4种药材，混合，分别加药材量的8，12，16，20倍水浸泡0.5 h，加热回流提取8 h，考察收油量。结果表明，加水量在12倍以上时，对收油量影响不大，故选择加12倍量水。
2.1.3 浸泡时间考察 按处方比例量称取泽兰、三棱、乌药及荜澄茄4种药材，混合，加12倍量水，分别浸泡0 h，0.5 h，1 h，加热回流提取8 h，考察收油量。结果表明，浸泡时间为0.5 h时，收油量占1 h收油量的97.6%，为了节省时间，故选择浸泡时间为0.5 h。
2.1.4 提取时间考察 按处方比例量称泽兰、三棱、乌药及荜澄茄4种药材3份，分别加12倍量水浸泡0.5 h，加热回流提取，记录不同提取时间的收油量及累积收油率，结果见表1。结果表明，挥发油在4 h达90%以上，考虑到节约能源及节省时间，提取挥发油的时间控制在4 h为宜。表1 挥发油提取时间考察通过以上单因素考察，确定泽兰、三棱、乌药及荜澄茄药材挥发油最佳提取工艺为加12倍量水，浸泡0.5 h，提取4 h。
2.2 挥发油β环糊精（βCD）包合工艺
2.2.1 因素水平的选择 为确定挥发油包合的最佳工艺，采用饱和水溶液法，以挥发油与βCD的比例、包合温度，搅拌时间为因素，各取三个水平，进行L9 (34 )正交试验，因素水平见表2。表2 挥发油βCD包合因素水平
2.2.2 包合物的制备方法 精密取2 ml挥发油，加2 ml无水乙醇溶解，按表3因素水平用L9 (34)正交表安排试验。按照βCD的溶解度称取一定量的βCD制成饱和水溶液，用恒温磁力搅拌器以300 r/min搅拌至规定的温度，缓缓加挥发油乙醇溶液，继续搅拌至规定时间，置冰箱中冷藏12 h，滤过，分别用水、乙醚洗涤包合物，抽干后，40 ℃干燥5 h，称重，得挥发油β-环糊精包合物粉末。
2.2.3 包合物中挥发油测定 将相当于2 ml挥发油的包合物置500 ml烧瓶中，加200 ml蒸馏水，连接挥发油提取器，按《中国药典》2005年版一部附录提取挥发油至油量不再增加时停止加热，放置室温，读取挥发油量。
2.2.4 挥发油包合率及包合物收得率 包合率是衡量包合效果的重要指标，包合率越高，包合效果越好，可作为包合工艺筛选的主要指标，故权重系数为0.7；收得率为次要筛选指标，权重系数为0.3，进行综合评价。挥发油包合率、收得率计算公式：
挥发油包合率（%）=
包合物中测得挥发油量（ml）挥发油投料量（ml）×100%；
包合物收得率（%）=
包合物重量（g）βCD投料量（g）+ 挥发油投料量（g）×100%。
挥发油密度：d=0.864 2 g/ml(25 ℃)。
2.2.5 正交试验及结果 采用正交试验L9 (34)表安排试验各因素水平，见表3，4。表3中极差R值大小显示，各因素作用主次为:挥发油/βCD配比>包合温度>搅拌时间；从表4可见，挥发油/βCD配比对挥发油包合的影响具有显著意义（P0.05）。结合极差R值大小综合分析，最佳工艺条件为：挥发油∶βCD=1 ml∶6 g，于40 ℃，包合2 h，该工艺条件正好为正交表中的最好工艺。表3 挥发油βCD包合正交试验表表4 挥发油βCD包合方差分析注：F0.05(2，2)=19.00，F0.01(2，2)=99.00。
2.3 包合物质量
2.3.1 薄层层析法 分别取挥发油、βCD包合物石油醚洗涤液、βCD包合物及βCD样品，点于同一硅胶G板上，用石油醚（60～90 ℃）∶醋酸乙酯（9∶0.6）展开，取出，晾干，喷2%香草醛硫酸溶液，105 ℃加热至斑点显色清晰。分析色谱图，样品供试品中，在与挥发油供试品相应位置上显相同颜色的斑点，而βCD与βCD包合物石油醚洗涤液样品色谱中无挥发油斑点，说明包合物形成，且绝大多数挥发性成分已得到包合。
2.3.2 紫外分光光度法 分别取挥发油、βCD包合物石油醚洗涤液、βCD包合物乙醇提取液、βCD作为样品，分别进行紫外扫描，挥发油的紫外光谱图与βCD包合物乙醇提取液形成的紫外光谱图相似，说明挥发油包合物已形成。
3 讨论
在含挥发油的中药制剂中，将挥发油喷洒到颗粒上长期放置后，挥发油不断挥发，含量降低。采用本实验的包合技术，使挥发油包裹到βCD形成的空腔结构中，避免了挥发油在贮藏时挥发。
本实验采用正交试验法对天泉通颗粒中挥发油的βCD包合工艺进行了考察，并分别按最佳工艺进行了三批验证试验，结果表明包合率平均值为69.6%，RSD=1.50%；收得率平均值为91.27%，RSD=1.8%，数据和正交试验结果一致，说明该工艺稳定可行。
采用水溶液包合法制备天泉通颗粒βCD包合物，其包合率和包合收率都较高，而且包和操作简单，工艺流程短，便于大生产。
在常温下，包合物很稳定，但随着温度的升高，释放也加快，所以，挥发油包合物在存放以及运输过程中或制剂后应避免高温。
参考文献
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关键词：油田开采 采收率 影响因素 提高措施
通常，我们在实际油田开采中往往设定的任务及目标是尽可能实现采收的经济性和合理性，即油田开采中的采收率。从我国原石油生产与开采的过程中，不难发现，每一个不同阶段的递进都是为提高石油采收率而进行的过程。那么从实际出发，真正在开采过程中对采收率造成影响的因素有哪些呢？针对提高油田开采采收率的应对措施又有哪些？下文将以深入浅出的分析层层剖析。
一、油田生产开采中影响采收率的主要因素
油田开采中对其生产采收率的影响因素颇多，可主要分为两方面，即内部因素和外部因素。内部因素属于受到油田地理特性所决定，具有固有性特点，而外部因素则主要是指受到人为因素导致理论采收率的下浮，如开采策略和生产工艺等等。一般我们也会人为，内部因素对油田生产开采采收率的影响起主导作用，我们在针对制定提高油田生产采收率策略方面往往只能从外部因素出发，合理设定高效的生产工艺和方案以达到局部改造油田地理固有特性的目的，最终提高油田生产开采的采收率。
1.影响油田生产开采中采收率的内部因素包括：
1.1原油资源矿藏的种类，如地质构造、结构断块、岩土特性和结构裂缝性油藏等；
1.2原油资源储层的地质节理，如岩土的润湿性、连通性、孔隙度、渗透率以及饱和度等；
1.3原油资源的天然能力，如储层的压力大小、有无气顶、边顶水的活跃程度等；
1.4原油资源自身的特性；如相对密度、粘度、气油比、天然气成分以及凝析油的含量等。
2.影响油田生产开采中采收率的外部因素包括：
2.1生产方式。例如，油田生产开采可以选择不同消耗方式来注水、注气，也可以选择干气回注方式予以开采，而选择不同的生产方式势必会造成开采采收率的差异性；
2.2矿井的钻孔密度和层系之间的划分情况；
2.3工艺技术。钻井开采工艺技术水平的不同也会影响开采采收率，如需改进工艺技术则必然需要制定合理且有效的加强措施；
2.4三次开采技术。三次开采技术包括注入聚合物驱、注入化学驱和注入热驱；
2.5经济的合理性。凡是都讲究成本最优，油田开采同样应该涉及到经济模式的合理性，在面对实时油价、投资成本、生产效率和产量经济极限等多方面条件因素时，应该考虑面面俱到。
除以上关于石油生产开采中影响采收率的内部因素和外部因素以外，还有很多其他方面的影响因素，本文将不再作累述。我们仅以以上归纳的因素剖析如何提高油田开采采收率的措施，以图投入经济合理并得到最好的效益。
二、提高油田生产开采采收率的措施
油田生产开采总是为实现良好的经济效益作为大前提的，其根本过程应该是投入最小的经济成本换来最大的石油产量，即最优的采收率。
通过对外部因素的调整来提高石油开采采收率是可行且最切实际的途径，同时辅以加强三次采油工艺技术水平，即可事半功倍，也是当前普受推广的做法之一。假设在一个地区发现具有绝对经济价值及可实现效益的石油矿产资源，那么首先需考虑如何进行最优开发与利用，归根结底就是为如何能够将石油开采的采收率提升至最高点。作为一个石油开发者而言，时刻讲究经济目标的有效性就应该将延长油田的高产稳定期并能够保障石油的开采量。石油储层的地质构造状况是至关重要的因素，而这种内在的因素往往还是需要我们通过对外部因素的改造进而突破其固有特性无法变更的事实。对于不同地质条件的油田需采用哪种开发方式？怎样去合理布设生产矿钻井的定位？油田的年产输出量以多少为标准为宜？这些都将是石油油田生产开采在前期准备阶段必须要考虑到的原则性问题。因此，调查清楚石油油田所处位置的综合地质情况，以此为根据合理选用油田开采方式应该是作为提高油田开采采收率的一个重要途径。
1.基于天然油层的能量进行开采
石油气自身具有能量，钻进触及储层驱使石油流至井口并喷升至地面。储层中的水伴随开采过程发生流动并产生水驱能量、岩层的弹性能量和溶解气的气驱油能量；
2.扶持油层驱动能量进行开采
现代石油生产工业，普遍以注水或注气的方法来保持储油层的能量。由于水资源较为丰富，相对气要更为经济，因此以水换油的生产工艺是非常实用的；
3.自喷开采
对于石油储层压力较大的情况，其地下结构内部的驱油能量是非常丰富的，且油层的渗透率比较大，这种情况也是石油开采生产中最为理想的一种状态。需注意的是，在施工进程的不断深入，需及时补充注水，以保持石油储层的内部压力延长油井的自喷期；
4.机械生产
石油开采采取机械生产的方式对于储层同样要及时补给能力。从实践中发现，此方法也是一种比较理想和有效的开采方式；
5.热驱开采
类似于以上第二种方式，通过向石油储层注入热水或蒸汽来保证储层内部的高温和降低原油的粘稠度，原油具有良好的流动度更利于开采，从而大大提高石油开采的采收率。通常可以应用热驱开采的工艺方法有蒸汽吞吐法，蒸汽驱油法（含热水驱）和火烧油层三种。
6.强化方式
强化方式主要被应用于油田开发的后期，主要是为进一步提高石油开采采收率并针对各类情况所采取的具有针对性的开采方式。目前，普遍将这类强化方式列作为三次采油的开采方式。
三、结束语
综上所述，笔者首先分析了油田开采中对采收率影响的内部因素和外部因素，并基于两类不同因素详细剖析并总结主要针对外部因素的六种措施。本文赘述以上内容耻于作理论探究，旨在于同行朋友促进交流和学习。
参考文献
[1] 蔡淑香，孙忠娟；油田采收率的影响因素分析[J]；辽宁化工；2012，（05）.
[2] 李添渊，高岭；白狼城超欠压低渗透油田注水开发的研究[J]；延安大学学报（自然科学版）；2011，（02）.
【关键词】原油开采 含油污水 处理技术 环境保护
1 概述
随着石油勘探开发力度的加大，油气开发中的含油污水也在逐年增加，这些含油污水主要产生于原油开采、钻井及洗井过程中，所有这些污水来源中，以原油开采过程产生污水量最多，且其含油浓度高、成分复杂。如若含油污水处理不恰当、不充分，不仅会造成资源的浪费，还会污染下游水源，造成严重的环境破坏，甚至会影响人们的身体健康和日常生活。因此，有效处理原油开采中产出的含油污水，成为油田开发中亟待解决的问题。也是促进经济社会良好、可持续发展的重要环节。处理含油污水，需要充分认识废水处理过程中存在的问题，且有针对性地采用合理的含油污水处理技术是关键，传统的含油污水处理技术有气浮罚、吸附法、电化学法和生物絮凝法等，这些技术都在一定程度上对油水中所含各种状态的油起到了处理效果。近年来，经过技术的不断改进和研究的不断深入，出现了一些列更有效的新技术。后文将对这些新技术作较为详细的介绍。
2 油田污水处理新技术进展
油田开采出的含油污水中含有大量杂质成分，有复杂的无机盐类、动植物的腐殖质、大分子悬浮固体颗粒等。进入20世纪以来，在传统技术基础上，开发了以下几种新的污水处理技术：2.1 生化处理技术
生化处理技术是利用微生物的代谢作用和生化作用，降解胶体有机污染物质，或分解复杂的有机物，使其转化为稳定的无毒无害、简单的有机物，从而净化含油污水，使其符合排放标准。该技术包括好氧法、厌氧法两大类，与单纯的物理、化学方法相比，具有投入少，收益高，无再次污染等优点，被认为是未来最有前景的污水处理技术已得到世界各国普遍认可。
2.2 膜分离技术
膜分离技术包括超滤、微滤和反渗透法，其中超滤法在含油废水处理中应用最广泛。该技术具有操作简单、分离效果好等优点且分理出的油可进行再次回收，经过20多年的发展，该技术正逐渐从研究阶段向着应用阶段转变。其主要发展趋势是各种膜处理方法与其他方法相结合或膜处理相互结合，如膜分离法与电化学法结合，超滤与微滤膜技术结合等，目的是达到最佳的污水处理效果。
2.3 磁吸附分离技术
磁吸附分离法是以磁性物质为载体，通过磁化原理，将油珠中的磁性颗粒与含油废水结合，从而吸附使分散在磁性颗粒上的油，继而利用分离装置，实现油水分离。常用的磁性颗粒有磁铁矿及铁氧体两大类。目前许多专业人员都针对该技术进行大量研究，并不断深入，未来将有广阔的市场前景。
2.4 高级氧化技术
高级氧化技术是利用自由基的强氧化性和高分解性，有效分解污水中的有机污染物，或者进一步将其分解为无害物质。该技术具有操作条件易控、氧化性强等优点，自20世纪末形成以来，引起了普遍关注，并得到逐渐深入地研究。实践证明，利用价格低廉、稳定性能好、催化活性高的钛氧化物作为光催化剂，对漂浮于水层表面的油层具有很高的去除能力，而且只要空气流通，催化效果就会极大提高。随着该技术更摄入的发展，预测未来将能够利用太阳能，实现资源充分利用和环境保护，具有很重要的研究意义。
3 国内油田污水处理过程中存在的问题
3.1 重力混凝沉淀及过滤不好
重力沉降除油率不大且停留时间不长，去油不充分。导致小密度微粒随水流出，且难判断污水排放达标情况。需要结合实际，适当的调整各项污水处理工艺，以便保证处理后的水质达标。
3.2 低温含油污水处理不佳
随着石油开采的不断深入，集输工艺得到发展和推广，污水处理过程中，由于采出液温度较低，油水分离效果不好，致使水含油浓度增大。因此，必须适当调整现运行的废水处理工艺，以更好地适应较低温度废水的处理。
3.3 稠油废水的处理效果不明显
油田污水处理及回注工艺很复杂，其开采的废水，会因前端油水分离效果不理想，而导致污水含油量、含泥量过高 ，且废水中含有的大量人工合成物和胶结类有机物质，是有毒、有害物质，而且大部分采油污水会排放到环境中，造成严重的环境污染问题。目前，油田综合含水率增加，打破了水量与
回注水量的平衡。故提高采油污水处理率及
采用先进有效的处理工艺成为关键。
3.4 三元复合驱采技术不到位
随着我国工业技术的发展，大部分油田已经步入三次采油阶段。三元复合是油田的驱采工业中最典型的开采方式，它虽然先进，但其出水量大，且水中含有大量化学成分。采油污水中有高黏度、强乳化的化学特性，未得到特别明显的处理效果，这是油田在污水处理领域中面临的一个新的研究课题。
3.5 技术综合问题
综合多方面研究，国内石油废水处理的配套技术整体上存在一定不足：设施与流程不配套，配置低效。排泥系统不通畅，增加了过滤装置的作业压力，无法及时排出污泥，单靠人工定时进行清理，造成污泥累积过多，占据大量空间，对出水水质造成不利影响。精细过滤器的欠缺会直接影响正常的精细过滤性能，并损坏到过滤器滤芯，使用寿命降低。另外，没有配套设施来过保障滤器反洗后的质量，造成反洗后时间间隔过程长。所以解决配套工艺问题，在油田污水持续处理过程中意义重大。
4 结论与展望
综上所述，含油污水处理技术无论在理论研究，还是实践应用方面都得到了迅速发展，先进的处理工艺逐渐得到推广应用，方法和手段逐渐增多，但尚且存在局限性，而且有些工艺并不成熟，针对目前石油污水处理过程中存在的问题，我们需要进行更深入的研究和开发，进一步开发新工艺技术，尽可能的解决原油开采中的难题，基于原有的技术，对工艺适当延长，保证污水处理达标，以缓解水资源缺乏的压力，避免造成环境污染，促进经济社会的可持续性发展。
参考文献
[1] 雷乐成，杨岳平，汪大.污水回用新技术及工程设计[M].北京：化学工业出版社，2002
[2] 杨云霞，张晓健.我国主要油田污水处理技术现状及问题[J].油气田地面工程，2001，20（1）
【关键词】注水；举升工艺；提液；产量
1、概况
通过2010年、2011年两年对沈84-安12块进行整体举升工艺优化，2010年全年累增油2.87×104t，2011年累增油4.92×104t，合计7.8×104t。区块开发状况的明显改善，为其他区块举升工艺优化提供了技术保障。
沈67块为注水开发砂岩油藏，属于中等孔隙度，中渗透率储层。剩余可采储量114×104t，注采比1.32，较好的油藏条件是举升工艺优化，实现增油的物质基础。区块开井120口，油层厚度大、层多、层薄，多数油井存在气大、出砂现象，限制了举升工艺优化的井数。
通过分析沈67块油水井对应关系，增加水井注水量，驱动剩余油。提高油井产液量，放大生产压差，实现油井增油。目前举升设备以10型、12型抽油机，泵型以Φ44mm、Φ57mm为主，结合管杆泵配套工艺技术，充分发挥井筒潜力，来提高单井产量，根据油井动态变化，对油井原有封堵层位重新认识，进行优化生产层位，同时加强注水，进而提高水驱效率，达到供举匹配，实现了单井增产，区块稳产。2011年实施35井次，增油6137t。2012年目前实施12井次，增油200t，计划全年实施35井次，增油5000t。
2、项目原理
2.1地层压力
通过多年的治理，注采保持平衡，通过测试压力，发现从2005年开始压力逐步回升，目前已达到12.51MPa。充足的地层压力，保障了油井的供液能力，为提液后液面及时上升提供了保障。
2.2注采平衡
通过油藏的细分注水，及调驱、调剖工作，增强了水井的水驱效率，2011年注采比为1.32，相比2010年高出0.317，与合理注采比相比高出0.214，注水量较去年有较大的提升。为实现供采平衡，可以进行提液。
2.3产液指数
通过绘制沈67块提液油井产液指数散点图，发现主要集中在2—5t/MPa·d，所以区块油井产液量增加3t，液面下降100米，为油井提液潜力预测，提供了分析依据。在举升优化工作中，选择合理的泵型及泵挂，及时调整生产参数，发挥井筒的最大潜力。
2.4特种抽油泵
针对沈67块出砂，由于产液量增加，柱塞式抽油泵泵筒和柱塞的磨损、腐蚀、划伤等现象，导致泵效下降过快，后期提液效果逐渐变差。针对这个现象，研制开发了旋转防砂抽油泵，提液油井泵效，延长油井检泵周期，保障油井的长期高效运行。
旋转防砂抽油泵具有：旋转装置，沉砂通道、无磁硬质合金游动阀、固定阀结构，通过现场使用延长了油井泵效和检泵周期。
2.5杆柱设计
针对负荷增加，抽油杆柱的挠曲偏磨和冲程损失加剧现象，应用井眼曲线三维立体再现分析技术、抽油杆近似等强度组合设计、杆柱受力中和点及扶正间距分析等技术进行防偏磨分析，有针对性的采取注塑杆、接箍扶正器和防脱器等防偏磨措施，提高抽油杆的抗拉强度，延缓杆柱的疲劳断脱，延长作业检泵周期，减缓抽油杆柱的偏磨现象，减少冲程损失，提高泵效。
3、现场实施情况
3.1泵型分布
针对沈67块液面相对较深，不同井组的供液能力不同，对原有的Φ38和Φ44抽油泵，使用Φ44泵与Φ57泵进行举升工艺优化，适当的增加单井液量，放大了生产压差，实现了单井的增油，取得成功及规模实施后，我们在以后的工作中逐步进行Φ70泵的尝试，取得新的突破。
3.2举升工艺优化效果
2011年采油三区完成年产量5.6457×104t，相比2010年的5.4835×104t，增加了0.1592×104t，采油三区的产量得到了提高，与主力区块沈67块通过一系列措施增油工作量有着密切关系，举升工艺优化工作，取得了一定的增油效果，提高了单井产量，稳定了区块产量，使得区块的开发趋于合理。
3.3更换机型
Φ57抽油泵，使用12型抽油机冲程可以达到5米，冲次3.8次，理论排量为70t；使用10型抽油机，冲程3米，冲次6.5次，理论排量为70t。高冲次增加抽油杆偏磨及疲劳，不利于泵筒充满，同时缩短检泵周期。
3.4典型井例
前17-29位于沈67块中部，周边油井产量高，剩余油丰富，水井对应关系好，且注水量增加，2010年Φ44抽油泵生产，生产数据15.1/0.4/97%，折算液面1200米。经分析该井油层被水层抑制，生产压力不足，未能为油井产油做贡献，进行举升工艺优化，使用Φ57抽油泵提液生产，提液后生产数据：25/4.8/81%，实现日增油4.4t/d，累增油627.4t/d。液面1542米，液面下降342米，产液量增加10t，每下降100米液面产液量增加2.9t，负荷产液指数散点图分析所得的产液指数2—5t/MPa·d。
4、经济效益分析
2011年沈67块举升工艺优化增油6136.7t，2012年目前增油200.7t，共计6337.4t。
原油按3726元/吨，操作成本651.02元/吨。
取得总的经济效益为：
（3726-651.02）×0.63374×104t =1948.74（万元）
总计创效：1948.74万元。
5、取得的成果或突破
摸索了一套成型的举升工艺优化方案，以此为基础，推广应用举升工艺优化，实施于注水效果好的沈67块，实现了单井增产，2011年实施35井次，增油6137t。2012年目前实施12井次，增油200t。
举升工艺优化为区块的稳产及合理开发作出了贡献，使我们认识到了，高含水开发区块注水量增加，剩余储量丰富的情况下，降低油井液面，放大生产压差，动用低压油层做贡献，是高含水开发阶段，油藏合理开发的一种手段，为以后其他区块的应用，提供了技术指导。
6、存在问题
1、出砂油井，泵效下降快；
2、油层位置影响下泵深度，导致沉没度小；
4、选井难度加大，沈67块油井163口，开井120口，可选井范围变小；
5、井况复杂，抽油杆管容易断脱，检泵周期短；
6、井下工具打捞成功率低，捞获后受套变影响，存在上提困难的问题。
7、结论及下步建议
1、Φ57抽油泵全部使用12型抽油机，进一步优化调参，发挥举升设备及杆泵组合潜力；
2、泵效低、供液不足、提液效果不明显井，更换小泵型，恢复地层能量；
3、对调剖、调驱井组对应油井适时跟踪，把握提液时机；
4、Φ70抽油泵试验推广。
参考文献
