发布时间：2023-04-11 17:18:56
序言：写作是分享个人见解和探索未知领域的桥梁，我们为您精选了8篇的油田施工论文样本，期待这些样本能够为您提供丰富的参考和启发，请尽情阅读。
油气田地面工程施工的投资决策在整个工程管理中发挥着基础性的作用，所以必须对这一阶段的工程造价控制引起足够的重视。但是，从我国油气田地面工程建设的现状来看，在施工的投资决策阶段进行造价控制才刚刚起步，还无法实现透明化的管理。在现阶段，很多油气田地面工程的施工企业在进行造价控制时，还在使用传统的方法，等到工程完成之后才开始重视投资控制，导致施工的前期和中期的造价控制缺少必要的监督。如果不能加强施工前期的造价控制，就会使工程施工增加一些无形投入，浪费建设资金。为了避免出现这些问题，就需要在决策中树立造价控制意识，从一开始就对工程施工进行造价管理[1]。在油气田地面工程的投资决策完成之后，还需要对设计阶段的工程造价进行控制和管理。首先，对项目施工的可行性进行分析。利用相关的价值理论来对油气田地面工程施工的经济效益进行评估，实现使用最少的成本投入来获取最大化的经济效益，这样才能够优化油气田地面工程施工的设计方案，不断提高项目建设产生的价值。其次，在设计时，要从油气田工程施工的实际情况出发。不管是何种工程项目建设，在进行设计时，都需要坚持实事求是的基本原则，在考虑到施工现场实际的基础上对设计方案进行总结，采用标准设计和限额设计两种方法。通过这两种设计对各个不同的设计方案进行综合比较，尤其是技术和经济比较，从中优选出一个最适合工程要求的合理化设计方案。通过上述措施，就可以最大限度的节约设计费用，提高施工速度，从根本上保证施工的质量，降低工程的安装费用[2]。
二、施工中的合同管理是施工造价控制的重要手段
油气田地面工程在项目的设计、材料、设备、施工、监管等需要相应的合同来保障双方的合法权益，因此明确的处罚规定、施工的质量要求和履行担保等内容都需要包含在合同中。在所有的合同种类中，施工合同是其中的主要内容之一。在施工合同中，我们需要明确承包方的权利和义务，在遵守相关法律规定的基础上，通过合同的方式将工程款的支付方式、招投标形式、竣工方式、材料采购、索赔等内容进行明确规定。要想有效控制施工造价，一定要增强法律意识，做好对施工合同的管理，特别要注意以下几点。第一，深入理解施工合同中每一项条款的内涵，注意合同中的措施，保证施工合同条款的严密性，没有法律漏洞，以便双方都能按照规定来履行自己的职责。第二，尽量避免事后合同，这样才能降低施工造价控制中存在的法律风险，预防工程纠纷的出现。第三，规避合同外工程量的大量出现，防治投机者采用非法形式来获取高额利润。总之，合同管理是一种控制施工造价的重要手段，需要引起高度重视[3-4]。
三、对竣工结算的造价进行控制
竣工结算也是对工程造价进行控制的有效手段，对油气田地面工程的建设方和施工方的利益密切相关。要在这一阶段有效控制工程造价，需要从以下几点入手。第一，对地面工程施工过程中的材料进行整理，及时核实施工中的数据变化、设计变化等方面的内容，确定无误之后进行入账。这一工作能够为工程的后期审核提供根据，可以避免材料使用量和工程量的虚报，以套取更多工程款等问题的出现。第二，对竣工结算进行严格审查。仔细查阅入账事项，审查各项取费标准是否符合行业或者国家规定；审查是否有重复计算材料量以及工程量；审查工程量是否与设计人员所报的设计图纸的工程量一致等。除此之外，有些工程量必须要亲临工程的施工现场进行核对和核实，这样才能保证合同双方的切身利益[5]。
四、结束语
关键词： 油田施工施工管理 成本控制
中图分类号：TU71文献标识码： A
油田施工管理工作的本质是协调及控制，是从油田开发到最后的项目验收的一个过程。协调及控制工作的主要目的就是要保证整体建设工作在基本的资金投资范围之内，并且要保证工程交付时间。成本控制工作属于油田施工过程当中十分重要的一个环节，可以通过对施工成本进行严格的控制来节约工程所使用的资金，进而提升整体的施工效益，并且这一目标也是所有施工单位都在努力实现的。本文将对油田施工管理以及成本控制的方式进行简要分析。
一、施工成本控制
1.定义
施工成本是施工企业为完成工程施工任务所耗费的各项生产费用的总和，它包括施工过程中所消耗的生产资料转移价值和以工资补偿费形式分配给劳动者个人的那部分活劳动消耗所创造的价值。施工成本控制，是指为保障施工项目实际的成本不超过项目预算而进行的管理活动，对确保项目按时按质、经济高效地完成既定目标有重要意义。
2.施工成本控制的原则
施工成本控制的根本目的，在于通过成本管理的各种手段，不断降低施工成本，以达到可能实现最低目标成本的要求，在实行成本最低化原则时应注意降低成本的可能性和合理的成本最低化，可以通过主观努力的方式来达到最低的成本水平，想要将成本水平最优化，就必须要做好下述几方面的工作。首先必须要严格的按照成本开支范围以及费用的支出标准双方面对财务制度进行执行，而且需要对各项目之间的成本费用与实际支出费用进行限制以及监督。其次需要提升施工项目的科学管理水平，对施工方案进行优化，进而提升整体生产效率，最后一点就要使用成本失控技术对可能出现的铺张浪费情况进行预见性处理，真正的将管理工作和施工单位的效益联系在一起，并且通过管理的方式来提升施工单位的财政收入，确保初期设计时的目标可以实现。
二、当前油田企业在施工成本控制方面存在的问题
1.成本相关信息严重失真
油田企业经常会出现人为臆造成本的情况，因为许多项目在日常进行过程中都没有对成本数据进行收集及整理，导致在进行成本统计的时候，各项目所提供出来的数据不具备真实性，不够准确，所以项目管理工作人员就无法在这部分数据当中正确的判断出工程的实际情况。从另一角度进行分析我们可以发现，因为油田施工属于周期性长、使用资金量大的项目，所以在施工过程中大多工作人员都会习惯于使用以往的施工经验来对施工成本进行控制，这一情况直接导致了项目实际成本信息失去其真实性，便无法最真实的反映出项目的盈亏情况，部分项目甚至直到项目最后交付竣工之后，才能掌握该项目实际使用资金的情况， 进而导致成本管理工作产生滞后性，不能发挥出管理工作应当起到的作用。通常情况下油田的所有施工项目都会在施工之前配备相应的预算工作人员，一些大型的油田施工单位甚至需要配备资料统计人员，要求预算工作人员从工程交底就必须要始终坚持在施工现场，直至最后工程验收，但是该制度在实际运行中却存在一些问题，没有将成本预算与成本结算二者进行有效的结合。因为施工项目缺少成本分析，所以也没有实际成本和预算成本之间的比较，所以对工程项目的实际引导意义较弱。
2.成本控制方法存在缺陷
项目施工最基本的管理组织就是经理部，并且工程所有管理活动的根本目标就是使用现代比较流行的项目管理理论以及管理方法对施工成本进行公职，进而为企业创造出更多的经济利益。油田企业因为长时间都处于计划经济体制的影响之下，所以相关工作人员已经从以往的实际情况方面入手，总结出了一套粗放型成本控制模式及方法，但是这些方法多是从经验中得到并总结的，缺少实效性，所以很难与高速发展的时代背景相融合。因为凭借工作经验以及概略对问题进行处理，会缺少成本控制观念以及成本控制方法，成本控制的水平比较低。换而言之，比较落后，没有与时代相接轨的施工成本控制方法在实际使用中收到的效果是十分微弱的，但是从某种程度上对这一情况进行分析又可以发现，这种控制方式对曾经成本控制方法进行了全盘否定，所以只有不断的完善成本控制方法，引进外界比较先进的成本控制方法，将企业中粗放型的管理模式改变为精细化的管理模式，才可以在实际使用中发现这一成本管理控制模式的优越性，改变企业的观点。
三、对策分析
1.建立完善的市场机制
因为油田项目的施工属于一次性完成性工程，所以必须要保证项目的财务配分可以满足工作中的动态要求，保证项目数所需要的资源具有较强的灵活性。在实际工作过程中，可以使用系统观点，在企业内部中建立起三中心一人力的资源调度模式，并且要建立相应的物资采购中心和资金管理中心，通过该方式可以提升企业项目管理工作的实效性，进而减少企业在实际施工过程中所使用的资金，而且通过三中心一人力的模式，可以将企业基层部分进行全方位整合，进而最大化减少资金支出。
2.将作业和管理分离
油田施工企业在对下岗人员进行处理时，可以将下岗人员按照工程项目的实际需求，组织起技能型的人才施工团队，这样不仅可以让下岗人员发挥他们的余热，同时也可以保证施工队伍的专业性，组建起自主经营且自负盈亏的财务组织。企业可以根据自身的实际情况以及未来的初步发展方向，自己培养出一批具有较高专业技能以及个人素养的施工团队，并且要时刻保证施工团队的技能培训以及思想培训，让这部分工作人员时刻掌握国内外在该方面最先进的施工技术，提升整体的作业水平以及市场竞争能力。通过该模式不仅可以从根本上解决项目中合格劳务人员的组织管理问题，同时也可以将企业自己施工队伍的专业素质最大程度的发挥出来，在运行一段时间之后，便可以形成总部服务控制以及社会劳务补养等比较理想的企业管理框架。
3.建立起完善的动态成本控制模式
成本控制工作会随着工程进度的加深而出现变化，所以必须要及时的获取数据，并且将数据进行整理和加工，保证在最短的时间内对成本进行控制。在进行上述工作时，不可以完全依靠手动来完成，还需要配合先进的设备与技术，建立起动态成本控制体系，利用现代化设备以及现代化的仪器对成本进行深入的分析，进而达到成本控制最优化的目的。这样不仅可以缩短数据处理时间，同时也可以满足施工决策实效性，完善成本控制。
结束语
本文从当前油田施工管理以及成本控制工作存在的问题入手，分建立起完善的动态成本控制模式、将作业和管理分离、建立完善的市场机制三个模块，对存在的问题进行解决，旨在提升油田施工管理以及成本控制的工作质量。
参考文献
[1]张广成.胜利油田施工信息管理系统的设计与实现[D].电子科技大学硕士学位论文，2012:06-08.
[2]王曙艳.吉林油田压裂施工成本控制研究[D].吉林大学硕士学位论文，2011,11-12.
[3]孙玉华.胜利油田施工成本控制及对策研究[D].中国石油大学硕士学位论文，2013:10-13.
[4]韩勇.提高油田施工质量的思考[J].中小企业管理与科技(上旬刊),2012,06(02):111-113.
关键词：长庆油田；固井技术；质量检测
中图分类号：TE25 文献标识码：A
长庆油田已有相关的管理制度和文件对固井市场进行了一定的规范，固井质量也得以保证，施工队伍实现程序化、科学化。固井新技术相应地投入使用，弥足原有技术的不足，更好地满足了工程需求。新技术需要进一步地实施才能获得最优的效果，通过了解固井技术的现状，得出对发展趋势的合理规划，对长庆油田固井技术的提高与发展有着至关重要的作用，对长庆油田长远的经济利益也有重大的影响。
一、固井工程管理现状
固井即油井和气井在建井过程中的一个重要环节，长庆油田两大类固井施工队伍在长庆油田协作运转。勘探局所拥有的并且与交易部分联系的固井公司来固井为第一类。原勘探局的管理机制在现勘探局得以保留，为了使固井质量得以保证，勘探局具备了良好的设备、规范的用料、成熟的施工工艺和水泥浆配方体系。第二类为外部固井公司对市场所开放的一部分井进行固井，完成工作和任务大且重而勘探局固井公司难以完成的工作量。油田公司对外油田固井公司进行了严格的管理并认真审核，消除了其由于长庆油田陌生的地质特征而对工程造成的不利影响，制定了相应地管理制度，并且完善了不成熟的固井技术手段和水泥浆配方体系，施工的范围得以扩大。
三级管理的执行提高了固井水泥及添加剂的质量。首先，管理生产厂家和产品为第一级，实施“使用许可证”制度，评测全套固井材料并建档。监督固井材料的运输与储存为二级管理。第三级则是对现场使用的管理水泥浆体系检验要在入井前严格执行。随机复测部分采用声幅测井的固井震慑固井施工单位，使其固井工程质量意识有所提高。良好的工作运行使长庆油田的生产基本满足需要。
二、固井工程技术现状
1作为固井质量中最重要的影响因素，水泥浆配方有着至关重要的作用，由相关技术人员分析地层特点和适应性后进行制定。
气层埋藏深度、气蹿程度和上部地层的受压能力对天然气井的水泥浆体系的制定有重要的影响，由此制定不同区块的配方。
通过对油层的地层压力以及油气水的活跃程度进行分析，可以选出使用成熟并且应用效果好的水泥外加剂。
2六大新工艺、新技术的应用极大地保证了固井的质量。
（1）GLC低密高强水泥浆体系通过紧密堆积理论及粒径分布技术解决了多级压力层系、低压易漏失、长裸眼、水层活跃地层的油气井固井难题。
（2）GSJ防气蹿降失水体系通过应用聚合醇成膜技术，长庆油田使用该体系的一百多口气田井质量全部合格，解决了长庆油田具有的气段长、低压易漏失的气井气蹿和气层压力系数高等问题。
（3）GFQ防气蹿泡沫水泥浆体系使得长庆油田使用该体系的四十多口井全部合格，解决了气田压力系数高的气井气蹿问题和气层煤藏浅问题
（4）XYJ小井眼、小间隙固井水泥水泥浆体系通过在欠平衡小井眼、安塞油田浅油层和气探井尾管的使用，使固井质量全部合格，并解决了小井眼、小间隙油气井固井难题。
（5）GST水平井固井水泥浆体系在气井水平井和油井十口的使用也是固井质量全部合格，还解决了有关的油气井水平井固井问题。
（6）GJR降失水早强水泥浆体系主要使用在安塞油田、胡尖山油田和陇东油田的活跃水层及底水油藏井固井，长庆油田使用该体系的二百五十多口井质量全部合格。
相对于发展缓慢的固井质量检测评价技术，长庆油田的固井技术有很大大的进步，不同的水泥浆体系应用于不同的地层，同时还投入使用了化学添加剂。
三、固井质量的检测技术现状
长庆油田主要有八中井下井下测井仪器检测固井质量：三样测井（声幅测井、磁定位测井、自然伽马测井）、声波变密度测井（CBL-VDL）、水泥胶结测井仪、脉冲回声水泥评价仪器（PET）、俄罗斯声波水泥胶结评价仪器、伽马-密度测井仪器、井温仪器、噪声测井仪器。八种井下测井仪器清晰地记录固井的质量，有助于及时作出对固井的修缮方案，不仅降低了经济效益中不必要的损失，还是施工队伍的工作效率得到了极大地提升。
四、长庆油田固井技术的发展趋势
单一的声幅测井会使质量检测的结果出现错误 ，不能同时正确反映两个界面的胶结程度，阻碍了对固井的深入研究。。虽然变密度测井弥补了声幅测井对第二界面固井胶结质量的错误检测，但检测是否合格时不够明显与直观。另外，声幅测井的无向性对判断缺口的方位会产生很大的影响，导致无法准确确定缺口所在位置。
而MAK-II利用较强的声波能量，可以对六条参数曲线进行分析，并且相比之前，可以定性区别出水泥的微坏程度。
水泥胶结的质量、水泥返高和自由套管井段都可以通过MAK-II进行评价，并且准群地查出套管损坏的位置以及水泥浆密度等问题。
水泥胶结测井利用同时作为发射器和接收器的八个传感器记录波形，更详细地显示水泥胶结的情况。有发射器产生的声波虽然没有固定的方向性，但是最终都会由一组接收器接收。同时其利用其与声幅测井相结合，在测井图上得到的水泥胶结情况达到三种，测量水泥与地层之间的胶结为第一种，第二种可以得到测量水泥和套管间的胶结，最后得到的是用于检测测井仪器居中情况的声波传播所用的时间。
结语
声幅测井技术存在诸多不足，对固井质量检测产生了不利的影响，相关人员的方案也因测量误差出现错误，施工队伍的效率也收到了很大的影响。而新技术MAK-II不仅吸收了声幅测井技术的优点，而且极大程度地弥足了声幅测井技术的缺点，提高了对固井质量检测的准确性，同时收获对的经济效益也有提高。新技术应逐渐广泛实施，配合正确的施工方案，淘汰原有技术的弊端，更高地提高工作的精确度。
参考文献
【关键词】低渗透油田 开发难点 对策
1 引言
在我国已探明的油藏中，低渗透油田占有很大的比例。初步统计表明，我国近年来新探明的石油储量中，低渗透油田大约占了三分之二的比例，且在最近新探明的石油储藏中，低渗透油田的比例不断攀升。由此可见，在今后很长一段时间内，低渗透油藏将成为油储上升的主要资源。
目前，对低渗透油田的划分并没有一个统一的标准，只是一个相对的概念。不同国家根据其自身在不同时期的石油状况以及技术条件等来划分油田，标准变化很大。我国按照油层的渗透率将低渗透油田分为了三个类别：第一类的油层渗透率为10-50×10-3μm，为一般性的低渗透油田。这类油田与正常的油田差不多，底层条件下的含水饱和度为25-50%，具有一般的工业自然产能，但是钻井以及完井过程中很容易造成污染，应当采取相应的保护措施；第二类的油层渗透率为1-10×10-3μm，为特低渗透油田。这类油田含水饱和度的变化比较大，一般达不到工业性的标准，需要压裂后投产；第三类的油层渗透压为0.1-1×10-3μm，为超低渗透油田。这类油田几乎没有自然产能，通过大型压裂改造后才可以投产。
2 低渗透油田开发的主要难点
2.1 油层孔喉细小、渗透率低、比表面积大
低渗透油层的喉道以小-微以及细-微孔隙为主，平均孔隙直径仅为26-43um，比比表面积为2-20m2/g，细小的喉孔以及大的比表面积是油层渗透率低的直接原因，也是低渗透油田一系列独特开采方法的根本原因。
2.2 渗流不规律
低渗透油田的渗流规律不遵循达西定律，具有非达西型渗流的特点，表面分子力与贾敏效应的作用很强烈，渗流直线的延长线与压力梯度轴相交，其交点为启动压力梯度，渗透率越低，启动压力梯度就越大。
2.3 弹性能量小，天然能量方式开采压力与产量下降很快
由于储层之间连通性差，且渗流阻力大，因此其弹性能量很小，除了少数高压油田外，一般的低渗透油田弹性阶段的采收率只有1-2%。采用消耗天然能量的开采方式，由于地层压力大幅度下降，油田的产量也会随之急剧减少，生产管理都陷入被动的境地。
2.4 油井见注水效果缓慢
低渗透油田一般都要经过压裂改造后方可投入生产，但是产能也不高，采油指数只有1-2t/（MPa・d），相当于中渗透油层和高渗透油层的几十分之一。低渗透油田注水井的吸水能力很低，启动压力高，在注水过程中，注水井附近地层的压力会很快上升，井口的压力甚至可以与泵压达到平衡，从而停止吸水。很多油田的注水井就是因为注入不了水而不得不关闭的。低渗透油田的渗流阻力大，导致大部分能力都消耗在注水井的周围，油井见注水效果差。250-300m的油井，一般要注水一年才见效。
2.5 油井见水后产油指数下降快
由于岩石的润湿性以及有谁粘度比等因素，当含水量为55%左右时，无因次产油指数最低，大约为0.4，无因次采油指数只有大约0.15。这对油井的提液以及稳产都带来极大困难。
2.6 地应力影响开发效果
低渗透油田通常采用压裂开发，而地应力的方向和大小对压裂裂缝的形状与延伸方向有着很大的影响。因此开发时必须注意地应力的影响。
3 对策分析
3.1 优选储量富集区
许多低渗透油田的含有面积虽然很大，但是单位面积的储量很少，且油层较厚，这样的油田开发成本高、难度大。因此应当优先选择储量富集的块区。首先利用三维地震以及钻探试油的资料，对油藏进行早期描述并预测岩石发育带以及油水变化的规律，优选岩石发育较好，储量丰富的区块进行开发，在取得一定的经济效益后再逐步扩大开发范围。
3.2 制定合理的井网部署方案
低渗透油田开发成功与否的基础就是井网的部署方案。在充分认识到开发难度的基础上，采用线状注水的方式，沿着平行裂缝方向布井，并按照井距加大、排距减小的原则合理缩小井距，加大井网的密度。
3.3 开发合理的层系组合
利用加密井进行细分层开发，将特征接近的油层组合在一起。在当前开采工艺水平的基础上，不易划分过细的开发层系，这样会增加建设的工作量，影响经济效益。划分好了开发层系后，应尽量把同一油藏相邻的油层组合起来，保证各个油层对井网排布和注水方式有共同的适应性，从而可以减少开采过程中的层间矛盾。另外还有确保层系之间不发生干扰与窜通。
3.4 选用总体压裂改造技术
低渗透油田最根本的开发工艺技术是总体压裂优化设计以及压裂改造，使得油藏裂缝与油水运动，油层分布与注采井网的分布合理化。低渗透油田在进行总体优化设计的基础上，还有进行单井的工程设计、施工参数的优化、施工过程的监控以及压裂效果的评估分析。优化总体压裂改造的目的是提高采油效率，获取工业油气流，从而获得持续的稳产高产，将敬酒效应最大化。
3.5 选用高效射孔与深抽工艺
高效射孔技术强度高、深穿透、采用油管运输，可以大大提高低渗透油井的生产能力。对于深层的低渗透油井，还起到降低地层破裂压力的效果。
当低渗透油田出现油井见水后产油指数大幅下降的情况时，只有不断加深抽油的深度，提高生产压差，才可以提高油井的产油量，缓解下降速度，保持一个稳定的产量。因此在低渗透油田开采过程中十分重视深抽工艺，不断加大抽油的深度。
3.6 改善注水技术
我国低渗透油田单井的产量普遍不高，且多数油田的弹性能量较小，初期对其注水井的要求不高，因而在开放初期可以适当减少一些注水井，以保持地层的压力。随着开发的进行，注水量的不断累积，低渗透油田的含水量不断上升，此时根据低渗透油藏的采油指数变化趋势，低渗透油田的注采井的数量比应当不断上升。
当油田不存在裂缝时，可以适当提高注采比。地层存在微裂缝的情况下注水，可以地层压力稳定在原始压力附近。而开发弹性能量大的油田时，可以利用天然的能量开采，当地层压力降低到饱和压力时再注水。
注入的水要经过防腐、除氧、杀菌以及精细过滤等一系列的措施，确保其质量符合规定。
4 结论
通过理论研究以及实践生产，对低渗透油田的开发已经形成了一定体系的认识与经验。合理推广这些经验，并不断开展相关的研究和实践，并将使我国低渗透油田的开展迈入一个新的高度。
参考文献
[1] 罗英俊.在全国低渗透油田开发技术座谈会上的总结讲话[J].西安石油学院学报（自然科学版），1994（01）
[2] 李道品，罗迪强.低渗透油田开发的特殊规律──低渗透油田开发系列论文之一[J].断块油气田，1994（04）
关键词：开窗侧钻潜山油田，悬挂器，铣刀
目前胜利油田处于开发中后期，在早期开采由于设备情况、技术措施等各方面的原因，造成老油区有许多报废井，停产井。如何有效地利用这些报废井、停产井，使之恢复产能，侧钻技术就是解决这一问题的有效途径之一。。本文主要对桩古39ST井侧钻技术和施工工序的分析总结，为今后套管开窗和侧钻提供一定借鉴。
该井位于桩西潜山油田西北部。在这一地区古生界潜山地区发育较为齐全，顶部风化壳底层主要为上、下马家沟组，向下依次为冶里-亮甲山组和寒武系地层。储集类型为裂缝溶洞型，储层非均质性较强，这也是潜山油藏的一个比较显著的特点。目前该地区地层压力较低。
本井施工主要技术难点：
（1）侧钻井为老井，资料不全，侧钻点较难卡准。
（2）在Ф244.5 mm技术套管内开窗，经验少，且侧钻点较深，地层偏硬，能否侧出将是面临的最大难题。
（3）该地区地温梯度较高，国产随钻测斜仪、动力钻具及钻头在井下的使用情况较难把握。
（4）小井眼井深轨迹的控制和套管防磨。
解决方法：
（1）首先下入通井器通井后电测，根据电测数据和老井资料，按设计要求确定侧钻点，因套管接箍处较厚，开窗难度较大，避免在套管接箍处进行煅铣。
（2）本井侧钻方式为下入悬挂器后进行开窗侧钻，所以在下入悬挂器前认真检查轨道式悬挂器是否完好，悬挂器尺寸、斜面角度是否符号设计要求，悬挂器与导向器的连接接头，丝扣上紧后点焊防退扣措施。。下钻时应将导向器的工具面对准井眼设计方位，锁死转盘，下钻中平稳操作，每次接上立柱（单根）后上提钻具时，高度应不超0.15m，以防悬挂器变轨。下入预定位置，经反复核对深度无误后，进行坐挂导向器，并剪断送入销钉。开泵循环、试探遇阻深度正常后，方可实施开窗作业。
（3）磨铣时密切注意扭距的变化和蹩跳钻情况。根据磨铣情况及时调的整磨铣参数。刚开始磨铣时控时钻进，保证套管开窗成功，当铣锥完全吃入地层后可适当加压，提高转速。加强钻屑观察分析，及时判断开窗进展情况，开窗完成后应认真进行修整工作，确保窗口完好。侧钻时考虑磁干扰因素，在钻出套管20m左右再起钻下定向钻具。
（4）由于本井地温梯度高，国产无线随钻测量仪在井下无法正常工作，所以入国产有线测量仪。
（5）侧钻时采用215.9mm HJT517钻头+1.25O 172mm螺杆+158.8mm无磁+158.8mm钻铤*27.46米+127mm加重钻杆*136.47米+127mm钻杆钻具组合，采用国产有线随钻测量仪监控井眼轨迹。初始侧钻，为了确保钻入地层，严格控制钻时，确认钻入新地层后才正常钻进。钻进中每钻进100～150m或每只钻头起钻前都测量井斜，以便及时进行井眼轨迹的监测和跟踪。。
（6）下钻时，当下到导向器位置时应控制下放速度，以防止下放过快导致导向器变向而导致井眼报废。
（7）对于套管的防磨，在钻具串中适当位置加入防磨接头，有效的防止了套管的磨损。
结论：
通过本井的实践，说明套管的段铣开窗技术是侧钻井施工的关键技术；开窗时及时调整泥浆性能，提高携带铁屑效果。根据井口铁屑情况及时调整钻进参数，开窗后的钻井参数的选择和钻具组合的选择对井身轨迹的控制和钻井速度的提高都十分重要。应根据设计要求选择合适的钻具组合和钻井参数。目前开窗手段比较单一，目前应用最的的套管开窗方式段铣套管和下入导向器，应进一步完善开窗技术，使开窗手段多样化。
参考文献
新编石油钻井工程实用技术手册中国知识出版社2006年
【关键词】造价控制；油田地面工程；招投标阶段；BP神经网络
【中图分类号】TU723.31【文献标志码】A【文章编号】1007-9467（2016）03-0163-03
1引言
虽然我国油田地面工程发展已经取得一定成就，但是在工程造价控制管理方面依然相对薄弱，再加之油田地面工程施工过程的特殊性、复杂性与多变性，这些都提升了施工造价控制的难度，因此，当前极其需要成熟的造价管理控制体系来对造价过程加以控制。
2工程造价控制与油田地面工程造价控制
2.1工程造价控制
2.1.1动态性
工程造价控制目标是具有动态性的，它从建设项目开端到最后施工竣工会被划分为多个阶段进行，每个阶段的要求都随着项目工程造价的要求不同而不同。所以，工程造价控制需要对项目各阶段目标进行多次计价，不断改变策略，做到面面俱到。
2.1.2复杂性
能够影响工程项目中造价控制的因素有许多，这是由于一方面在实际施工过程中需要消耗的资源数量较多，另一方面是由于诸如油田地面工程这样的项目建设周期漫长，在施工期间有许多可预测和不可预测的因素都在制约着工程造价的控制。
2.1.3系统性
工程造价控制具有自身独立的一套系统，它的构成复杂，主要按照项目性质来实现对工程造价体系的控制，一般可以分为政府控制、工业控制和系统控制3方面。它们都会根据资源消耗成本的多少来决定对施工造价体系的调整控制，实现造价控制的系统化。
2.2油田地面工程的造价控制
油田地面工程是具有一定石油产量和生产能力的各项地面建设工程项目的总称，对油田地面工程造价的控制一定要基于合理的工程造价目标与造价计划基础之上，并利用目前行之有效的科学控制手段，确保在多变的市场经济条件发展过程中顺利完成对造价目标的控制计划执行。总的来说，造价控制首先要确定工程造价体系，然后才能实现对工程造价的有效控制。
2.3油田地面工程造价的控制原则
2.3.1造价目标的确定与计划系统
首先，造价目标的确定主要以施工单位为主进行有目的性的编制造价计划。在招投标阶段，造价控制的目标就要基于设计图纸、标书中所涉及的工程项目技术内容以及双方的相应条款来展开，以求得彼此达成对工程施工造价控制需求的共识。
2.3.2基于BP神经网络的实际造价控制动态预测系统
在工程的招投标阶段中，应利用科学合理的手段来对造价控制流程进行动态预测，比如采用BP神经网络对所拟建的油田地面工程在将要发生的施工过程进行实际造价的预测，判断工程中可能出现的成本造价问题，并在标书中提出预防解决的相应策略。
3油田地面工程招投标阶段对工程造价的控制分析
3.1市场供求状况
在市场供求方面会涉及到控制价这一专有名词，它也叫做标底，它是发包方或者被委托的具有资质的咨询企业所编制的。在油田地面工程中，标底招标评价技术的应用较少，但也不代表工程项目在招投标阶段没有实际的控制价格，只说明在市场供求环境下这种造价控制作用在被削弱。因此，在招投标过程中可能存在诸多评标过程，这些评标过程就决定了招投标造价控制中的各个细则，进而加强了招投标阶段对造价控制的预测分析合理性。
3.2清单工程量的准确性控制
油田地面工程在造价控制方面一般会采用工程量清单计价方法，这种方法中发包方所提供的工程量清单就成为了施工方投标的标准。当所提供的工程量清单准确时，项目的定标价格才会被准确确定，同时它也避免了施工方在报价上投机的可能性，间接地保护了招投标阶段的工程造价控制。
3.3合同条件确定对工程造价控制的影响性
招投标阶段的合同一般被分为总价、单价及成本加酬金3种合同形式，它们都会对工程造价控制产生不同的影响，这些影响所带来的造价变化一定会发生于工程建设之中。为了避免合同价在调整过程中引起双方争议，需要对合同价范围进行合理调整，对招投标双方给予明确的合同责任，减少合同纠纷，共同实施对工程招投标阶段造价的有效控制措施。
4基于BP神经网络预测模型的实际案例分析
BP神经网络通过对正常信息的处理机制与对其节点的叠加和激活功能来预测某些事物。比如在某油田地面工程的油气田站外管线工程项目中，在招投标阶段就建立了基于BP神经网络的预测模型，希望通过考量站外管线的实际施工费用来预测每公里管线的预期造价、管理成本等指标。这里为BP网络神经设置4层输入节点数、1层输出节点数，它们共同表示站外管线的实际造价费用预测值，并通过中间隐含层层数与节点数来建立拥有1层12节点的1×4×12三层网络。首先对油田地面工程造价BP神经预测模型建立基于造价模型的训练样本，并规定它的预测偏差值为{0,2}，那么它的目标值就应该是项目实际造价费用/项目计划造价费用。然后将BP神经预测模型中基于工程预期造价与管理成本的训练样本输入网络，对检测结果进行结算，因此，它的起均方差D＜0.0002，满足BP神经预测模型的期望值要求，表示所检测结果的实际输出与期望输出是相当接近的。该工程的实际造价值与预期造价值相对误差较小，所以利用BP神经网络可以实现在招投标期间对油田地面工程的造价分析，并根据结果加以控制。
5招投标阶段的造价控制对策
5.1加强图纸预审
图纸预审对于招投标相当重要，它直接起到控制项目造价的作用，所以在招投标之前要对招标图纸进行认真图审，并从中找出问题进行有针对性的优化。这种图纸预审的做法可以减少工程在日后结算中所出现的成本管理问题。
5.2公开招投标程序
公开招标讲求无限制竞争机制，它邀请具备条件的施工单位展开竞争，选择范围广且择优率高，可以一定程度避免在招标过程中可能出现的贿标行为。从造价控制方面看，多个投标单位会给出多种造价控制及成本管理方案，这对于招标单位的选择就增添不少，也降低了招标风险。
5.3施工标段划分
施工标段划分也是1种可能对工程造价产生一定影响的招投标造价控制策略。一般情况下，1项工程会由1家施工单位承包施工管理，由于便于劳动力、材料以及相关施工设备的调配，所以施工单位可以将造价控制在较低水平。6结语本文根据地面油田工程造价的基本特色属性与BP神经网络等科学手段对施工招投标阶段的工程造价进行了控制分析，让工程施工的造价成本管理有的放矢，并且能够实现对问题的高效率解决，这在一定程度上强化了国家在油田地面工程项目方面的开发能力，对我国石油工业的未来发展是极为有利的。
参考文献
【1】夏涛.建设项目招投标阶段和施工阶段工程造价控制研究[D].济南：山东大学,2014.
【2】吕端龙.油田地面工程造价控制研究[D].西安：西安建筑科技大学,2011.
[论文摘要]：目前，微生物采油技术引起了微生物学界、石油工业界、石油地质界和地球化学界等相关学科的广泛兴趣和关注。详细介绍微生物采油技术概况，明确分析微生物采油技术概况机理，并探讨其发展方向。
微生物原油采收率技术(microbialenhanancedoilrecovery，MEOR)
是利用微生物在油藏中的有益活动，微生物代谢作用及代谢产物作用于油藏残余油，并对原油/岩石／水界面性质的作用，改善原油的流动性，增加低渗透带的渗透率，提高采收率的一项高新生物技术。该项技术的关键是注入的微生物菌种能否在地层条件下生长繁殖和代谢产物能否有效地改善原油的流动性质及液固界面性质。与其它提高采收率技术相比，该技术具有适用范围广、操作简便、投资少、见效快、无污染地层和环境等优点。
一、微生物采油技术概况
1926年，美国科学家Mr.Beckman提出了细菌采油的设想。1946年Zobeu研究了厌氧的硫酸盐还原菌从砂体中释放原油的机理，获得微生物采油第一专利。I．D．shtum(前苏联)及其它国家等学者也分别作了大量的创新性工作，奠定了微生物采油的基础。美国的Coty等人首次进行了微生物采油的矿物试验。马来西亚应用微生物采油技术在Bokor油田做先导性矿物试验，采油量增加了47%。2002年至2003年，我国张卫艳等在文明寨油田进行了微生物矿场应用，累计增产原油1695t，累计少产水1943t，有效期达10个月。
美国和俄罗斯在微生物驱油研究和应用方面，处于世界领先地位。美国有1000多口井正在利用微生物采油技术增加油田产量，微生物采油项目在降低产水量和增加采油量方面取得了成功。1985年至1994年，俄罗斯在鞑靼、西西伯利亚、阿塞拜疆油田激活本源微生物，共增产原油13.49x10t，产量增加了10～46％。1988年至1996年，俄罗斯在11个油田44
个注水井组应用本源微生物驱油技术，共增产21x10t。
20世纪60年代我国开始对微生物采油技术进行研究，但发展缓慢。80年代末，大庆油田率先进行了两口井的微生物地下发酵试验(30℃)。大港、胜利、长庆、辽河、新疆等油田与美国Micro～Bac公司合作，分别进行了单井吞吐试验。1994年开始，大港油田与南开大学合作，成功培育了一系列采油微生物，该微生物以原油和无机盐为营养，具有降低蜡质和胶质含量功能，并在菌种选育与评价、菌剂产品的生产、矿场应用设计施工与检测等诸方面取得了成绩。1996年以来，吉林油田与13本石油公司合作，探究了微生物采油技术在扶余油田东189站的29口井进行的吞吐试验，21口井见效，见效率达70%。2000年底，大庆油田采油厂引进了美国NPC公司的耐高温菌种，在Y一16井组进行了耐高温微生物驱油提高采收率研究和现场试验，结果表明，采收率达43.41%，增加可采储量1.81×10t，施工后当年增油615.5t。胜利油田罗801区块外源微生物驱油技术现场试验提高采收率2.66%。
二、微生物采油技术机理
（一）微生物采油技术与油田化学剂
在大庆油田开发的各个阶段都会使用不同性质的化学剂，现以大庆油田为例。当大量化学剂进入油藏后，将发生物理变化和化学变化，对微生物采油过程可能产生不同的影响。化学剂既可引起微生物生存环境（渗透压、氧化还原电位、pH值）的改变，又可直接改变生物的生理（呼吸作用、蛋白质、核酸及影响微生物生长的大分子物质的合成）以及影响微生物细胞壁的功能，从而影响微生物的生长，降低采收率。
（二）微生物驱油机理
因为，微生物提高原油采收率作用涉及到复杂的生物、化学和物理过程，除了具有化学驱提高原油采收率的机理外，微生物生命活动本身也具有提高采收率机理。虽然目前的研究不断深入，但仍然无法对微生物采油技术各个细节进行量化描述，据分析，主要包括以下几个方面：
1.原油乳化机理。微生物的代谢产物表面活性剂、有机酸及其它有机溶剂，能降低岩石一油一水系统的界面张力，形成油一水乳状液（水包油），并可以改变岩石表面润湿性、降低原油相对渗透率和粘度，使不可动原油随注入水一起流动[1引。有机酸能溶解岩石基质，提高孔隙度和渗透率，增加原油的流动性，并与钙质岩石产生二氧化碳，提高渗透率。其它溶剂能溶解孔隙中的原油，降低原油粘度。
2.微生物调剖增油机理。微生物代谢生成的生物聚合物与菌体一起形成微生物堵塞，堵塞高渗透层，调整吸水剖面，增大水驱扫油效率，降低水油比，起到宏观和微观的调剖作用，可以有选择地进行封堵，改变水的流向，达到提高采收率的效果。在较大多孔隙中，微生物易增殖，生长繁殖的菌体和代谢物与重金属形成沉淀物，具有高效堵塞作用。
3.生物气增油机理。代谢产生的CO、CO2、Nz、H、CH和C3H等气体，可以提高地层压力，并有效地融入原油中，形成气泡膜，降低原油粘度，并使原油膨胀，带动原油流动，还可以溶解岩石，挤出原油，提高渗透率。
4.中间代谢产物的作用。微生物及中间代谢产物如酶等，可以将石油中长链饱和烃分解为短链烃，降低原油的粘度，并可裂解石蜡，减少石蜡沉积，增加原油的流动性。脱硫脱氮细菌使原油中的硫、氮脱出，降低油水界面张力，改善原油的流动性。
5.界面效应。微生物粘附到岩石表面上而生成沉积膜，改善岩石孔隙壁面的表面性质，使岩石表面附着的油膜更容易脱落，并有利于细菌在孔隙中成活与延伸，扩大驱油面积，提高采收率。
（三）理论研究
1.国内外的数学模型。20世界80年代末，国外的Islam、Zhang和Chang等建立了微生物采油的数学模型并开展了相应的数值模拟研究。Zhang模型优于Islam模型在于可描述微生物在地层中的活动，却难于现场模拟。Chang模型是三维三相五组分，能描述微生物在地层中的行为，不能描述在油藏中的增产机理。
2.物理模拟。物理模拟研究基本上是应用化学驱的物理模型试验装置及试验过程。微生物驱油模型的核心是岩心管部分，其长度影响微生物的生长繁殖。应建立大型岩心模型，使微生物充分繁殖，便于分析研究微生物的驱油效果。通过物理模拟研究微生物驱油法，可获得微生物在岩心中的推进速度及浓度变化，对岩心渗透率的影响等信息。
（四）源微生物的采油工艺
国内油田（大庆等）已进人高含水开发期，是采用内源微生物驱油还是采用外源微生物驱油，要根据具体油藏内的微生物群落进行分析。若具体油藏中内存在有益微生物驱油的微生物群落，宜采用内源微生物驱油工艺，这是目前国内致力于运用最新微生物采油技术。
三、结语
综上所述，在我国油田中，特别是大庆油田，在微生物采油技术具有提高采收率的效果，对大多数的油藏都能充分发挥微生物采油的优势。制约微生物采油技术的主要因素在于油藏中微生物群落结构、现场试验工艺及物理模拟实验的局限性。外源菌种的选育和评价指标、特性，微生物的研究、菌液的生产和矿场试验等方面还需深化。
参考文献：
关键词：下限层，热试油，蒸汽吞吐，原油粘度，采收率
1、长春岭地区概况
1.1 地质概况
图1 长春岭地区区域构造图
长春岭背斜带扶余域号构造位于松辽盆地南部东南隆起区，西与中央坳陷区的扶新隆起带接壤，北为大庆油区的朝阳沟阶地。沉积环境为浅水湖泊三角洲相，可分为三角洲分流平原和三角洲前缘两个亚相，主要发育分流河道、水下分流河道、河口坝、远砂坝等沉积微相。泉四段储层岩性以长石岩屑细砂岩为主，泥质含量在3~13%之间，胶结类型以孔隙式为主，其次为孔隙原接触式；孔隙度一般为7.1~35%，平均为27.0%；预测储量7182* 104t，含油面积54.2km2(图1)[1]。
该区物性下限标准为：孔隙度20%，深侧向18Ω·m，声波330s/m。针对下限层，由于原油粘度高，流动性差，常规试油产量极低。对长39井11+10号层、长40井8+9号层、长105井5号层、长112-1井14+13号层和长36-1井10号层采用混和蒸汽吞吐热试油，取得了良好效果。
1.2 油藏温度与压力
据该区扶余油层井实测温度、压力资料分析，地层压力一般为1.58~2.53MPa，平均为2.00MPa，压力梯度为0.82MPa/100m；地层温度一般为19.4~27℃，平均为21.84℃，地温梯度1.2℃/100m，属正常的温度、压力系统，油藏驱动类型为弹性驱和水驱。
1.3 原油物性
该区主力油层为泉四段，油层埋深浅，多在200-300m左右，温度低，原油密度和原油粘度都比较高，地面原油密度分布在0.8664~0.9318t/m3之间,平均为0.8859t/m3。地面原油粘度在15.98~132mP.s之间,平均为42.46mP.s。凝固点一般为3~24℃，平均为15℃；含蜡量平均为15.6%；含硫量平均为0.10%（图2）。
图2长春岭下限层原油粘度平面图
1.4 对稠油试油采取的措施
由于长春岭地区地层原油粘度高，多呈稠油特稠油属性，因此在常规试油过程中都几乎没有产出，结合该地区油层埋藏浅的特点，经过理论分析研究后在现场采用注蒸汽降粘、加压的方法进行热试油，结果都很大程度的提高了本区下限层原油产量及采收率，五口井通过蒸汽吞吐获得了工业油流，这对于下限层的开发具有巨大意义[2]。
2、热试油方法
2.1概述
蒸汽吞吐热试油就是将一定量的高温高压混和蒸汽注入油层，注入压力及速度以不超过油层破裂压力为上限，焖井数天，加热油层内的原油，开井抽汲求产能。注入的高温高压蒸汽对地层、流体加热，起到降粘、增压、解堵等作用，适用于稠油、凝析油的试油开采。
2.2 混和蒸汽吞吐热试油机理
（1）油层注入蒸汽，加热油层内的原油，由于温度升高使原油粘度降低，原油的流动性增强；氮气在井下形成区域内能有效驱动地层中的原油及冷凝油并且氮气具有降粘作用，能大大提高采收率。部分二氧化碳遇水可形成弱酸，有利于原油降粘和流动，能够增大注入能力，一般二氧化碳可使原油粘度降低到原来的1/10。
（2）注入蒸汽，对油层加热，蒸汽变成热水流动，转换油层孔隙内的原油；且温度的升高，油的相对渗透率升高，原油的流动性增强。毕业论文，蒸汽吞吐。。
（3）油层内注入高压蒸汽，温度升高，油层内的流体和岩石均要膨胀，从而增加弹性能量。
（4）由于气态的氮气、二氧化碳和储层内稠油的比重差，产生重力分异作用，通过这种重力分异作用就可以扩大气体的波及范围，使气体和热量在油层内重新分布，增加油藏流体之间的热交换效果，从而可以充分挖掘剩余油。
（5）注入气体体积大，可较快提高地层压力；由于大量高压气体存在，具有明显的弹性作用，可增加对地层流体的驱动能力。
（6）被加热后的原油流入井筒，利于抽汲。
2.3 热试油工艺流程
在长春岭背斜热试油四口井，热试油工艺流程为：采用热采采油树，射孔压裂后下隔热管柱（管柱结构：油管挂—隔热管柱—缩径）、套管注入氮气起隔热作用、利用蒸汽发生器注入41.35%N2、7.24%CO2、0.51%O2、50.91%H2O高压高温混和蒸汽，焖井数天后，放喷，换采油树及管柱抽汲求产（图3）[3]。
图3热试油工艺流程图
3、长春岭热试油方法应用实例及效果
2008年在长春岭有四口井应用混和蒸汽吞吐热试油技术，提高了油产量，收到了很好效果。
3.1长39井分析
长39井位于长春岭背斜带扶余Ⅱ号构造上。10+11号层射孔井段390.4~385.2m，厚度5.2m，11号层孔隙度27.8%，渗透率114.94*10-3m2，10号层孔隙度24.6%，渗透率46.5*10-3m2。
压裂后常规试油见油花，日产水26.1m3。2008年1月8日至1月15日进行热采施工,累计注入汽量为5*104m3，注汽温度280~290益，施工压力4.02~8.02 MPa。焖井至20日，压力下降到2MPa时放喷求产，日产油0.8m3，水35.3m3，获得工业油流，取得突破。
油样室内分析：20℃原油密度0.9148g/cm3，50℃原油粘度60.50mPa.s，含蜡15.4%，含胶质32.4%，凝固点12℃，初馏点127℃。
3.2长112-1井分析
长112-1井位于长春岭背斜带扶余Ⅱ号构造上。13+14号层射孔井段：314.0~305.0m，厚度5.0m。电测解释：14号层孔隙度21.92%，渗透率14.47*10-3m2，13号层孔隙度34.49%，渗透率587.3*10-3m2。
2008年5月23日油管传输射孔，YD-102枪，127王弹，射后井口无显示。换热采管柱后套管注氮气2400m3，6月3日~8日注高温高压混和蒸汽50516m3；焖井至6月10日，开井放喷后换管柱抽汲求产，日产油0.78m3，水7.99m3，获工业油流。
油样室内分析：20益原油密度0.909g/cm3，50℃原油粘度113.10mpa.s，含蜡12.9%，含胶质30.9%，凝固点18℃，初馏点131℃。原油含蜡、胶质量高，粘度高，不易流动（表1）。
表1长春岭油气田试油情况对照表
通过以上分析可以看出，高温高压混和蒸汽吞吐在长春岭下限层试油中收到了很好效果，对常规试油见油花的下限层采用该方法能达到工业油流标准，这对于下限层的开发具有巨大意义，意味着一大批过去不能动用的下限层现在可以进行开发，对油田的增储上产起到很大作用。
4、结论与认识
（1）高温高压混和蒸汽吞吐是目前比较成熟的一项技术，比较适用于长春岭下限储层的开发，使过去无法动用的储层得到动用。
（2）在长春岭下限层的热试油中，采用了热采油树、隔热油管、注氮隔热方法，取是了很好的效果。毕业论文，蒸汽吞吐。。毕业论文，蒸汽吞吐。。但就管柱结构是否可能优化，如采用热补偿器、热敏封隔器等，以达到更经济更适用的目的还有待于研究和实践。毕业论文，蒸汽吞吐。。毕业论文，蒸汽吞吐。。
（3）在长春岭下限层的热试油中，只是应用了高温高压混和蒸汽吞吐，结合其他开发稠油的方法是否可行？如利用高温高压混和蒸汽把雾状化学降粘剂带入储层深部，是否能起到更大作用，时间更持久，还有待于以后研究和实践。毕业论文，蒸汽吞吐。。
（4）目前采用的热试油工艺是采用下隔热管柱，套管注氮，注蒸汽，焖井后换管柱进行试油，是否可以氮气与蒸汽一体化进行注采，利用注氮气保护油管、套管不受损害，补充地层能量，简化工艺流程，还有待于研究与实践。
【参考文献】：
[1]高兴友，大庆油田长春岭背斜带扶余油层沉积相特征，内蒙古石油化工，2007年第3期.
[2]杨庆杰，松辽盆地长春岭背斜带油气成藏过程探讨，石油天然气学报，2007年6月第29卷第3期.
[3]刘军，蒸汽吞吐工艺技术在试油井上研究与应用，油气井测试，2007年8月，第16卷第4期.
