油气开采安全管理

油气开采安全管理（精选九篇）

油气开采安全管理 篇1

随着近年来我国经济实力的迅速增强, 我国的油气开采企业也得到了迅速的发展。但在其迅猛的发展的同时, 我们同样需要加大对其安全管理的重视程度。油气开采由于经常需要地下作业, 相较于其它行业是一门高危险性的行业, 其相关的安全管理工作更是一门技术性与实践性并存的管理工作。如果在油气开采的过程中, 未能加大对整个安全管理工作的重视, 往往会给企业造成巨大的经济损失。现阶段, 不同行业对于油气的需求也越来越大, 这就对油气开采企业的安全管理工作提出了更高的要求, 在这样的背景条件, 安全管理工作作为油气开采过程中的重要一环, 开始彰显其应用价值。

一、油气开采过程中安全管理工作的内容

油气开采过程中的安全管理内容较多, 其内容包括对工作规定的工作地段、危险点、控制措施、开采范围、工作任务以及安全措施等进行监察与管理, 以保证开采过程中规定的各项指标都与企业中的安全生产的要求相符。同时, 相关的安全管理人员也需要对油气开采企业的开采现场的安全措施进行检查, 考虑到油气开采的特殊性, 在开采现场可采取放置围栏、安排监护人、悬挂标示牌等措施, 避免造成人员伤亡。除此之外, 油气开采中安全管理工作还需要对开采过程中存在的危险点、安全设施以及注意事项等进行监察, 并确保每一个工作人员都能够熟知安全生产的管理规范, 而对于开采过程中的大型作业, 则需要进行逐级的审批, 做好大型作业开工前的准备, 对大型作业中的技术和设备运行情况、安全措施等进行检查, 以确保大型作业的安全进行。

二、油气开采过程中的安全管理所存在的弊端

1. 相关安全管理人员的自身的专业素质存在一定缺陷

油气开采的安全管理工作实际上是一门技术与实践共存的管理工作, 近几年来, 随着油气开采行业的迅速发展, 这门工作更是对从事的安全管理人员提出了更高的挑战。相关的管理人员不仅需要拥有相关的专业技能理论, 并且还要有其它管理方面的工作经验。但在油气开采企业的安全管理过程中, 很多管理人员的管理方式方法多是凭借日常的工作经验, 这一方面是由于多数管理者是从基层逐步走来, 他们自认为对基层的管理比较了解, 自我感觉凭多年的经验足以胜任管理层的工作, 一方面则是由于这些安全管理人员自身缺乏对新知识、新理念、新方法的学习, 自身的专业素质还存在一定缺陷, 难以做到客观和有效的安全管理。这就导致了相关的管理人员往往不熟悉油气开采安全管理的相关流程和工作环境, 进而降低了安全管理工作的工作效率。

2. 安全管理工作未能规范化, 开采过程中仍存在安全隐患

俗话说:“法令行则国治国兴, 法令弛则国乱国衰”, 油气开采过程中的安全管理制度就犹如法律, 可让工作有章可依, 有法可循。基于此, 不难看出建立科学化的安全管理制度是油气开采企业完善安全管理工作的重要保证。但在实际的生产过程中, 相关的安全管理工作仍然存在随意化、主观化等一系列弊端。例如部分监管人员碍于人情关系, 对于开采过程中存在的一些不符合安全管理规划的行为未能及时制止, 或是自己本身难以做到严格遵守安全操作规范, 难以起到带头作用等。这就使得开采过程中出现的安全问题因多方面原因不能够及时得到整改, 进而使得油气的开采过程仍然存在大量的安全隐患

三、提高油气开采过程中安全管理的有效措施

1. 安全管理工作人员需要严格履行自身职责

油气开采企业的安全管理工作人员在日常工作的过程中, 需要将油气开采企业的安全情况定期进行汇报, 同时也要根据相关的规章制度, 将安全生产责任落实到企业中的各级人员身上, 并对安全生产相关规章制度执行情况进行监察。在开采现场一旦发现违规行为, 要对其进行有效的制止, 并对其进行处罚, 对于油气开采过程中存在的不安全隐患, 安全管理工作人员需责令其进行整改。在危险性高的作业现场, 安全管理工作人员可以要求开采人员停止作业甚至是退出作业现场。只有安全管理的工作人员严格履行了自身的职责, 才能够为企业各级人员的安全生产工作起到表率作用, 从而提高油气开采的安全性。

2. 做好生产工作中的安全教育工作

由于一部分油气开采作业人员在生产过程中缺乏一定的安全生产意识。对于这种情况, 相关领导层需要进一步做好开采过程中的安全宣传和教育工作, 可考虑对做出显著成绩的单位和个人进行表彰, 对违反安全管理规章制度的单位和个人进行批评和处理, 从而让生产人员对安全生产工作有着更高层次的重视。也只有通过各种途径来提高油气开采操作人员的安全生产意识, 才能确保油气开采的安全运行。

3. 定期组织安全监察人员的业务技能培训

相关的油气开采企业应当进一步结合油气开采过程中安全管理工作的特点, 完善相应的管理措施, 进而保障企业的安全作业。同时, 相关的管理部门必须提高安全管理人员的业务技能水平, 定期组织安全管理的业务技能培训, 使得企业自上而下形成一个严密的安全管理体系, 最终保证油气开采的良好运行。

结束语

安全管理工作作为油气开采工程中不可或缺的重要一环, 在21世纪已经有了崭新的发展方向。我国需要进一步对安全管理工作在油气开采系统各种具体生产环节的应用与落实进行详细的探讨与拓展, 以期望真正加强企业的安全生产。同时, 油气开采企业也需要坚持以人为本, 坚持以科学的发展观作为核心, 坚持采取科学有效的管理办法, 进一步提升自身的安全管理工作水平, 从而多方面开创油气开采市场的新局面。

油气开采新工艺研究 篇2

油气开采新工艺研究

针对处于高含水、高采出程度、高采油速度的“三高”老油田出现的日益复杂的混合堵塞,在充分认识河南油田油层岩性特征和油层堵塞机理的基础上,成功研究了对无机堵塞物和有机堵塞物均有显著解除作用的.复合解堵技术,该技术不但对混合堵塞物具有显著的解堵作用,而且对出砂井还有抑制地层出砂的作用,现场应用结果表明,该技术具有投入少、见效快、增产效果显著之特点.

作 者：刘学文  作者单位：长江大学工程技术学院,湖北,荆州,434023 刊 名：现代商贸工业 英文刊名：MODERN BUSINESS TRADE INDUSTRY 年，卷(期)： 21(8) 分类号：X74 关键词：油层岩性特征   堵塞机理   二次开采  

油气开采安全管理 篇3

一、我国油气开采企业资产管理现状分析

资产作为油气开采企业的重要生产资料，是其从事生产经营活动的物质基础，为油气开采企业的持续经营提供了保证。加强资产管理、推行先进的、科学的管理制度，是关系到油气开采企业兴衰成败的重要课题。目前，我国油气开采企业资产管理中储量资产还未纳入，仅包括固定资产和流动资产，固定资产占总资产的90%以上。其中，固定资产又分为6大类：油气资产、房屋及建筑物、油气集输设施、运输设备、机器设备、其他设备，其中油气资产所占的比重最大，约占固定资产总额的85 %以上。

经过多年的发展与改革，油气开采企业对资产进行了归口管理，初步建立起一套集中核算、分级管理的管理模式，取得了一定成绩，但与实施油藏经营战略的要求还存在一定的差距与不足。

一是资产管理的范围较窄。目前，我国油气开采企业资产管理仅局限于固定资产的管理，而对于占企业相当大比重的储量资产的管理，还没有与生产经营管理有效地结合，资产管理的内容与实施油藏经营管理的需要还存在一定的差距。

二是资产管理尚处于静态管理阶段。目前，油气开采企业资产的管理还仅仅停留在价值的入账、折旧、报废处置流程的简单核算，处在实物完整性的简单管理状态，对资产的使用状况缺乏深层次的分析，特别是对于资产的运营状况分析还没有提上日程，对资产分布状况、运行分析、使用效率效益的高低还没建立科学的评价体系，没有建立定期或者动态的资产经营分析制度，不能真正发挥领导参谋助手作用，不能为资产的日常修理、保险、更新改造、调剂、租赁和利用率提高等提供有用的参考资料。

三是资产管理渠道不畅，各环节之间脱节。目前油气开采企业的资产运营模式主要是：由计划部门负责资产购建计划的审批；由机动、基建、采油、集输等有关部门负责资产的购建；由财务部门的基建投资岗负责资产转资前的账务核算；由财务部门资产组负责资产转资前的验收和转资后的日常管理。不难看出，资产的管理是由不同部门分段管理，部分部门只管投资不管产出，各环节之间很容易出现脱节，特别是作为资产管理的最重要环节——资产的入口是由非资产管理人员控制管理，资产管理人员无法真正实现对资产“一生”的管理，这给管好资产带来了种种不利。

四是增量资产管理与存量资产管理脱节。投入的资产有的重复，有的利用率不高，没有在盘活存量的基础上考虑增量的投入。

二、油藏经营战略对资产管理的要求

油藏经营战略作为油气开采企业生产经营的一种指导思想，它是在分析油气开采企业所处的国内外环境因素以及企业内部条件和生产要求的基础之上，以油藏作为油气开采企业经营管理最根本、最直接的对象，按照市场经济的要求，着眼于现代企业制度的建立，整合企业各种资源，强调各学科的协同性，从经济和技术的双重角度出发，以尽可能低的成本获得最大量的油气，使油气田开发获得最大经济效益。随着我国油藏经营战略的付诸实施，油气开采企业资产管理面临着新的挑战。

一是以成本和效益为核心，合理优化资产配置。实施油藏经营战略，必须坚持以成本和效益为核心，对于资产管理而言，就是要最大限度的盘活存量资产，用好增量资产。一方面，必须加强对存量资产的管理，另一方面，必须高度重视对资产投资的管理。

二是从资产的投资到报废实行全过程动态管理。油藏经营战略的实施要求资产不论大小，从计划、审批、购买、验收到转资，经历日常的使用、保管、维护，一直到报废、清理，中间每个环节都不能忽略，资产的报废处置与资产的购置转资同样应当引起足够的重视。应当形成一个全过程动态的资产管理体系，弥补资产管理的漏洞，制定严格的程序规范，防止资产从管理脱节中流失。

三是优化增量与盘活存量并重。实施油藏经营战略，就要将目前油田发展的方针定位为“优化增量，盘活存量，提高质量，降低总量”。在控制增量资产投资的同时，认真研究存量资产闲置的原因，盘活闲置资产，使其在企业生产经营活动中重新发挥作用。

四是要科学合理地使用资产。各项资产是实施油藏经营战略的主要物质技术条件，企业应充分有效地使用资产，定期对资产的构成、利用率、完好率以及资产的利用效果等指标进行分析，采取改进措施。财务部门还应配合设备部门，搞好老设备的挖潜、改造、革新工作，使其得到充分的利用。

三、基于油藏经营战略的资产动态管理方法设计

实施油藏经营管理，建立油气开采企业动态资产管理机制，就是利用先进的管理技术，学习国内外科学的资产管理经验，打破以往的资产管理模式，对资产的管理从源头抓起，从设备购置及工程开工开始参与，到竣工验收、转资交付使用、日常管理、报废处置，实行全过程动态管理。其具体思路（如下图），主要包括以下内容：

（一）以储量评估为资产管理的出发点

油气储量资产化的过程，也就是油气勘探开发企业走向市场，建立和完善储量市场的过程。物探公司集中人力、物力、财力，寻求优质储量，然后通过储量市场，将储量销售出去。油气开采企业从油气储量市场上收购储量，通过有效技术手段，尽可能降低开采成本，提高油田开发的经济效益。因此，储量资产化的实质就是油气勘探开发实现商业化、资产化经营，通过油气储量进入市场，实现资源的优化配置和资产的保值增值，以获得良好的经济效益。因此，对油气开采企业来讲，油气储量资产化是企业资产管理的核心。

建立油气开采企业动态资产管理机制，就要将储量管理纳入到资产管理的范畴内，建立以储量评估为基础的动态资产管理机制，使地面资产的配置适应地下资源状况的要求，最大限度地发挥油气开采企业资产运行的效益。

（二）实现资产的全过程动态管理

资产寿命的长短、生产效能的高低，不仅取决于其本身的设计结构和各种参数，在很大程度上还取决于资产的正确管理与有效使用。同时，资产的使用寿命除与自身的物理性能相关外，还与地下的油气储量和经济可采储量密切相关。基于此，资产管理人员须加强资产的日常管理与维护，确保资产正常高效的运转，否则会影响油气的开采量。资产管理人员应学习先进的科学管理经验，加强资产的动态管理以提高利用率，对价值巨大的重点资产实行单项资产跟踪管理，从资产的购建、转资、使用、日常管理直至资产的闲置报废与处置的全过程实施重点监督与管理，全面掌握企业资产的增减变动、用途、结构、保全以及运行成本等状况，确保资产在整个寿命周期内得到有效的使用。

四、油气开采企业资产全过程动态管理方法的应用对策与建议

（一）按油藏经营战略要求合理配置资产

资产是油气开采企业实施油藏经营战略的重要物质基础，而传统上油气开采企业资产的配置都是按油气生产单位进行配置的，与油藏经营的需要缺乏联系，因此，进行基于油藏经营战略的油气开采企业资产动态管理，就要根据油藏经营的要求合理配置资产，使资产发挥最大效用。

（二）加强油气开采企业资产的精细化管理

一套准确、精细的资产实物、使用状况数据资料是进行资产动态管理的前提条件。对企业资产进行彻底清查，将盈、亏、报废、租赁、闲置、相互占用资产等作为清查重点，明确各项资产产权，通过有效地内部控制制度做到清查不遗漏、盘盈资产及时上报，将准确率较高的数据作为领导决策的依据。

为了保证资产基本数据的完整，需要实施资产的网络化管理，实施各级资产管理人员网络化办公，各级资产管理人员确定后备案在册，资产管理网络初步建立，使基层各种资产信息及时地传递到各级财务资产部门，使油气开采企业资产数据库及时得到维护，真正实现资产的动态管理。

（三）提升油气开采企业资产管理人员的业务素质

油气开采企业资产全过程动态管理方法的应用，要求企业从资产运营与管理的实际需要出发，定期对资产管理人员进行资产营运和相关技术培训，加强各单位资产管理人员之间的业务交流，使资产管理人员的业务素质得到不断提升，以保证资产整体管理水平的提高。要改变传统的看待资产管理人员的眼光，确立各级资产管理人员培训为掌握生产工艺、熟悉市场交易、明白财务流程、懂得资产运作的复合人才。

（四）进一步完善油气开采企业资产运营分析及激励约束机制

要从资产分布状况、运行能力、效益高低等方面进行科学评价和建立定期资产经营分析制度，深入分析油气资产特别是固定资产运营现状。要将资产经营考核指标纳入企业的经营考核体系，完善现有资产经营管理的考核和奖惩制度，建立一套切实有效的激励机制，实行工资与职责履行情况、资产经营管理绩效挂钩，加大对高效资产管理单位的奖励力度。

论油气开采过程中的安全管理 篇4

关键词：油气开采,安全管理,改进措施

前言

安全生产对油气开采起着重要作用, 当前, 油气企业遵循以人为本的基本原则, 采取了许多安全措施, 有效提高了油气生产过程中的安全管理水平, 形成了由监督、检查验收、整改组成的内部管理机制。然而由于种种原因, 油气开采的安全形势依然很严峻, 主要表现在内部监管不足、安全管理流于形式、安全投入不够等问题, 这些问题如果不及时解决, 将严重威胁着油气开采工人的人身安全, 制约着油气企业的健康发展。笔者结合多年实践经验, 分析了当前油气安全管理中存在的问题, 并提出了一些改进措施, 对提高油气开采的安全管理水平有一定参考意义。

一、油气安全管理中存在的问题

油气企业的内部监管是保证油气开采过程安全的重要手段, 长期以来为企业的健康发展做出了重要贡献, 也受到了管理者的推崇和支持, 监管部门相关人员也努力改进工作, 不断提高自己的安全管理水平, 然从实际情况来看, 内部监管任然有待提高, 主要表现在以下几个方面:

(1) 首先是有些岗位人员配备不够。对于有些特殊岗位出现了缺员现象, 这是由人员机制原因造成的。安全监督人员应该是专职人员, 但有的却还要完成其他工作, 有些监管任务应该由多人来承担, 却被交给一个人完成。

(2) 其次是个别监管人员职业素质不高, 安全监管工作的质量比较低, 能够胜任安全监管工作的人员必须具备较高的职业水品, 包括完备的理论知识、丰富的实践经验、较强的现场学习能力等等, 然而有的监督人员却素质较低, 不能满足安全监督的基本要求, 检查不够仔细、不遵循安全工作规范、工作深入不够, 甚至做事不讲原则, 不能做到客观公正监督。

(3) 最后是监管工作不规范, 处理主观化、随意化。经过多年的实践和发展, 油气开采安全监督体制已经在油气企业各个部门得到实施和发展, 也形成了比较符合实际的规范和标准, 但有些情况下, 企业安全监管执行力不够也时常发生, 甚至因此导致严重的安全伤亡事故。在安全监管具体执行过程中, 监管人员碍于人情关系或其他一些原因, 没有对部门中存在的安全隐患提出整改要求, 甚至是大事化小, 小事化了, 有些生产人员以领导自居, 不严格执行安全生产标准, 不遵守安全操作规范, 个别员工不按规则办事, 习惯于遵循经验来处理问题, 自由度大, 随意性强, 这些都是导致安全事故的重要原因。

二、提高油气开采过程中安全管理的有效措施

针对目前油气生产过程中出现的安全管理问题, 油气企业应该积极采用有效的措施, 提高生产效率, 保障安全油气安全开采。

(1) 提高全体员工安全生产意识。油气开采始终要坚持“以人为本、安全第一”的发展理论, 认真广泛的开展安全生产教育、安全生产治理、安全严格执法等工作, 通过对员工的安全教育来强化他们的安全生产意识。对员工安全生产素质的培训可以从两个方面来实施:对安全监管人员的培训和操作员工的培训。对安全监管人员培训时, 要严格按照相关要求选择合适的人员, 杜绝责任心不强、安全意识差、工作粗心的人员进入监督机构, 以保障监管人员具备必要的监管素质。对操作人员的培训要紧密结合他们的生产实际, 加强安全知识的学习, 有时还需要建立相关的继续教育制度, 为他们学习提供必要的条件, 不断提高他们安全生产的本领。

(2) 注重重要场所和高危环境下的安全管理。企业在生产过程中要突出抓好超深油气井生产、高压长输管道、油气处理、产能建设、炼化装备等关键环节、高危领域和重要场所的安全生产工作, 确保油气的安全生产。企业要加大开展工艺安全、行为安全、系统安全的隐患治理和排除工作, 努力宣传好相关安全标准和安全文化体系。要深刻吸取安全事故的教训, 向全体员工进行消防知识宣传教育, 提高他们的消防意识和能力。

(3) 加大监察力度、加强安全监管

安全监管是油气生产过程中安全管理的重要部分, 在监管工作执行过程中, 相关领导要保障监管工作按计划有条不紊的进行, 还要结合生产的实际情况对监管制度作出必要的补充和调整, 持之以恒的减少安全监管的薄弱环节, 将安全监管渗透到油气生产系统的方方面面。安全监察是发现问题、排除隐患的有效途径, 监管人员要不断提高安全监察的质量和水平。

(4) 加快建立安全长效机制, 保障安全管理工作的顺利执行

随着管理机制的不断转变, 有些陈旧的管理制度已经不能满足当前油气安全开采的需要, 因此, 油气企业要与时俱进, 不断更新和改进现有的管理制度, 使安全监管逐步走向规范化、程序化、制度化, 从而形成人人行为有规范、项项工作有制度、处处工作有标准的良好局面, 不断完善现有的安全机制, 保证油气开采的顺利进行。

结言

总而言之, 油气开采过程中的安全管理是油气企业健康发展和提高生产效率的基础与保障, 安全监管水平的高低直接决定着员工和企业的经济利益。在新时代新形势下, 油气企业的全体员工要保持高度警惕, 注重安全生产中的任何一个细小环节, 加强安全管理和培训, 消除一切安全隐患, 切实保障油气生产的安全。

参考文献

[1]牛增辰.关于改进油田安全工作的思索[J].大庆社会科学.2008, (4) [1]牛增辰.关于改进油田安全工作的思索[J].大庆社会科学.2008, (4)

油气开采新工艺研究 篇5

针对老区采出程度高、综合含水高、产量递减快、稳产难度大等诸多困难, 河南油田采油工艺研究所完善配套钻采工艺新技术, 改善油田老区开发效果, 提高科技投入产出比, 使科技发挥了显著的增效作用。

(1) 配套应用改善注水结构的新技术, 减少无效注水, 增加低渗层的注水量, 提高注水效益。在这方面, 该所开展了“区块整体深度调剖技术”、超细水泥封堵技术等科研项目的研究。这几项配套技术主要是通过调整地层剖面, 控制无效注水, 提高注水的利用率, 日前河南油田已开展现场试验12口井。从现场应用效果看, 都取得了重大进展。其中“区块整体深度调剖”工艺技术在5口井整体实施, 累计注入调剖剂2万立方米, 该区块产量自然递减由22%下降到12%, 折算增油4200吨, 降水1.7万立方米。

(2) 加大机械采油技术的精细研究力度, 配套改善产液结构的工艺技术, 降低油井无效产水。针对油田生产单位需要, 该所开展了机械找堵水技术、分抽混出泵采油技术等6项技术的科研攻关, 很好地解决了机械采油工艺技术方面的难题。

其中, 机械找堵水技术能解决地质技术人员掌握油层能量时作业量大、占产时间长的问题, 能对任意层进行调换找水、堵水, 大大减少作业工作量和油井占产时间, 避免了油层的自身干扰, 且操作简单, 经济可靠, 现场试验9口井, 降水7000立方米, 减少作业16井次, 深受生产单位技术人员欢迎。

分抽混出泵采油技术是利用分抽混出泵进行采油, 能够使两个不同能量层位的液体在不被干扰的情况下被采出, 提高了采油速度, 增加了单井产量。该技术2007年在河南油田现场应用15井次, 增产原油4500吨。该模式促进了科技成果向生产力转化, 形成了该所与生产单位的“双向互动、利益共享”的新型关系, 生产单位高度重视科技成果的有偿推广应用, 成立了相应的协调机构, 为加快科技成果转化推广铺平了道路。

(3) 完善低渗透油藏和稀油老区压裂改造配套技术, 进一步提高压裂工艺水平和有效率, 拓宽老区压裂改造范围, 为增产增效提供技术支持。针对老油区地层状况, 该所科研人员开展了4项压裂工艺技术研究, 形成了适合高含水开发后期压裂配套技术, 拓宽了压裂技术的改造范围, 同时完善配套了压裂现场质量控制体系, 提高了压裂施工质量, 压裂技术增产效果进一步提高。如在安66井压裂后自喷, 日产油38.6吨。该所研究的压裂新技术现场实施29口井, 有效率由原来的83%提高到92%, 累计增产原油6900吨。

2 采油新技术研究

近几年来, 河南油田油气勘探开发实施的是稳定老区、开拓外部新区之策。老区勘探不断有新发现, 取得了老区稳产的物质基础, 然而, 老区新探明的油气储量, 大多是复杂小断块的稠油油藏, 上产困难重重。

(1) 稠油新区隔热注采工艺技术。

河南油田采油工艺研究所针对新区上产开发需要, 积极开展采油工艺新技术研究, 为新区上产提供了强有力的技术支撑。首先, 新庄油田是河南油田增油的新战场。该油田属于复杂小断块稠油油藏, 由于地层胶结疏松, 开发时急需解决隔热注汽的难题。该所集中精兵强将, 组成了跨专业、跨部门的联合攻关组, 在科研管理、经费和技术人员配备上给予充分保障。经过半年的联合攻关, 突破了“稠油新区隔热注采工艺技术”重大技术难题, 从根本上解决了困扰新庄油田高温高压注汽管柱的密封问题, 使新庄、杨楼油田1250万吨的储量得到有效动用。截至目前, 新庄、杨楼油田已经生产原油2.1万吨。利用预应力固井工艺新技术, 在新庄、杨楼等地区现场施工88口, 创直接经济效益1730万元。

(2) 低孔低渗特殊油气藏增注技术。

针对张店、宝中等新区油田地层压力保持水平低、注水困难、油井自然递减快的难题, 该所开展了“低孔低渗特殊油气藏增注技术”研究。经过科研人员一年来的努力攻关, 该技术取得较大突破, 现场试验6口井, 增注水量7800立方米, 为扭转新区块疑难区块欠注严重的被动局面, 提高整体开发效果奠定了基础。

3 优化工程设计方案, 从源头降低原油生产成本

科技对油气开发生产的有力支持, 既要表现在原油产量的稳定和增加上, 也要表现在生产成本的节约上, 是综合效益的体现。

河南油田采油工艺研究所承担着油田钻井、采油工程、压裂、调剖施工等方案的设计和编制工作。 按照战略成本管理的理念和成本源头节约的思路, 该所在方案设计中贯彻降本减费原则, 充分利用新技术、新方法、新观念, 优化方案设计, 避免了无效支出, 降低了原油生产成本。首先, 在新庄油田开发的设计方案中, 采用该所研究的普通油管隔热注采工艺技术, 与采用其他油管注采工艺管柱相比, 成本低、投资小、经济适用, 每口井可节约21.4万元的隔热油管及配套工具投资。目前在现场应用的49口井中, 节约投资1050万元。其次, 在钻井工程设计方面, 通过对钻机优选, 将稠油井一般钻机改用小型钻机, 使钻井单位成本平均下降300元/米。2007年, 按钻井总进尺12.2万米计算, 可节约成本3660万元。第三, 在压裂施工设计过程中, 结合井网布局, 优化工艺参数, 设计压裂施工方案, 提高了措施有效率。2007年, 在安棚油田压裂过程中, 该所通过参数优化, 节约投资460余万元。

4 结语

二次开发是老油田在一次开发达到极限状态或已达到弃置条件时, 采用全新理念, 应用二次采油技术, 重新构建老油田新的开发体系, 大幅度提高老油田最终采收率, 最大限度地获取地下石油资源的一种高效开发方式。从动用储量和年产油量来看, 老油田仍是油田开发的主体, 老油田高含水期仍蕴藏着很大的开发潜力, 应用二次采油等新技术对老油田进行二次开发, 老油田的价值将得到不断提升。

从河南油田的开发状况来看, 不论是油田开发的认识、观念、技术、管理, 还是开发年限、生产指标及产生的经济效益, 老油田二次开发确实是一个新的重大课题, 要着力推进这项系统工程, 进一步深化对老油田剩余油分布的精细认识, 以提高采收率为目标, 转变经济增长方式, 实现石油资源的高效开发和最优化利用。

参考文献

[1]刘富强, 姚鹏翔, 张礼刚, 刘泽民, 倪江权.氟硼酸深部酸化技术在石南油田中的应用研究[J].石油与天然气化工, 2007.

[2]李丽, 纪振云, 迟成亮.低渗透油田选择性酸化解堵剂研制[J].钻井液与完井液, 2007.

[3]谢菲菲.玉门老君庙油田二次开发先导试验成功[N].中国石油报, 2008.

[4]丁建国.创新带来油田风光无限[N].中国石油报, 2007.

[5]聂锐利.大庆油田动态测井地面数字化技术研究与应用[D].中国地质大学 (北京) , 2006.

蒸汽驱开采期油气集输工艺优化 篇6

一、蒸汽驱开发的特点

蒸汽驱主要工作原理为通过注汽井往井底注入干度不低于70%的高温蒸汽, 通过高温蒸汽改变油藏流体流动性, 提高采收率。

蒸汽驱采出液特点:

1.温度高:在高温蒸汽的作用下, 在蒸汽驱热连通阶段单井产液温度:35~50℃, 而到全面驱替阶段后, 井口采出液温度能达到70~80℃。

2.含水率高:采用蒸汽驱开采的油藏已经进入到了稠油开发中后期, 进入

到高含水期阶段, 含水率能达到85%以上。

3.油气比低:油气比约为10m3/t。

二、集输工艺优化的必要性

目前常用稠油集输工艺为井口加热单管集输工艺和井口掺液输送双管集输工艺。

井口加热单管工艺流程为:

1.井场

套管气

采油井口 油 单井管线 计量接转站

井口掺液 (稀油或水)

2.计量接转站

(1) 稠油生产流程:

单井来油气→计量间→油气分离缓冲罐→外输泵→计量→外输加热炉→集输管线→联合站

(2) 掺稀油流程:

稀油干线来稀油→加热→总计量→稀油分配阀组→单井计量→掺稀油管线→井口

(3) 天然气流程:

油气分离缓冲罐→立式分离器→空冷器→计量→加热炉燃气

站外来套管气

站外来天然气→计量

井口掺液输送双管工艺流程为:

3.井场

套管气

采油井口 油 单井加热炉 单井管线计量接转站

4.计量接转站

(1) 稠油生产流程:

单井来油气→计量间→油气分离缓冲罐→外输泵→计量→外输加热炉→集输管线→联合站

(2) 天然气流程:

油气分离缓冲罐→立式分离器→空冷器→计量→加热炉燃气

站外来套管气

站外来天然气→计量

目前该两种流程均存在着能耗高的弊端, 井口加热单管工艺流程所需井口加热炉多, 且布置分散, 不易管理;井口掺液输送双管流程需在计量接转站内布置掺液缓冲罐、掺水加热炉、掺水泵、掺水阀组等一系列设施, 占地大, 能耗高, 投资高。

结合蒸汽驱开采的采出液温度高、含水率高等特点, 需对地面油气集输的工艺进行优化。

三、井口不加热单井串接集油工艺描述

在蒸汽驱区块采用井口不加热单井串接集油工艺, 该工艺特点为充分利用采出液温度不加热集输进站, 单井采出液计量采用井口计量方式, 各站所辖井按照区域位置分布, 分成若干井组平台, 采用串接集油方式将采出液输送至就近计量接转站。

含水原油表观粘度变化曲线为原油表观粘度的变化先经历一个上升区:随之含水率的增大而升高, 到拐点后原油表观粘度开始进入到下降区, 拐点含水率一般为45%~60%, 这时表观粘度达到最大值, 随后开始下降, 下降至80%左右进入到平缓区, 进入该区后, 含水油表观粘度随之含水率的升高变化微小。

本文论述的油品含水率达到85%以上, 表观粘度已进入平缓区, 且远远低于纯油粘度, 为井口不加热单井串接集油工艺提供了有力条件。

井口不加热单井串接集油工艺流程为:

1.井场流程

单井来液→单井智能计量器

单井来液→单井智能计量器 计量接转站

单井来液单井智能计量器

2.接转站内流程:

四、井口不加热单井串接集油工艺优势

1.蒸汽驱开发生产参数适合采用井口不加热单井串接集油工艺

蒸汽驱开采井口产出液综合含水达到85%以上, 全面汽驱阶段井口出油温度能达到70~80℃, 井口回压要求为0.5MPa, 根据现场参数及工艺计算结果, 可以实现井口产出液不加热串接进计量接转站, 利用计量接转站外输加热炉一级加热保证含水原油外输温度70℃输送至联合站。

2.井口不加热单井串接集油工艺能耗低

井口不加热单井串接集油工艺取消了井口加热, 掺水升温升压等能耗, 且单井采出液串接集油后, 管线沿程温降小, 该工艺综合能耗相比井口加热单管工艺流程降低约17%, 相比井口掺液输送双管降低约23%。

3.井口不加热单井串接集油工艺投资成本低

用井口不加热单井串接集油工艺, 可减少井口加热炉、掺液泵、掺液加热炉、掺液管线等设施, 年运行费用及生产成本大大降低。

结束语

稠油开发进入到蒸汽驱开发后, 采出液温度高, 含水率高, 油品表观粘度远远低于纯油粘度, 可将集输工艺优化为井口不加热单井串接集油工艺, 使用该工艺可以取消计量站、有条件的取消接转站, 简化地面工艺流程, 大大降低地面工程投资、降低系统能耗、减少定员, 从而节省生产单位综合成本, 达到对地面集输工艺的总体优化, 具有具有广阔的推广空间。

摘要：稠油采用蒸汽开发驱后, 井口采出液温度高, 含水率高, 通过对地面集输工艺改造为井口不加热单井串接集油工艺后, 可取消井口加热炉、站内掺液炉、掺液泵, 简化了工艺流程, 降低了系统运行成本, 具有广泛的应用空间。

油气开采安全管理 篇7

一、我国油气开采企业行业价值链分析

1. 油气开采企业产业价值链分析

段我国油气开采企业的产业价值链可以描为下图:

图中所示的地质勘探、钻井、油气开采和油气集输分别对应油气开采企业的四大价值活动, 这四大作业活动可以通过矩阵来表示:A=[a11 a12 a13 a14], 其中a11代表单位油气当量所产生的地质勘探作业量, a12代表单位油气当量所产生的钻井作业, a13表示油气开采作业量, a14表示油气集输作业量。这四大作业活动都是建立在一定的资源消耗基础上的, 所以在进行相关的企业成本核算的时候可以结合这四大作业活动将作业成本分为水电费、人工费、材料费、折旧费和其他支出这五大类。

2. 油气开采企业产业价值链数量模型的建立

通常情况下, 影响企业生产成本的因素除了企业内部的生产结构和管理因素, 企业外部的某些影响因素更加重要。如企业与产品供应商、客户与供应商以及客户与企业之间的关系等都会影响到企业的成本管理。企业的行业价值链就是用来表示企业与上下游之间的联系, 也就是企业与供应商以及客户三者之间的垂直关系。目前, 在我国的油气开采企业的工艺流程中, 地质勘探和开挖钻井两大作业活动都是由相应的工程技术服务公司负责完成的。但是, 由于技术和经济相联系, 使得这些作业活动所消耗的成本和产生的价值最终又都转移到价值链上。

通过对产业价值链的分析只能揭示各个价值环节的关系, 并不能实现各价值环节的优化。油气开采企业的产品一般有天然气和原油两种, 其中天然气占总产量的比例较小, 所以在成本油气产品成本核算时一般都将天然气产量折算成原油计量计算。也正是由于这个原因, 在建立油气开采企业内部价值链和产业价值链之间的数量模型的最终目的并不是为了核算油气产品的成本, 而是通过分析各个价值链之间的成本数据, 寻找各个价值活动之间的可优化项目。

3. 油气开采企业内部价值链分析

按照《竞争优势》中所提出的价值链理论, 联系油气开采企业的生产工艺和生产流程, 油气开采企业内部主要的价值活动有注水、油气加工、液化处理和井下勘探。油气开采企业内部的价值活动除了上述几个主要的开采工艺, 还包括成本管理、基础管理和人力资源开发与管理等辅助性价值活动。

企业的价值链是一个互相联系并影响的整体, 每条价值链都不可能实现在价值链系统中独立活动。所以企业内部的价值链分析的关键在于调节价值链各环节之间的关系, 要想降低产品成本提高产品价值, 就必须改善各个价值活动的量。根据油气开采企业内部四大价值活动可以建立一个新的矩阵:

根据这四大作业活动消耗的水电费、人工费、材料费、折旧费和其他支出这五大支出可建立以下矩阵:

其中的R的向量r11r12...r15分别表示各作业活动所消耗的资源数量, C矩阵表示其他支出的价格。因此单位

油气产量在各个作业活动所消耗的成本总和就可以用B, R, C三个矩阵的乘积表示。

二、我国的油气开采价值链数量模型实证分析

1. 企业产业价值链数量实证分析

地质勘探、钻井、油气开采和油气集输分别对应油气开采企业的四大价值活动, 其中油气集输由于是在地面上作业, 所以与其他三种价值活动之间的差异较大。以下主要分析地质勘探、钻井开挖和油气开采对企业生产成本的影响。

(1) 地质勘探与钻井开挖之间的关系

地质勘探是钻井开挖的前提, 地质勘探的结果对后期钻井开发和井下作业都有着重要影响。通过分析两者的成本数据并根据函数关系推导, 可以建立地质勘探和钻井开发之间的价值链数量模型。根据数量模型的计算显示, 在地质勘探和钻井开发这两个价值活动环节中还存在着巨大的优化空间。通过对该价值环节的优化可以实现降低油气生产总成本的目标, 将计算得出的最优解转化为地质勘探的作业量可以降低总的生产成本1.48元/吨原油, 换算成百分比下降比例为0.4%。

(2) 钻井开发和油气开采之间的关系

钻井开发是油气开采的基础, 钻井的开发质量将直接影响油气开采中的注水、液化和井下作业等活动有着重要影响。通过建立价值链数量模型, 钻井开发和油气开采环节存在着较大的优化空间, 通过将最优解转化为钻井开发的作用量和单位作业消耗的资源, 可以实现降低油气生产总成本的4.7%, 每吨原油价格可以降低大约20元。

2. 企业内部价值链数量模型实证分析

在注水、油气加工、液化处理和井下勘探这四个价值活动中, 各个价值链中都存在一定的联系。由于油气加工属于地面上作业, 对其他三项活动的影响较小, 所以下面主要探讨注水、液化和井下作业之间的关系。

(1) 注水和液化之间的关系

通过建立价值链数量模型, 根据计算结果得出油气开采企业的注水与液化作业环节存在着优化空间。通过将最优解转化为对注水作业的成本资源控制, 可以实现降低总生产成本的0.8%, 每吨原油价格降低约2.02元。

(2) 井下作业与液化之间的关系

井下作业的主要目的是维护油井的基础功能, 保证油井能够稳定运转, 井下作业的质量和效率对于油井生产有着重要的影响。通过建立价值链数量模型, 优化两者之间的成本关系, 可以降低油气生产成本4.01元/吨原油, 下降比例为1.7%。

结束语

通过上述的分析可以看出, 通过建立价值链数量模型可以优化油气开采企业产业价值链和内部价值环节之间的联系, 达到降低生产成本的目的。当然, 价值链数量模型所得到的最优解只是理论值, 如何实现最优解还需要通过充分考虑现实因素及进行系统分析。

参考文献

[1]严绪朝, 杨景民.为二十一世纪加油——中国石油工业提升国际竞争力报告[M].北京:企业管理出版社, 1999.

油气开采安全管理 篇8

川西气田地层构造复杂、岩性特殊[12], 国内外现有处理技术难以适用。针对这种现状, 西南油气分公司立足自身实际, 形成了独具特色的创新体系, 获得了一大批具有自主知识产权的核心技术, 综合效益显著。研究西南油气田技术创新与实践, 对于提高废弃物处理技术创新的效率和效益, 推动油气开采行业的技术进步, 实现绿色开采, 建设资源节约型、环境友好型社会[13], 更好履行作为央企的经济责任、政治责任、社会责任具有重要意义。

1 川西油气田工程概况

西南油气田天然气产量自开采以来一直保持了强劲的增长势头:“九五”期间为42亿立方米, “十五”期间为85亿立方米, “十一五”期间为131亿立方米。预计“十二五”期间产量达到215亿立方米以上, 基本建成百亿气田[14]。目前, 川西气田已有油气生产井数百口, 并形成了颇具规模的开发区, 成为了中国石化重要的天然气生产基地。

川西气田油气资源十分丰富, 近年来进行了大力勘探和开发, 取得了显著的油气成果, 带来了该地区经济的发展。但另一方面, 因川西地区人口稠密, 河网纵横交错, 湖塘星罗棋布, 城镇分布密集, 工农业发达, 土地资源十分宝贵, 区内地下水丰富, 水位较高, 农田灌溉水网密布, 生态环境较为脆弱和敏感[15], 使油气开采的环境保护问题变得异常突出。

2 川西地区油气绿色开采工程技术创新

2.1 油气绿色开采的定义与内涵

油气绿色开采是一种综合考虑资源效率与环境影响的现代开采模式, 其内涵是减少油气开采对环境的影响, 努力提高油气开采技术, 实现高利用、低排放的目标。其实质是提高油气开采的效率, 减小对生态环境的影响, 在提高企业经济效益的同时取得良好的社会效益。绿色开采与可持续发展有着密切联系, 它是可持续发展的重要的组成部分[16]。

2.2 技术创新产生的背景

(1) 油气开采废弃液处理难度大。油气开采生产过程中会产生的大量污染液对环境影响颇大, 主要包括压裂返排液、地层水、钻井液等。污染液处理难度大、费用高, 各作业类型产生污染液已达到处理极限, 因处理能力受限而影响生产的现象时有发生。西南油气分公司油气开采污染液产生量及处理能力情况详如表1所示。处理后的液体难以全部满足排放指标, 对环境造成重大的潜在危害和风险, 已经成为制约油气田正常运行的绊脚石[17]。

(2) 国家政策及法律法规要求。我国党的十八大报告中提出要加快生态文明制度建设, 建立和完善严格监管所有污染物排放的环境保护管理制度, 独立进行环境监管和行政执法。完善污染物排放许可制, 实行企事业单位污染物排放总量控制制度, 对造成生态环境损害的责任者严格实行赔偿制度, 依法追究刑事责任。新的环境保护法针对环境保护相关问题的司法解释由以往的后果入罪改成了行为入罪, 单位领导也有集体犯罪的法律责任了。法律责任处罚力度的增大, 对生产者生产行为形成了强有力的约束, 迫使生产者提高污物处理能力, 减小排污量。

(3) 民众环保意识增强。随着社会的发展及新闻媒体的宣传, 民众环保意识不断增强, 对工程所带来的环境影响的认识越来越充分, 风险识辨能力也越来越强, 这些都对工程中污染物的处理提出了更高的要求。

(4) 中国石化自身发展的需要。面对我国“十二五”期间更大发展、更高生态环保要求的需要, 中国石化提出了油气开采绿色低碳的战略思想, 以科技创新实现环保目标。

2.3 技术创新原理

(1) 需求拉动, 技术推动。随着国家经济的发展, 油气产量增加, 油气开采技术不断提升, 环境保护标准不断提高, 油气开采需要技术创新, 减少废弃污染物, 提高环境保护能力, 而新技术推广使用又会进一步推进市场更高的需求与技术更先进的发展。

(2) 绿色低碳, 降本增效。在油气开采过程中, 运用创新技术对废弃液进行有效回收利用、减少污染物的产生, 不仅对生态文明建设作出贡献, 也为企业节省了污物处理费, 降低了开采成本, 提高了开采效率。

(3) 因地制宜, 与时俱进。针对川西地区复杂的地质特征, 结合实际情况开展技术创新, 并时刻关注相关领域技术创新前沿, 积极吸取同行业技术创新经验, 加强自主创新能力, 以适应国家相关政策的调整。

(4) 制度保障, 持续创新。良好的制度是技术创新的保障, 完善施工现场管理, 加强绩效考核, 建立创新型人才激励机制和可持续创新体系, 使技术成果得到更好的推广应用。

西南油气分公司油气开采技术创新原理如图1所示。

2.4 技术创新实施策略

西南油气分公司油气绿色开采工程技术创新实行“绿色低碳, 节能减排”战略, 以企业需求和国家政策为导向, 以研发高效绿色环保自主知识产权技术为主线, 开展综合集成、系统创新, 重点加强压裂返排液、地层水、钻井液等方面的成套技术研究;加大资金投入力度, 鼓励员工探索创新, 构建完备可靠的成套环保体系, 通过不断试点吸取经验, 形成绿色高效的可持续技术创新体系, 为打造油气田的绿色开发目标提供有力的技术支撑。

3 技术创新实践

3.1 压裂液重复利用技术

针对川西地区加砂压裂产生的返排液量大、处理成本高、污染环境严重等问题, 2012年西南油气分公司开展了压裂返排液回收重复利用技术攻关研究, 攻克了处理压裂返排液的核心技术, 研制了新型的回收装置、回收工艺、处理剂、配方, 首创形成一套基于胍胶分子重构的压裂返排液重复利用技术, 研发了返排液净化处理工艺, 配套了车载移动撬装式处理装置。因对返排液利用物理和化学方法进行回收、处理、重复利用, 减少返排液处理和排放量, 减轻了气田环保压力, 降低了压裂液成本及废液处理费用。

针对多次循环利用后返排液配制压裂液性能下降 (多次循环利用的压裂液成份复杂、性能不稳定, 会影响压裂施工效果) 的问题, 开展配制钻井液的研究工作, 实现返排液的零处理和零排放, 目前已利用返排液初步调试出适合川西中浅层的压返液钻井液配方。

3.2 地层水利用技术

(1) 地层水配制压裂液技术。利用地层水配制压裂液成功研制出新型的增溶剂, 解决了地层水转换成压裂液的技术难题, 并配套形成处理流程, 研制形成了地层水压裂液体系, 开辟了气田产出地层水利用新途径。

(2) 地层水配制钻井液技术。利用地层水配制钻井液, 通过优化配制方法、优选抗离子主聚物和降滤失剂以及处理剂之间的复配, 基本解决了地层水调试钻井液的技术难点, 初步调试出川西中浅层的地层水钻井液配方。

(3) 钻井液重复利用技术。西南油气分公司2012年有1.5万立方米可重复利用钻井液被直接当做废弃物处理, 针对川西地区回收钻井液重复利用比例低的情况搭建了钻井液实时调度信息平台, 形成钻井液重复利用调度管理系统, 通过钻屑脱附技术、钻井现场管理和废弃液综合处理, 使钻井液重复利用率提高17%, 减少了废物处理和填埋量。

4 技术创新成效

西南油气分公司高效绿色工程在市场需求与技术创新综合驱动下的技术创新目前实践效果良好, 创新成果转化率高、应用效果显著、综合效应明显, 且节约企业成本, 取得了良好的经济效益, 一些创新成果填补了国内空白, 具有广泛的推广应用价值。主要体现在:

(1) 压裂返排液处理技术。采用压裂返排液重复利用工艺减排5万立方米废水, 极大地缓解了环保问题, 保证了生产的正常进行。目前共计完成压裂返排液施工49余井次, 回收液量7.2万立方米, 施工成功率100%, 产生直接经济效益1 900余万元。

(2) 地层水处理技术。1) 地层水配制压裂液。通过优选抗盐关键添加剂, 优化地层水处理流程, 研制形成了地层水压裂液体系, 分别在川西气田的两口气井进行了先导试验, 分别获产1.6×104m3/d和1.2×104m3/d, 估算获得经济效益750万元, 开辟了气田产出地层水利用新途径。2) 地层水配制钻井液。通过地层水配制钻井液技术, 减少钻井液废弃量为10万立方米, 减少废弃液处理费约500万元。

(3) 钻井液。通过钻井液重复利用调度管理系统实施钻屑脱附技术、钻井现场管理和废弃物综合治理, 使钻井液重复利用率从45%提高到62%, 每年钻井液回收量约为1.5万立方米, 获得经济效益3 000万元。

综上所述, 西南油气分公司高效绿色工程技术创新取得的总体效益合计, 每年可回收或减少废弃液40.9万立方米, 经济效益达7 986万元, 具体如表2所示。

5 结语

油气开采安全管理 篇9

在油田的开采过程中, 如何提高油田开采的采收率是油田开采的中心内容, 需要在对油田地质、水文等诸多情况进行综合分析的基础上做好油田采油工程方案的设计, 良好的采油工程方案设计对于确保采油工程的顺利施行有着重要的意义。文章将就如何做好采油工程的方案设计以及采油方式的分类等进行相应的介绍。

1 采油工程方案设计简介

采油工程的主要任务是通过生产井和注水井采取一系列工程技术措施作用于油藏, 使油气畅流入井, 并经济有效地举升至地面进行分离和计量等, 目标是经济、有效地将深埋于地下的原油开采至地面。其中采油工程方案主要是由以下几个部分构成: (1) 方案编制的油藏地质与油藏工程的基础; (2) 油田开发过程中系统保护油层的要求与措施, 其主要包括:完井工程的设计、注水工艺的设计、采油方式的优选、油层的改造、配套工艺设计以及油田采油情况的动态监测等几个方面; (3) 通过对以上这些方面进行对比分析从而找出最为经济、可靠的油田开采方案。

2 油田采油方式分析

在油田的开采过程中, 其主要开采原理是在通过向地下加压并提高油层流动性的基础上依靠地层的压力来进行原油的开采, 在这些方式中, 向地下注水来是现今采油的主要方式。同时, 根据注水采油工艺中注水时间的不同, 可以将其分为早期注水、中期注水和晚期注水等, 其中, 早期注水是指在油田开采的初期即对油藏进行人工注水来进行油田的开采, 早期的油田注水可以使得油藏中的压力始终保持在原油油层压力水平之上或者是高于油层饱和压力条件下进行的原油开采, 使得油井能够稳定、高效的进行产油。但是在油田开采过程中的早期注水的时机选择与注水的时间等都需要根据油藏中的地质条件以及油田的开采速度等进行相应的分析后决定。而中期和晚期注水则由于油井已经进行了相当时间的开采, 油层中所含有的油的含量已相对不足, 此时进行注水来提高油层的压力只能使得其在较低的压力水平上保持稳定。对于油井的注水方式可以分为边缘注水 (缘外, 缘上, 缘内) , 边内切割注水, 面积注水等。

做好采油工作最主要的是提高原油的采收率, 只有提高原油的采收率才能够更好地提高经济效益, 从而达到合理采油的目的, 现今, 能够有效提高油气采收率的技术主要有:化学驱, 气体混相驱, 热力驱, 微生物采油和物理采油等。其中, 化学驱主要是通过在注入水中添加一些化合物, 从而有效的提高采油注入水的粘度, 从而有效的提高水驱油的波及系数。而气体混相驱油则主要是通过向油井中注入与原油相混的气体, 从而达到排驱残余油的目的。而热力采油方式则是开采稠油的主要方式, 由于稠油粘度很大, 流动性极低, 因此通过向地下注入较高的蒸汽来降低稠油的粘度, 提高稠油的流动性, 从而极大的提高有油气田的采收率, 现今, 热力采油方式主要分为:蒸汽吞吐法、蒸汽驱油法以及火烧油层等方式。而微生物采油则是近些年兴起的一种采油方式, 其主要是通过使用微生物来选择性地堵塞孔道, 有效的提高波及系数。

由于采油的过程中, 无法用肉眼观测地下的开采进程, 从而给原油的开采带来了极大的困难, 如何根据油气田的特性来选用合理的开采方式, 从而达到最优的原油采收率是油田最核心的问题。在油田的开采过程中, 提高原油的采收率, 尽可能的延长油气田的高产与稳产时间, 尽可能多的开采出更多的原油, 从而达到一个较高的采收率以及较好的经济效果是油田开采的最终目的, 为了实现这一目标, 不但需要从油气田的埋藏类型出发, 选用合理且较为高效的开采方式。同时, 使用的开采方式不是一成不变的, 需要在油气田的开采过程中根据油气田的特性而进行适时的改变, 使其总是能达最优的开采效率。所以, 在进行油气田开采之初, 需要注重两个方面的问题, 根据不同的油藏特点来选用不同的开采方式以及开发井网, 同时, 如果在某一区域中具有多个开采项目, 可以认为其具有相同的油藏埋藏特点, 因此可以选用同一种开采方式。同时, 由于油藏地质研究和油藏工程方案是采油工程方案设计的资料来源, 因而在进行采油工程方案设计前需要弄清楚油藏的地质特征和开发条件, 并且配上合适的工艺技术方案。

3 油气田的完井工程方案

在油气田的开采过程中, 需要尽量地减少对于油层的破坏, 从而能够保护油层, 在采油工艺方面需要尽量选用能够与油田的地质情况相符合的开采工艺, 尽可能满足注水、防砂、修井等采油工艺;低成本、高效益、工艺简单的完井方式。同时在钻探的过程中对于钻开油层及固井需要从以下几个方面进行考虑: (1) 油气田钻井的完井方式、油层埋藏的压力以及油层的储层特点等; (2) 钻探破开油层后, 对于完井液密度、失水量的要求等; (3) 油气田钻井中的固井水泥返高和固井质量的要求等。在油气田开采的过程中还需要注意做好对于油层的保护, 其中, 对于油层的保护需要从以下几个方面入手:钻井、固井过程;射孔、修井作业过程;注水过程;增产措施过程等。以上这些都是油气田开采过程中容易导致油层受损的步骤, 因此, 在这些开采步骤中需要注意对于油气田油层的保护。同时对于生产套管设计, 套管的设计人员首先要确定油管直径和开发过程中将要运用到的采油工艺, 最后再准确地选择出生产套管的尺寸, 标明套管材料以及强度的选择要求。在做好对于油层保护措施的同时还需做好对于油气田开采过程中突然发生的油层受损情况, 当发生油层受损时需要及时采用预案来应对这一问题, 采用合理、有效的方式来恢复油田的正常生产。

4 油气田采油方式选择的依据

在油气田开采的过程中, 需要根据以下几种情况来确定油气田的开采方式: (1) 确定举升方式选择的原则、依据及要求。 (2) 对油井产能进行研究。首先, 分析研究出不同含水阶段之间的油井产液、产油指数;而后, 根据采油区域的油田的分布情况, 对各个油井的开采进度进行一定的程度的调查, 摸清处于不同含水阶段的油井井数情况。 (3) 实施油井生产动态模拟通常的方式是软件预测, 主要目的是为了在不同压力的条件下, 当各类油井使用不同举升方式时, 能够获得最大的产量。 (4) 根据油井模拟开采的结果并结合如何提高油气田开采的经济效益等方面选用合理的开采方式, 并设计出相应的配套施工方案。

5 油气田开采过程中的油层改造技术

当选择好油层改造的具体方式之后, 搜集已有的各种地质条件下的油层改造的详细资料, 做好技术储备, 并结合油层改造方式的工艺适应性、投入产出比等方面开展多方面综合评价后得出最佳方案。

6 结束语

由于油田的开采是一个横跨多学科、多专业的学科, 同时由于各地的油气田所处的地质情况、水文情况等都有所不同, 因此需要根据具体的情况选用合理的开采方式以达到提高采收率的目的。文章主要对油田开采工艺的方案以及开采过程中所需要注意的一些问题进行了介绍。

摘要：经济建设的飞速发展总是伴随着石油的巨大消耗, 我国近些年来的原油需求量猛增, 国家在大量进口原油的基础上也加大了对于国内原油的开采力度。在原油的开采过程中, 根据不同的油质需要采用不同的开采方式, 从而达到提高原油采收率的目的。文章将就现今所采用的原油开采方式以及原油开采工艺中所需注意的一些问题进行介绍, 并对油田开采工程方案设计中需要注意的问题进行阐述。

关键词：原油开采工艺,油田建设,油田工程方案

参考文献

[1]雷光伦.微生物采油技术的研究与应用[J].石油学报, 2001, 4.

[2]唐瑞江.稠油采油工艺的探索试验及应用研究[J].油气采收率技术, 1999, 5.