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石油开采技术的应用与发展趋势分析目前，市场上对石油的需求量越来越大，而汽车的广泛应用也不断增加了石油的使用量。
作为关键而又核心的问题，石油开采技术的应用已经受到了广泛的关注。
但是我国的石油储备量是十分有限的，在近年来的不断开采后那些开采较便利的油田已经进入了开采中后期，我国石油开采业正在面临着一个复杂的不利环境。
因此，石油开采公司就要不断的提升勘探开发技术水平，缩小与国外石油公司技术差距，实现公司的可持续发展。
标签：石油开采;开采技术;勘探近年来，我国经济在飛速发展，石油的开采及处理方面也得到了生产者与学者的重视。
最初的石油开采采取的是盲目的开采方式，而现在所采用的开采技术已经发生了翻天覆地的变化，使用更多的是将数字化信息技术结合到开采工艺中。
石油工业是一项技术密集型的产业，对新技术的要求也越来越高。
为了提高石油开采的质量与效率，为能源安全提供必要的保证，石油企业就应该拓宽思维，并结合各种新兴技术进行大胆创新，促进石油开采业的大力发展。
本文针对石油开采技术的应用及发展趋势做出了一定分析和探讨。
1.石油开采技术应用存在的问题所说的采油工程是指石油开采所需项目的工程总名称，其中包含各类和油站开发相关的工程技术称呼。
就石油开采实际情况而言，工作人员要选取针对性、合理的开采技术，其对于采油量的提升和采油效率的增强都有积极的影响。
国内当前面临较多低渗、稠油等开发难度较强的油藏区域，同时许多海上油田、沙漠油田等特殊性油田所需的开采技术较严格，不难看出相关领域工作人员必须要重视现代采油技术的创新才能获取更稳定的发展。
石油开采技术应用存在的问题，（1）常规的采油技术已经很难满足市场的要求，比如大泵提液技术具有更高的难度，电潜泵的应用受到了高温的限制等。
（2）石油开发后期设备生锈氧化现象严重，在开采石油的过程中因地层水、注入水对设备的侵蚀，再加上设备的使用年限过长，设备氧化现象严重，必然会造成卡泵的现象。
（3）重复堵水措施效果日益变差，从当前情况来看，我国油田的开采模式主要是堵水、酸洗、人工举升这样一个过程，在重复堵水三轮过后效果变差，随之也出现了一系列的问题。
140多分支井是从一个主井眼中侧钻出分支井眼的井，用分支井开采油气田。
多分支井技术是上世纪50年代提出来的，第一批多分支井开始于前苏联的俄罗斯和乌克兰地区，第二批多分支井于1968年开钻于前苏联的西伯利亚地区[1]。
20世纪多分支井技术在俄罗斯、北海油田及北美得到广泛应用，并逐步推广到中东、南美、欧洲与亚洲[2] 。
目前，我国的新疆、辽河、胜利、南海、四川等油田都先后钻成了多分支井。
由于单井口可以利用多支开发多个层位，泄油面积增加，单井产能提高，井口数量可以减少，相应的可减少海上平台的数量或减少单个平台的井槽数，降低油气田开发费用，多分支井技术已经成为油气田开发的一项先进技术[3-7]。
1 油田基本概况海上E油田储层岩性主要为细～中粒长石岩屑、长石石英砂岩，砂岩成份主要为石英（平均占67%）。
油田储集空间类型为孔隙型，储层孔隙发育，孔隙连通性较好，测井解释孔隙度14.4%～26.3%，渗透率26.7～1762.6mD，属中-高孔隙度、中～特高渗储层。
为进一步挖潜油气成藏潜力，缓解油田产量压力，提高油田采收率，油藏计划在E油田剩余油富集的构造高部位部署一口调整井A，动用Z层。
同时根据储层展布和剩余油分布，为有效增加储层的裸露面积，提高新增井产能，设计A井为多分支采油井对非均质性较强的低渗储层开展多分支井井先导性试验。
2 多分支井方案设计本油田在2020年1月投产一口多分支井，完井方式为主井眼优质筛管防砂，分支井眼没有采取防砂措施。
此分支井初期效果较好，2021年底有微量出砂0.05%，产液量下降。
分析认为初期分支井眼保持较完整，因分支井未采取防砂完井措施，出现井壁坍塌而出砂并失去供液能力，后续整体产能受影响，目前本井已经采取抑砂措施。
海上油田多分支井完井新技术应用晁一寒 邱森 卞涛 敖民 徐先亮中海油能源发展股份有限公司工程技术深圳分公司 广东 深圳 518000摘要：E油田现处于开发初期，但油田投产以来，生产井递减快、稳定产量低、高部位生产井能量亏空较大、采油速度慢。
浅谈深井采用的配套工艺设计和应用摘要：随着油井开采深度的不断加深，油层的压力会慢慢变小，油井的动液面也会不断下降，使得自喷能量慢慢消失，最终影响到油井的正常生产。
所以，为能充分采掘到深井的石油，就必须配套相关的深井采油工艺技术。
本文主要以有杆泵采油工艺、有杆泵-电潜泵接替举升工艺及深井采油配套工具三个方面为切入口，阐述了这些配套工艺的设计和应用，为实现开采深井石油，提供了更加有效的手段。
关键词：采油工艺深井采油深抽工艺一、有杆泵采油工艺优化设计有杆泵采油是石油开采作业中重要的人工举升方式之一，但是随着油井深度的加深，深井泵排量与地层供液能力不匹配，使得有杆泵采油系统的采油效率降低。
因此，我们需要对杆柱、抽汲参数等进行改造、优化和升级。
1.抽油杆柱强度设计准则。
在对抽油杆柱的强度进行改造优化的时候，需要遵循“尽量使杆轻量化”和“等应力幅强度”的设计准则。
前者是指在进行杆柱设计的时候，除顶级杆外，其余各级杆柱的强度应力都要求跟许用强度一样，通过这样的设计方式可以令到设计出来的杆柱组合尽量轻量化；后者是指最大应力和最大最小应力差值对抽油杆的影响，等应力幅准则综合考虑这个因素的影响，可以使杆柱的设计更加安全合理。
2.抽油杆实现优化设计的方法。
首先是在充分考虑抽油杆柱的弹性振动影响基础上，计算出光杆的最大载荷和最小载荷，计算的方法一般采用悬点负荷计算方法；其次是采用数值法设计抽油杆柱，其设计过程一般是：确定抽油杆的抗拉强度和级别，设计抽油杆每一节的长度，每一节加起来的总长度以油井泵所要下到的深度为准；根据悬点法求出最大载荷和最小载荷，求出抽油杆最上一节的实际使用时的系数，并以此作为每一级抽油杆的实际使用系数；基于每级抽油杆的最小应力，求出每级抽油杆的设计长度；最后，对比每级抽油杆前后的长度是否有较大的误差，如果出现较大误差，则需要重新计算新长度，一直到假设长度与重新计算出来的长度小于给定误差并保证总的长度要跟泵挂的深度一样。
胜坨油田高含水有杆大泵配套技术的应用近几年，作为一种重要的提液手段，大直径有杆泵在胜坨油田得到了较为广泛的应用，有力地保障了油田的生产运行。
但同时也暴露了诸多问题，如高泵效运行时间短、检泵周期短、技术配套相对井下工具配套之滞后等。
针对上述问题，采油厂发展完善了有杆大泵配套技术，取得了比较理想的效果。
无论从泵深和沉没度的优化，还是泵效及检泵周期的提高，都获取了宝贵的经验。
标签：有杆大泵；双配套；泵效；沉没度；检泵周期；井下工具目前，通过大规模提液来实现稳产、上产是高含水油田后期开发的一项重要的生产手段。
而电泵与大泵提液则是其中两种主要的举升方式。
虽然电泵具有排量大、扬程高、下泵深的优势，但成本高、维修费用高；大泵虽然提液量相对电泵较小，但成本低、投入少，施工方便。
因此，合理配套和优化大泵提液技术，使更好地应用于生产实践，对于高含水油田的稳油上产具有较为积极的意义。
一、大泵生产中存在的问题随着胜坨油田含水不断提高，有杆大泵在生产开发中起着日益重要的作用，但同时，生产中暴露的问题也较多。
如高泵效运行时间短、检泵周期短、技术配套相对井下工具配套之滞后、泵深和沉没度不匹配等问题，在一定程度上限制了大泵提液的规模扩大。
具体体现在：（一）阶段泵效低大泵平均阶段泵效为51.3%，95泵为44.9%。
偏低的泵效限制了大泵---这一重要提液手段的作用发挥。
（二）维护上作业频繁，检泵周期短在高含水胜坨油田共实施大泵60口井，全年大泵共维护上作58井次，平均单井年上作0.967次。
平均检泵周期不足3个月。
（三）（三）大泵生产参数不合理在没有经过科学的计算或优化前，大泵下深过大，沉没度偏高，既造成不必要的管杆投入，有一定程度程度上影响了泵效。
二、大泵配套技术原理（一）大泵技术配套我们知道疲劳强度校核是有杆泵技术配套的保障。
而有杆大泵随着泵径的增大，产生较大的下行阻力，加剧了抽杆的弯曲，所以还必须进行弯曲疲劳强度校核。
利用计算机软件编程，进行弯曲疲劳强度计算为大泵配套的基本措施之。
关于“固井、完井、酸化一体化作业系统”的思考姜富川＊１，孔燕燕２，贺明敏２（１．西南油气田公司工程技术监督中心，四川广汉６１８３００；２．川庆钻探川西钻探公司，四川成都６１００５１）摘 要：阐述了射孔完井引起储层损害的原因，并提出了“固井、完井、酸化一体化作业系统”的概念，用以替代传统的射孔完井作业，从根本上解决因射孔等施工手段引起的各种储层损害问题。
分别介绍了一体化作业系统使用的镂空套管、填充筒、信号传输器、酸液等主要工具和材料的结构和用途，阐述了镂空套管安装和下放、注水泥、架桥、酸化等４个主要的作业阶段。
“固井、完井、酸化一体化作业系统”将固井、完井、酸化作业更加紧密的联系起来，利于工程技术人员统筹规划、协调和实施原本独立的三项作业，既能保护油气层，提高油气井产能，又能节约钻井成本，创造更高的经济效益，是一种有发展潜力的新方法、新工艺。
关键词：固井；完井；酸化；一体化；储层保护中图分类号：ＴＥ２５ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００４－５７１６（２０１２）０６－００９１－０２ 在石油天然气钻井过程中，当钻遇油气产层时或目标层位时，需要进行固井和完井施工，有的井还需要进行酸化或酸压等增产施工。
常规的射孔完井在射孔过程一方面是为油气流建立若干沟通油气层与井筒的流动通道，另一方面又会造成储层损害。
射孔造成的储层损害可以归纳为以下几个主要方面：（１）成孔过程对储层的损害。
射孔会形成一个５．０８～１０．１６ｍｍ厚的破碎压实带，其渗透率约为原始渗透率的１０％，改压实带将极大地降低射孔完井的产能。
若射孔弹的性能不良，会形成杵堵。
这种杵堵非常牢固，酸化及生产流体的冲刷都难以将其清除。
（２）射孔参数不合理或储层打开程度不完善对储层的损害。
射孔参数的选择不合理或储层打开不完善会形成打开程度和打开性质双重不完善，使井底附近的流速较高、附加阻力增大，储层受到伤害。
（３）射孔压差不当对储层的损害。
正压差产生的“压持效应”和负压差值的设定不恰当都会引起储层损害。
681 项目背景随着渤海油田稳产高产、增储挖潜工作的深入开展，薄层油藏、低渗油藏、岩性小油藏等非主力油藏的开发利用显得越来越紧迫。
然而，随着井深不断加深、井温不断增高、压力不断上升，注水井防砂段中心管遇卡的概率也在不断增加。
如何更好的完成公司“两提一降”，助力“注够水、注好水、精细化注水”是项目组亟待解决的问题，更是探索渤海油田注水的新模式[1]。
从防砂工艺来看，目前渤海油田注水井较多的参考生产井，没有成熟的体系与之对应，而注水井本身特点明显，需根据其特点进行防砂工艺的改进与创新。
从修井效率来看，目前注水井大修率高、难度大，是防砂工艺及管柱结构需要改进的一个重要原因。
从防砂方式来看，化学防砂作为一种有效的补救措施，可以对机械防砂不足之处提供技术互补，应给与足够的研究，特别是在大斜度井、水平井的应用。
从套管尺寸考虑，目前渤海7”套管注水井面临井筒通径过小、遇卡不好处理的突出问题，需要着重考虑。
从智能化油田的趋势考虑，需要兼容目前迅速发展的智能注水技术（有缆测调、无缆智能测调等）。
2 技术简介及主要创新点常规多层注水管柱由于（水平）密封段阻力较大，易造成注水管柱下放遇阻、上提遇卡，切割打捞亦困难。
BZ28-2S-A11井等10余井次创新采用：①有缆分层注水一体化管柱；②上/下返补孔化学固砂；③过注水电缆改进型封隔器；④过注水电缆改进型水力锚。
在满足有缆测调注水工艺的前提下，降低了管柱遇阻、遇卡等风险，实现了补孔防砂多层注水。
2.1 有缆分层注水一体化管柱研发“有缆分层注水一体化管柱” 工艺，其有缆分层注水一体化工艺的创新应用曹俊荣 孙旭涛 代刚 王晨民 崔哲铭中海油服一体化和新能源事业部 天津 300457摘要：随着渤海油田稳产高产、增储挖潜工作的深入开展，薄层油藏、低渗油藏、岩性小油藏等非主力油藏的开发利用显得越来越紧迫。
以油藏地质分析及管柱配伍性研究成果为基础，设计研发了有缆分层注水一体化工艺，该工艺抛弃注水井原有防砂模式（外层防砂管柱+内层注水管柱），创新采用分层封隔器和中心管一体化形式的管柱灵活分层注水。
