孤东油田九区蒸汽驱开采效果分析
2008-10-30：数字油田
一、地质概况
孤东油田稠油区块为岩性-构造油藏，油层薄、埋藏深、生产中易出砂、边底水活跃、净总比低，属于高孔、高渗油藏（表1-1）。九区位于孤东油田的南部，为岩性－构造层状油藏。其主力含油层Ng4-6为稠油层，含油面积1.2km2，地质储量375×104t，可采储量103×104t。主力层为42、52+3、55+61，构造高点位于GD6-1井附近，由此向南倾没。油藏埋深为1320～1400m左右，50℃时地面原油黏度一般在1153～4660 mPa·s。其中42层原油物性较好，一般在1600～2200 mPa·s，平均为1982 mPa·s。
九区馆上段为河流相沉积，砂体自下而上表现为由细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩及泥岩构成的正韵律组合，岩石颗粒分选中等，粒度平均分选系数1.6，粒度中值0.12mm，泥质含量6.5％，平均孔隙度33～35％，平均渗透率为1000～3000×10-3μm2。岩石润湿性属中性，
储层为弱速敏性、中等偏弱水敏性、中等偏弱碱敏性、弱温敏性。
从各层的小层平面图上可以看出，各层的边水主要位于油层的东部和西南部，纵向上愈向下水体体积愈大。Ng52水体体积约为油体体积的1.2倍，油水体积约占总孔隙体积的一半，表明Ng52水体较小。Ng55水体体积约为油体体积的1.5倍，油水体积约占总孔隙体积的2/5，水体积约占总孔隙体积的3/5，表明该层边底水不活跃。Ng61水体体积为油体体积的1.4倍，油水体积约占总孔隙体积的2/5，水体积约占总孔隙体积的3/5，表明该层边底水不
活跃。
孤东九区馆上4～6油层除受时间单元-岩性控制外，主要受构造控制，其油藏类型为岩性
-构造层状油藏（表1、图1）。
原油组分中，烷烃占37.30％，芳烃占23.15％，非烃占25.84％，沥青质占4.72％，总烃占60.45％。
据孤东9-12-2井2块岩样全岩矿物X-衍射分析，粘土总量较高，为8%～16%。粘土矿物以伊蒙间层为主，其次为高岭石。粘土矿物除了降低孔隙度和渗透率外，还对油层有一定的损害，即粘土微粒运移、粘土矿物膨胀和对酸、碱、注入速度等敏感性形成沉淀物从而堵塞喉道（表2）。
据孤东9-12-2井2块岩样的敏感性试验结果，速敏性为弱速敏，不是造成储层伤害的主要因素；碱敏性为中等偏弱碱敏，临界pH值8.5，现场注汽过程中，应伴注酸液，调整其锅炉出口凝析液pH值低于临界值；水敏性为中等偏弱水敏，可使用粘土防膨剂；温敏性为弱温敏，也不是造成储层伤害的主要因素。孤东稠油单元适合热采开发。陆上稠油油藏蒸汽吞吐的经济效益极限油汽比为0.25，蒸汽驱开发经济极限油汽比为0.15。从开发实践看，孤东稠油块吞吐油汽比在1.8～0.8，汽驱油汽比达到0.5以上，对热采技术是适应的。自1989年稠油块投入注汽热采以来，面对孤东稠油油藏品位差、热采开发矛盾突出、难度大的实际情况，通过加强油藏研究及调整治理、热采工艺配套和油层保护，积极开拓新的稠油阵地，实现了稠油开发稳步推进。
二、汽驱效果评价
㈠汽驱井组效果
①各汽驱井组均见到一定的汽驱效果。自1997年10月开始汽驱以来，共有5个井组进行过汽驱（表3），汽驱井注汽的同时，周围生产井不定期的进行注蒸汽吞吐引效，注汽后
周期产油递减减缓，由14%下降到7.5%，下降6.5%。从油气比和累产油的指标来看，九区的R2-21和R4-13井组汽驱效果较好，R4-9井组效果一般。
②汽驱井组生产井见效早，有效期长。
以R4-13井组为例，与注汽井层位对应的生产井共有3口，汽驱后，R5和R5-11井1～3个月内月产油量就有了一定程度的提高，含水下降；而R4-11井汽驱后实施吞吐引效，虽然到了第8周期，但周期效果明显变好，月产油量大幅度增加，含水下降，生产时间明显延长。
③汽驱阶段井组预测采收率比吞吐阶段预测采收率有很大提高。从R4-13井组注采关系曲线上看，吞吐阶段预测的采收率为20.9％，而汽驱阶段预测的采收率为32.8％，比吞吐阶段预测的采收率提高11.9％。
㈡单元效果评价
①汽驱后，九区平均日产油稳中有升，单元平均单井日油水平由汽驱前的6.9 t，最高上升到11.4 t，增加4t/d左右，全区累计增油25.8×104t，提高采出程度6.9％（图2）。
②蒸汽驱使边水推进受到抑制，含水呈缓慢上升趋势。九区在吞吐阶段年含水上升速度为
13.1％，转汽驱后，含水上升速度降为1.4％，注蒸汽补充了地层能量，抑制了边水的推进（表4、图3）。
九区在冷采阶段和吞吐阶段初期（1993年5月），采出量和注入量都比较少，地层基本无亏空；此后油藏处于正常开发状态。2001年前后由于注汽量的增加，而采出量变化较小，
所以亏空减小。目前地层累积亏空83.8×104t（图4）。
从压降和亏空关系看，汽驱后压降下降平缓，目前地层压降接近1.6MPa（图5）。
数值模拟结果也表明，主力小层目前压力在9.7MPa～12.4MPa之间，平均压降1～2MPa。
㈡注入蒸汽剩余热量评价
为了评价孤东九区西地下到底有多少残余热量和目前地层温度，根据能量平衡原理，利用Marx和Langenheim方法，即：
井底蒸汽产生的热量Qin＝井筒和顶底盖层的热损失Q损＋产出液带走的热量Qout＋油层中残余的热量Q残，利用VB编制了计算程序，计算了所有生产井和注汽井周围的温度及残余热量，再进行加权平均。求得目前地层温度约为76℃，比原始地层温度高出13℃左右，而注汽井周围地层平均温度则高达246℃。
数模结果表明，四个主力小层目前平均油层温度74℃，其中42层69℃，52层76℃，55层75℃，61层78℃。同时汽驱井加热半径较大，与其临近的部分井已建立了热连通。汽驱井加热半径：75～175m；吞吐井加热半径：30～40m。地层中较多的残余热量为下步的开采提供了有力保障。
㈢完善汽驱井网，提高储量动用程度
九区共实施汽驱井5口，汽驱控制储量198万吨（图6）。通过完善汽驱井网，稠油单元递减、含水上升速度得到有效控制，采油速度、最终采收率明显提高，开发效果明显改善。
三、间歇蒸汽驱开发
孤东稠油井油层主要为薄层或薄互层，对连续注蒸汽驱极为不利，主要表现在合理的注汽速度较小、现场注汽锅炉产汽速度与需要注汽速度很难匹配，连续注汽容易造成汽窜。因此在九区推广应用间歇汽驱技术，减少汽窜现象发生。间歇注蒸汽形成“蒸汽--热水”段塞驱注采方式。注蒸汽时蒸汽段塞除前缘冷凝为热水，段塞主要为蒸汽，此段塞具有蒸汽驱的作用；停注蒸汽时蒸汽段塞冷凝为热水段塞，此段塞具有热水驱、焖渗、使蒸汽段塞加温降粘稠油充分乳化、重力下移及保护后续蒸汽段塞防止汽窜的作用，有利于提高注蒸汽驱驱油效果、提高注蒸汽驱油汽比。通过间歇汽驱技术，扩大汽驱体积。
为解决目前稠油单元蒸汽驱开发过程中发现的汽驱采注比偏低，蒸汽超覆，汽窜等问题，提高蒸汽驱效果，在充分利用已经研究出的成果，同时在引进应用的基础上，对已有间歇汽驱技术、剖面调整技术及吞吐引效技术进行了完善、配套，应用于现场。
1、不断完善注采井网
九区汽驱井网采用不规则井网，按照砂体分布及发育情况，在主力层42、52、55+61层砂体发育较好的部位实施布置汽驱井。
汽驱井网主要结合汽驱机理和区块特点进行设计。由于55层水体最大，油层连通性好，考虑到边水的影响，在距边水较远的位置设计了3个汽驱井组，保证了有效地抑制边水的推进，也保证了内部井组实施间歇汽驱（降压开采）。42层无边底水，靠天然能量开发，在初期压力下降幅度不大的情况下，设计一个汽驱井组补充能量，而后逐渐增加汽驱井组。在设计55、42层汽驱井组的同时，兼顾52层，设立了6个汽驱井组。其它不在汽驱井网上的油井采用吞吐生产。
在本阶段，相继两个汽驱井组实施了调整。(1)R2-N21井组：1999年5月转驱，初期注42、52层。由于52层油井受边水影响，含水上升快，汽驱效果较差，于2002年6月封52层，单注42层，对应油井4口。(2)R3-17井组：初期汽驱层位53、55+61层，对应油井3口，由于55+61层邻近油水边界，对应油井少，开发效果较差，2005年5月封55+61层，转注42层。
经过调整，目前九区形成了以42、52层两个主力层为主的汽驱井网，其中42层汽驱井组主要分布在东部砂体发育连片的区域，55+61层主要分布在中西部距边水较远的区域。
九区实施汽驱开发后，为提高开发效果，实施了2004年井网加密调整。本次调整主要是针对现井网对储量控制程度低、汽驱井网不完善、套变井增多，造成局部储量动用不充分等现状进行调整。调整本着完善井网、增加可采储量，先内部后边部的的原则，通过增加汽驱井点完善汽驱井网，局部扩边，在目的层砂厚大于4m的部位钻打新井提高区块储量动用程度。到2005年初调整方案执行完毕，共新钻井7口，转注1口，汽驱井补孔归位1口，油井归位2口。油井开井数由24口增加到29口，单元日产油能力由195t/d能增加到248t/d，增加53t/d，综合含水由66.3%下降到53.3%，下降了15%，新增年产油能力1.5×104t，新增可采储量8.3×104t，提高采收率2.4%（表5）。
2、优化汽驱参数
九区汽驱采用间歇汽驱技术，为提高汽驱效果，通过数值模拟对不同汽驱参数生产效果进行了对比。结果表明注采比较小的间歇汽驱效果最好。
连续汽驱由于注汽量大，达到极限油汽比的时间短，采收率低；在间歇注汽方案中，增加注汽速度（7t/t）的方案开发效果都较差；而注汽速度为5t/h的间歇注汽指标都比较好，其中，不对称型的间歇注汽注一月停二月的方案，开发指标采收率和经济指标油汽比，都是最好的（表6）。
在矿场实际操作中，由于受各方面因素的限制，并不能严格按照数值模拟结果实施汽驱，而是根据实际情况进行调整。现场对汽驱参数的控制主要是控制汽驱间歇时间段、周期注汽量、注汽速度、注汽干度等指标。
汽驱参数优化主要是依据注采比指标（分别考虑瞬时注采比和周期注采比），合理控制注汽强度，同时，综合考虑设备的具体情况，确定其他注汽参数。间歇汽驱注汽参数控制总体思路是在保证锅炉高注汽干度的前提下，依据汽驱井组地质特点和动态变化确定井组间开阶段注采比和总注采比；依据注采比要求确定合理阶段注汽量和注汽速度，进而确定锅炉启停时间。
汽驱井在安排汽驱参数时，重点考虑的一个问题是合理阶段注汽量的确定。阶段注汽量过小，蒸汽热量波及范围小，达不到应有注汽效果；阶段注汽量过大，容易发生气窜。阶段注汽量控制按照井组的具体情况而定。例如，R2-N21、R3-X217井组，由于汽驱井注汽层位较薄，井距较小，汽驱注汽阶段量一般控制在4000t以下。
控制汽驱井注汽速度主要是减少蒸汽在地层中的指进，防止出现气窜，同时减少周期性热胀冷缩对隔热管、套管的影响，减少套变事故的发生。根据现场经验，汽驱井注汽速度一般要控制在10t/h以下，对额定流量为23t/h的锅炉，采用多井合注的方式进行汽驱。
此外，现场实施过程中，间歇汽驱时间段确定的还要考虑锅炉占用情况。汽驱井与吞吐井注汽发生冲突时，由于吞吐井见效快，一般优先保证吞吐井注汽。
3、间歇汽驱调整现场调整实例
2004年以来，由于九区汽驱井组注汽时间长，累积注汽量大，个别井组出现了汽窜迹象，表现为对应油井含水上升，日产油下降。对蒸汽驱井组注采情况进行了分析，发生汽窜井的井组存在如下特点：(1)汽驱井注汽时瞬时注采比高，每个间歇周期注采比比条件相近的井组注采比高；(2)阶段注汽强度大，阶段注汽量高，(3)汽窜油井发生汽窜前会出现产含水下降、日产油量上升的特征（R3-15、R1-21），很容易认为汽驱见效而加大对应汽驱井注汽量。
统计2004年以来汽驱井注采数据，九区存在汽窜汽驱井组瞬时注采比在4-6之间，其中R3X217井组2004年7月瞬时注采比达到10.7、阶段注采比超过1.0。未发生汽窜井组或汽窜不明显井组注采比较小，瞬时注采比小于3.0，周期注采比小于1.5。
从阶段注汽强度分析，汽窜井组阶段注汽强度600t/m，高于同单元其他井组注汽强度。而其他未汽窜井组阶段注汽强度在200-300t/m之间（表7）。
为控制汽窜发生，从瞬时注采比、周期注采比、阶段注汽强度等几个指标对汽驱井注汽参数进行控制。确定了提高汽驱效果的主要措施：
（1）在保证单井计量的前提下，大排量锅炉注汽驱井时采取合注措施，降低瞬时注采比，将单井注汽速度保持在10t/h下；
（2）减少阶段注汽量，降低周期注采比，保持周期注采比在1.0以内。
（3）减少阶段量，降低注汽强度，对油层较厚的汽驱井注汽强度保持在200-300t/m，砂层厚度较小的汽驱井可增加注汽强度。
（4）对汽驱对应井出现综合含水下降、产油量增加时，分析汽驱井组生产情况，调整汽驱井注汽参数，延长受效井有效期。
根据上述认识，对汽驱井汽驱参数实施调整。R3-X217井调整前日注汽量314t/d，日汽强度78.5t/m，调整后，日注汽量降到191t/d，汽强度下降到47.8t/m，井组瞬时注采比由5.7
下降到3.8。R4N9井调整前后日注汽量由334t/d降到217t/d，日强度由30t/m/下降到
19.5t/m，时注采比由4.0下降到1.8。调整后，汽驱对应井产量稳中有升，其中R4-N9井组日产量由50t/d加到的65t/d，其中R4-7井日产油水平由12t/d加到22t/d。
总结推广了“六到位管理法”，即注汽量和强度设计到位，热采准备阶段的管柱设计和管理监督到位，注汽质量管理监督到位，焖井和放喷管理到位，下泵管理组织监督到位，下泵后生产管理到位，提高了注汽开发效果。
按照胜利油田分公司“三个调整、两个接替”以及采油厂“抢建新区、坐稳老区、促增三采、稳住稠油”的思路，树立转变观念就是资源，技术创新就是潜力的思想。稠油开发上“求变、求效、求发展”，实现“三个转移”，一是开发思路上由以新井投产为主的产能建设转移到以老区井网加密为主的调整上来，进一步提高储量动用程度；二是开发方式上实现以吞吐为主的引效转移到到以汽驱为主的开采上来，进一步提高采收率；三是开发管理实现由中、高产井管理转移到低产井、特殊井、低品位储量开采井的管理上来，进一步提高经济效益。
九区目前平均井距190m，油井间储量动用较差。从剩余油饱和度和剩余油储量分布图可以看出：平面上剩余油主要分布在北部、西部，南部少部分区域以及汽驱井周围蒸汽波及程度低或未波及的部位。从各小层剩余油饱和度图上可以看出，注汽井中间蒸汽未波及的区域还有较高的剩余油饱和度。九区设计局部加密和扩边新井8口(加密3口，扩边3口，其中水平井2口)，增加控制储量65×104t。日增能力64t，新建产能1.5×104t。
第一章定向井（水平井）钻井技术概述 第一节定向井、水平井的基本概念 1．定向井丛式井发展简史 定向井钻井被（英）T．A．英格利期定义为：“使井筒按特定方向偏斜，钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为，定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井，虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然 石油管理局的河50丛式井组，该丛式井组长384米，宽115米，该丛式井平台共有钻定向井42口。 2．定向井的分类 按定向井的用途分类可以分为以下几种类型： 普通定向井 多目标定向井 定向井丛式定向井 救援定向井 水平井 多分枝井（多底井） 国外定向井发展简况
（表一）
10．井眼尺寸不受限制 11．可以测井及取芯 12．从一口直井可以钻多口水平分枝井 13．可实现有选择的完井方案 （4）．短曲率半径水平井的优缺点 优点缺点 1．井眼曲线段最短1．非常规的井下工具 2．侧钻容易２．非常规的完井方法 3．能够准确击中油层目标３．穿透油层段短（120—180米）4．从一口直井可以钻多口水平分枝井４．井眼尺寸受到限制
5．直井段与油层距离最小５．起下钻次数多 6．可用于浅油层６．要求使用顶部驱动系或动力水龙头 7．全井斜深最小７．井眼方位控制受到限制 8．不受地表条件的影响８．目前还不能进行电测 第三节定向井的基本术语解释 1）井深：指井口（转盘面）至测点的井 眼实际长度，人们常称为斜深。国外 称为测量深度（MeasureDepth）。 2）测深：测点的井深，是以测量装置 率是井斜角度（α）对井深（L?）的一阶导数。 dα Kα＝─── dL 井斜变化率的单位常以每100米度表示。 8）井深方位变化率：实际应用中简称方位变化率，?是指井斜方位角随井深变化的快慢程度，常用KΦ表示。计算公式如下： dΦ ＫΦ＝─── dL
第一章油气藏开发地质基础 1.要开发好一个油气田，需要掌握或认清该油气田哪几方面的地质特征？ 答：油气田地质特征大致可以分为以下几个部分： 1)构造特征：地壳或岩石圈各个组成部分的形态及其相互结合的方式和面貌特征的总 称。因此我们需要搞清楚油气藏的构造类型及形态、断层性质及切割情况、裂缝密度及分布规律等问题； 2)沉积环境与沉积相特征：即在物理、化学、生物上不同于相邻地区的一块地球表面 与该表面上形成的沉积岩的组合与物质反应。我们需要了解各类沉积环境的联系与区别并且得出相应相态条件下的开发对策； 3)储层特征：即可以储集和渗滤流体的岩层。我们需要知道储层非均质性、油层划分 与对比等方面的问题 4)油气藏特征：油气在地壳中聚集的基本单位，是油气在单一圈闭中的聚集，具有统 一的压力系统和油水界面。我们需要了其类型、压力系统、温度及岩石热力学性质、其中油气水的分布等知识。 2.每一种地质特征是如何影响油气田高效开发的？ （由上一题展开回答） 3.地质模型的分类？* 答：按不同勘探开发阶段任务分为概念模型、静态模型、预测模型； 按油藏工程的需要分为储层结构模型、流动单元模型、储层非均质模型、岩石物性物理模型； 按油藏开采过程的特点可分为气藏模型、黑油模型、组分模型； 针对特殊油藏开采可建立热采模型、化学驱模型等。 4.沉积相与油气田开发的关系？* 答：沉积相与油气田开发的关系如下： 1)为编制好油气田开发方案提供地质依据； 2)为培养高产井提供依据； 3)为及时夺高产，实现产量接替提供依据； 4)为合理划分动态分析区和进行动态分析提供依据； 5)为选择挖潜对象，发挥工艺措施作用提供依据； 6)为层系、井网及注水方式的调整提供依据； 第二章油气藏开发技术政策 1.开发对象的特点（用几条高度总结）？ 答： 1)具有不同的驱动类型及开发方式； 2)具有不同的开发层系选择； 3)具有不同的开发井网部署； 4)具有不同的配产方式及开采速度； 5)具有不同的注水时机与压力系统。 2.高效开发一个油气田应该达到哪几个技术指标？
油田安全生产工作心得 《油田安全生产工作心得》觉得应该跟大家分享，希望对网友有用。油田安全生产工作心得 油田安全生产工作心得(来自: 在点网) 近期，多起重大安全事故在集团公司和油田拉起了警报，敲响了警钟。集团公司召开了通报油田企业井喷事故视频会议，这是组建以来第一次全系统范围内的井控工作专题会议；油田对负有安全责任的16名处级干部进行了通报批评或给予行政处分，处理力度也是多年来没有过的。彻底扭转当前安全生产的被动局面已成为集团公司和油田工作的重中之重，油田各级各单位应认真反思，到了该警觉清醒的时候了，到了该痛下决心、采取果断措施的时候了。 安全工作是科学发展观的重要内涵，是以人为本、构建和谐的重要体现。胜利油田是国家的骨干企业，是中石化的龙头企业，地位、作用和形象要求我们，要从更高的高度、从更宽的眼界、从更高的目标来认识安全工作，既要算好安全生产的经济账，更能掂量出保证安全的政治分量和社会责任。 安全生产是贯彻落实科学发展观赋予我们的历史使命。安全发展是科学发展的内在要求，没有安全就没有发展，更谈不上科学发展。把安全环保作为实现科学发展的重要方式和途径，充分体现了党和国家在执政理念和形式、内容、措施上对生命的尊
重、对健康的重视、对环境保护的关注。胜利油田作为一个负责任的国有特大型企业，任何时候都不能只单纯考虑生产多少原油、精品实现多少利润，还必须把安全生产作为第一号工程来抓，切实关爱职工生命安全与健康。 安全生产是中石化集团公司长远发展赋予我们的重大责任。中石化集团公司把安全环保工作放到事关长远发展的大局来认识，积极主动地向国家和社会承担责任、做出承诺、履行职责，并将其作为衡量和约束集团内部企业生产经营的“高压线”。胜利油田作为中石化的“龙头”，不但经济规模大、贡献大，而且安全生产、环境保护的责任和压力也大，做好安全环保工作的难度很大。胜利油田的地位和复杂的环境，决定了我们在安全环保上要承担更多的责任。 安全生产是实现“百年创新，百年胜利”愿景目标赋予我们的艰巨任务。只有安全质量抓上去了，生产质量才能上去，生产才具备可持续性，胜利油田才能真正实现又好又快的发展，因此，“百年胜利”的前提和基础是“百年安全”。油田具有高温高压、易燃易爆、有毒有害、连续作业、点多线长面广等行业特点，要想从根本上杜绝和消除安全隐患实现本质安全，短期内是不现实的，我们要充分认识实现安全生产的艰巨性和长远性，对安全工作要始终如一、持之以恒地做到思想上重视，工作上认真，措施上到位。我们实现“百年创新，百年胜利”的愿景目标，范文TOP100首先是人的发展，必须把人的安全和健康放在首
中国石化胜利油田石化总厂 （中国石化胜利油田有限公司石油化工总厂山东东营257109） 摘要：随着炼厂原料的日益重质化，为了获取更高的轻质油收率和经济效益，延迟焦化装置作为炼厂重油加工的主要装置，其地位日趋重要。如何保证延迟焦化装置的安、稳、长周期运行也成为炼厂的重点技术课题。本文结合中国石化胜利油田有限公司石油化工总厂40万吨/年延迟焦化装置分馏塔内部结盐的现状，对分馏塔结盐的原因进行了剖析，提出了解决分馏塔结盐的几种有效处理方法。 关键词：延迟焦化分馏塔结盐处理 1 前言 中国石化胜利油田石化总厂40万吨/年延迟焦化装置由中石化北京院设计，始建于1991年3月，1996年12月实现一次投料试产成功，2003年完成了装置工程改造，延迟焦化装置在国内较早采用了先进的可灵活调节循环比新工艺流程，同时调整了部分分馏换热流程，并将加热炉辐射进料改造为“下进中出”流程。自2003年10月改造投产以来，轻质油收率保持在50％左右。产生了良好的经济效益。 由于焦化原料中含有较多的氮化物和氯盐，以及采油过程中添加的采油助剂，再加上常减压装置脱盐效果不稳定等原因，易在分馏塔上部出现结盐现象，给分馏塔安全平稳操作及装置长周期运行带来较大的困难。 2 分馏塔异常现象 2003年10月，装置改造后开车成功。2004年5月开始，焦化分馏塔顶循环量波动较大，顶循泵经常间断性抽空，造成顶循泵损坏，被迫停掉顶循泵抢修，开两台汽油泵一台打冷回流，一台外送粗汽油。7月份开始，柴油集油箱液面极其不稳，有时维持在7％左右，有时急剧升高到溢流，造成中段温度由305℃以上降到220℃左右，致使柴油外送量在2t～26t 左右来回调整。分馏塔上部温度、压力大幅度频繁变化，经多方调整无法恢复，严重影响到了分馏塔的正常操作，装置只能低处理量生产。 从表1～3中可以看出，由于顶循泵抽空，采用冷回流操作，分馏塔上部分馏效果变差，致使汽油、轻柴油馏程严重重叠，汽油质量无法保证。 3 原因分析及工艺调整判断 在上述情况下，分馏操作困难，产品质量及轻质油收率均有所下降。怀疑主要存在以下 可能：(1)焦炭塔顶温度过高；(2)分馏塔顶循 环油抽出口串入扫线蒸汽；(3)富吸收柴油中汽 油组份过多，影响分馏塔上部操作；(4)分馏塔 塔盘变形或被吹翻；(5)塔盘结盐。 针对上述5项内容，我们逐项进行了判断、调整： 3.1油气相过大 焦炭塔顶至分馏塔大油气温度较高，油气 入分馏塔温度为425℃，操作中分馏塔负荷较大。降低了油气入分馏塔温度至415℃，虽经 调整操作，分馏塔顶循泵抽空问题未见根本好转。 表1 分馏塔操作参数对比 项目04..5.15 04.6.20 焦炭塔顶压力 MPa 0.18 0.18 分馏塔油气入口温度℃414 413 塔顶压力 MPa 0.12 0.12 塔顶温度℃112 140 顶循环油抽出温度℃/ / 顶循环油返塔温度℃28 32 顶循环油量 t/h 0 0 冷回流量 t/h 10 5.5 柴油抽出温度℃229 235 柴油返塔温度℃87 102 中段抽出温度℃312 305 中段返塔温度℃259 251 蜡油集油箱温度℃361 356 蒸发段温度℃376 373 粗汽油量 t/h 4 4 柴油量 t/h 13 18 表2 粗汽油馏程对比 项目04.5.15 04.6.20
油田专用湿蒸汽发生器安全操作规程 标准号： SY6024-94 替代标准号： 实施日期： 1995-7-1 1 主题内容与适用范围 本标准规定了油田专用湿蒸汽发生器启动前检查、启动点火、运行、停炉的安全操作及一般事故处理的基本要求。 本标准适用于油田专用湿蒸汽发生器的操作。 2 引用标准 SYJ 4041——89 油气田专用湿蒸汽发生器制作安装施工及验收规范 SY 5854——93 油田专用湿蒸汽发生器安全规定 3 启动前检查和准备 3.1启动前检查 3.1.1配电系统 a.供电电压是否正常； b.动力盘各空气开关是否处于要求位置。 3.1.2仪表控制系统 a.各仪表阀门是否处于要求位置； b.控制盘各操作开关是否处于要求位置； c.安全报警系统是否灵敏、安全可靠； d.安全附件是否在校验有效期限内。 3.1.3给水系统 a.湿汽发生器进、出口阀门是否处于开启位置； b.水处理运行是否正常、水质是否合格； c.柱塞泵及供水压力是否正常。 3.1.4燃烧系统 燃油压力、温度是否正常。 3.1.5润滑系统 润滑油液位是否正常。 3.2启动前准备 合上总电源开关。 4 启动点火 4.1合上控制电源开关，启动空压机。 4.2按下启动按钮，检查联锁系统，然后合上联锁开关，再按启动按钮。 4.3柱塞泵启动后，观察蒸汽压力表显示，待鼓风机启动进行前吹扫时，检查各电器及泵运行是否正常。前吹扫时间不应少于5min。 4.4前吹扫结束后，点火程序器运转点着引燃火，引燃火点着主火焰后，观察炉膛火焰燃烧情况是否正常。 4.5将调火开关调至大火位置，逐渐调节水量旋钮和火量旋钮使蒸汽干度达到要求。 5 运行 5.1运行中每小时记录一次运行参数并及时调整，以保证安全运行。记录中至少应包括本标准附录A（补充件）的内容。
第31卷第6期2009年12月 石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING & PRODUCTION TECHNOLOGY Vol. 31 No. 6 Dec. 2009 文章编号：1000 – 7393（ 2009 ） 06 – 0004 – 05 胜利油田水平井完井技术现状及研究展望 赵金洲1 赵金海2 杨海波2 魏新芳2 （1.胜利石油管理局，山东东营 257000；2.胜利油田钻井工艺研究院，山东东营 257017） 摘要：随着水平井在油田开发中应用越来越多，水平井完井技术也成为国内外研究的热点。胜利油田根据自身特点，先后开展了滤饼酸洗工艺、筛管分段技术、水平井砾石充填防砂技术、水平井提高固井质量和安全下入的工具技术、分支水平井完井技术、实体膨胀管和膨胀防砂筛管完井技术等方面的研究，形成了较为完善的水平井完井技术体系，为油田的持续生产奠定了坚实基础。 关键词：胜利油田；水平井完井；滤饼酸洗技术；分支水平井完井；膨胀管完井 中图分类号：TE243 文献标识码：A Research status and prospect of horizontal well completion technology in Shengli Oilfield ZHAO Jinzhou1, ZHAO Jinhai2, YANG Haibo2, WEI Xinfang2 （1. Shengli Petroleum Administration Bureau, Dongying 257000, China; 2. Drilling Technology Research Institute, SINOPEC Shengli Oil?eld, Dongying 257017, China） Abstract: Horizontal?wells?are?applied?widely?in?oilfield?development.?Completion?technology?of?horizontal?wells?is?becoming?hotspot?home?and?abroad.?According?to?characteristics?of?Shengli?Oilfield,?mud?cake?acid?pickling?process,?screen?segmentation?technol-ogy, gravel pack sand control technology for horizontal wells, cementing quality improvement and safe running-in-string technology for horizontal wells, multi-lateral horizontal well completion technology, solid expandable tubing and expandable sand screen are devel-oped,?on?the?basis?of?which?comprehensive?horizontal?well?completion?system?is?formed?and?continuous?production?in?Shengli?Oilfield?is maintained. Key words: Shengli?Oilfield;?horizontal?well?completion;?mud?cake?acid?cleanup;?multi-lateral?horizontal?well?completion;?expand-able completion 近几年，随着油气田开发向低渗透、稠油油藏方向发展，水平井钻井技术在胜利油田得到了广泛应用。随钻测量技术、钻井液技术及水平井完井技术成为推动水平井技术进步的三大支柱。其中，水平井完井技术逐渐受到重视，进入日新月异的发展阶段。国外公司相继研究开发如智能完井［1］、裸眼分段压裂［2］以及膨胀管完井［3］等完井新技术，取得了显著经济效益。国内完井技术［4-8］则立足国情，采取以独立筛管完井、筛管+管外封隔器完井、固井射孔完井为主的完井方式，降低施工风险，控制完井成 本，保证油气田开发效益。 胜利油田相继完成了“八五”、“九五”期间国家级课题“水平井、侧钻水平井完井技术研究”、“十五”期间中石化集团公司科技攻关项目“分支井、大位移井完井技术研究”等重大项目的研究攻关，形成了具有胜利特色的水平井完井技术——筛管完井系列技术、水平井提高固井质量特色技术、膨胀管完井技术等，为水平井完井提供了强有力的技术支撑，为胜利油田提高“两率”奠定了坚实的完井技术基础。 国家重大专项项目： “低渗油气田完井关键技术研究（编号：2008ZX05022-006）”的部分研究成果；国家863项目“膨胀管钻井技术（编号：2006AA06A105）”的部分研究成果。 作者简介： 赵金洲，1963年生。1983年毕业于江汉石油学院钻井工程专业，从事石油工程技术管理工作，现任副局长。电话：0546-8710317。
指标及计算方法 1.井网密度 油田( 或区块) 单位面积已投入开发的总井数即为井网密度。 f=n/A 2.注采井数比 注采井数比是指水驱开发油田( 或区块) 注水井总数和采油井总数之比。 3.水驱控制程度 注水井注水能够影响到的油层储量占油层总储量的百分数。 水驱控制程度=注水井联通的厚度/油层的总厚度*100% 由于面积注水井网的生产井往往受多口注水井的影响, 因此, 在统计井网对油层的水驱控制程度时还要考虑联通方向。 不同注水方式, 其注采井数比不同, 因而注水井对油层的水驱控制程度也不同。一些分布不稳定, 形态不规则, 呈透镜状分布的油层, 在选择注水方式时, 应选择注水井数比较大的注水方式, 以取得较高的水驱储量控制程度。该指标的大小, 直接影响着采油速度, 含水上升率, 最终采收率。 中高渗透油藏( 空气渗透率大于50*10-3 um2) 一般要达到80%, 特高含水期达到90%以上; 低渗透油藏( 空气渗透率小于50*10-3 um2) 达到70%以上; 断块油藏达到60%以上。 4.平均单井有效厚度 油田( 或区块、或某类井) 内属同一开发层系的油水井有效厚度之和与油水井总井数的比值为平均单井有效厚度。 5.平均单井射开厚度 油田( 或区块、或某类井) 内属同一开发层系的油水井射孔总厚度与油水井总井数的比值为平均单井射开厚度。 6.核实产油量 核实产油量由中转站、联合站、油库对管辖范围内的总日产油量进行计量, 由
此获得的产油量数据为核实产油量。 7.输差 输差是指井口产油量和核实产油量之差与井口产油量之比。 K=( q ow -q or ) /q ow 8.核实产水量 核实产水量用井口产水量和输差计算。q wr=q ww (1-K) 9.综合含水 油田( 或区块) 的综合含水是指采出液体中水所占的质量百分数。 f w =(100*q wr )/(q wr +q or ) -1- 低含水期( 0<含水率<20%) :该阶段是注水受效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段。要根据油层发育状况, 开展早期分层注水, 保持油层能量开采。要采取各种增产增注措施, 提高产油能力, 以达到阶段开发指标要求。 -2-中含水期( 20%<=含水率<60%) : 该阶段主力油层普遍见水, 层间和平面矛盾加剧, 含水上升快, 主力油层产量递减。在这一阶段要控制含水上升, 做好平面调整, 层间接替工作, 开展层系、井网和注水方式的适应性研究, 对于注采系统不适应和非主力油层动用状况差的区块开展注采系统和井网加密调整, 提高非主力油层的动用程度, 实现油田的稳产。 -3- 高含水期( 60%<=含水率<90%) : 该阶段是重要的开发阶段, 要在精细油藏描述和搞清剩余油分布的基础上, 积极采用改进二次采油技术和三次采油技术, 进一步完善注采井网, 扩大注水波及体积, 控制含水上升速度和产量递减率, 努力延长油田稳产期。 -4-特高含水期( 含水率>=90%) : 该阶段剩余油高度分散, 注入水低效、无效循环的矛盾越来越突出。要积极开展精细挖潜调整, 采取细分层注水、细分层压裂、细分层堵水、调剖等措施, 控制注入水量和产液量的增长速度。要积极推广和应用成熟的三次采油技术, 不断增加可采储量, 延长油田的生命期, 努力控制好成本, 争取获得较好的经济效益。
中石化目前有以下14个油田企业，其中11个油田： 胜利油田 中原油田 河南油田 江汉油田 江苏油田 西南油气分公司 上海海洋油气分公司 西北油田 华东分公司 华北分公司 东北油气分公司 管道储运分公司 天然气分公司 勘探南方分公司 各油田简单情况介绍如下： 1.胜利油田 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司（以下简称胜利油田分公司），位于黄河下游的山东省东营市，工作区域分布在山东省的东营、滨州、德州等8个市的28个县（区）和新疆的准噶尔、吐哈、塔城，青海柴达木、甘肃敦煌等盆地。 胜利油田分公司经过近50年的勘探开发建设，胜利油田分公司勘探面积已达19.4万平方公里，拥有石油资源量145亿吨，天然气资源量24185亿立方米；累计探明石油地质储量50.66亿吨，探明天然气地质储量2383亿立方米；累计生产原油9.9亿吨，生产天然气443.7亿立方米；新增探明储量连续28年保持在1亿吨以上，原油产量连续15年保持在2700万吨以上，连续14年实现年度储采平衡，为中国石化“东部硬稳定，西部快发展”战略的实施做出了重大贡献。2010年，胜利油田分公司生产经营取得良好业绩，新增探明石油地质储量1.12亿吨、控制储量1亿吨、预测储量1.43亿吨；生产原油2734万吨，生产天然气5.08亿立方米；加工原油172.24万吨，均完成年度目标任务。
地址：山东省东营市东营区济南路258号 2.中原油田 中国石油化工股份有限公司中原油田分公司（以下简称中原油田分公司），主要从事石油天然气勘探开发、炼油化工、油气销售等业务领域，公司本部位于河南省濮阳市。主要勘探开发区域包括东濮凹陷、川东北普光气田和内蒙探区。2010年，新增探明油气地质储量1341万吨，生产原油272.5万吨、天然气58.3亿立方米、硫磺102.6万吨，加工原油、轻烃87.5万吨。 东濮凹陷横跨豫鲁两省，面积5300平方千米，累计探明石油地质储量5.85亿吨、天然气地质储量1351.77亿立方米，生产原油1.29亿吨、天然气333.1亿立方米。近年来，油田坚持以油藏经营管理为主线，深化复杂断块群精细研究和构造岩性油气藏勘探，强化油藏精细描述、开发井网分类调整和技术配套集成，连续五年每年新增探明油气地质储量1000万吨以上，水驱控制和动用程度大幅提高，自然递减得到有效控制，稳产基础不断增强。 普光气田位于川东北，面积1116平方千米，探明天然气地质储量4121.73亿立方米，是国内迄今规模最大、丰度最高的海相碳酸盐岩高含H2S、CO2大气田。气田2010年6月全面投产，共投产39口开发井、16座集气站、6套净化联合装置和硫磺外输铁路专用线，形成年100亿立方米生产能力、120亿立方米净化能力和240万吨硫磺生产能力。 内蒙地区拥有3万多平方千米的勘探面积，通过大打勘探进攻战，呈现出探井有好显示、试油有新成果、研究有新进展的良好态势。目前已建成10万吨原油生产能力，成为油田重要的油气资源接替战场。 地址：河南省濮阳市中原路277号 3.河南油田 中国石油化工股份有限公司河南油田分公司（以下简称河南油田），位于豫西南的南阳盆地。工矿区横跨河南南阳、驻马店、周口、新疆巴州和伊犁等地市。下属15个二级单位，勘探开发30多年来，发展成为集石油勘探、油气开发、规划设计等为一体的综合型石油化工企业。 河南油田始终把油气勘探放在首位。1970年开始勘探，1971年8月在南阳凹陷东庄构造发现工业油气流，先后在泌阳、濮阳、焉耆等多个盆地钻探出油，1972年5月1日成立南阳石油勘探指挥部，河南油田正式诞生。2009年11月准格尔盆地西北隆起带春光区块划归河南油田，截止2010年底，探区内共探明油气田16个，含油面积202.47平方千米，累计探明油气地质储量3.3亿吨（油当量），为全国中小盆地勘探提供了成功经验，先后被授予全国地质勘查功勋单位和全国地质勘探先进集体荣誉称号。在勘探油气的同时，先后又探明安棚碱矿、舞阳盐田，地质储量分别为5000多万吨、2000多亿吨。 4.江汉油田 中国石油化工股份有限公司江汉油田分公司（以下简称江汉油田分公司），位于美丽富饶的江汉平原，本部设在中国明星城市湖北潜江市，北临汉水，南依长江，东距九省通衢之都武汉150千米，西距历史文化名城荆州60千米，地理位置优越，交通条件便利。截至2010
管理制度编号：YTO-FS-PD194 油田专用湿蒸汽发生器安全规定通用 版 In Order T o Standardize The Management Of Daily Behavior, The Activities And T asks Are Controlled By The Determined Terms, So As T o Achieve The Effect Of Safe Production And Reduce Hidden Dangers. 标准/ 权威/ 规范/ 实用 Authoritative And Practical Standards
油田专用湿蒸汽发生器安全规定通 用版 使用提示：本管理制度文件可用于工作中为规范日常行为与作业运行过程的管理，通过对确定的条款对活动和任务实施控制,使活动和任务在受控状态，从而达到安全生产和减少隐患的效果。文件下载后可定制修改，请根据实际需要进行调整和使用。 1 主题内容与适用范围 本标准规定了稠油热采专用湿蒸汽发生器（简称发生器）设计、制造、安装、检验、使用、 修理、报废等安全管理基本要求。 本标准适用于额定工作压力小于或等于18．1MPa，额定工作温度小于或等于357度的发生器。 2 引用标准 GBJ 17钢结构设计规范 SHJ 1043炼油厂管式加热炉耐热球墨铸铁工程技术条件 SYJ 4014油气田专用湿蒸汽发生器制作安装施工及验收规范 GBJ 11建筑抗震设计规范 GB 3811起重机设计规范 SYJ 27稠油集输及注蒸汽系统设计技术规定
GB 3085安全电压 3 金属本材料 3.1发生器用材料的质量及规格，应符合相应的国家标准、行业标准的规定。 3.2用于焊接发生器受压元件的碳素钢和低合金钢，其含碳量（熔炼分析，下同）不应大于 0．25%。在特殊条件下，如选用含碳量超过0．25%的材料，必须得到设计单位技术总负责人 批准。制造修理单位应对这类材料进行焊接性能试验和焊接工艺评定。合格后，报上级主管部 门备案。 3.3钢结构用材应符合GBJ 17第2章的规定。 3.4用于制作对流管束承板的耐热墨铸铁材料应符合SHJ 1043的规定。 3.5发生器受压元件采用国外材料时，应选用材料制造国发生器及锅炉压力容器及锅炉压力容器 规范允许使用的材料，其使用范围应符合本标准要求，并有材料质量证明书。 3.6材料的使用应按《蒸汽锅炉安全技术监察规程》中第51条~第55条的规定执行。
#1油气田开发工程发展史---转载 flyingdragon 3/19 13:12:17 油气田开发工程发展史 在20世纪初，油气田开发工程所能依据的理论、方法和采用的手段还十分有限，油气田基本上是依靠天然能量开采，对油气层及其中能量的研究和认识还停留在一个初级水平上。20世纪40年代以来到现在的半个多世纪，油气田开发工程这门学科有了根本性的改变。一方面是由于对油气藏进行研究的手段和方法有了根本性的改变，另一方面也由于开采和测试手段有了彻底的更新。因此，对油气藏进行总体解剖和研究成为可能，进而又可从整体上进行规划、部署和开发。目前，油气田开发事业已发展成为应用现代先进的科学技术和装备建设起来的综合工业部门，成为整个石油工业中极为重要的环节。 自从近代美国于1859年开始采油以来，油田开发事业已经历了140多年的发展过程，油气田开发工程随着油田的开发和开采而逐步发展和成熟起来。分析100多年油田开采和开发的历史，大体上可以划分为如下几个阶段。 一、第一阶段 这一阶段是从开始采油到1930年前后。这一阶段大约经历了70来年的发展过程。其主要特点是没有也不可能把油田看成一个整体，而是一块一块地进行开采。在这个阶段里，石油工业处于开始的阶段，油田数目少，油层浅，面积小，在当时的科学技术和工业装备的条件下，加上油田的不同区域是归不同的资本家所有，所以不可能把油田当成一个统一的整体来考虑。在这一期间，钻井生产几乎是惟一的开发手段。因此，当时的石油科技工作者所研究的主要问题是关于井网密度的问题。20世纪的20年代前后，美苏等国的石油科技工作者，曾发表了大量的关于井网密度对油层和油井产率等影响方面的文献和著作。在美国具有代表性的理论是B?柯脱列尔等人提出的。他们主张用密井网来进行油田的开发，认为井网越密，也就是整个油田上的井数越多，虽然平均每口井的总产油量下降了，但单位面积上的产油量增加了，因而整个油田的产量将会增加。这种理论在美国油田开发中一个相当长的时间里，一直是占上风的。1925年11月在莫斯科召开了“保护和合理使用油藏”的讨论会，前苏联的一些学者提出了与前述观点不同的论点。M.B.阿勃拉莫维奇在他的“合理开发油田原则”的报告中，主张建立一种有根据的合理开发油藏的理论，并确定油田上合理的井数。 应当指出，在井网密度的研究方面，虽然有错误意见，但也创立了一些研究方法，如根据油井平均产油率、当前产油率、油井初产量和开发速度等实际生产数据，来研究它们与井网密度之间的关系等。 这一阶段除了研究井网密度方面的问题外，对于计算原油储量和油井初产量方面的问题也进行了一定的研究。 二、第二阶段 这一阶段是从1930年至1940年前后。这个阶段的特点是有的国家开始把油田看着一个整体来进行开发。1933年，前苏联举行了全苏第一届石油工作者会议，会上著名学者古勃金等指出有许多油田开发工作者“好像不是在开采整个油层和整个油田，而是像管理机器设备那样，像对待孤立的对象那样开采油井。”在这一时期，美国著名学者M.马斯凯特在其1937年所出版的一本著作中也指出，要提高油田的开采效率，必须研究影响开采过程的因素。 随着所开发油田数目的增多，人们发现了油藏中存在着各种各样的能量，从而创立了油藏驱动能量的学说。一些学者开始把地下流体力学的理论应用到油田开发中来。例如A. C.列宾荪研究了依靠气体的膨胀压力或边水压力，将流体从孔隙介质中驱出的情况，并导出了许多有关排油和布井等方面的计算公式。M.马斯凯特也提出应根据油层压力、岩心渗透率和油层之间的相互关系等因素，来预算油井的产量等。B. M.巴磊歇夫等从1938年至1942年进行了一系列的试验研究，他们的试验证明：①如果以环形井排沿圆形油田任一等高线钻了足够数量的井，那么这些井会截住所有从含油边缘地区流来的液流；②在水压驱动油藏上，当井网密度达到一定程度后，再增加井数，如果回压不变，油藏的累积产油量也不会提高。
化工企业安全事故心得体会 企业成于安全，败于事故。任何一起事故对企业都是一种不可挽回的损失，对家庭、个人更是造成无法弥补的伤痛。安全意识应始终牢牢扎根在每个人的心中，让大家知道若责任心不到位就会酿成事故，正确认识到安全不是一个人的问题，而是你中有我，我中有你，是一个上下关联、人人互保、环环相扣的链，是一张错综复杂、紧密相连的网。回顾近期我厂交通安全事故，一次次提醒大家安全的重要性，这些惨痛的案例，无不折射出我们的安全教育的缺失，表现出安全知识的宣传普及尚存很大的缺陷，我们安全管理的体系还是那么的脆弱！“安全就是效益”，这种观点应根植于每个人的心中。首先武装好自己，熟知熟会各项操作规程安全制度，认真学习安全有关法律法规；其次养成良好的安全操作习惯，杜绝习惯性违章，敢于同身边的甚至是上级的不安全行为较真儿；勤于检查，及时发现整改事故隐患。一线岗位安全隐患和死角多，习惯性违章较普遍，如果只在形式上讲安全，应付检查，那么即使是投入再大，付出再多，安全环境也不能得到本质改善，安全管理水平永远不能得到本质提升！如果每位员工在每日的工作中相互监督、相互提醒、相互检查，查找漏洞和薄弱环节，防止不安全的因素存在，杜绝事故隐患，从小事做起，就能筑起安全大堤。无危则安，无损则全。安全就是人们在生活和生产过程中，生命得到
保证，身体免于伤害，财产免于损失。 让人人都来重视安全，时刻关注安全，将“安全生产”铭记心中，不折不扣地遵操作规程之章，守安全生产之法！让人人都清楚地认识到违章就是走向事故，就是伤害自己、伤害他人，甚至走向死亡。不要抱有任何饶幸心理，因为，或许一次小小的不经意的违章，就会造成很大的伤害或损失，就会变成违法。如果我们每个人都能真正意识到这一点，那么我们的安全生产工作必能做得更好，我们的企业就能长盛不衰，我们个人就能在一个安全和-谐的环境中幸福生活。 无危则安，无损则全。安全就是人们在生活和生产过程中，生命得到保证，身体免于伤害，财产免于损失。安全生产是我们油田企业管理的重点，是我们发展的根本保证，安全就是效益。假如我是一名安全员，我会把这种观点跟植于每个人(包括我自己)的心中。首先武装好自己，熟知熟会各项操作规程安全制度，认真学习安全有关法律法规；其次，养成良好的安全操作习惯，杜绝习惯违章，敢于同身边的甚至是上级的不安全行为较真儿；第三，勤于检查，及时发现整改事故隐患。履行好安全员职责，做好总结，向上级多提合理化建议；最后，从戴好安全帽，扎好安全带，穿好工作服，开好作业票等这些点点滴滴的小抓起，做起，持之以恒。 一线工人是安全生产主力军，没有工人参与监督和管
文件编号：RHD-QB-K9801 （管理制度范本系列） 编辑：XXXXXX 查核：XXXXXX 时间：XXXXXX 油田专用湿蒸汽发生器安全规定标准版本
油田专用湿蒸汽发生器安全规定标 准版本 操作指导：该管理制度文件为日常单位或公司为保证的工作、生产能够安全稳定地有效运转而制定的，并由相关人员在办理业务或操作时必须遵循的程序或步骤。，其中条款可根据自己现实基础上调整，请仔细浏览后进行编辑与保存。 1 主题内容与适用范围 本标准规定了稠油热采专用湿蒸汽发生器（简称发生器）设计、制造、安装、检验、使用、 修理、报废等安全管理基本要求。 本标准适用于额定工作压力小于或等于 18．1MPa，额定工作温度小于或等于357度的发生器。 2 引用标准 GBJ 17钢结构设计规范
SHJ 1043炼油厂管式加热炉耐热球墨铸铁工程技术条件 SYJ 4014油气田专用湿蒸汽发生器制作安装施工及验收规范 GBJ 11建筑抗震设计规范 GB 3811起重机设计规范 SYJ 27稠油集输及注蒸汽系统设计技术规定 GB 3085安全电压 3 金属本材料 3.1发生器用材料的质量及规格，应符合相应的国家标准、行业标准的规定。 3.2用于焊接发生器受压元件的碳素钢和低合金钢，其含碳量（熔炼分析，下同）不应大于0．25%。在特殊条件下，如选用含碳量超过
0．25%的材料，必须得到设计单位技术总负责人批准。制造修理单位应对这类材料进行焊接性能试验和焊接工艺评定。合格后，报上级主管部门备案。 3.3钢结构用材应符合GBJ 17第2章的规定。 3.4用于制作对流管束承板的耐热墨铸铁材料应符合SHJ 1043的规定。 3.5发生器受压元件采用国外材料时，应选用材料制造国发生器及锅炉压力容器及锅炉压力容器规范允许使用的材料，其使用范围应符合本标准要求，并有材料质量证明书。 3.6材料的使用应按《蒸汽锅炉安全技术监察规程》中第51条~第55条的规定执行。 4 设计与结构
石油的开发与开采概念 渗透率 有压力差时岩石允许液体及气体通过的性质称为岩石的渗透性，渗透率是岩石渗透性的数量表示。它表征了油气通过地层岩石流向井底的能力，单位是平方米(或平方微米)。 绝对渗透率 绝对或物理渗透率是指当只有任何一相(气体或单一液体)在岩石孔隙中流 动而与岩石没有物理化学作用时所求得的渗透率。通常则以气体渗透率为代表，又简称渗透率。 相(有效)渗透率与相对渗透率 多相流体共存和流动于地层中时，其中某一相流体在岩石中的通过能力的大小，就称为该相流体的相渗透率或有效渗透率。某一相流体的相对渗透率是指该相流体的有效渗透率与绝对渗透率的比值。 地层压力及原始地层压力 油、气层本身及其中的油、气、水都承受一定的压力，称为地层压力。地层压力可分三种：原始地层压力，目前地层压力和油、气层静压力。油田未投入开发之前，整个油层处于均衡受压状态，没有流动发生。在油田开发初期，第一口或第一批油井完井，放喷之后，关井测压。此时所测得的压力就是原始地层压力。 地层压力系数 地层的压力系数等于从地面算起，地层深度每增加10米时压力的增量。 低压异常及高压异常 一般来说，油层埋藏愈深压力越大，大多数油藏的压力系数在0.7-1.2之间，小于0.7者为低压异常，大于1.2者为高压异常。 油井酸化处理
酸化的目的是使酸液大体沿油井径向渗入地层，从而在酸液的作用下扩大孔隙空间，溶解空间内的颗粒堵塞物，消除井筒附近使地层渗透率降低的不良影响，达到增产效果。 压裂酸化 在足以压开地层形成裂缝或张开地层原有裂缝的压力下对地层挤酸的酸处理工艺称为压裂酸化。压裂酸化主要用于堵塞范围较深或者低渗透区的油气井。 压裂 所谓压裂就是利用水力作用，使油层形成裂缝的一种方法，又称油层水力压裂。油层压裂工艺过程是用压裂车，把高压大排量具有一定粘度的液体挤入油层，当把油层压出许多裂缝后，加入支撑剂(如石英砂等)充填进裂缝，提高油层的渗透能力，以增加注水量(注水井)或产油量(油井)。常用的压裂液有水基压裂液、油基压裂液、乳状压裂液、泡沫压裂液及酸基压裂液5种基本类型。 高能气体压裂 用固体火箭推进剂或液体的火药，在井下油层部位引火爆燃(而不是爆炸)，产生大量的高压高温气体，在几个毫秒到几十毫秒之内将油层压开多条辐射状，长达2～5m的裂缝，爆燃冲击波消失后裂缝并不能完全闭合，从而解除油层部分堵塞，提高井底附近地层渗透能力，这种工艺技术就是高能气体压裂。高能气体压裂具有许多优点，主要的有以下几点，不用大型压裂设备；不用大量的压裂液；不用注入支撑剂；施工作业方便快速；对地层伤害小甚至无伤害；成本费用低等。 油田开发 油田开发是指在认识和掌握油田地质及其变化规律的基础上，在油藏上合理的分布油井和投产顺序，以及通过调整采油井的工作制度和其它技术措施，把地下石油资源采到地面的全过程。 油田开发程序
( 安全管理 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 某油田冬季安全生产管理措施 (新编版) Safety management is an important part of production management. Safety and production are in the implementation process
某油田冬季安全生产管理措施(新编版) 为了确保冬季测试、清蜡、热化清及配液施工作业的安全生产，进一步把安全生产工作落到实处，为石西作业区的原油生产做好服务保障，新科澳石西项目部结合自己的工作特点及实际情况，制定出以下冬季安全生产管理办法。 一、冬季安全生产工作目标： 无重大人身伤亡、伤害事故，无重大火灾、爆炸事故，无重大交通事故，无井下施工、作业责任事故。 二、安全生产质量方针： 加大安全生产管理力度，强化安全管理措施，加强安全生产监督检查，认真落实以岗位责任制为主要内容的各项安全技术操作规程，严禁各类违章行为，杜绝重各类事发生。 三、安全生产基础管理工作： 1．坚持班组出车前的安全讲话并做好记录，每周不低于2次到
作业现场检查监督，对安全生产岗位责任制及安全生产操作规程执情况进行检查，对违反劳动纪律的员工按相关规定严肃处理。 2．确保清蜡质量的同时，要求班组排蜡彻底，排蜡时间要足够以确保油井畅通。 3．录井钢丝的使用严把质量关，从开始使用到更换要有记录，杜绝使用不符合质量要求的钢丝以确保安全生产。 4．测试，清蜡及热化清施工过程，对采油设备存在的问题，要求班组及时将信息反馈到作业区，以求得及时解决，确保生产正常运行。 5．车辆和基地关键场所消防设备按要求消防器材配置到位，并定期进行校验；加强火源的控制和管理，作业过程严禁吸烟和使用明火，做好冬季用电管理，杜绝各类事故发生。 6．加强安全生产要害部位、岗位及重要生产装置的管理，强化安全生产岗位责任制。 7．加强对车辆管理确保车辆的正常运行，出车前后做好自检自查，查出安全问题能整改的整改，不能整改的要制定处预防措施。
胜利油田认真贯彻落实集团公司党组领导指 示 扎实推进主题活动第二阶段工作 “双促”主题活动进入第二阶段以来，胜利油田各级党组织按照集团公司党组副书记、副总经理周原同志对油田开展“两讲”活动的批示要求，紧密结合油田实际，细化落实工作措施，确保主题活动扎实有效运行。 一、层层传达学习集团公司领导批示精神，进一步激发开展“双促”主题活动的积极性 今年月日，集团公司党组副书记、副总经理周原同志对胜利油田在“双促”主题活动中开展“两讲”的做法专门作出批示，给予高度评价。 集团公司领导的批示，对胜利油田广大干部职工既是鼓舞、也是压力、更是动力。局长王立新、局党委书记郭长玉作出指示，要求油田各级党组织认真学习贯彻批示精神，总结经验，进一步完善活动方案，细化工作措施，推动主题活动纵深开展。油田主题活动办公室召开月度例会，传达学习集团公司领导批示精神，并制定了贯彻落实的具体措施。一是全面总结前段工作，对照批示精神，进一步细化下一步工作措施。二是迅速把集团公司领导批示传达到油田各级各单位，组织学习，进一步激发广大党员干部投身“双促”主题活动的积极性、主动性和创造性。三是紧紧围绕油田勘探开发、生产经营和职工队伍建设的实际，更有效地做好结合文章，通过开展主题活动促和谐、促发展。
油田各级党组织通过学习集团公司领导批示精神，进一步增强了开展“双促”主题活动的信心和决心。胜利油田开发战线上的“红旗”、中石化金牌队胜采队的党支部书记、指导员徐支明说：集团公司领导的批示对我们每个人都是一个巨大的鼓舞，我们一定要再接再厉，更扎实有效地开展好主题活动，干群同心共同谱写油田开发的新篇章。 二、研究制定“四查四比”工作措施，推动第二阶段工作扎实运行 油田主题活动办公室先后组织召开了次分片经验交流会，在总结前一阶段活动开展情况的同时，把重点放在查找工作中存在的问题和薄弱环节。通过基层调研、发放征求意见表等形式，广泛听取职工群众的意见和建议。在集思广益的基础上，研究制定了“深入开展‘四查四比’，扎实推进‘双促’主题活动”的安排部署。“四查四比”的主要内容是：查思想，比素质；查作风，比深入；查清廉，比正气；查工作，比贡献。同时，对开展好“四查四比”活动，提出了明确要求。一是要制定明确的对照标准。对照上级党委要求、对照规章制度、对照岗位职责、对照先进典型、对照职工群众的期盼要求，制定对照标准，做到查摆有依据、分析有参照、对比有方向。二是丰富方式方法。采取个人查、集体查、深入基层调研查、征求群众意见查、谈心互评查、监督评议查等多种方式，多侧面、全方位地查找问题、剖析原因。三是要区分层次，有所侧重。查比过程中，要区分各级领导班子和领导干部、机关部门和机关干部、基层党员干部、职工群众四个层次，各有侧重，增强查摆对比的针对性和实效性。四是做