发布时间：2022-07-22 13:54:01
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关键词:薄煤层;长壁采煤法;综合机械化采煤;滚筒采煤机;刨煤机;螺旋钻采煤机
我国煤层赋存条件比较复杂，煤炭资源分布地域辽阔，地质条件复杂多样。其中薄煤层可采储量约占全国煤炭总储量的18%，而产量只占总产量的73%，远远低于储量所占的比例，并且这个比例还有进一步下降的趋势。薄煤层在我国分布较广，有些地区的煤质也比较好。而像大同煤矿集团经过多年开采，不少矿井中厚煤层已近枯竭，薄煤层的开采正规模化地进行，而且也得到了充分重视。就当前的资源情况看，发展薄煤层机械化开采对于开发利用煤炭资源，延长矿井开采年限和实现高效开采都具有十分重要的意义。
1．薄煤层开采中存在的问题
我国薄煤层开采主要采用长壁采煤法，但由于开采煤层厚度小(小于1.3m)，与中厚及厚煤层相比，薄煤层机械化长壁工作面主要有以下问题:
1)采高低，工作条件差，设备移动困难。特别是薄煤层综采工作面，当最小采高降到1.0m以下时，人员出入工作面或在工作面内作业都非常困难。而且薄煤层采煤机械
和液压支架受空间尺寸限制，设计难度大。液压支架立柱通常要双伸缩甚至三伸缩，增加了制造成本。
2)采掘比大、掘进率高，采煤工作面接替困难。随着长壁机械化采煤技术的发展，工作面推进速度大大加快，但由于薄煤层工作面回采巷道为半煤岩巷，巷道掘进手段没有多大的变化，仍以打眼放炮、人工装煤为主，掘进速度很慢，造成薄煤层综采工作面接替紧张。
3)煤层厚度变化、断层等地质构造对薄煤层长壁工作面生产影响比开采中厚及厚煤层工作面大，造成薄煤层长壁综采或机采工作面布置困难。
4)薄煤层长壁机械化采煤工作面的投入产出比高，经济效益不如开采厚及中厚煤层工作面。一个薄煤层综采工作面的设备投资不比设备装机功率、支架工作阻力相当的中厚煤层综采工作面少，但薄煤层综采工作面的单产和效率一般只有中厚煤层综采工作面一半，甚至更低。
可见，发展机械化、实现综合机械化采煤，是实现薄煤层开采高产高效的唯一出路，我国在这方面一直在不断瓦斯赋存特征进行了分析研究，指出地质构造复杂、煤层埋藏深度大、围岩条件变化和水文地质条件复杂是影响寺河矿煤层瓦斯赋存规律的主要因素。
2．薄煤层开采综合机械化技术现状
目前，我国薄煤层开采综合机械化有许多种，大致分为:①滚筒采煤机;②刨煤机;③螺旋钻采煤机。
2·1滚筒采煤机
现在使用的滚筒式采煤机是传统的采煤设备，其应用十分广泛，发展速度也比较快。随着缓倾斜中厚煤层至厚煤层综合机械化成套技术的逐渐成熟，“三软”和大倾角煤层等困难条件下综采配套技术也得到了应用。以电牵引、故障自动诊断、支架电液控制等为核心的技术也应用到了滚筒式薄煤层综合机械化设备上，这种采煤技术也正趋于成熟。薄煤层综合机械化采煤经过多年的试验，已经取得了显著的开采效果。
滚筒采煤机由于适应性强、效率高、便于实现综合机械化作业，因而发展迅速。它的整体结构、性能参数、适应能力、可靠性等诸方面，都有了较大创新和提高。薄煤层滚筒采煤机是在中厚煤层滚筒采煤机的基础上发展起来的，它也具有许多优点:
①积木式无底托架结构、液压螺母紧固、多台截割电动机横向布置、抽屉式部件安装等技术的应用，使得薄煤层滚筒采煤机结构更加简单，安装更为轻便;
②整体结构和传动方式的改进，使得滚筒采煤机的机身变得更窄、更低;
③采煤机功率的不断加大，以及电气调速行走和远程无线控制技术的应用，使得薄煤层滚筒式采煤机更能适应较复杂的开采地质条件;
④薄煤层采煤机比较适合小型煤矿的综合机械化开采。
2·2 刨煤机
刨煤机采煤自20世纪40年代在德国问世以来，很快就得到推广和发展，成为薄煤层采煤机械化的强大支柱。原欧洲的主要产煤国德国、俄罗斯、法国等，使用刨煤机开采的煤炭产量占总产量的50%以上，刨煤机的日产量可达到5000t以上。
刨煤机的主要优点:
①能实现极薄煤层的综合机械化开采，便于实现开采过程中的自动化;
②采煤过程连续进行，工作时间利用率高;
③采出的块煤率高，工作面煤尘量少;
④结构简单，维护方便。
2000年铁法小青矿采取国内配套的方式引进一套德国DBT公司全自动化刨煤机系统，于2001年1月开始试生产，到2002年4月，除去倒面检修时间，共生产271d，生产煤炭106万t，最高日产量6480t，小青矿全自动化刨煤机开采技术的成功极大地提高了国内煤炭行业使用刨煤机的积极性。
2·3螺旋钻采煤机
螺旋钻采煤是前苏联顿巴斯矿区顿涅茨克矿业研究院开发的一种开采薄煤层的采煤方法。于1979年在顿巴斯矿区马斯宾斯克矿试验成功，并推广应用。该采煤法是一种新型的无人工作面采煤方法，也是一种开采缓倾斜薄煤层的新型采煤方法，可将煤层可采厚度由0.6~0.8m下延到0.4m，对开采松软煤层有极高的推广应用价值。螺旋钻采煤法的主要优点:
①投资较低;
②人员和机组设备全部在工作巷内，人员在宽敞支护良好的巷道内就可将煤采出，安全状况良好;
③煤的可采范围达总面积的95%以上，可以多出煤，并充分释放瓦斯。
螺旋钻采煤法主要存在的问题:
①留设钻孔间煤柱和钻孔组间煤柱，降低了采出率;
②接长和缩短钻杆所用的时间占工作总时间的比重较大。
我国近几年引进了一些螺旋钻采煤机，取得了较好的经济效益。其中新汶矿业集团2003年从乌克兰引进的2台薄煤层螺旋钻采煤机(适用于0.6~0.9m的薄煤层)，分别在潘西矿和南冶矿进行了前进式和后退式采煤工艺试验获得成功，单面单台钻机月产达到5800t。2004年6月20日，国家发改委调研组在新汶矿区调研时得出如下结论:“潘西煤矿螺旋钻采煤工艺的应用，效率高、安全系数高、资源开采率高，适应于目前我国传统的开采方法无法开采的薄煤层，该技术值得在全国推广应用”。大同煤矿集团也在尝试用在采煤中，效果十分好。
3．薄煤层开采发展趋势
薄煤层开采高度小、顶板压力小的特点，决定了薄煤层高产高效采煤方法的发展方向主要是提高长壁工作面自动化程度。由于薄煤层工作面内作业困难，所以应提高薄煤层工作面采、支、运工序的自动化程度，减少工作面内的操作人员。薄煤层工作面刨煤机落煤、螺旋钻采煤比采煤机落煤易于实现自动化，由计算机控制的定量割煤刨煤机与螺旋钻采煤，是实现薄煤层工作面自动化开采重要的发展方向之一。根据国内外实践，工作面年产量可达1.0~1.8Mt。
4．结语
对于我国资源储量比较大的薄煤层来说，随着国内外 采矿设备制造水平的提高，在采用大功率、高可靠性工作面设备的基础上，根据当地的煤层赋存情况，因地制宜地选择采煤机械，采用上述采煤方法均可以实现薄煤层高产高效开采。
参考文献
【关键词】磨铣工具；小套管管柱结构；双级梯形扣；固井；负压；八面河油田
0 概况
八面河油田目前有套管变形井812口，占总井数的44%，其中只有111口成功修复，其余井被迫上返或报废。在修复的111口井中，修复套管穿孔井占了87%，而套管错断、弯曲变形和穿孔变形等情况仅修复了7口，侧钻4口。侧钻成本比较高，同时侧钻井径小于4″，后续生产管理、作业等都受到严重制约。针对这一情况，通过攻关，研究了成本低、作业周期短、设备要求低、修复后井径大于4″的小套管完井技术。
1 工艺原理及结构
小套管完井技术主要包括“打通道”技术、相应的小套管、固井技术等三项。
1.1 “打通道”技术
在不大面积损伤套管的情况下，打通井眼，保证小套管能顺利下入人工井底（或灰面），是该项修套技术的关键。打通道主要工艺技术磨铣，即用磨鞋铣到错断点、变形井段，主要存在以下问题：
（1）套管变形破裂、甚至断开，用磨鞋磨铣时易开窗，形成套管外通道，造成卡钻工程重大事故。
（2）磨铣工具的强度不足，磨铣点少。
（3）弯曲套管是一段变形，很容易铣掉大面积套管，造成井壁坍塌，正常循环洗井建不起来，造成修井失败。
针对存在的问题，我们进行了磨铣工具、磨铣工艺和临时防砂工艺研究。
1.1.1 研制新型磨铣工具
1）结构改进：对原来普通的平底磨鞋，单循环液流结构加以改进，制做成多刃平底磨鞋。一方面使其具有较大面积的液流通道，让碎屑能够顺利地排出；另一方面多刃结构使载荷集中作用于被磨铣的局部，提高磨铣速度。
2）YD合金的堆焊：由原来普通铜焊条铺焊改为采用镍银焊条来进行底焊，YD合金焊条来进行堆焊。底焊温度控制在590℃～700℃，研制出多刃系列磨鞋、犁形系列磨鞋；采用了石墨制作的模型，提高需要堆焊的厚度，从而提高磨鞋的使用寿命；
1.1.2 研究适用的磨铣工艺
1）针对普通三刃或单刃磨鞋易开窗的问题，我们改进了管柱结构，在磨鞋上接10m钻杆，之上接长Φ140mm（针对7″套管）或Φ110mm（针对51/2″套管）×10m扶正管，保证磨鞋一直在原套管内钻进，
2）磨铣时加大了冲洗排量，从300L/min提高到500L/min，一方面增加了携砂能力，另一方面降低磨铣点的温度，提高了磨鞋使用寿命。
3）研制了方钻杆自封，改变洗井方式，提高携砂能力。
研制了方钻杆自封，井口动态最高承压达15MPa，自封的轴承盘和方钻杆相连，里面装有特殊自封胶皮，既能将方钻杆外壁密封，又能将井口环形空间密封，大大提高了修井综合效率。
1.2 小套管管柱结构
常规小套管完井技术7″套管使用5″套管，51/2″套管使用4″套管。由于5″套管和4″套管比常规套管尺寸小，没有配套的防砂工具、分层采油、泵抽管柱等，增加了油水井使用时因不可预见的管卡而报废的可能性，同时加大了作业的难度。
壁厚7.72mm的51/2″套管本体外径139.7mm，套管节箍外径153.7mm，与7″套管间隙仅有5.7mm。不仅影响固井施工，易造成节流压差。我们改变了套管连接方式，将51/2″套管采取双级梯形扣连接。双级梯形扣接箍，比双级梯形扣套管本体厚1～2mm，一方面因丝扣部分壁加厚，加大连接扣的强度，另一方面因减少套管通径的要求，减少了打通道的工作量，增加修井成功的可能性。
1.3 固井
小套管下入井内预计位置后，进行固井施工。主要存在两个难点：
一是由于小套管与套管间隙小，且由于井身轨迹的影响，小套管贴边，导致固井时水泥浆上返不均匀，影响固井质量；二是八面河油田部分区块存在负压现象，在固井过程中，由于压差作用，水泥浆进入油层，形成水泥浆锥入。
1.3.1 临时屏蔽液
经过室内研究结果，设计并研制出ZD系列水溶性暂堵剂。ZD水溶性暂堵剂主要成份为微溶于水的化合物和无机盐类，在常温下不溶于水或微溶于水，在地层温度下，可通过架桥、充填和变形等作用，在地层表而形成一条低渗透性的暂堵带，从而阻止入井流体的浸入和伤害，作业完成后，ZD可被水逐渐溶解而自行解堵。
1.3.2 套管扶正器
套管扶正器在一根27/8″钻杆焊接Ф140mm（7″）或Ф114mm（51/2″）壁厚9.17mm的钢管，磨鞋工作时不会贴边，也就不会磨铣套管，保证了磨铣施工可靠进行，同时还能修复弯曲变形部分套管。
2 现场应用实例
2.1 7″套管
面14-509井，2003年4月作业时发现井筒内全部是泥浆，泵下2根21/2″油管弯曲变形，改捞油。根据生产要求，进行修套施工。
打通道：下Φ150mm×1m铣棒进行磨铣，从1053m磨铣至1059m，下Φ140mm×1m、Φ140mm×1m通井规顺利下至预计深度。
压井：于该井出砂严重，增加井筒压力，配制比重1.2的盐水压井，起下管柱时不停向井筒内补充盐水，保持液面在井口，保证井筒压力，成功防止地层出砂。
下小套管：为保证后继生产的顺利进行，下入51/2″套管。小套管结构由下至上为导锥+小套管+丢手接头+油管+油管短节+悬挂器。
固井：由于该井轻微负压，为了防止水泥浆进入地层，在固井前，先替入一定量的暂堵剂，将地层屏闭，再进行固井施工。
2.2 51/2″套管
角12-斜233井，由于套管在1001.37～1208.8m破裂，要求捞出在1601.0m处丢手封隔器，下小套管固井。
打通道：下Φ117mm铅模至1105.92m冲砂至1107.34m，打印，铅模边缘有刮痕，先后下钻杆带Φ117mm多刃磨鞋、Φ116mm铣锥、Φ118mm铣棒磨铣至1620.22m。
下小套管固井：下21/2″加大油管下接41/2″模拟套管650.1m，正替临时屏蔽液10方，用清水90方洗井，挤灰浆8m3，替清水6.77m3，泵压14MPa，悬重13T至9T倒扣15圈丢手，上提油管6m替出多余灰浆，起出丢手接头，关井候凝。Φ86mm刮刀钻头钻至灰面1620.0m，试压，打压5min，泵压15.0MPa未降，完井合格。
3 结论
通过八面河油田现场13口井试验，证明小套管完井技术对套管错断、变形等情况有较好的适应性，挽救了一些待报废井，修复一批高产井，取得了可观的经济和社会效益。
【参考文献】
[1]胡博仲.油水井大修工艺技术[M].北京：石油工业出版社，2005.
[2]邹德健.水溶性和油溶性清防蜡剂研制与应用[D].大庆石油学院，2003.
【关键词】 大庆 油田 采收率 提高
原油采收率指的是累计采油量占地质储量的百分数。从油藏的层面来看，采收率除了与油田的地质条件有着密切的联系以外，油田的开发方式、管理水平以及采用工艺技术水平等等也有会对油田的采收率产生影响[1]。本文结合大庆油田采收率提高的实践，对油田采收率进行深入的探讨与研究。
1 大庆油田采收率提高实践分析
大庆油田作为我国第一大油田，从上个世纪六十年入开发建设以来，目前已经形成了萨尔图、杏树岗以及朝阳沟等几十个规模不等的油气田，这就使得大庆油田在采收率提高方面有着丰富的实践。以三次采油技术的应用来说，三次采油技术在促进采收率提高方面有着重要的作用，第三次采油技术在油田中的广泛的应用能够有效的减缓多数油田在产量方面所出现的递减速度的情况，对稳定油田的原油产量有着重要的作用。在三次采油中常用的四大类技术中，我国应用范围比较广的是化学法[2]。从对我国近期原有产量构成的分析来看，在油田采收率提高方面所采用的技术以化学驱三次采油技术为主。从大庆油田的采收率提高的实践来看，2012年，该油田三次采油产量上升到1360多万吨，不仅如此，该油田近十一年的采油产量都超过1000万吨，大庆油田的每吨聚驱增油达到40吨以上。从现有的大庆油田在采收率提高方面的发展来看，预计在明年，大庆油田将成为全球最大的三次采油技术研发生产基地。从2011年开始到现在，大庆油田的三个一类油层强碱工业化试验区块提高采收率18%，而大庆油田北二西二类油层弱碱三元复合驱工业性矿场试验中心井区阶段，油田采收率提高超过了25%。除此以外，大庆长垣特高含水油田提高采收率示范工程等项目对高含水油田采收率的提高也有着重要的作用。2012年6月，大庆油田的二类油层首个强碱工业区块启动。同时，三元复合驱配套工艺日趋完善，管理规范与技术标准体系基本构建完成，为明年大庆油田采收率的进一步提高奠定了基础。
2 油田采收率影响因素分析
从油田采收率的层面来看，对油田采收率产生影响的因素较多，不仅受油藏本身地质条件的限制，油田所采用的开发方式、管理水平以及工艺技术等等都会对油田的采收率的产生影响。从油田采收率提高的实践来看，驱油机理不同油田的采收率也会存在区别，驱油机理相同油田在采收率方面也会存在区别，这种区别甚至很大。换句话说，对油田采收率产生影响的因素是复杂且多元的，但是通常可以概括分为内在因素与外在因素两个方面。内在因素取决于油田本身，后者则和人为的油田开发工艺技术以及所采用的油田管理水平等等有着密切的联系。从内在的影响因素来看，主要包括油气藏的类型、储层岩石性质、油藏的天然能量以及储层流体性质等内容，以储层流体性质为例又具体分为原油的黏度以及气田的天然气组分等内容。从外在的影响因素来看，主要包括油田开发方式的选用、井网合理密度与层系的合理划分、钻采工艺技术水平以及经济合理性等等[3]。如上文提到的大庆油田所最终采用的三次采油技术就属于对油田采收率影响的外在影响，换句话说，通过提高油田采收率大庆油田具体的采用了三次采油技术中的化学驱。又如经济合理性，油田的投资成本与操作成本等外界因素也会对油田采收率产生影响。
3 油田采收率提高策略
正如上文所述对油田采收率影响的因素较多，呈复杂化与多元化的特点，这就决定了在确定具体的油田采收率提高策略时，需要油田结合自身的情况，针对影响油田采收率的内在外在因素，确定科学合理的策略。
从内在的影响因素与外在的影响因素两者对油田采油率提高策略确定的影响来看，内在因素起主导作用，也就是说，好油藏要比差油藏有着较高的采收率。在油田开发过程中，人为的对油气藏采用科学合理的部署以及合理的工艺措施也会实现对油气藏固有地质情况的改善，进而有效的提高油田的采收率[4]。受内在因素与外在因素两者共同影响的限制，无法实现用同一类方法准确的对油田的最终采收率进行预测，这就决定了需要通过不同的方式，对油田的采收率要进行计算分析与综合考虑，并在对比分析的基础上选用适合油田的方法，进而确定出合理的油田最终采收率值，为油田调整与确定油田的开发规划奠定必要的基础。通常油田采用的方法包括油田统计资料获得的经验公式法、岩心分析法以及油田动态资料分析法。除了这些油田采收率提高策略以外，大庆油田的成功经验还说明，油田的管理水平对采收率的提高也有着重要的作用，如大庆油田从提高三次采油提高采收率的重大关键技术的层面出发，大庆油田成立了大项目部，由公司领导与有关专家对项目进行科学的管理，同时以技术成熟度为基础，分层次、分步骤的推进提高采收率技术攻关和应用，在重点推广聚驱，完善强碱三元，攻关弱碱和无碱的同时，不断的探索其他提高采收率技术。
综上所述，油田采收率的提高需要结合影响采收率提高的因素进行具体的分析，根据分析的结果结合油田的现有情况灵活性的调整策略，大庆油田采收率的提高为我国采收率提高的理论研究与实践应用提供了宝贵经验[5]。换句话说，油田采收率的提高需要结合油田的实际情况，在综合借鉴不同油田采收率提高经验教训的基础上，不断的优化采收率应用策略。
参考文献：
[1]战静.应用水平井提高老油田采收率[J].油气田地面工程，2010.（11）：27-29.
[2]李瑞冬，王冬梅，张子玉，万朝晖，葛际江，张贵才.复合表面活性剂提高低渗透油田采收率研究[J].油田化工，2013.（6）：221-225.
[3]赵士振，贾新青.科技创新提高油田采收率[J].中国石化，2011.（8）：22.
【关键词】固井工具 自动试压系统 研制
1 固井工具自动试压系统的构成及工作原理
1.1 系统构成
固井工具自动试压系统是研制的为固井工具的试压胡的系统。此系统的额定试压能力为40～60MPa，可以对不同压力等级以及不同尺寸的固井工具在进入施工操作前的试压调节。该试压系统主要由试压泵和气控泄压装置、试压数据采集和处理系统、电动控制系统、微机控制及数据管理系统、试压过程监控系统以及安全防护墙等几部分构成。此系统具有操作简单、适用范围广泛、系统可靠性能高和美观实用等特点。
1.2 系统的工作原理及特点
1.2.1执行装置
试压执行装置包括高压试压泵和泄压阀。试压泵选用60MPa试压泵，泄压阀选用与试压泵配套的气动泄压阀。试压能力加强，完全保证工程施工中要求的40MPa的试压能力要求范围。
1.2.2泄压系统
由于固井工具试压是在高压作业下操作完成的，从安全第一的角度来看，对系统的泄压采取了气控高压泄压阀来进行远距离的安全泄压，这样就避免了操作人员在操作过程中进行手动泄压的操作的安全隐患。其上安装的可调节彩色摄像机组也为操作提供了清晰地图像。该系统的基本原理为：由三位五通气阀，用0.7～1.0MPa的压缩空气控制高压泄压阀的动作气缸的开关。其中，高压泄压阀在气缸进气（三位五通气阀开启）的状态下为关闭状态，而在气缸放气（三位五通气阀关闭）的状态下为泄压状态。这样，在电源系统非正常条件下，保证了系统能正常进行泄压处理，以确保了试压过程的安全性。另外，采用了5mm的泄压阀通径，泄压阀的泄压速度非常慢，也提高了试压的安全性。这样，在试压的全过程中保证了试压的安全性。
1.2.3控制子系统
固井工具自动试压系统的控制子系统由电动控制和微机控制两大部分组成。电动控制由控制开关，中间继电器及交流接触器等主要元件构成。
微机控制系统主要由中心控制机，I/0卡、中间继电器以及相关的控制软件组成。电动控制和微机控制两个子系统完全可以独立工作。采用微机控制系统可以自动控制试压泵的操作，可自动记录、采集和处理试压过程中的各项数据，显示出压力数据和曲线图，表现形式有数字和曲线两种。并可保存将数据保留以供以后测试使用。系统控制的安全性和数据的可靠性提高。
（1）数据信号的采集与处理子系统
数据信号的采集子系统主要由压力传感器，A/D转换和数据采集卡以及数据处理软件组成。采集子系统可以自动采集试压过程中的压力变化数据及图像，并且随时间的变化曲线形式显示试压数据。可以自动保存以及回放试压过程的压力数据。
（2）监视子系统
监视子系统主要由摄像机、视频信号转换器、显示器、视频信号采集卡以及相应的应用软件所构成。其摄像机是采用进口新型彩色工业摄像机，此款摄像机感光灵敏度极高。即使在很暗的光线下也可以显现出很清晰的图像。有四个摄像机从各个不同的角度测试工具，试压过程的视频信号通过转换器和分屏器处理后由两台显示器分别进行显示。可以清楚接收到操作过程的图像。
监视子系统不仅可以实时监视工具试压的现场情况，还可以通过视频采集卡及微机应用软件等工具，使其存储图像资料。以供以后工作的参考。
2 试压系统的在施工中的应用
我国的固井工具自动试压系统于2003年12月顺利完成，2004年3月正式投入施工使用，共在166口井上使用，效果不错，基本能够满足固井工具试压的现实需要，易于操作、安全性高。试压数据及曲线基本保证了随时记录、回放和打印，在现场施工上取得了良好的社会效益和经济效益。
3 主要经济效益分析
固井工具自动试压系统的主要经济效益主要有以下四点：
（1）使用专用的试压泵，代替了水泥车在工程中的试压作业，在很大程度上杜绝安全隐患，消除了试压过程中的不安全因素。实现了固井工具试压系统的科学化、规范化，安全化。
（2）在施工中不在需要水泥车，使水泥车给固井施工作业提供了有力的保证。间接地等于增加了一台固井水泥车，减少相应的设备购置费用。
（3）降低了水泥车的使用费用。以T815水泥车施工费用计算：28元/t・hX29 tX1 h=812元：试压一口井的固井工具需要1.5h，一年按190口井计算，可节约使用费用23万元。
（4）提高了固井工具试压结果的精确度，特别是在长封固段、高压力的井施工作业中，更加体现了自动试压系统的作用。有力地保证了固井施工工作安全有效地进行。按每年至少减少1口井的事故计算，可节约维修井的费用40余万元。
4 结论
主要对非常规井深结构钻探开发制定的全通径系列尾管配套技术方案，此方案满足了特殊井深结构开发的要求，有效地解决了制约其井深结构钻探开发的关键性技术难题。对特殊井深结构的尾管，固井存在的工艺难题，制定的配套特型尾管固井施工工艺流程先进合理，施工当中操作步骤明确清晰，符合施工现场的实际要求。
研究开发的系列特型尾管固井工具及配套技术，经过施工现场的实际应用，取得了成功，达到了特殊井深结构勘探开发的目的，直接和间接经济效益非常明显。此项技术的研究开发成功，为特殊井深结构勘探的开发奠定了坚实有力的技术基础，具有广阔的推广使用前景。
参考文献
[1] 王力.郑万江.张嵇南.王金山.张继锋套管钻井技术研究与应用[会议论文]-2006
[2] 王东.塔深固井非常规套管下入技术.石油钻采工艺2005，27（6）
[3] 杨伟.陈天磊.冯立红.王海煤层气储运技术浅谈.中国科技信息2008（15）
石油机械是开展石油开采、石油生产工作的重要设备，也是石油开采、石油生产的重要手段。现代化石油机械的不断发明与制造为推动石油开采、石油生产的发展作出了非常大的贡献。在一般情况下，石油机械设备的采购成本、维修费用比较高，所以应当尽可能地减少维修与更换石油机械设备的次数，因此，应当不断加强对石油机械设备的日常管理与日常维护。本篇论文主要分析与探讨了如何做好石油机械设备的日常管理，望有所帮助。
关键词：
石油机械设备；设备管理；设备维护
石油机械作为石油开采、石油生产工作中的重要设备与重要手段，在促进社会经济的发展、国家的进步方面有着非常大的贡献。但是，石油机械设备在一般情况下的采购成本、维修费用都是比较高的，这样的情况下，在石油机械设备的日常使用过程中，加强设备管理与设备维护工作具有非常重要的意义。
1目前在石油机械设备的管理工作中存在的问题
1.1专业技术人才的短缺
长期以来，石油行业在机械设备管理这一工作上的重视程度不高，从而导致了机械设备管理专业技术人才短缺这一问题的出现，因为重视程度不够、待遇不高等问题的存在，造成设备管理人才招聘难、难留住。机械设备管理专业技术人才的短缺，导致了使用单位管理、租赁企业维护、政府监督这三者之间出现了严重的脱节，石油企业不仅无法从机械设备管理工作中获得应得的收益，甚至与此相反的要付出非常高的购置成本、维修成本与保养成本，也在一定程度上降低了石油机械设备的使用寿命。
1.2缺乏完善的管理制度
石油企业的机械设备管理部门发生了一定的改变，因此，原有的管理制度也应该有所改变。随着机械设备的更新换代，其科技含量也得到了不断提高，原有的管理制度已经无法满足现代化石油机械设备管理工作的要求。此外，因为机械设备管理专业技术人才的短缺，导致了现有管理人员不能有效制定实用的、与实际情况联系紧密的管理制度。上述问题的存在，造成制定管理制度的人员不能全面认识石油机械设备管理，执行制度的人员无法根据制定的管理制度开展石油机械设备管理工作，从而导致了石油机械设备管理工作无法有效开展。
1.3对石油机械设备管理缺乏认识
目前，很多石油企业在石油机械设备管理方面存在着错误的认识，例如，政府在进行监管时的原则是“抓大放小”，而政府没有开设机械设备管理部门，这就说明设备管理工作是可以不受重视甚至可以直接忽略的，等等。在这样的错误观点下，很多石油企业对裁撤了设备科、材料科等管理部门。
2做好石油机械设备管理的几点对策
2.1重视石油机械设备管理专业技术人才的培养
石油机械设备管理的开展与有效管理的实现需要专业技术人才，素以，石油企业应当始终坚持“以人为本”，重视对具有高端操作技能、专业知识的机械设备管理专业技术人才的培养，从而从根本上保证石油机械设备管理制度的合理制定与有效执行，这也是使石油机械设备的管理效率、管理水平得到提高的一个有效手段。为培养机械设备管理专业技术人才，石油企业可以通过定期组织讲座、学习会等形式的活动，让设备管理人员对石油机械设备的管理理念、管理方法进行学习。石油机械设备的操作人员也是管理人员，对此类人员来说，更应该加强培训力度。石油企业可以通过提高石油机械设备操作人员的安全操作意识、规范操作意识，使他们进行安全操作、学会如何管理石油机械设备，从而提高石油机械设备的管理效率、管理水平，使石油机械管理工作得到有效落实。
2.2建立健全石油机械设备管理体制
建立健全石油机械设备管理体制，就是要完善管理部门的职能，实现统一规划，落实专人负责，实行全员管理，进而做到专业管理、群众管理的有效结合。“不以规矩，不成方圆”，实现石油机械设备的制度化管理，不仅是开展石油机械设备管理工作的有力保障，也是石油企业的管理水平得到提高的一个重要标志。石油企业应当制定出一个完整的、可操作比较高的管理制度，不仅要包括石油机械设备的选型，还要包括机械设备的使用、机械设备的保养、机械设备的维修以及机械设备的管理等方方面面，从而可以保证石油机械设备的管理工作选型有其根据、操作有其规程、维修有其程序、检查有其目的。只有有了科学、合理的制度，才能使设备操作有方向、设备管理有依据，才能实现石油机械设备管理能够得到其应有的收效。
2.3更新管理理念
石油机械设备管理在石油企业中是非常重要也是最为基本的一项工作，因此，石油企业必须要加强对石油机械设备管理工作的关注与重视。石油机械设备的有效管理不仅关系到工作安全，也关系到了石油企业的生产成本、生产效益与产品质量。所以，石油企业应该对石油机械设备管理工作在企业管理中的地位有一个明确的认识，建立与自身实际情况相适应的石油机械设备管理部门，并配备上必要的管理人员，需要注意的是不能用安全管理代替设备管理。
3结语
综上所述，本篇论文通过分析目前在石油机械设备的管理工作中存在的问题，探讨了如何做好石油机械设备的管理，望有所帮助。
参考文献：
[1]李帅.如何做好对于石油修井机械设备的维修工作[J].中国新技术新产品,2014,17:74.
[2]赵普忠.石油施工企业工程机械设备管理与维护探析[J].中国商界(下半月),2009,09:249+251.
关键词：地质 致密油藏 开发 技术 油田
新疆油田是我国西部地区最大的石油生产企业，每年为我国产油事业贡献成就很大。新疆“三山夹两盆”的特殊地形地貌特点，是在经年的历史积淀中形成的丰富的矿产资源。新疆地区已探明的石油储量，占据我国陆上石油资源量的30%。随着石油资源的勘探开发技术的不断进步，对石油的开采也从传统的“常规油气资源开发”向“非常规油气资源开发”迈进。
致密油藏，是一种石油成藏组合，其中轻质原油保存在低渗透含油地层中，油藏包含地层、原油、生储盖层等多方面内容，如页岩地层或者致密砂岩地层。油藏要素具备致密特征，形成的油层为低渗透的储集油。因为其复杂性就变现在一个“藏”字上面，利用压裂和水平井钻探技术，对于致密油的油水边界的确认，技术方面仍需要做进一步的提升。在对致密油田的探测和研究试验中，将解决致密油藏开发的关键技术作为油田工程技术开发的主要研究方向去努力。
一、新疆地区地质条件分析
白垩纪地质形成时期，气候比较温暖，植被生长茂盛。位于北纬40°～90地区的年平均气温为10℃左右，未有极地冰雪覆盖的场景。在很长的一段历史时期内，经历地下活动的变迁，逐步的在特殊的历史背景下，形成了不同地质分层结构。新疆地区正是处于这样一种特殊的条件下，形成了丰富的石油、煤、天然气及油页岩矿床。
在历经沧海桑田的变迁过程中，由地史活动形成的褶皱和断裂凹陷以及拉伸的发育，都使得新疆地区的储集层构造油、气、水的储量十分丰富。尽管地史引起的软沉积物具有区域性分布特征，但是在这些地质活动行成过程中，致密油作为一种特殊的存在，以散、薄、埋藏深等特点，体现了它“藏”的特色。
二、新疆地区致密油藏分布特点及开采难度
在地质构造形成时期，大宗密集型油层的分布，具有一定的区域性特点，而新疆地区致密油的分布，作为特殊地形变动的产物，有其地质构造和地貌的复杂性，储油类型和开采难度也就不等。
致密油的分布特点是：埋藏较深，喉道中值半径较小，油层平均厚度不超过1.5米，地质分布较贫乏且位置不集中。传统的常规性钻井压裂技术实施较为困难，钻井过程中，会遭遇井壁安全性较差，稳定性不强等问题，井沿的不规则形状，使得固井质量难以保障。致密油裂缝的形态复杂，压裂施工技术的难度较大。
比如说鄂尔多斯盆地中的长庆油田，致密油的油质都是密度不大于每立方厘米0.82克的稀油。在开采时，就可以采用常规的开采方式实现。克拉玛依昌吉油田，是致密油油质密度为每立方厘米0.88克的中质油。这样的稠油，开采起来，难度也比长庆油田大。长庆油田是由一个古生代地台以及台缘坳陷与中新生代胎内坳陷叠合的克拉通盆地，已知沉积岩累计厚度5～18公理。鄂尔多斯盆地在漫长的地史演化过程中，古构造的变异，控制着生油坳陷和生气中心，晚古生代内陆湖泊的拉槽使得相油气源岩形成。其储集层的发育受断裂构造带的影响，在半背斜和断背斜形成了油气层。油、气、水的叠加运动，形成不同的油气藏。这一地区的地质条件多变，形成了圈闭类型，在盆地的发育和沉积过程中，为形成致密油奠定了基础。在对长庆油田的勘探方向上，主要从其地质条件和储集层的发育情况，来作为勘探该区石油资源的确切位置。
三、不同地质条件下致密油藏开发技术
由于地质构造不同，新疆地区致密油藏的分布相对来说也就不同。致密油的油质不同，后续的开采工作难度也就有所区别。新疆地区的油田分布，属于非常规油气资源分布区，用常规的技术手段对该区的油气资源进行开发可操作性较差。
对于致密油藏的开发技术，从新疆地区的地质构造研究中，推断出相关的岩石裂缝。可利用立体像素映射与三维地震分析研究致密油储层中的列网网络结构和断层走向，根据这些叠后纵波地震数据中发现的裂缝进行商业开采。对那些低孔隙度、低渗透性碳酸盐岩油藏开采技术来说，对现代的下游的油藏开发技术难度还是很大的。致密油藏开发技术的关键是在选井、钻完井、储层改造、采油工程上下功夫。
建立综合地质力学模型，使得目前该地区的致密油分布去和形状与前白垩纪的走滑应力相符。对储层压裂改造进行优化设计，运用正确的体积压裂理念和新疆地区储层地质特征进行反复论证，在施工阶段，对传统工艺进行改造，使得施工工具的研发为施工质量提供先决条件。
此次先导性实验的实际场所就是昌吉油田，对该油田致密油藏的开发，建立可行性理论体系。昌吉油田地处吉木萨尔凹陷，在油田开发技术实施之前，首先建立了一套试验方案，包括地质油藏工程、钻井工程、采油工程、地面建设、经济评价和HSE管理等开发手段。这条方案审查通过以后，可以为接下来的数年间，形成大规模开发致密油探索出一套经济可行的开发道路。
昌吉油田致密油埋藏较深，利用传统钻井及压裂施工，耗时较长，勘探石油难度较大。在利用非常规手段对昌吉油田致密油开发中，先导试验10口水平井的井位进行了测量，对于钻井的深度和距离，都结合了昌吉当地政府的技术和设备方面的现状，进行实质性的分析。
出于经济效益方面的考虑，在设置钻井水平段长与垂直井深是，比值控制在合理范围之内。为了确保单井产量，对于油藏的部分相对的就以比值为依据。测井方案贯彻实施，钻头将地层通道打开，准确定位油藏的准确位置，实施开挖，致密油藏成功开发的关键是压裂技术。
常规性开发资源常规单向接力式设计，在石油开挖阶段，会出现断代接力方式也午饭实现功能优化。为提高单位时间内单井的经济的可采储量目标，利用非常规性技术开挖手段，实现地质、钻井、压裂、生产一体化优化开发技术，在对新疆地区不同地质条件下致密油田的开发技术中，全程介入对施工单位的有效动用。在施工条件上，要对自主分压管道的配套设施予以投资。在现场施工中，要应用、适合于致密油改造的配套压裂液体系。对于整体压裂技术而言，要以实现昌吉油田致密油“工厂化”作业为最终操作手段。
四、总结
新疆地区致密油田从形成、发展到不断开采，付区域社会民众，其间的开发技术，随着不同的地质构造而呈现出不同的开采局面。这一切立足点，都是以安全把握性、操作性、经济性和效益型为主要践原则来实施的。无论是常规性开发还是非常规性开发资源，对于石油工业的发展而言，都是为了满足社会化大生产和发展的需要。未来新疆地区的石油开采工业，在技术开发上，会更加精益求精。
参考文献
[1]魏海峰，凡哲元，袁向春；致密油藏开发技术研究进展[J]；油气地质与采收率；2013，20（2）：62—66 .
[2]王博，高淑梅，王荣敏，孟鹏；长庆油田致密油藏水平井开发地面配套工艺[J]；油气田地面工程；2013（7）.
关键词：表面活性剂 疏水缔合聚合物 二元体系 粘弹性
聚合物/表面活性剂二元复合驱是一种以充分发挥表面活性剂和聚合物相互协同效应的采油方法，聚/表二元复合驱是在三元复合驱的基础上去除碱的一种复合体系，由于碱对某些地层的破坏较大，因此科学家更多倾向于研究二元复合驱对强化采油的应用研究，由于表面活性剂能更好的降低油水界面张力和聚合物能增加溶液的粘弹性和降低油水流度比等优点，且聚合物与表面活性剂相互作用可使聚合物分子链的构象发生变化，而聚合物的存在也同时影响着表面活性剂的表面张力、临界胶束浓度、聚集数及溶液流变性、界面吸附和增溶性等性质。其二者相互作用对提高采收率更具有挑战性意义，因此本文从二者的相互作用出发，重点介绍了二者的研究现状。
1、疏水缔合聚合物/表面活性剂二元复合驱的研究现状
二元复合驱技术首次利用是在美国德克萨斯州的Ranger油田进行的低界面张力聚/表二元体系的先导试验，最终使原油采收率在水驱后提高了25%左右，具有较为可观的经济效益。此后国内大批研究者也进行了表面活性剂/聚合物的二元复合驱研究，且取得了较好的成绩。李孟涛等使用阳离子表面活性剂NEP溶液，在油藏条件下界面张力可达10-2mN/m数量级，在室内模拟非均质岩心上，能达到提高采收率幅度为20%；夏惠芬等研究了甜菜碱型两性表面活性剂与聚合物作用可形成10-3mN/m数量级的超低界面张力，且对水驱后残余油的采收率有所提高。郭拥军等研究疏水改性水溶液聚合物与SDBS作用时，粘度变化呈现一定的规律，且提出疏水改性水溶液聚合物中的疏水基团与SDBS的作用超过同类阴离子间的相互排斥作用，疏水基与SDBS的作用使得体系粘度是单一聚合物溶液粘度的23.7倍；同时得出混和溶液表面张力随SDBS浓度的增加而单调下降，并无一般高分子聚合物与表面活性剂作用时所出现的两个转折点，从而说明该聚合物与表面活性剂的作用不同于一般高分子聚合物与表面活性剂的相互作用。
现有研究都表明在聚合物/表面活性剂二元复合驱中，聚合物不仅具有良好的粘弹性还能较好的控制油水流度比，表面活性剂降低油水界面张力的性质，使残余油能很好的启动。若能选择合适的驱油体系，其驱油效率不会小于三元复合驱。目前有大批学者对二元体系的溶液界面、流变性质等都进行了大量研究，也逐步开始对二元体系的微观渗流机理进行研究，并且分别从表面活性剂和聚合物的分子结构方面入手，合成出如两性表面活性剂、石油磺酸盐、烷基苯磺酸盐、新型孪连表面活性剂和生物表面活性剂等一系列高活性的表面活性剂。同时随着疏水缔合聚合物在油气开采中的应用，出现了通过优化设计出的不同分子结构的耐温抗盐等新型缔合聚合物。不管是表面活性剂还是缔合聚合物分子结构对二元体系性质的影响，都需要更为深入的研究，才能为我国油气开采技术进一步发展提供依据。
2、阴离子表面活性剂SDBS对二元复合体系粘弹性的影响
2.1.阴离子表面活性剂SDBS对聚/表二元体系粘度的影响
由于疏水缔合聚合物在溶液中形成的空间网络这种特殊结构，其流变性对表面活性剂很敏感，通过实验考察不同类型表面活性剂与疏水缔合聚合物相互作用对二元体系流变性的特殊影响，不仅可以证实疏水缔合聚合物溶液不同于一般聚合物所具有的网络结构的存在，还能得出二元体系粘度变化规律与表面活性剂分子结构的关系。
叶仲斌等研究得出，开始向疏水缔合聚合物溶液中加入少量的SDBS时，体系粘度稍有降低；继续增加SDBS浓度，粘度上升到最高值；之后随着SDBS浓度的进一步增加体系粘度急剧下降到最低点后不再变化。分析认为在加入很少量SDBS（小于10mg/L）时，SDBS仅起电解质作用，压缩双电层，使体系粘度稍有降低；当SDBS浓度达到一定值后，才开始与溶液中的疏水基作用形成聚集体，随着聚集体的增加，网络结构更为密集，体系增粘达到最大；继续增大SDBS浓度，胶束浓度也开始增加，疏水侧基增溶于胶束中，随着胶束数量的增大，聚合物的网络结构被拆散，粘度急剧下降；当SDBS浓度达到更高值后，体系粘度不再随SDBS浓度的增加而变化，此时溶液中自由的SDBS浓度大于其cmc值，体系粘度降到最低。
2.2阴离子表面活性剂SDBS对聚/表二元体系弹性的影响
2.2.1应力扫描
表面活性剂SDBS加入聚/表二元体系后，在一定的剪切应力范围内，粘度不随应力的变化而变化，称这一应力区为聚/表溶液的线性粘弹区。文献曾提出聚合物溶液必须具有足够的浓度才能有线性粘弹区，实验发现单独的疏水缔合聚合物溶液在该应力范围内就无线性粘弹区，由此表明SDBS的加入，使得聚/表溶液分子间由疏水缔合作用形成了更强的超分子网络结构，当CSDSS=100mg/L时溶液的线性应力区最宽，由此线性粘弹区的大小也反映了聚/表溶液中超分子网络结构的强度。超分子结构越强的溶液，屈服应力值也越高，而单独的聚合物溶液，在此应力范围内，并无明显的屈服应力值。
2.2.2粘度与剪切速率关系
随着SDBS浓度的增加，一定剪切速率范围内（小于0.ls-1）体系粘度保持不变；当CSDBS=100mg/L时，在0.1～0.5s-1间出现剪切增稠现象，结合前面对粘度的测试结果，分析认为是该浓度的SDBS与疏水缔合聚合物作用形成稠密的网络结构，低剪切使得分子链更为伸展，体系粘度稍有增加；当剪切速率达到10s-1后，不同SDBS浓度的二元体系间粘度差变小，都表现出明显的剪切稀释性。
2.2.3第一法向应力差
研究得出，体系的N1随着剪切速率的增加而增加，高剪切速率下，溶液中分子能表现出较强的弹性效应。与粘度测试结果一致，CSDBS=100mg/L时二元体系的N1最大，且N1随剪切速率变化出现拐点时对应的剪切速率最小，此时体系能在较低剪切速率下表现出较强的弹性效应，同时也反映出该浓度时体系具有较强的超分子网络结构；SDBS浓度继续增加，体系的N1开始减小，弹性也减小，再次表明高浓度表面活性剂SDBS的加入，溶液中形成过多的聚集体，使得聚合物网络结构开始被拆散，与粘度变化规律一致。
3、结论
阴离子表面活性剂SDBS与疏水缔合聚合物相互作用规律表现出一定规律，表面活性剂SDBS在二元体系中的加入使体系的粘度随着SDBS浓度的增加先降低后增加，最后又降低，达到最低值后保持不变。相同粘度的不同二元体系，随着表面活性剂和疏水缔合聚合物分子结构性质的改变，弹性效应也不同。
参考文献
[1]吕鑫，张健等.聚合物/表面活性剂二元复合驱研究进展[J].西南石油大学学报.2008，30（3）：127-130.
[2]赵丹.疏水缔合聚合物与表面活性剂的相互作用[J].化工时刊，2010，24（1）：51-53.
